Pré-rapport sur la méthanisation agricole
Veuillez trouver si-après le dossier transmis par Pierre à la municipalité de Saint Gonlay et en préfecture concernant la Méthanisation :"Une solution pour sortir du conflit occasionné par l’installation d’une station de retraitement de lisier à Saint Gonlay"
Aucune suite n'a été donnée à ce jour à cette initiative de Pierre :
"(Mr le maire...)
Je propose d’essayer de
sortir comme cela du conflit entre les éleveurs et l’association, même si rien n’est
sûr, mais je crois que c’est une occasion de créer de l’emploi à la commune.
Comme
Pour moi, qui essaye de développer
une économie environnementale créatrice d’emploi, c’est juste un sujet qui
m’intéresse, sachant que je n’ai plus l’intention de me présenter comme
conseiller et encore moins comme Maire.
Bien à toi,
Pré-rapport sur la
méthanisation agricole
Une solution pour sortir du conflit occasionné par l’installation
d’une station de retraitement de lisier à
Saint-Gonlay ?
Le biogaz est un gaz composé
essentiellement de méthane et de gaz carbonique, produit par digestion
anaérobie de la biomasse. Il regroupe les gaz de décharge, résultant de la
digestion des déchets stockés dans les décharges (centres de stockage de
déchets) et les gaz issus d’unités de méthanisation des boues des eaux usées
(stations d’épuration urbaines), des boues et déchets des industries
agroalimentaires (brasserie, amidonnerie, caves et coopératives vinicoles) ou de l’agriculture (déjections d’élevage)
ou encore de déchets municipaux.
La combustion du biogaz fabriqué
naturellement lors du processus de dégradation des matières organiques
transforme le méthane en dioxyde de carbone.
La méthanisation produit également
un compost naturel totalement inodore, excellent fertilisant et pesticide
naturel qui peut être utilisé pour l’agriculture, s’il n’est pas saturé en
métaux lourds et molécules médicamenteuses.
Brûlé en chaudière, le biogaz
fournit de l’eau chaude ou de la vapeur qui sont auto-consommées
ou vendues à des réseaux de proximité.
Il peut être également converti en
électricité ou utilisé en tant que carburant.
Le biogaz constitue un gisement
d’énergie important et renouvelable. Il pourrait couvrir environ 10 % de la
consommation nationale de gaz naturel si les trois sources que sont les centres
d’enfouissement techniques de déchets ménagers, la méthanisation des boues de
stations d’épuration et la méthanisation des déchets fermentescibles agricoles,
industriels et ménagers, étaient totalement exploitées.
En évitant la libération de
méthane dans l’atmosphère, la combustion du biogaz a un effet favorable sur
l’effet de serre. En outre, l’utilisation de l’énergie contenue dans le biogaz
permet des économies d’énergie fossile et a donc un second effet favorable sur
l’effet de serre. Le méthane, s’il n’est pas récupéré, est 21 fois plus
nuisible en tant que gaz à effet de serre que le CO2.
La France : un retard catastrophique dans la
valorisation du méthane
Le jeudi 9 février 2006 vers 20h,
les informations d’Arte diffusaient un superbe reportage sur une installation
de production de méthane (chauffage et électricité) dans le village de Jühnde en Allemagne, à partir du fumier des élevages de la
commune.
Avec près de 3 000 installations de
méthanisation à la ferme en fonctionnement, l’Allemagne est le premier pays
européen en termes de nombre d’exploitations équipées. Conséquence d’une loi
ambitieuse de développement des énergies renouvelables (la loi EEG – 2000) et
de tarifs d’achat de l’électricité 2 à 3 fois supérieurs à ceux pratiqués en
France dès les années 2000, le nombre d’installations a triplé en moins de 5
ans outre-Rhin. Depuis 2004, ce développement s’accélère fortement. Principale
raison ? L’adoption de tarifs encore plus avantageux pour les éleveurs,
notamment.
Cependant quelques innovateurs
avaient développé une production rurale en France, de manière précoce.
Ainsi de ce témoignage, publié dans
une petite revue de l’écologie (Passerelle
Eco n°9), qui a l’avantage de montrer que ces techniques sont à la
portée de bons mécaniciens, sans formation particulière :
« Je suis agriculteur
bio, j’ai un élevage, une centaine de vaches. On a toujours été en Bio. Elles
produisent beaucoup de fumier ! En 1980, après le deuxième choc pétrolier,
l’État m’a proposé des subventions pour méthaniser ce fumier : 45 % du coût de
l’installation...Alors j’ai lancé le chantier. J’ai construit 5 cuves pour
méthaniser le fumier. Chacune est en béton armé, et a un volume de
Il est à déplorer cependant qu’en
dépit des aides publiques cet innovateur a voulu s’affranchir de la
réglementation :
« Puis j’ai voulu rouler avec. Il y
avait largement assez de gaz produit. J’aurais même pu faire tourner la voiture
avec. Mais l’État m’a dit qu’il fallait payer
la TIPP :
taxe intérieure sur les produits pétroliers. Comme je voulais
pas, ils m’ont retiré la subvention pour l’installation !
Depuis, l’installation fonctionne au
ralenti Je me sers juste du gaz pour la cuisinière et pour le chauffage. ça marche très bien.
Une fois par an, ou
plus si je veux, je vide toutes les cuves au tracteur, et je vais épandre le
fumier vieux d’un an sur les champs. Comme il a méthanisé, il a une
teneur bien plus importante en azote et il a augmenté en vertus fertilisantes ! Je remplis les cuves de nouveau
fumier.
La vie microbienne est donc
respectée et ya une très bonne méthanisation. En dehors du
déchargement-chargement, il n’y a pas d’entretien. C’est bien mieux que le
système de méthanisation du lisier dans lequel il se forme une croûte qu’il
faut casser en permanence. Si le broyeur de croûte tombe en panne, la pression
monte, et ça explose ; fatalement ça arrive un jour ou l’autre dans ces
installations, alors qu’avec le fumier, pas de problème !
A l’usage, rien de
particulier. Le gazomètre fournit du gaz à
Un peu de technique
Dans la fosse à lisier se produit
une fermentation dite anaérobie (sans air). Le processus anaérobie conduit à
une dégradation des molécules carbonées en petites molécules à un seul carbone,
du méthane CH4 et du gaz carbonique C02, lequel méthane constitue un gaz
énergétique de choix.
Le principe de la transformation
d’une fosse à lisier en digesteur est simple mais coûteux.
La fosse peut être simplement
recouverte d’une bâche étanche au biogaz pour collecter les gaz. Il faut y
adapter un agitateur et un chauffage à 35-
Le méthane collecté doit d’abord
être épuré de ses composés soufrés, type H2S, réputés corrosifs, ceci en
injectant 3 à 6 % d’air. Le gaz peut enfin alimenter un moteur couplé à une
génératrice d’électricité. Une partie
de l’énergie servira à chauffer le lisier et la porcherie.
Pour produire un méthane de qualité,
il faut associer plusieurs techniques d’épuration, de manière croissante (le
méthane le plus pur est celui réinjecté dans les réseaux de gaz… Pour
l’électricité, la chaleur, voire le carburant, on peut se contenter d’un
produit moins pur).
Mais, quel que soit l’usage final du biogaz, il est quasiment impossible de l’utiliser tel qu’il est produit ou récupéré. La seule fraction valorisable est le méthane qu’il contient en proportion plus ou moins grande et les autres composants sont inutiles, gênants, voire nuisibles. Une ou plusieurs étapes d’épuration sont donc nécessaires, comme indiqué ci-dessous.
Composants à enlever selon le mode de valorisation
| Valorisation chaleur
: enlever eau, soufre (H2S, éventuellement). Valorisation
électricité : enlever eau, soufre (H2S), organo-halogénés
(éventuellement) Valorisation
carburant : enlever eau, soufre (H2S), organo-halogénés
(éventuellement), carbone (CO2), métaux (éventuellement). Valorisation réseau
gaz : enlever eau, soufre (H2S), organo-halogénés
(éventuellement), carbone (CO2), métaux (éventuellement),
oxygène (éventuellement). |
Par exemple, il existe de nombreux
moyens d’éliminer la vapeur d’eau.
Si les contraintes de point
de rosée ne sont pas trop strictes, un dévésiculateur
suivi d’un séparateur diphasique suffira. Pour l’injection dans le réseau, la
teneur en eau doit être inférieure à 30 mg/(n)m3 et
l’on fera appel à des techniques comme la cryogénie, l’absorption sur glycols
ou encore, la solution la plus courante, comme les tamis moléculaires. Pour
l’usage carburant, la concentration en eau doit encore être divisée par deux
(point de rosée
Le soufre, présent sous forme de
sulfure d’hydrogène (H2S), s’enlève assez facilement par passage sur de l’oxyde
de fer ou du charbon actif, ce dernier étant plus facile à régénérer. Mais on
peut également effectuer un lavage à l’eau sous pression, qui élimine aussi le
C02. Une petite partie du méthane (de l’ordre de 8 %) se dissout dans l’eau,
mais le pouvoir séparateur est néanmoins important car les solubilités du H2S
et du C02 sont respectivement 85 et 30 fois supérieures à celle du méthane.
On se débarrasse des composés organo-halogénés, ainsi
que des métaux lourds, par passage sur du charbon actif qui, le
plus souvent, est ensuite incinéré. La décarbonatation se réalise, on l’a vu,
par absorption dans l’eau sous pression, mais le tamis moléculaire peut
également être utilisé. Quant à l’oxygène, s’il faut vraiment l’éliminer (par
exemple pour l’injection en réseau), on le fait par traitement thermique
catalytique, qui a l’inconvénient de consommer aussi une partie du méthane.
Ces opérations d’épuration, si elles doivent être couplées, ne se font pas dans n’importe quel ordre. L’hydrogène sulfuré étant un poison pour les catalyseurs, la désulfuration devra précéder le traitement thermique catalytique, qui lui-même précédera la décarbonatation et la déshydratation, puisque la combustion libère du C02 et de la vapeur d’eau. Il faudra alors désulfurer sur charbon actif, car le traitement à l’hydroxyde de fer s’effectue après décarbonatation. La compression est également une opération critique du conditionnement du biogaz avant son utilisation, notamment pour l’injection dans le réseau et la transformation en carburant. Il s’opère en une ou deux étapes qui s’intercalent elles-mêmes entre les étapes d’épuration. Le bon choix des matériaux constitutifs des compresseurs, ainsi que des canalisations, vannes,..., est évidemment primordial au regard des risques de corrosion.
Rentabilité des installations rurales
de bio-gaz
Il est évident que, pour tenter de
convertir, par exemple, une installation de traitement de lisier classique, il
est nécessaire de se poser la question de la rentabilité économique du système,
avec ses plus et ses moins.
1 t de lisier permet
la production de 20 à 35 m3de biogaz par an. Si le
lisier porcin se situe au bas de l’échelle en matière de production de biogaz,
le fumier porcin permet lui de meilleurs rendements : environ
Pour qu’une unité de biométhanisation en porcherie avec sa cogénératrice
électrique soit rentable, il faut donc étudier de près les rendements fermentaires
en production de méthane, un rendement notamment conditionné par le taux de
matière sèche du liquide à fermenter.
Il faut ensuite installer un module
générateur d’électricité adapté au volume d’émission de gaz de l’unité de
biogaz.
Selon cette étude, un peu ancienne,
au tarif européen de l’électricité payée au producteur à 0,10€/kWh, une cogénératrice sur biogaz de lisier d’une unité de 350
truies et engraissement est rentable. Mais au tarif français d’achat à 0,059
€/kW, soit à peu près la moitié, cela était beaucoup plus difficile… jusqu’à
2002.
En 2002 ont été imposé en effet à
EDF ou aux entreprises locales de distribution (ELD) l’achat de l’électricité à
un tarif préférentiel fixé par l’Etat. Un contrat dit « d’obligation d’achat »
est alors conclu avec chaque producteur qui en fait la demande.
Ce dispositif d’achat de
l’électricité produite par les énergies renouvelables est financé par
contribution au service public de l’électricité (CSPE), acquittée par les
consommateurs d’électricité.
Mais comment est calculé le tarif
d’achat méthanisation ? Il est la somme de trois termes :
1) le tarif de base, qui varie entre
7,5 et 9 c€/kWh selon la puissance de l’installation (de 2 000 à 150 kW) ;
2) la prime à l’efficacité
énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh ( de 40 à
75%) ;
3) la prime à la méthanisation de 2
c€/kWh.
Exemple : une unité de
méthanisation d’une puissance de 500 kWh valorisant l’énergie produite avec une
efficacité de 78 %. Le tarif d’achat de l’électricité dont elle pourra
bénéficier se décompose comme suit :
1) le tarif de base de 8,7 c€/kWh
calculé par interpolation linéaire ;
2) la prime à l’efficacité
énergétique de 3 c€/kWh ;
3) la prime à la méthanisation
(prime « digesteur ») de 2 c€/kWh.
Au total, l’électricité pourra être
vendue 13,7 c€/kWh ou 137 €/MWh (hors actualisation).
Par exemple, pour une installation de 100 kWh traitant un mélange de lisier et
fumier bovin, les recettes sont les suivantes pour la seule électricité vendue
:
– 760 MWh
x 110 euros = 84 000 euros ;
– À cela s’ajoute la prime à
l’efficacité énergétique : 760 Mwh x 30 euros = 23
000 euros.
Soit : 107 000 euros/an
L’investissement est de 528 000
euros, les charges d’exploitations annuelles sont d’environ 50 000 euros. Selon
ce cas, la rentabilité serait donc de près de 10 %. Cela nous paraît un peu
fort néanmoins.
À cela peut s’ajouter l’utilisation
de la chaleur dans la porcherie voisine.
(source :
René Moletta, directeur de recherche à l’INRA,
directeur du laboratoire de biotechnologies à Narbonne, in La méthanisation, Lavoisier éditeur – 120
euros).
Il faut souligner que, contrairement
à leurs voisins luxembourgeois, allemands, belges et suisses, les
agriculteurs-éleveurs porcins français se sont longtemps vus opposer un blocage
lorsqu’ils proposaient des projets d’installation de biogaz à partir du lisier.
Dernièrement, un groupe
d’agriculteurs, éleveurs porcins en Lorraine, se sont réunis dans un projet
d’étude de rentabilité des unités de méthanisation et de cogénération.
L’étude de faisabilité
portait sur une ferme de 170
ha comprenant une porcherie, naissance et engraissement
de 350 truies : l’EARL de
La porcherie étudiée en Meuse, de
350 truies et engraissement, soit 415 UGB, produit quotidiennement
La soupe conduit à des lisiers moins
chargés de 4 à 5 % de MS. Dans ce cas, pour optimiser le rendement de
fermentation, il est nécessaire de complémenter le lisier en MS – à partir de
jachères, de déchets verts de collectivités ou d’industries agroalimentaires,
etc.
Le taux de MS étant un facteur
limitant la rentabilité de production de biogaz.
Au Luxembourg, les installations de
biogaz fonctionnent avec de l’ensilage de jachères et d’intercultures.
La réglementation européenne en vigueur (Nr : 1251/1999) permet d’utiliser les
jachères dans cet objectif énergétique. La paille de maïs grains, actuellement
enfouie au labour, pourrait aussi être valorisée.
Une fois le volume optimum de
production de biogaz atteint (
Un module de 65 kW produit
annuellement 465 000 kWh.
Dans le second cas, celui du module
de 100 kWh avec un lisier à 9 % de MS, la production annuelle atteint 840 000
kWh et assure un surplus effectif de 450 000 kWh.
Dans le cas de cette ferme,
le coût de l’investissement à partir des installations existantes, auquel il
faut ajouter une cuve de
Quand l’étude a été réalisée, le
prix de vente européen appliqué en Allemagne, Belgique et Luxembourg est de
0,10 €/kWh. En France, l’arrêté tarifaire relatif aux matières non fossiles
d’origine végétale ou animale dans le cadre de l’obligation d’achat de
l’électricité d’origine renouvelable (parution le 16 avril 2002) renseignait un
prix d’achat de 0,059 €/kWh, soit près de la moitié.
Selon cette étude de faisabilité,
l’installation sur cette ferme pouvait cependant être rentabilisé à partir d’un
prix d’achat à 0,09 €/kWh.
Mais même effectué au prix proposé
alors par les opérateurs français de l’électricité, l’étude concluait qu’il
fallait doubler la porcherie, soit 800 truies (plus l’engraissement) pour
rentabiliser l’installation…
Une dimension plus qu’atteinte par
le GIE des 3-Vallées
Un autre calcul pourrait être fait,
mais qui concernerait une installation reliée à 700 foyers :
5 millions d’€ d’investissement pour
alimenter 1 moteur (turbine à gaz ) de 1 000 cv (700
kW) monté en cogénération (chauffage de 700 foyers) en valorisant le fumier et
déchets vert locaux. Un petit calcul rapide de rentabilisation ( en supposant que l’installation bien optimisé/dimensionnée
et tournant à 80 % de la puissance en moyenne 24 h/24) :
1) production électrique anuelle : 700*24*365 = 6 132 Mwhe,
d’où l’on enlève 20 % pour maintenance, soit 4 905 Mwhe
par an produit.Supposons un kwh
vert racheté à 10 c€, soit 500 000 € sur l’electricité
par an ;
2) production chaleur.
Prenons une consommation de fuel de
Total = 1 millions d’€ de gagné ou
économisé par an.
Selon ces calcul
l’installation serait rentabilisé en moins de 5 ans ! (à noter toutefois que
les coûts de maintenance n’ont pas été pris en compte).
Pour sa part, le Club bio-gaz a rassemblé les retours d’expériences suivantes.
« La production d’électricité seule
ou en cogénération peut s’effectuer avec une chaudière au biogaz, suivie d’une
turbine à vapeur. Cette voie très classique pose peu de problèmes techniques et
les contraintes d’épuration du biogaz sont celles que réclament les chaudières.
L’autre voie, explorée depuis quelques années, consiste à installer des moteurs
à gaz, soit à étincelles, soit dual-fuel. Ces derniers sont plus lents, plus
souples, plus durables, mais ils sont aussi environ deux fois plus chers. Les
moteurs exigent un biogaz contenant au moins 40 % de méthane.
Les premières expériences ont connu
quelques déboires, c’est vrai (comme à Soignolles-en-Brie),
ce qui conduit encore aujourd’hui certains exploitants à préférer la voie
traditionnelle, plus éprouvée et qui évite de traiter le biogaz. C’est le choix
qu’a fait par exemple REP Energie pour ses décharges de Plessis Gassot et de Claye-Souilly.
Cependant, l’expérience
aidant, d’un côté les motoristes ont su adapter leurs engins au nouveau
carburant, de l’autre on connaît désormais les spécifications à respecter pour
éviter les problèmes, essentiellement liés à la corrosion. Les principales
concernent le H2S (teneur inférieure à 100 mg/(n)m3)
et l’eau (point de rosée inférieur à
* Conditions économiques
On considère que la production d’électricité n’est rentabilisable qu’au-delà d’un débit consommé de 400 m3/h. Les économies d’échelle font que la rentabilité s’améliore avec la puissance installée. Le coût d’investissement tombe ainsi de 10 à 6,6 kF/kWe installé lorsque la puissance passe de 150 à 1 000 kWe. Si l’on compare deux moteurs, l’un de 500 kWe, l’autre de 1 000 kWe, tournant tous deux 4 760 heures par an et consommant respectivement 350 et 700 m3/h de biogaz, on aboutit à des temps de retour sur investissement respectifs de 6 ans et 4,5 ans, en tenant compte des frais exploitation. Ces évaluations, tirées de la brochure publiée par l’ADEME et GDF, sont à considérer pour l’avenir avec précautions puisque la plus grande incertitude règne actuellement sur la nature des contrats d’achat et la rémunération que pourra proposer EDF (ou un autre acheteur, d’ailleurs) d’ici quelques mois.
* Exemples de réalisations
Nous avons déjà donné plusieurs
exemples de cogénération ou de production d’électricité à partir de biogaz de
diverses origines (station d’épuration de Cholet, usine de Révico,
décharges de Plessis- Gassot, de Claye-Souilly et de Soignolles-enBrie) et nous n’y
reviendrons pas ici. Trois exemples supplémentaires cependant :
– L’entreprise Cégélec a installé deux modules de cogénération au biogaz,
l’une à la station d’épuration de Port-Douvot
(Besançon) en 1994, l’autre à la décharge de Corcelles-Ferrières
(Saint-Vit, Doubs) en
Ce dernier alimente un moteur de 450
kWe qui produit environ 6 500 kWh par jour.
L’électricité est en partie auto-consommée par la
station d’épuration qui couvre ainsi 40 % de ses besoins, le solde étant vendu
à EDF. La chaleur récupérée sur le moteur sert à maintenir le digesteur en
température (9 000 kWh thermiques par jour environ) et à chauffer des locaux
techniques pendant l’hiver. À la décharge de Corcelles-Ferrières,
le moteur installé a une puissance de 601 kWe.
L’exploitant du site, la société Nicollin, consomme
toute l’électricité produite sur place et utilise la chaleur récupérée pour
chauffer ses locaux.
Dans les deux opérations, les
moteurs sont des Jenbacher type 312 qui peuvent
brûler le biogaz brut avec un débit variable de 140 à 250 m3/h et avec une
teneur en méthane variable de 30 à 60 %. Dans le cas d’un faible pourcentage en
méthane, la puissance électrique du moteur varie avec la teneur du biogaz en hydrogène,
dont la présence peut compenser le manque de méthane.
- Aux portes de
Paris, la gigantesque station d’épuration d’Achères, exploitée par le Siaap, traite plus de 2 millions de m3 d’eau ‘‘ grise ’’
par jour. Les boues activées à l’air libre sont ensuite méthanisées en
digesteurs qui produisent
– À Montréal (Québec), la société
MEG International, filiale de Gaz de France et d’Hydroquébec,
exploite depuis
1996 une centrale de production d’électricité de 25 MW alimentée par le biogaz
capté sur la décharge de la ville. Pour éviter la phase d’épuration, le maître
d’ouvrage a opté pour la voie classique : chaudière à haute pression et turbine
à vapeur. La production électrique (190 GWh/an) est
entièrement vendue au réseau, mais l’opération n’est rentable, vu les prix de
l’électricité au Québec, que parce que c’est la municipalité qui a investi les
50 millions de dollars qu’a coûté le réseau de captation du biogaz. […]
Produire du carburant
* Conditions opératoires
Pour cette application, les
spécifications de pureté du gaz sont beaucoup plus sévères que pour les
précédentes, puisque le biogaz utilisable comme carburant doit contenir un
minimum de 96 % de méthane. Il faut en outre que le point de rosée soit
inférieur à -
D’autres exigences sont à respecter
: teneur en H2S inférieure à 100 mg/(n)m3, en huile
inférieure à 70-200 ppm, en hydrocarbures liquides inférieure à 1 %, avec une
taille de poussières limitée à 40 microns.
La séquence typique de préparation est la suivante : compression à 15- 20 bars, désulfuration et décarbonatation par lavage à l’eau sous pression (perte de 8 % du méthane environ) ; déshydratation par procédé PSA (Pressure System Adsorption) ; déshalogénation par passage sur charbon actif, généralement perdu (incinéré) ; enfin, compression à 250-350 bars.
* Conditions économiques
Dans l’analyse économique
de cette application, la ‘‘ recette ’’ est constituée des économies réalisées
en comparaison d’une consommation équivalente de gazole, sachant que
Les économies d’échelle sont ici
aussi très importantes. Avec une chaîne de traitement d’une capacité de 50
m3/h, capable d’alimenter 8 bus ou 32 voitures, l’investissement s’élève à un
peu plus de 3 MF et les frais d’exploitation à 370 kF/an, ce qui aboutit à un
prix de revient du biogaz carburant de 2,11 F/m3, compétitif avec celui du
gazole et permettant d’amortir l’investissement en 10 ans. A 15 m3/h, le prix
de revient grimpe à plus de 5 F/m3 et l’opération ne peut pas être rentabilisée
; mais à 100 m3/h, le prix de revient s’établit à 1,50 le m3 et le temps de
retour chute à 6 ans.
Ces calculs ne valent que dans
l’état actuel de la fiscalité.
Or, le biogaz est un carburant particulièrement
propre dont la combustion émet beaucoup moins de polluants atmosphériques que
celle du gazole ou de l’essence : pas de fumées noires ni de particules,
imbrûlés sans danger, réduction des émissions de CO (- 65%) et de NOx (- 30%), quasi absence d’hydrocarbures aromatiques et
d’aldéhydes, C02 qui ne participe pas à l’accroissement de l’effet de serre
puisque issu de la biomasse. On peut donc espérer que la future ‘‘ fiscalité
écologique ’’ annoncée par le gouvernement sera de plus en plus favorable au
biogaz, ce qui le rendra beaucoup plus attractif.
Une des limites de cette valorisation restera néanmoins la distance à parcourir pour que les véhicules viennent s’approvisionner ; une autre le surcoût d’adaptation des véhicules : relativement faible pour les véhicules à essence, il est encore élevé pour les Diesel (on parle de 150 kF pour un bus, avec un objectif de 90 kF à moyen terme).
* Exemples de réalisations
– À la station
d’épuration de Chambéry, 14 % du biogaz produit par le digesteur de boues de
– À Lille, le projet pilote européen lancé
par
Après appel d’offres, ce sont encore
les bus Agora de RVI qui ont été choisis et il est prévu de mettre en service
plusieurs dizaines de ces bus d’ici 2002.
La CUDL ne veut pas d’un projet clé en main et souhaite tout
maîtriser avant l’exploitation. Elle veut ‘‘ un bus parfait avec une sécurité
garantie ’’. Jusqu’à fin 1998, le travail de fiabilisation et de réduction de
consommation des bus se poursuit. ‘‘ Le biogaz a un pouvoir calorifique
important, souligne M. Duruy de
la CUDL; il faudrait diminuer la puissance de 250 à 200 CV, sinon
les chauffeurs se croient dans des Ferrari et la consommation des bus augmente
’’.
En travaillant de pair avec
l’exploitant (Transpole) et RVI,
la CUDL devrait parvenir à un projet écono-miquement intéressant. ‘‘ La première vocation de ce
projet n’était pas écologique, mais économique, rappelle M. Deruy
; il faudrait encore baisser la consommation de 11 à 12 % pour qu’il soit
vraiment rentable ’’.
La CUDL prépare également un cahier des charges pour la
transformation du dépôt Faidherbe (bus Diesel) afin de l’adopter aux bus à
biogaz en modifiant le réseau électrique et les systèmes de compression.
– À Sonzay,
près de Tours,
c’est du biogaz produit par la décharge de déchets municipaux qui est transfor-mé en carburant. Plusieurs alvéoles ont été
spécialement aménagées pour garantir sa qualité, notamment une teneur en air
inférieure à 0,5 %.
La ligne de préparation traite 10 % du biogaz émis (avec un PCI de 5 kWh/m3) et produit environ 50 m3/h de biogaz carburant, suffi-samment pour alimenter une trentai-ne de voitures des services techniques de la ville de Tours. Le temps de retour brut de l’opération est estimé à 10 ans environ. »
Les déchets de la méthanisation
| L’éluat,
ou partie liquide, est épandu sur les champs selon les
plans d’épandage. Le digestat,
ou partie solide, peut être utilisé en engrais. |
Conclusion
Nous ne nous prononçons pas sur le
taux de retour financier, qui varie considérablement selon les sources, les
expériences, les situations particulières. Pour ma part, je ne suis pas
spécialiste de la production de biogaz, même si je peux activer un réseau très
professionnel.
Je me prononce d’autant moins sur le
sujet de la rentabilité que le GIE des 3-vallées ne pourrait pleinement
valoriser sa production de chaleur.
Pour citer un auteur ayant étudié la
rentabilité de ces installations, « Plus c’est grand mieux c’est » (Uwe Görisch, professeur et ingénieur) : or il semble que la
quantité de lisier géré par la GIE atteigne la masse
critique. En outre, ce spécialiste met en avant le fait que les rentabilités
dépendent des synergies (chaleur, électricité, élimination des déchets – et
notamment du méthane).
Il faut donc mettre en
avant aussi le fait qu’au lisier, trop liquide, peut être associé un fumier
plus solide : cela peut donc concerner d’autres agriculteurs des environs.
D’autres déchets verts invalorisables peuvent l’être
par cette voie (feuilles ; produits de tontes… lesquels sont transportés en
général au moyen de… carburant automobile à
En conséquent, il nous semble qu’une
étude spécifique doit porter sur le cas spécifique du GIE des 3-Vallées pour déterminer un retour sur
investissement crédible, et envisager comment associer les agriculteurs des
environs qui ont des fumiers plus solides, si bien sûr cela peut se faire sans
contrarier leurs pratiques culturales et leur imposer de nouvelles obligations.
Il nous semble essentiel que l’État,
ou les collectivités territoriales, supportent un tel projet s’il devait voir
le jour, bref, qu’ils prennent à leur compte le coût des nouveaux aménagements.
Mais il faut souligner un point : la
méthanisation ne résout en aucune manière le problème des déchets liquides,
comme celui dont le taux a valu au GIE de perdre en première instance, puis en
appel, auprès des cours administratives ; elle n’empêchera pas les fossés de
déborder régulièrement, selon ce qui nous a été dit du moins.
Pour les associations
environnementales, la méthanisation ne résout en fait que le problème de la
méthanisation croissante de l’atmosphère qui devient un enjeu environnemental
majeur. Pour la collectivité de Saint-Gonlay, une
telle activité générerait des emplois nouveaux sur une commune victime de la
déprise agricole.
Pour la revitalisation de l’économie
départementale, elle permet de constituer les compétences qui seules
permettront au pays de rattraper son retard dans la course économique actuelle
et l’émergence du secteur de l’économie dite verte.
Mais si nous avons le soutien
formalisé de la préfecture, nous pourrons peut-être tenter une médiation entre
les diverses parties. L’an dernier, quand je me suis tourné vers les services
préfectoraux, il m’a été dit qu’un tel spécialiste existait chez vous.
Sources
– Direction Générale de l’Énergie et
des Matières Premières
– Observatoire de l’Économie de
l’Énergie et des Matières Premières
– Observatoire de l’Énergie
– Ademe
– Magazine Energie Plus
– Club Bio-gaz
– La
production de bio-gaz, Uwe Görish et Markus Helm, Ulmer, 2008
– La
biomasse-énergie, Alain Damien, Dunod,
2008
– Énergies
alternatives, sous la direction de Jean Bonal
et Pierre Rossetti, Omniscience, 2007
– La
méthanisation, René Moletta, Lavoisier,
2008
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