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La méthanisation est un processus de digestion anaérobie qui permet la dégradation de matières organiques (du fumier ou des déchets organiques par exemple) en méthane. Il s'agit d'un procédé naturel produisant une source d'énergie renouvelable : le biogaz, majoritairement composé de méthane.

La méthanisation a souvent lieu dans une large cuve, appelée biodigesteur, ou méthaniseur, qui permet d'obtenir un biogaz répondant à plusieurs besoins énergétiques : électricité, eau chaude...

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Aspect Technique

Processus biologique

Types de déchets méthanisables

Toute matière organique peut être méthanisée avec des résultats toutefois très variables. Les déchets privilégiés sont ceux riches en eau contenant de la matière organique facilement dégradable.

On distingue deux types de déchets valorisables:

les effluents liquides :

• les effluents urbains et industriels: ensemble des eaux de ruissellement qui s'évacuent d'une ville  
• les effluents d'élevage (lisiers, purins)
• les boues d'épuration: boues issues du traitement des eaux usées
• les effluents issus de l’industrie agro-alimentaire.

les déchets solides organiques :

• les déchets industriels : déchets de transformation des industries végétales et animales
• les déchets agricoles : déjections d'animaux, résidus de récolte
• les déchets municipaux : journaux, tonte de gazon, ordures ménagères

Conditions physico-chimiques et potentiel méthanogène

Conditions physico-chimiques:

Les bactéries nécessaires aux différentes étapes de la méthanisation exigent, comme tout micro-organisme, des conditions particulières pour leur développement. Les facteurs principaux sont le pH et la température du milieu ainsi que le potentiel d’oxydoréduction

• le pH: Le processus nécessite un pH proche de la neutralité c'est-à-dire de 7 (=moyenne des pH). En effet chaque population de bactéries nécessite un pH différent, allant de 5,5 à 8.  
•  la température: Deux zones de températures idéales pour la méthanisation existent : la zone mésophile correspondant aux bactéries mésophiles (35°C)  et la zone thermophile correspondant aux bactéries thermophiles (55-60°C). La température doit donc être comprise entre 37°C et 55°C pour obtenir une bonne quantité de biogaz. La température optimale d'une unité de méthanisation donnée dépend également de la composition de la biomasse. La connaissance de la teneur en azote et du pH permettent de déterminer cette température de fonctionnement optimal.
•  le potentiel d'oxydoréduction: consiste en l’état de réduction du système. Un potentiel d’oxydoréduction inférieur à 330 mV permet d’activer et accélérer la croissance des bactéries anaérobies.

Potentiel méthanogène:

Le potentiel méthanogène d'un substrat correspond au volume maximal de méthane pouvant être produit lors de la dégradation d'un échantillon de matière organique en présence de bactéries. Il est exprimé dans les Conditions Normales de Température et de Pression (CNTP) soit à 273K (0°C) et 1 atm (1 013,25 hPa).

Potentiel de production de méthane (en m³ de méthane par tonne de matière brute)

Matière	Potentiel méthane (m3 CH4/T matière brute)
Lisier de bovin	20
Contenu de panse	30
Fumier de bovin	40
Pulpes de pomme de terre	50
Déchets de brasserie	75
Tontes de pelouse	125
Résidus de maïs	150
Graisse d’abattoir	180
Mélasse	230
Graisse usagée	250
Résidus de céréales	300

La production de méthane ainsi que la stabilité d'une unité de méthanisation peuvent être impactées par des carences en oligoéléments. Le bon fonctionnement des bactéries indispensables au processus de méthanisation repose sur la grande variété des oligoéléments tels que le Fer, le Zinc, le Cobalt ou encore le Nickel. Des entreprises comme Omex se sont donc spécialisées dans la vente d'oligoéléments et d'enzymes pour améliorer les rendements des unités.

Étapes de la méthanisation

La méthanisation consiste en la transformation biologique de matière (déchets) organique en méthane et dioxyde de carbone principalement. La méthanisation est un processus biologique présent naturellement dans les écosystèmes (marais, prairies humides, bovins) mais peut également être mis en oeuvre par l’homme dans des biodigesteurs. Ce procédé est également appelé digestion anaérobie, car comme son nom l’indique, la décomposition a lieu en l’absence d’oxygène par l’action de micro-organismes anaérobies (n’ayant pas besoin d’oxygène pour se développer).

Plusieurs bactéries sont nécessaires au cours du processus de méthanisation, la transformation se déroule en 4 étapes successives : l’hydrolyse, l'acidogenèse, acétogenèse et enfin la méthanogenèse.

• Hydrolyse: Réaction lente. La matière organique complexe est décomposée (=hydrolisée) en matière organique simple, des monomères. Cette étape rend les déchets assimilables par les bactéries. Cette décomposition utilise les enzymes sécrétées par des bactéries dites hydrolytiques.

• Acidogenèse: La matière organique simple est transformée grâce aux bactéries acidogènes en acides gras volatils (AGV → chaines carbonées, 2 à 10 atomes de C en général) et en alcool. Au cours de cette étape, il y a également production de dihydrogène (H₂) et de dioxyde de carbone (CO₂).

• Acétogenèse: Les produits de l’acidogenèse sont convertis en précurseurs directs du méthane par d’autres bactéries dites acétogènes: l'acétate, le dihydrogène (H₂) et le dioxyde de carbone (CO₂).

• Méthanogenèse: La production de méthane peut s'effectuer selon deux voies: la minéralisation de l'acétate en méthane et dioxyde de carbone (CH₃COOH → CH₄ + CO₂), et la transformation du dioxyde de carbone et du dihydrogène en méthane et en eau (CO₂ + 4H₂ → CH₄ + 2 H₂O).

Schéma des différentes étapes de la méthanisation

La méthanisation entraîne la production d'un digestat, résidu de la décomposition de la matière organique. Ce dernier est épandu en tant qu'engrais pour ses valeurs agronomiques intéressantes. Le biogaz produit est composé de méthane, de dioxyde de carbone ( et moins d'1% de sulfate d’hydrogène). Ce biogaz est une énergie renouvelable valorisable en chaleur et en électricité (moteur de cogénération), en biocarburant ou encore peut être purifié devenant du bio-méthane puis injecté dans les réseaux de gaz naturel.

Lavage du biogaz

Le gaz sortant du digesteur, appelé biogaz est principalement constitué de méthane (CH₄). Mais de nombreuses autres espèces chimiques y sont présentes.

Tableau de la composition du biogaz à la sortie du digesteur

CH4	CO2	N2	02	H2	H2S
25-75 %	19-38%	0-26 %	0-8 %	3-8 % saturé	0-1 %

Il y a également des traces de composés organiques volatils (COV), d’eau (H₂O) et d’ammoniac (NH₃).

Les composés organiques volatils (COV) sont formés de composés siliciés, de composés chlorés, d’autres composés soufrés. Les COV sont en faible quantité dans le biogaz mais ont un fort impact sur le matériel lors du traitement de ce gaz. De nombreuses impuretés se trouvent dans ce biogaz. Il faut donc le purifier pour qu’il puisse être utilisé dans différents domaines.

Domaines d'utilisation du biogaz

Le biogaz issu de la méthanisation peut être utilisé comme combustible pour une chaudière : pour faire de la chaleur. Il peut aussi être utilisé dans une chaudière à cogénération. On peut produire donc à la fois de l’électricité (par l’intermédiaire d’une turbine) et de la chaleur.

On peut aussi utiliser le gaz issu de la méthanisation comme remplacement au gaz naturel : pour faire du carburant ou pour l’injecter dans le réseau de gaz naturel. Le gaz ainsi formé est appelé du biométhane. Ce gaz peut être utilisé par des véhicules roulant au GNV (Gaz Naturel pour Véhicules). Il existe une dernière application qui est l’alimentation des piles à combustible, qui reste néanmoins peu développée. Pour que le gaz soit utilisable dans ces applications, il doit être purifié, épuré, lavé. Certains niveaux de lavage doivent être atteints pour chaque utilisation.

Pour chaque utilisation du biogaz (chaudière classique, chaudière en cogénération, carburant biométhane, injection dans le réseau de gaz), il faut réaliser des traitements sur le biogaz.

Étapes de lavage du biogaz

Les impuretés à retirer du biogaz sont donc le sulfure d’hydrogène (H₂S), les composés organiques volatils (COV), l’eau (H₂O) et le dioxyde de carbone (CO₂).

Nous allons voir quels sont les lavages à faire pour obtenir un gaz utilisable par tout type de chaudière. Puis, nous verrons les lavages à faire pour obtenir du biométhane, utilisable en carburant ou dans le réseau de gaz.

Lavage pour gaz de chaudière

Pour que le biogaz soit utilisable en tant que gaz pour une chaudière classique ou pour une chaudière à cogénération, il faut se séparer des composés organiques volatils (COV), de l’eau (H₂O) et du sulfure d’hydrogène (H₂S). L’ensemble de ces étapes de séparation s’appelle l’épuration du gaz. Pour enlever chacun de ses composés, il existe plusieurs procédés.

Élimination du sulfure d'hydrogène (H2S)

Il existe de nombreuses méthodes pour extraire le sulfure d’hydrogène (H₂S). Cette étape s’appelle la désulfuration. Chacune de ces méthodes ont leurs avantages et inconvénients. Suivant les demandes du client et les aptitudes de l’entreprise, on choisit la méthode la plus adaptée.

Pour extraire le sulfure d’hydrogène (H₂S) du biogaz, il existe de nombreux traitements :

• adsorption sur des solides poreux comme les charbons actifs
• adsorption sur oxydes métalliques
• absorption gaz-liquide par une solution basique (NaOH)
• traitements biologiques

L’absorption gaz-liquide est un traitement dans lequel les impuretés présentes dans le gaz sont transférées dans le solvant liquide, grâce à une différence de solubilité. L’absorption peut marcher entre tous les états de la matière, mais elle est plus utilisée pour les transferts gaz-liquide ou liquide-liquide. Les procédés biologiques peuvent être une bonne alternative mais les résultats sont trop peu satisfaisants aujourd’hui pour être utilisé à échelle industrielle. Il existe plein de traitements différents pour traiter le sulfure d’hydrogène. Les adsorptions semblent être aujourd'hui une des solutions privilégiées.

Élimination de l'eau (H2O)

Pour traiter l’eau et la retirer du biogaz, on peut utiliser la condensation, en général on choisit le refroidissement. On refroidit le biogaz pour en retirer l’eau, car il existe des différences de température de condensation entre les composés du biogaz. Cette étape s’appelle la déshydratation.

Élimination des COV (Composés Organiques Volatils)

Les composés organiques volatils (COV) sont présents en très petites quantités. Ils regroupent plusieurs sortes de composés : chlorés, siliciés, halogénés,etc…

Donc dans certains processus, ils sont peu ou pas traités. Cependant, de très nombreuses techniques existent pour les traiter et les éliminer. Il est cependant recommandé de supprimer les composés siliciés car ils peuvent endommager le matériel. Les procédés d’adsorption, comme l’adsorption avec des charbons actifs, semblent être une technique efficace et utilisée pour se débarrasser des COV.

Le gaz ainsi obtenu peut être utilisé pour brûler dans les chaudières et créer de la chaleur avec laquelle on pourra créer de l’électricité ou avec laquelle on pourra directement chauffer.

Lavage pour obtention de biométhane

Pour être utilisé en tant que carburant ou dans le réseau de gaz, on doit utiliser du biométhane qui est du biogaz épuré et purifié. Pour obtenir du biométhane, l’épuration doit être faite comme pour le gaz destiné aux chaudières. Un autre traitement est à faire : c’est la purification. Il consiste en un ensemble de traitements du biogaz pour en retirer le dioxyde de carbone (CO₂). En effet, le biométhane doit avoir les mêmes propriétés que le gaz naturel. Le gaz naturel après lavage est composé d’hydrocarbures, et principalement de méthane (CH₄).

Il existe de nombreuses méthodes pour retirer le dioxyde de carbone (CO₂). On peut citer par exemple : lavage en basse pression soit PSA (PSA Pressure Swing Adsorption), absorption gaz / liquide à l’eau sous pression, absorption gaz/ liquide aux amines, séparation membranaire, cryogénie.

Le lavage en basse pression consiste en des adsorptions et désorptions en basse pression. Ce lavage en basse pression permet d’extraire un gaz d’un mélange gazeux, ici le dioxyde de carbone (CO₂). Une adsorption puis une désorption a lieu dans laquelle le solide adsorbant est régénéré lors de la désorption a une pression plus faible.

Logo du carburant bioGNV

La séparation membranaire est une technique qui permet de séparer et donc de nettoyer certains composés. Le fluide à laver passe à travers la membrane poussée par une différence de potentiel ou de concentration, les pores de la membrane laissent passer les éléments à enlever du fluide que l’on fait passer dans la membrane. Le fluide restant et sortant de la membrane s’appelle le rétentat ou concentrat et ce qui est éliminé par la membrane est le perméat. Ce procédé est particulièrement utilisé pour purifier le biogaz, car son rendement est important.

La cryogénie est une technique qui met sous pression le gaz tout en faisant varier les températures. Les différents composants du gaz peuvent donc être séparés, notamment le dioxyde de carbone (CO₂). Ce procédé est efficace mais coûteux en énergie.

L ‘ensemble de ces techniques peut être appelé la décarbonatation car on se débarrasse du dioxyde de carbone (CO₂) dans le biogaz. Par une de ces techniques, on obtient alors du biométhane. Le biométhane est majoritairement composé de méthane (CH₄) comme le gaz naturel.

Le biométhane ainsi obtenu est stocké en phase liquide ou gazeuse.

Il peut être utilisé en tant que carburant ou être injecté dans le réseau de gaz.

Pour les carburants, il est souvent liquéfié et est utilisé sous la dénomination de bioGNV (bio Gaz Naturel pour Véhicules).

Schéma fonctionnel d'un biodigesteur

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Contexte historique

Début de la vie

La méthanisation est tout d'abord un phénomène naturel. Elle se produit spontanément dans des milieux où l'on est susceptible de trouver de la matière organique en absence d'oxygène : marais, fond des lacs, plages recouvertes d'algues, rizières, etc.

Antiquité-1800 : Les débuts de l'utilisation par l'homme

Alessandro Volta

L’histoire de la méthanisation débute il y a plusieurs centaines d’années. Celle-ci remonte même jusqu’à l’Antiquité. C’est en effet au Xè siècle av. J-C que le biogaz semble avoir connu sa première utilisation par l'homme, en Assyrie, où il permettait de chauffer les bains.

Néanmoins, ce n’est qu’à partir du XVIIIè siècle que la communauté scientifique commence à s’intéresser au phénomène de méthanisation. Tout commence en 1776, où Alessandro Volta découvre, lors d’une promenade, qu’un gaz se dégage de la vase en putréfaction du Lac Maggiore. Il décide alors de prélever quelques échantillons de ces vases pour en isoler le gaz. Suite à plusieurs expériences, il constate que ce gaz est inflammable. Cette date constitue un tremplin dans la trajectoire historique de la méthanisation. Car c'est à ce moment que l'on découvre que le méthane peut être exploité en tant que combustible. Quelques années plus tard, en 1787, Antoine Lavoisier parvient à déterminer la structure chimique de ce gaz. Il l’identifie comme étant un mélange d’atomes d’hydrogène et de carbone et lui donne le nom de « gas hidrogenium carbonatrum » (dit gaz hydrogène carboné).

Le XIXè siècle : Un siècle de découvertes majeures

Le XIXè siècle marque un tournant dans l’histoire de la méthanisation. Dès 1808, Humphry Davy réussit à produire du biogaz grâce à la fermentation de fumier et démontre qu’il est issu de la décomposition de la matière organique. Cette théorie est ensuite appuyée quelques années plus tard par un autre scientifique de renom, Louis Pasteur. Par la suite, Herter va mettre en évidence la transformations des boues en méthane et en CO₂. Ces avancés scientifiques vont ensuite permettre de nombreux progrès dans le développement de la méthanisation. De ce fait, Ulysse Gayon, élève de Pasteur, expérimente en 1884 la digestion anaérobie, un processus de décomposition biologique sans oxygène. Grâce à cela, il parvient à produire 100 litres de biogaz par m³ de fumier et démontre que ce même biogaz peut être utilisé pour le chauffage et l’électricité. On comprend alors que le biogaz peut se substituer au charbon ou au bois pour répondre à certains besoins énergétiques. C’est ainsi qu’en 1892, le terme « méthane », initialement proposé en 1865, entre en vigueur pour caractériser ce gaz hydrogène carboné, premier élément des hydrocarbures.

En 1895, le premier digesteur à vocation énergétique est construit par les colons Anglais, en Inde, à Matunga, dans l’objectif de produire du carburant pour véhicule. Il s’agit de la première utilisation de la digestion anaérobie dans un but à la fois énergétique et commercial. Cela a ensuite entraîné, l’année suivante, la construction d’un nouveau digesteur en Angleterre, où le biogaz issu des boues est utilisé pour éclairer les rues d’Exeter.  

On remarque alors que le XIXè siècle a permis à l'Homme de comprendre et exploiter le processus de méthanisation. Permettant alors à ce phénomène biologique d'acquérir le statut de technique de production d'énergie.

1900-1970 : L'essor de la méthanisation

Exemple de digesteur

Dès le début du XX^e siècle, de nombreux scientifiques tentent de développer de nouveaux processus de méthanisation. Parmi eux, l’allemand Karl Imhoff invente en 1907 la fosse Imhoff, un système de méthanisation permettant la décantation et la digestion des eaux usées. Le biogaz produit servira par la suite à l’éclairage public. Plus tard, en 1920, Buswell permet l’identification des processus de dégradation anaérobie et la mise en place de la stœchiométrie associée à l’échelle de la ferme.

Ces avancées technologiques ont ensuite permis le développement de la méthanisation agricole en Europe. Car c’est pendant la Seconde Guerre mondiale que la méthanisation connaît un nouvel élan. Cette période étant fortement marquée par un manque de carburant, il devient vital de pouvoir compter sur l'utilisation d'une autre énergie afin de pallier ce manque. En conséquence, de nombreux digesteurs sont mis en place en Europe. En 1943, Jean Laigret, biologiste français, parvient même à démontrer que l’on peut obtenir du pétrole synthétique à partir du biogaz issu de la méthanisation. Par la suite, après plusieurs années de recherches et d'expériences, Marcel Isman parvient à alimenter en 1949 des moteurs diesel à l'aide du gaz de fumier pour faire fonctionner une automobile.

On comprend alors que le méthane produit peut également suppléer le pétrole.

En 1970, on dénombre plusieurs centaines d’installations de méthanisation en Europe. Ces installations ont pour principal objectif de répondre aux besoins énergétiques les plus élémentaires tels que l’éclairage et le chauffage domestique. Cela représente néanmoins un moyen de production d'énergie assez marginal destiné à des habitations isolées.

1970 à aujourd'hui : La méthanisation au service de l'environnement

Construction d'un digesteur pour une ferme à Dayet Ifrah, au Maroc

Les années 1970 sont ponctuées par deux crises majeures : les chocs pétroliers de 1973 et 1979. Cette période marque un autre tournant dans la recherche et le développement des nouvelles énergies. L’envolée des prix du pétrole en 1973  tire la sonnette d’alarme face à l’usage excessif de l’énergie. Les pays occidentaux cherchent alors à diminuer leur consommation de pétrole et à limiter leur dépendance aux importations pétrolières. C'est notamment le cas de la France, très dépendante des importations. On se rend alors compte de la nécessité économique puis écologique de réduire notre consommation d'énergie. C'est l'émergence des technologies de production d'énergies renouvelables : principalement solaires, hydrauliques et éoliennes. Parmi les exemples de cette prise de conscience, nous pouvons citer Valérie Giscard d’Estaing, qui impose en 1976 le passage à l’heure d’été à la fin du mois de mars pour réduire la consommation d’énergie. La France assure également son indépendance énergétique en se lançant dans l'industrie du nucléaire.

Une éventuelle pénurie d’énergies fossiles pousse également certains chercheurs à étudier de plus près la méthanisation. Parmi eux, Carl Woese permet l’identification des Archées, un groupe de bactéries au pouvoir méthanogène. Les premières cultures énergétiques sont mises en place (exemple de la canne de Provence à Arles) avec pour but une valorisation par combustion et gazéification. Cependant, ces évolutions majeures lancées à la fin des années 1970 et au début des années 1980 se sont ensuite essoufflées jusqu'aux années 1990 avec la baisse du prix des hydrocarbures lors du « contre choc pétrolier » comme on peut le voir sur la trajectoire ci-dessus.

De nouvelles réformes et lois sur le biogaz apparaissent afin de favoriser son utilisation dans plusieurs pays d'Europe (cf. Utilisation au fil du temps et dans le monde, En Europe). L'utilisation du biogaz s'étend même au-delà des frontières européennes avec un développement massif de microméthaniseurs chez les pays émergents (Inde, Chine, etc.) (cf. Émergence dans les pays du tiers monde pendant les années 1980) . La méthanisation connaît donc un nouvel envol depuis le début des années 2000 puisqu’elle s’étend dans le monde entier avec, de nos jours, plusieurs dizaines de milliers de biodigesteurs.

Ainsi, la méthanisation connaît une évolution marquée par les événements historiques qui ont favorisé ou non l'intérêt qui lui a été porté.

Cette évolution est marquée par de nombreux événements regroupés dans la page suivante : chronologie.

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Utilisations dans le monde contemporain

Émergence dans les années 1980 dans les pays du Sud

Si dans les années 1980, l’utilisation de biodigesteurs reste marginale en Europe, elle représente un réel moyen de développement dans les pays du sud : à partir d’un produit on peut obtenir de l’engrais et de l’énergie. En effet, ces pays se mobilisent et tentent de multiplier les usages, les utilisations et les ressources. Ainsi avec un minimum de ressources on peut faire face à d’importants besoins en énergie et en alimentation.

Dôme de digesteur de biogaz

L’application du biogaz à l’irrigation est une des utilisations les plus répandues dans les pays du sud car elle répond à un besoin vital: l’alimentation en eau des cultures pour l’alimentation humaine. En Afrique soudano-sahélienne, le comité inter africain d’étude hydraulique a mis en place en 1982 un programme d’irrigation reposant sur le biogaz. Ces régions sont soumises à une pluviométrie très faible et irrégulière, elles sont amenées à développer des techniques permettant de sécuriser l’alimentation en eau des cultures avec des grands aménagements hydro-agricoles. La filière biogaz-compost ressort donc comme intéressante avec ses potentialités quant à la production couplée d'énergie et d’engrais. L'énergie est utilisée pour l’exhaure de l’eau et l’irrigation, le digestat pour stimuler les sols. La méthanisation représente un moyen de soutenir l'économie des pays les plus défavorisés et initier un important développement. Des formations pour les usagers ainsi que des systèmes simples sont mis en place pour permettre de réparer et d'assurer la maintenance des unités. Cette solution apparaît comme une voie riche pour un développement réel.

Les pays du tiers-monde se sont également spécialisés dans la micro-méthanisation qui, à l’époque était un nouveau type de méthanisation à faible échelle, à usage domestique. Cette technique de digestion, surtout répandue en Chine et en Inde, a lieu dans des micro-méthaniseurs de seulement quelques mètres cubes ayant pour but de répondre aux besoins énergétiques en milieu rural.

En 1962, la Khadi and Village Industries Commission lance un programme pour l’implantation de gobar-gas (digesteurs) pour les villages. Ce programme reste concentré sur les exploitations familiales et n’atteint pas les digesteurs collectifs. En plus des avantages présentés ultérieurement, ces digesteurs avaient un but hygiéniste puisqu’ils étaient liés à des latrines. Le gaz produit était alors utilisé dans des lampes ou des cuisinières. La stratégie du gobar-gas indien est exportée au Népal, à Ceylan en Ouganda et en Somalie pour faire face à la pénurie d’énergie bon marché.En 1981, le production de gaz s’élève à 131 millions de mètres cubes de gaz avec plus de 100 000 gobar-gaz en Inde. Cela est très important bien que relativement faible à l’échelle de l’union Indienne. En comparaison, au même moment, 7 millions de digesteurs existaient en Chine.

Exemple de China Dome

La micro-méthanisation a par ailleurs connu une croissance exponentielle depuis les années 1980 avec plus de 30 millions d’installations en 2007 seulement entre la Chine et l'Inde. La mise en place des micro-digesteurs a ensuite permis le développement et l’expansion à travers le monde de “digesteurs portables” que l’utilisateur peut assembler lui-même.

Pour en revenir au cas de la Chine, celle-ci a su conserver son avance au fil des années avec plus de 17 millions de digesteurs en 2015 avec une capacité de production annuelle de 6,5 milliards m³ de biogaz. Cette dominance s’est notamment accrue grâce à la création du “China Dome”, digesteur chinois en forme de dôme qui favorise l’utilisation domestique de la méthanisation. Les objectifs fixés pour 2020 pourraient atteindre un chiffre record de 25 milliards m³  de biogaz.

On voit alors que même avec un certain retard par rapport aux pays occidentaux au début du XX^e siècle, les pays du tiers-monde ont su utiliser et exploiter la méthanisation d’une tout autre manière. Ils ont permis de la développer massivement à faible échelle afin de la rendre accessible à tous ce qui accroît son usage et le nombre de micro-digesteurs.  

En Europe

La France

Années 1970-1980 : utilisation marginale et doutes sur les performances de la technologie :

Une utilisation marginale

Entre les années 1960 et 1970, l’usage de la méthanisation reste marginale et à petite échelle. Par exemple, dans la fin des années 1970, un pionnier de la méthanisation : Jean Pain fait parler de lui /Exemples_relatifs_au_cas_de_la_France#Exemple_1_:_La_méthode_Jean_Pain

Un manque de données et d'expérience

Même si la technique de méthanisation a parfois fait ses preuves pour des installations individuelles comme dans l’exemple précédent, ce système de production d’énergie peine à se généraliser en France et en Europe malgré des recherches effectuées notamment par l’INRA (institut national de la recherche agronomique).

Dans un rapport publié en 1984 par un chercheur en sciences économiques, l’auteur explique que la faible utilisation de la méthanisation est due au manque de connaissances «relatives à la compétitivité des technologies». Cela permet de comprendre l’importance des organismes de recherche comme l’INRA dans son développement car l’enjeu majeur semble encore être technologique. C’est pourquoi l’AFME (Agence Française pour la Maitrise de l'Energie) subventionne la construction d’unités de méthanisation afin de développer la recherche et pour une opération de vulgarisation. Néanmoins, sans preuve sur l’efficacité et la rentabilité de ce processus, les investisseurs restent méfiants et la technologie est encore considérée comme « expérimentale ». L’étude a également montré que la rentabilité d’une installation est plutôt incertaine si l’on ne peut pas compter sur une aide financière de l’état. De plus, les aspects économiques et technologiques semblent fortement liés puisqu’un dimensionnement adapté de l’installation à la ressource en substrat semble être la clé d’une rentabilité optimale. Ainsi, des améliorations technologiques semblent être nécessaires pour renforcer la confiance des investisseurs et hisser la méthanisation au même rang que les autres technologies de valorisation des déchets.

À partir des années 1990 :

La méthanisation des déchets en France

Dispositif de récupération du biogaz produit par le stockage des déchets

Le GDF (Gaz De France) se démarquera dans les années 1990 comme l'un des principaux acteurs de la recherche sur le traitement des déchets par méthanisation. Il affectera plus de 1000 chercheurs à la recherche sur le biogaz issu des déchets y compris la valorisation du méthane produit dans les décharges. En effet, la France ayant des ressources très faibles en gaz naturel, GDF voit dans le gisement de déchets de la France une opportunité de réduire ses besoins d’importation. De plus, le contexte politique est favorable car on essaye de réduire l’enfouissement. Notamment, la loi Royal de 1992, prohibe au 1er juillet 2002 la mise en décharge des déchets ménagers bruts et un taux de 50 % de valorisation matière est fixé par la circulaire Voynet du 28 avril 1998. Cependant, GDF est forcé d’abandonner la méthanisation suite à un avis du Conseil d'Etat du 7 juillet 1994 lui interdisant la collecte des déchets et la mise en décharge. Or, il ne peut pas valoriser les déchets sans les collecter. Cet avis est une limite à la diversification d’EDF et GDF suite à des accusations de concurrence déloyale. Par la suite, GDF restera un acteur important de la filière mais en tant qu'acheteur et non producteur de biogaz.

Dans cette optique de gestion plus durable des déchets, quelques entreprises pionnières de méthanisation comme Valorga proposeront à certaines collectivités l’installation d’une unité de traitement des déchets dans les années 1990. Ce genre de projet est généralement soutenu par de nombreux acteurs : banques, communes, organismes de recherche… L’objectif étant de promouvoir l’innovation et de prouver que ce processus peut être une alternative à l’incinération. Cependant, quelques échecs et défaillances techniques rendront les collectivités réticentes à investir dans la méthanisation et ce qui devait être un exemple deviendra une preuve que le procédé de méthanisation n’est pas encore apte techniquement à traiter les déchets de manière plus écologique et économique que l’incinération. C'est ce qui se passera à Amiens : /Exemples_relatifs_au_cas_de_la_France#Exemple_2_:_L'échec_de_la_société_Valorga_à_Amiens

Néanmoins, quelques années plus tard, suite à la mauvaise réputation des incinérateurs et des lois anti-décharges évoquées précédemment, la méthanisation parvient à devenir une solution envisageable par certaines collectivités pour la valorisation des déchets. Plusieurs unités de méthanisation des déchets voient ainsi le jour et l’on ferme de nombreuses décharges. Certains procédés sont également mis au point pour capter le méthane produit naturellement dans les sites d’enfouissement des déchets, notamment par le biais de techniques particulières d’enfouissement avec réseau d’alvéoles. La méthanisation a également l’avantage de fournir une valorisation à des déchets difficilement traitables comme les farines animales qui posent de nombreux problèmes à l’époque. Elle parvient donc à se faire accepter surtout grâce à la mauvaise réputation des incinérateurs. Dans les années 2000, en Europe, la France fait donc partie des pays les plus avancés sur le traitement des déchets par méthanisation mais la croissance attendue est faible. On se tourne alors vers l’installation d’unités de méthanisation rurale.

Enfin, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, adoptée en août 2015 impose de généraliser le tri à la source des biodéchets d’ici 2025 afin que chaque foyer dispose d'une solution pour la valorisation de ses biodéchets. Le processus de méthanisation des déchets pourrait alors prendre une plus grosse ampleur avec notamment la possibilité de construction de petits méthaniseurs décentralisés utilisé pour le chauffage des habitations environnantes.

L’opinion publique

Dans les années 1980-90, la filière biomasse a plutôt une bonne image puisque son exploitation permettrait une indépendance énergétique plus importante pour la France qui est à la recherche d’alternatives à l’importation de ressources fossiles. En effet, la méthanisation mobilise les ressources locales et permettrait de dynamiser les régions les plus rurales et d’y créer des emplois et de l’activité. Enfin, la montée de mouvement écologistes anti-nucléaires favorise la réputation des sources d’énergies moins controversées comme le biogaz. Néanmoins, l’utilisation du gaz naturel (que l’on pourrait substituer par du biogaz) pour les véhicules reste une technologie qui effraie la population. D’après GDF « l’obstacle majeur à surmonter sera celui de la croyance populaire qui veut " qu'avec un réservoir de gaz, on est assis sur une bombe ". Ces croyances vont néanmoins évoluer avec quelques villes pionnières qui feront rouler leurs bus au gaz naturel.

Quelques années plus tard, l’installation d’unités de méthanisation un peu partout en France ouvre le débat sur les impacts possibles de leur démocratisation. Plusieurs manifestations d’associations et de partis politiques appellent à l’abandon de certains projets face aux mauvaises pratiques envisagées : Le projet Lannilis. Actuellement, ce sont plutôt des organismes de soutien de l'écologie qui s'opposent à un certain modèle de méthanisation avec notamment l'utilisation de cultures à vocation énergétique pour la production du biogaz. On peut notamment citer la confédération paysanne pour ses actions de protestation.

A ces revendications environnementales, s’ajoutent les inquiétudes des riverains qui s’interrogent sur l’augmentation du trafic routier à proximité de l’unité pour le transport des substrats et des digestats mais aussi sur les autres types de nuisances comme les odeurs ou la dégradation du paysage. Ce genre de comportement est appelé le Nimbyisme (Not In My BackYard), les personnes concernées ne sont généralement pas opposées à la technologie en elle-même mais s’opposent à son installation à proximité de leur habitation.

Enfin, jusque dans les années 2000, les élus pro-incinérations n’hésitent pas à discréditer la méthanisation en affirmant que cette technique n’est encore qu’à l’état de « balbutiement » en France, que l’on joue avec l’argent public en investissant dans un procédé qui n’a pas encore fait ses preuves.

La place des agriculteurs

C’est au début des années 2000 que l’on commence à prendre conscience du potentiel de la méthanisation en milieu rural. Dans le cadre d’une contestation du nucléaire, la méthanisation agricole se place dans l’imaginaire collectif comme une nouvelle solution permettant de valoriser les produits du territoire. De plus, une pratique raisonnée et citoyenne de l’agriculture est prônée par le gouvernement suite à la crise de la vache folle.

Quelques unités voient alors le jour, souvent le fruit d’une association entre plusieurs acteurs : producteurs, investisseurs privés, banques mais aussi organismes de recherche. Globalement, la France prend exemple sur le modèle Allemand. Elle veut voir son agriculture se moderniser, prendre en compte le développement durable et ses solutions privilégiées comme le solaire, l’éolien et les biocarburants. La solution de méthanisation émerge donc de cette dynamique. De plus, le marché agricole connaît de nombreuses crises et les agriculteurs veulent se tourner vers de nouveaux marchés. La méthanisation leur permet de se tourner vers de nouvelles perspectives sans quitter leur activité traditionnelle. Certaines personnes mettent déjà en garde face au piège de vouloir produire de l’énergie « à tout prix » notamment en réaction à l’utilisation de cultures énergétiques en Allemagne. Le bio-méthane doit être ainsi vu comme un co-produit et non un produit de l’activité agricole. La naissance de pôles d'excellence rurale en 2006 permet la subvention de plusieurs projets d’installations d’unités de méthanisation et l’accompagnement des agriculteurs dans une démarche plus vertueuse.

La méthanisation à la ferme représente aujourd’hui la grande majorité des unités françaises, les agriculteurs représentent donc l’un des acteurs clés du marché de la méthanisation. S’ils s’intéressent aujourd’hui à la méthanisation, c’est dans le cadre d’une stratégie plus globale de diversification de leur activité. En effet, ces dernières années ont été économiquement compliquées pour de nombreux exploitants agricoles : fin des quotas laitiers et nouvelle PAC apportant une volatilisation des prix et une augmentation de la concurrence. Cette situation est renforcée par  la place actuellement occupée par les agriculteurs dans la chaine de valeur agroalimentaire : un grand nombre d' exploitants sont présents sur le territoire et traitent avec un petit nombre de gros fournisseurs ou de gros clients (parfois un seul client par exploitation). Le pouvoir de négociation des producteurs est alors extrêmement faible, ils se retrouvent alors dans une position dite « subordonnée » et n’ont aucun pouvoir sur la décision du prix de rachat de leur production. Ainsi, un agriculteur qui décide de diversifier son activité (agrotourisme, production de fromages ou autres produits dérivés…) diminue la dépendance financière aux grosses entreprises avec qui il traite. L’installation de la méthanisation fait donc partie de cette stratégie. A cela s’ajoute le fait que la production de biogaz et l’exploitation agricole sont deux activités très complémentaires. D’une part, les effluents agricoles fournissent la matière première nécessaire à la fabrication de biogaz, d’autre part, le digestat obtenu par méthanisation peut être épandu sur les terres cultivées et réduire les besoins en fertilisant, l’agriculteur a ainsi intégré une activité de la chaine de valeur : la production de fertilisants, ce qui lui donne une plus grande autonomie. Néanmoins, au niveau des clients qui achètent le biogaz aux producteurs, le même schéma que pour la chaîne de valeur traditionnelle se dessine : un grand nombre de petits producteurs et un faible nombre de gros clients : ENEDIS, SUEZ…  Pour éviter le même phénomène que pour la production agricole, l’État joue un rôle de régulateur : il rend obligatoire le rachat du biogaz ou du kWh d’électricité produit par les agriculteurs et fixe le prix de rachat. Cela permet aux agriculteurs de s’assurer un revenu fixe.

Les nombreux bénéfices de la méthanisation comme le gain en autonomie et  la stabilité financière permettent également parfois aux agriculteurs de dégager du temps et des revenus pour démarrer une nouvelle activité ou se spécialiser dans l’agriculture biologique par exemple. Elle permet aussi une plus grande crédibilité auprès des banques. En résumé, la méthanisation offre aux agriculteurs un avantage concurrentiel sur ceux qui sont dépourvus d’unité de méthanisation.

Schéma comparatif des deux chaines de valeurs auxquelles appartiennent les agriculteurs producteurs de biogaz :

Cette situation met en avant le pouvoir de certains acteurs :

-       Les organismes publics de recherche (INRA, ADEME (Agence De l'Environnement et de la Maitrise de l'Energie)) ce sont eux qui guident les agriculteurs vers cette démarche. Ils apportent également de nombreux conseils sur la qualité des sols et les bonnes pratiques agricoles. Se rapprocher de ce genre d’organisme est donc stratégique pour un exploitant agricole car cela lui permet d’augmenter la qualité de ses produits et parfois même de se placer dans une niche offrant des marges de discussion face aux négociants. La preuve de l’importance des organismes comme l’INRA sur la compétitivité des agriculteurs est l’entrée d’acteurs privés sur le marché du conseil aux agriculteurs dont certains sont spécialisés dans la méthanisation.

-       Les institutions de l’État qui augmentent la rentabilité des unités en subventionnant le tarif de rachat du kWh sous condition d’origine des substrats utilisés.

En résumé, les motivations des agriculteurs pour la méthanisation sont stratégiques avant d’être écologiques. En effet, on peut le remarquer en examinant la taille des unités installées par les agriculteurs. Celles-ci sont la plupart du temps dimensionnées pour accueillir la quantité de substrat produite par l’exploitation, sans ajout d’intrants extérieurs provenant par exemple de l’industrie agro-alimentaires. En effet, les agriculteurs étant déjà très dépendants de ces industriels dans leur activité principale, ils sont très réticents  à s’allier avec eux. Certains ne sont pour autant pas entièrement fermés à l’introduction d’intrants d’origine agroalimentaire mais seulement si cela rend les industriels redevables et augmente le pouvoir de négociation des agriculteurs.

La place de l'Etat

A la fin des années 1990, de nombreux obstacles techniques mais aussi économiques semblent toujours se mettre en travers du chemin des acteurs souhaitant se lancer dans la méthanisation. Notamment, GDF casse les prix de rachat du biogaz issu de la méthanisation face à la mauvaise qualité du gaz. En 2001, le kWh vert fait l’objet d’une obligation d’achat par EDF mais les prix de rachat sont toujours jugés trop faibles. En 2004, le conseil économique et social lance un plan stratégique pour développer les bio industries afin d’éviter les dépendances en importation de gaz mais surtout suite à une impulsion de l’Union Européenne. En effet, une directive adoptée en mai 2003 fixe comme objectif aux états membres un taux d’incorporation de 2% de biocarburants en 2005 et de 5,75% en 2010. Jusqu’ici, aucune réelle volonté politique de développer la méthanisation n’existait en France. Aux directives européennes s’ajoutent les acteurs de l’économie du biogaz qui appellent à un coup d’accélérateur des pouvoirs publics. Dans le même temps, le protocole de Kyoto a instauré des quotas d’émission de ${\ce {CO2}}$ et permet la création en 2005 d’un marché européen du carbone.

En 2006, l’État met alors enfin en place les premières mesures attractives pour l’exploitation du biogaz : il permet une aide financière aux petits pollueurs (catégorie dans laquelle peuvent entrer les agriculteurs) si ils diminuent de plus de 60% leurs émissions carbone et le prix de rachat du biogaz double grâce à une compensation financière.

Depuis le début des années 2010, l’État soutien le développement de la méthanisation suite à la mise en place de plusieurs plans et directives :

-       Le plan Energie Méthanisation Autonomie Azote, qui vise la création d’un modèle durable de gestion de l’azote par la substitution, au moyen de la méthanisation de l’azote minéral par de l’azote organique :  https://agriculture.gouv.fr/le-plan-energie-methanisation-autonomie-azote Un objectif de 1 000 méthaniseurs à la ferme a alors été fixé.

-       La programmation pluriannuelle de l’énergie dont la première version a été publiée en octobre 2016 : elle contient des objectifs en termes de puissance fournie d’ici 2023.

-       DIRECTIVE 2009/28/CE DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables

La mise en place de ces plans se concrétise par :

-       Le fonds déchet et le fonds chaleur, gérés par l’ADEME qui permettent de financer l’installation d’unités de méthanisation.

-       Un appel à projets qui a pris fin en 2017 pour inciter les agriculteurs à se lancer dans la méthanisation, l’objectif était de développer 1500 méthaniseurs dans tout le territoire en 3 ans.

-       Obligation de rachat de l’électricité produite par cogénération à partir du biogaz issu de la fermentation de déchets, instaurée en 2011 et revue à la hausse en 2016

-       Obligation d’achat du biométhane injecté dans le réseau de gaz. Un tarif d’achat de base varie en fonction de la taille de l’unité de méthanisation auquel s’ajoute une prime en fonction de la matière première traitée.

Néanmoins, depuis février 2019, l'État a revu à la baisse les objectifs concernant la méthanisation dans son PPE face aux risques de dérives liées à l'utilisation de cultures énergétiques. Reste à voir si cette baisse des objectifs sera suivie d'une réglementation plus stricte pour permettre un développement plus contrôlé de cette technique sans pour autant mettre des bâtons dans les roues des actuels acteurs de la méthanisation.

L'Allemagne

Selon les chiffres de l’association allemande du biogaz, en fin 2017, l’Allemagne comptait 9 331 installations de production de biogaz. Ce qui est équivalent à une puissance électrique de 4 550 MW qui a pu alimenter un peu plus de 9 millions de foyers. Les émissions de gaz à effet de serre évitées en 2017 étaient d’environ 20 millions de tonnes. La même année, le chiffre d’affaires de la filière biogaz a atteint 9,3 milliards d’euros. En outre, 47 000 emplois ont été créés dans la filière dont un tiers dans l'agriculture.

Sans surprise, les régions allemandes les plus agricoles possèdent aussi le plus d'installations de méthanisation. La Bavière au sud en première place, mais avec des unités de taille moyenne, suivie de la Basse-Saxe (nord) et du Schleswig-Holstein (nord) avec des biodigesteurs plus grands.

L'évolution de la méthanisation en Allemagne depuis les années 2000:

De 2000 à 2012

Les agriculteurs allemands ont embrassé la méthanisation au début des années 2000, à la faveur d’une législation incitative qui a transformé beaucoup d’exploitants en producteurs d’énergie. Cela est dû à l’application de la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG: Erneuerbare Energien Gesetz) votée en avril 2000. Cette loi est la suite logique de la volonté d'une transition énergétique ( l'Energiewende ). De ce fait, le gouvernement allemand a fixé des objectifs aux échéances 2020, 2030 et 2050. Dans le rapport du Ministère de l’économie et de l’énergie, il explicite quelques objectifs, notamment, il est écrit:

   "1. Au moins 18 % d'énergies renouvelables d’ici 2020 dans la consommation finale d'énergie primaire, tous secteurs confondus, donc en incluant les transports. La part était de 13,5 % en 2014. Objectif 2050 : 60 %.

      2. Au moins 35 % d'énergies renouvelables dans la consommation d'électricité en 2020. L’objectif est presque atteint. Cela a poussé la nouvelle « grande coalition » à relever l’objectif de 2030, de 50 à 65 %. Objectif 2050 : au moins 80 %.

      3. -40 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre en 2020 par rapport à 1990. Le résultat était de -27 % en 2014. Objectif 2050 : de -80 à -95 %.

      4. -20 % de réduction de la consommation d’énergie primaire en 2020 par rapport à 2008, grâce à une meilleure efficacité énergétique. Le résultat était de –8,7 % en 2014. Objectif 2050 : -50 %."

Pour accomplir ces objectifs, des tarifs d’achats généreux et des financements pour les installations avaient été accordés aux filières ENR débutantes, ce qui a permis leur émergence.

Les manifestations anti-nucléaires du groupe BUNDjugend

    Motivations de production du biogaz en Allemagne pendant cette période :

1. Varier les sources des énergies renouvelables pour respecter son contrat de la transition énergétique : Depuis le début des années 1990, l’Allemagne s’est dotée d’une politique ambitieuse de soutien aux énergies renouvelables. Au début, les budgets dédiés et les efforts de recherche ont été successivement concentrés sur l’éolien, le solaire, l’éthanol et plus récemment (vers les années 2000) le méthane.
2. Une opinion publique et politique hostile au nucléaire : La question du nucléaire a fortement influé sur la politique énergétique allemande. Né des craintes d’un conflit militaire pendant la guerre froide, le mouvement anti-nucléaire s’est accru après les accidents du nucléaire civil de Three Mile Island (1979), Tchernobyl (1986) et Fukushima (2011).
3. Réduire la dépendance encore forte au charbon : L’accès au charbon est facile car il est très abondant en Allemagne et peu coûteux sur le marché international (le pays importe près d’un tiers de ses besoins, lignite inclus). Mais il présente un défi à la fois pour les émissions de CO2, pour la pollution atmosphérique et l’environnement en général. Le lignite notamment est un charbon de mauvaise qualité, exploité dans des mines à ciel ouvert qui requièrent de vastes superficies.

Analyse économique de la filière de production de biogaz en Allemagne pendant cette période:

Comme c'est le cas de la France, on trouve un petit nombre de fournisseurs (c'est-à-dire les sociétés qui gèrent les systèmes techniques, les boîtes de conseils, les agro-alimentaires etc.) ce qui crée une pression en aval de la chaîne de valeur. De même, on trouve un petit nombre de gros clients (  les grandes entreprises productrices d'électricité en Allemagne comme E.ON ou RWE ) ce qui crée une pression en amont de la chaîne de valeur. Il s'ajoute à cela un marché très décentralisé car un grand nombre de petits producteurs. On conclut alors que le schéma de la chaîne de valeur est similaire à celui de la France (cf. bilan de la chaîne de valeur ).

Cependant, il existe quand même des différences entre l'état des deux pays. Effectivement, le but des agriculteurs allemands qui se sont reconvertis en producteur d'énergie n'est pas de chercher un gain d'autonomie (contrairement aux agriculteurs français) étant donnée que la situation de l'agriculteur allemand est déjà assez stable mais plutôt pour avoir un apport financier supplémentaire (en revendant le biogaz et en baissant le coût de la facture d'électricité). Cette motivation pousse alors les agriculteurs allemands à construire des unités de méthanisations relativement grandes au point de cultiver des hectares de maïs totalement dédiés de ce digesteur.

À partir de 2012

En 2012, on remarque un accroissement des surfaces de maïs dont 820 000 hectares sont dédiés uniquement à la production de bioénergie, sur 2,5 millions d'hectares de maïs allemand. Les agriculteurs avaient choisi de mettre exclusivement du maïs vu son fort pouvoir méthanogène. Néanmoins, cela provoque un retournement accru des prairies et donc une hausse du prix du foncier dans certaines régions et une baisse des récoltes alimentaires. De plus, cette récolte excessive et exclusive a des répercussions néfastes sur l'environnement ( cf. Environnement ) . Pour cette raison, les politiciens allemands décident de freiner la méthanisation en fixant un plafond à l'incorporation de maïs et de céréales (60 % maximum en poids). Ils baissent aussi le prix d’achat d’électricité pour les installations qui ne privilégient pas l'utilisation de déchets (agricoles, déjections animales, etc.)

Nouvelles installations de méthanisation par an entre 2011 et 2018

De plus, la hausse marquée du prélèvement EEG à 35,3 €/MWh en 2011 et le niveau encore plus élevé de 35,92 €/MWh en 2012 suscitent des discussions concernant la continuation du développement de la EEG parmi les citoyens allemands. Selon la US Energy Information Administration et Selectra, le coût du KWH est plus de deux fois plus élevé pour un ménage allemand (0,30 euro) que pour un ménage français (0,14 euro). Cela est dû à l'apparition de 3 petites taxes qui visent à payer les coûts de la transition énergétique.

Ensuite, en 2016, l’Allemagne entre dans une nouvelle phase : le prix de l’électricité renouvelable ne sera plus fixé par l’État (via un mécanisme d’obligations d’achat) mais par le biais d’appels d’offres.

On voit clairement, dans le graphe ci-joint, qu’à partir de 2012, le nombres de nouvelles installations de méthanisation a baissé considérablement (une baisse de 70% à peu près) . Et plus généralement, c’est toute la filière de production de biogaz qui a été freinée.

L’opinion publique aujourd'hui:

Les avis sont plutôt mitigés. Certains soutiennent cette transition énergétique et apprécient le fait de consommer les énergies vertes. D’autres ne veulent plus payer si cher leur électricité et se plaignent du fait que plusieurs taxes ne sont imposées qu’aux ménages et non aux entreprises (ce choix était un choix politique pour ne pas faire obstacle à l’économie du pays). Plusieurs particuliers ne sont pas vraiment ravis non plus. Effectivement, les éleveurs de vaches contestent « Avec ce maïs, ce ne sont plus des vaches qui sont nourries mais un digesteur dans lequel il fermente. » . Et les personnes habitants à proximités des bio-digesteurs disent que ce dernier dévalorise le paysage.

La solution Low-tech

Principe des low-techs

De nos jours, nous sommes en mesure d’observer la prise de conscience sur notre société de consommation et le phénomène “low-tech” fait partie de cette évolution. Le constat d’une société qui consomme et produit à outrance est récent et va de pair avec la situation écologique alarmante de ces dernières années. Le gaspillage est matériel mais aussi énergétique. Devant de tels faits, il semble pour certains nécessaire de ne pas seulement remodeler l’offre, en apportant par exemple des produits recyclables ou des énergies vertes mais de modifier en profondeur la façon de consommer de ces dernières décennies.

Une démarche “Low-tech” passe par différents principes comme la remise en cause des besoins. La mise en place de solutions simples, généralement peu coûteuse pour rétablir un équilibre entre la productivité et les matériaux ou technologies nécessaire. Un gain minime de productivité, n’est pas forcément viable si il nécessite l’utilisation d’une technologie moins fiable et plus complexe par exemple. Ainsi les objets sont plus facilement fabriqués, entretenus et réparés si besoin est. Leur utilisation se développe fortement dans les pays du tiers-monde par exemple pour répondre aux besoins de populations rurales isolées.

Biométhanisation et low-tech

La biométhanisation s’est vue adaptée au principe low-tech. Elle ne nécessite pas en effet de traitements très complexes puisque les bactéries font le plus gros du travail. La méthode est déclinable en plusieurs échelles, du biodigesteur individuel qu’un éleveur alimente avec les déjections de son troupeau jusqu’aux latrines pour un village entier.  La mise en place de biodigesteur low-tech est particulièrement pertinente dans les zones rurales ou isolées qui sont difficilement approvisionnées en gaz. Il permet également d’augmenter la fertilité des sols en produisant un compost d’excellente qualité.

Dans certains pays de la ceinture tropicale où sont installés les biodigesteurs, les population utilisent les maigres ressources en bois de leurs régions pour la cuisine. L’implantation de latrines bio digestives ralentit la déforestation et prépare la transition énergétique si le bois venait à manquer.

Les acteurs de ce développement

Dans de nombreux pays sont mis en place des plans d’aide à la construction de biodigesteurs low-tech. On y trouve des acteurs nationaux comme l’agence DINEPA à Haiti (Direction nationale de l’eau potable et de l’assainissement) qui dans ses rapport, montre les évolutions de l’implantation de biodigesteurs dans les villages, servant également de latrines. Au Burkina Faso, l’implantation de biodigesteurs est devenue monnaie courante grâce au soutien financier de l’état qui subventionne à hauteur de la moitié du prix de construction lors de la mise en place de biodigesteur chez un particulier.

Sur internet on trouve des collectifs actifs, associatif pour la plus grande majorité, comme par exemple l’association picoJoule pour les énergies alternatives ou le LowTechLab pour les low-techs en tout genre. Ces groupes ont généralement pour but de donner de la visibilité aux inventions et aux innovations qui peuvent convenir aux utilisateurs mais qui sont délaissées car méconnues.

D’un point de vue entrepreneurial, la philosophie low-tech colle difficilement aux principes de l’entreprise. L’open-source, la sobriété matérielle et la durabilité des produits, sont des concepts que l’on ne peut associer facilement à ceux du capitalisme. Cela pose un problème car les entreprises possèdent pour certaines et surtout dans le domaine de l’énergie, des lobbys très importants pour faire pression sur les gouvernements.

Cependant certaines entreprises trouvent quelques compensations dans le fait de soutenir le développement des low-tech et surtout de la méthanisation : celle de montrer une image jeune et attrayante à des consommateurs toujours plus touchés par le réchauffement climatique. Prenons par exemple le projet compensation carbone volontaire de Total. L’objectif étant d’installer des biodigesteurs en Inde pour contrebalancer les émissions de carbone générées par les déplacements de leurs cadres. Ces actions servent la cause low-tech car les entreprises font la publicité de leurs actions.

Finalement des ONG et des organisations à grande échelle comme l’ONU utilisent les low-tech et les biométhaniseurs en particulier dans des programmes de développement durable comme nous avons pu le voir dans les rapports mentionnés plus haut.

Limites de l’implantation

En 2010, l’Organisation des Nations Unies lance la création d’un biodigesteur à Haïti. Le projet est louable mais la mise en place difficile et cela illustre parfaitement les problèmes culturels et techniques auxquels se heurte le développement de la biométhanisation. Tout d’abord d’un point de vue culturel, il faudra se débarrasser des tabous liés aux déjections. Le rapport de l’onu souligne que personne dans le village Haïtien ne s’est porté volontaire pour être responsable des latrines. Le second problème fut les pierres utilisées par les habitants pour se nettoyer qui bouchaient le biodigesteur. Là encore, il faudra du temps pour que les habitudes des populations changent. La méthanisation ne fait pas rêver comme le peuvent certaines autres.

Contexte d’utilisation des low-techs

Comme rappelé plus haut les low-tech sont un moyen de subvenir aux besoin des population isolées dans les pays en développement. Mais le contexte actuel d’urgence climatique stimule le développement des low-tech en tout genre. Le biodigesteur ne fait pas exception et son intérêt est double puisqu’il permet d’éviter de rejeter dans la nature le méthane souvent produit dans les composts.

En occident le coût de l'électricité étant très faible, les biodigesteurs à petite échelle ne sont pas rentables car ils utilisent trop de main d’oeuvre. Le rapport entre le prix de la main d’oeuvre et le prix de l'énergie est fortement déséquilibré. Ainsi on privilégiera dans ces pays l’installation de biodigesteurs industriels et high-tech.

Dans les pays de la ceinture tropicale, l’énergie est extrêmement précieuse et la main d’oeuvre ne manque pas. L’implantation de biodigesteurs de petite taille et low-tech est pertinent. La chaleur, vecteur de la transformation en méthane, rend les biodigesteurs plus performants dans ces pays.

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L'industrie de la méthanisation

Contexte juridique

D’un point de vue domestique, il y a peu de législations sur l’installation d’un digesteur (de petite taille). En effet, ces derniers peuvent être réalisés à partir de matériaux de récupération et sans même avoir besoin de les déclarer. Cependant à l’échelle industrielle, les unités de méthanisation subissent des règles plus strictes.

Statut des installations

Schéma expliquant les différents classements nécessaire pour la mise en service des méthaniseurs

Les unités de méthanisation sont considérées comme des "installations classées pour la protection de l'environnement" (ICPE), de ce fait, il existe différentes procédures d’autorisation propres aux ICPE, notamment en fonction de la quantité de déchets traités. En effet, si moins de 30 tonnes sont traités par jour, alors une simple déclaration des unités de méthanisation est suffisante auprès des préfets avant sa mise en service, puis des contrôles réguliers sont nécessaires. Si elles traitent entre 30 et 100 tonnes par jour, alors il faut procéder à un enregistrement. Ce dernier consiste à étudier l’adéquation du projet avec les prescriptions générales applicables (disponibles ici). L’approbation s’effectue par le préfet, après avoir consulté le public et les conseils municipaux concernés. Si le traitement dépasse 100 tonnes de déchets par jour, il faut alors recourir à une autorisation de la construction des unités de méthanisation. Il s’agit là de démontrer que les risques ne sont pas majeurs et que les risques encourus par l’exploitation sont acceptables. Mais finalement, les nomenclatures ICPE les plus rencontrées dans la méthanisation sont relatives aux rubriques 2170, qui concernent les installations de compostage, et 167C, référant les destructeurs de déchets industriels provenant d’installations classées. (Plus de détails sur les régimes de classement ici)

Sinon, on constate que les méthaniseurs sont classés uniquement dans certains cas précis :

• Lorsque ces derniers traitent des eaux issues de plusieurs installations classées (rubrique 2750)

• Lorsqu’ils sont considérés comme des stations d’épuration collective des déjections animales (rubrique 2751).

• Lorsque l’installation mixte l’épuration des eaux domestiques et industrielles (rubrique 2752).

Réglementation sur les matières premières

Les digesteurs sont réglementés sur leurs intrants (matière injectée dans le digesteur). En effet, la législation française autorise la méthanisation de matière végétale brute ou de déchets non dangereux. Par déchets non dangereux, on peut compter le fumier, le lisier ou encore les déchets de nourriture issus des particuliers ou des services de restauration. Malgré l’autorisation de l’utilisation de matière végétale brute, les digesteurs ne peuvent pas être approvisionnés par des cultures alimentaires ou énergétiques dans une proportion supérieure à 15% du tonnage brut par année civile. Ces mesures sont cruciales car elles permettent d’éviter que les terres agricoles soient exploitées en masse pour la production de biométhane, au lieu de les utiliser pour nourrir la population (voir l'exemple du maïs en Allemagne).

D’autre part, les intrants doivent respectés certaines proportions. En effet, les effluents d’élevage doivent représenter au moins 33 % de l’approvisionnement et le pourcentage d’intrants agricoles total doit être au minimum 60 % de la masse brute des matières incorporées.

De plus, tous les sous-produits d’animaux ne peuvent pas être méthanisés. Effectivement, seuls les sous-produits d’animaux de catégories 2 et 3 peuvent être acceptés dans la méthanisation. Les produits de catégorie 1 (exemple : cadavre d'animaux familiers) présentent un risque trop important pour la santé humaine et animale, notamment dans la transmission de maladies. Ils ne sont donc généralement pas utilisés dans les digesteurs. Cependant, si l’exploitant souhaite tout de même les valoriser, il faudra tout d’abord transformer son unité de méthanisation en un destructeur agréé de déchets, avec toutes les contraintes techniques et administratives qui vont avec. Les sous-produits de catégorie 2, tels que les refus de dégrillage d’abattoirs hors ruminant supérieur à 6mm, doivent être stérilisés à 133°C sous 3 bars avant de pouvoir être introduit dans les digesteurs. Les sous-produits d’animaux de catégorie 3 ne présentent pas ou peu de risques et n’ont donc pas nécessairement besoin d’un traitement avant sa méthanisation, même si la pasteurisation (à 70°C) des produits reste conseillée.

Par ailleurs, les unités de méthanisation doivent respectées des normes environnementales. Par exemple, elles doivent respecter les périmètres de protection des captages publics, en d’autres termes, on ne peut pas installer une unité de méthanisation proche* des zones de captation des eaux, afin d’éviter la pollution des eaux potables.

*Les périmètres de protection des captages publics dépendent notamment de la structure du terrain c’est-à-dire si le terrain présente des vallées, montagnes, …, mais aussi du sens d’écoulement des eaux environnantes.

Réglementation sur les produits de la méthanisation

Une torchère en Thaïlande

Ce qui est produit par les digesteurs sont aussi soumis à certaines règlementations. Depuis 2000, les entreprises locales de distribution d’électricité, comme EDF, sont dans l’obligation d’acheter l’électricité produite, dans le cas où les installations de production sont reliées aux réseaux publics de distribution et que la puissance installée est inférieure ou égale à 500 kW, selon les conditions d’achat relatif à l’arrêté du 13 décembre 2016. Dans le cas où la puissance installée est comprise entre 500 kW et 5 MW, les exploitants bénéficient d’un complément de rémunération qui se fait sous la forme d’un appel d’offre, dans laquelle les candidats (les distributeurs d'électricité) doivent proposer un tarif.

Du point de vue du biométhane produit, il peut être injecté dans le réseau de gaz naturel, mais il doit tout de même convenir à certaines normes sur sa composition. En effet, le biogaz est constitué de nombreux gaz indésirables, il faut donc procéder à son épuration. Il est obligatoire d’en retirer son sulfure d'hydrogène (H₂S), son eau et la majorité de son dioxyde de carbone. Le sulfure d'hydrogène rend le biogaz corrosif, mais ce dernier le rend aussi odorant, donc détectable facilement lors de fuites. Ainsi, en l’épurant, on va retirer une grande partie, voire la totalité de celui-ci, mais il faudra ensuite rendre le gaz odorant, avec du tétrahydrothiophène (C₄H₈S) par exemple.

Le biogaz n’est pas toujours utilisé directement, il est donc stocké dans les exploitations. De la même manière que lors de la mise en service des unités, si la quantité de biogaz stockée est supérieure à 10 tonnes, il faut procéder à une autorisation selon les régimes des ICPE. En dessous de 10 tonnes et à partir d’une tonne (soit 700 m³ de biogaz), il suffit de procéder à une déclaration. Si la valorisation du biogaz est impossible ou si les installations de valorisation présentes ne permettent pas la consommation de l’ensemble du biogaz produit, il est obligatoire d’installer une torchère afin de le brûler. De plus, si les installations permettent la production de 500 kW de méthane, alors des détecteurs de méthane doivent être installés. Pour limiter d'avantage les risques liés aux fuites de méthane, une des meilleures solutions reste une ventilation importante, voire l'exploitation à l’air libre (dans ce cas, il faut gérer les nuisances sonores afin de rester dans la réglementation des limites sonores de propriété, pour ce faire, une solution des plus simples est l’installation de trois murs antibruits, sans toit).

Du côté du digestat, ce dernier peut obtenir une valeur marchande et peut être cédé ou commercialisé si la teneur en {phosphore, azote, potassium} totale est supérieure à 7% et que, plus de 20% de la matière brute du digestat correspond à de la matière organique. Mais si le digestat est de trop mauvaise qualité (s’il ne respecte pas les conditions précédentes ou si la quantité de matière sèche est supérieure à 30%) alors il va être incinéré, ou il peut subir un plan d'épandage.

Enfin l’éluat, le liquide résultant de la méthanisation, peut être épandu ou envoyé dans des stations d’épuration du type aérobie. Cependant, il y a quelques dangers dans l’épandage de l’éluat, du fait qu'il s'agisse d'un mélange très azoté. Or la limite légale concernant l’azote dans un champ est de 150kg d’azote par hectare par an. De plus, son épandage libère de nombreux gaz toxiques comme le protoxyde d’azote (N₂O), un gaz à effet de serre, ou l’ammoniac, responsable de pluies acides allant à l’encontre des protocoles de Kyoto, dans la lutte contre les gaz à effet de serre, et de Göteborg, contre les pluies acides. Il faut donc contrôler son épandage et notamment surveiller les rejets gazeux.

Gestion d'une unité de méthanisation

L’installation d’unité de méthanisation est très coûteuse en argent et en temps. C’est pourquoi de nombreux moyens sont mis en place pour rendre la méthanisation accessible au monde agricole. En effet, pour une construction à taille industrielle, le coût de l’installation peut atteindre le million d’euros.

Avant de construire une unité de méthanisation, il est nécessaire d'effectuer certaines analyses. Par exemple, il est crucial de choisir la bonne technologie de méthanisation en fonction des déchets utilisés. Des organismes tels que l’ADEME, France Biogaz ou encore VALOGREEN peuvent aider les agriculteurs, ayant décidés de se lancer, et trouver des bureaux d’études avec lesquels ils ont déjà pu travailler auparavant. En effet, il existe de nombreux types de digesteurs. Le plus couramment utilisé est le procédé mésophile (à températures moyennes), le procédé thermophile (à températures élevées) l'est plus rarement. Il existe également la digestion anaérobie à deux phases, qui est un compromis des deux premières. Ces types d’installations diffèrent donc en matière de température de réaction, notamment. Mais d’autres facteurs sont à étudier tels que le type de brassage, qu’il soit mécanique, par pompage ou au biogaz, ou encore le temps de séjour de la matière, la régularité de l’alimentation, l’intensité de brassage, … Un enjeu majeur pour le choix de la technologie utilisée est le dimensionnement de l'unité en fonction de la quantité d'intrants disponible. En effet, le sur-dimensionnement de l'unité peut engendrer des pertes de rendement et rendre le processus non rentable économiquement et écologiquement.

En plus de les aider pour les démarches administratives, les organismes se chargent parfois de trouver le personnel ayant la capacité à former les agriculteurs, de manière à être plus indépendant dans leur maintenance. Cette dernière peut être assez longue et peut prendre entre une à deux heures par jour en fonction de la taille de l’installation.

Par ailleurs, malgré les subventions pouvant être accordées aux agriculteurs, certains s’associent pour construire une unité de méthanisation, par la formation de Société à action simplifiée (SAS), généralement. De cette manière, ils peuvent réunir leurs déchets organiques et pouvoir mettre encore plus à profit l’unité construite.

Pour la bonne réalisation de l’unité, de nombreux acteurs entrent donc en jeu. Tout d’abord, il y a les fournisseurs d’équipement de biogaz, sans qui, le digesteur ne peut être construit. Parmi eux, nous pouvons citer : Ecothane, France Biogaz Environnement, Aquatank, Schumann Tank, … Pour la réalisation de la construction, on fait aussi appel à des entreprises du bâtiment, notamment pour la structure extérieure.

On remarque donc que même s’il peut exister des industries exclusivement spécialisées dans la méthanisation, la construction d’une unité de méthanisation ne nécessite pas d’industrie spécialisée. Il est nécessaire de chercher les différents produits chez les fournisseurs et de les adapter pour l’unité de méthanisation. Par exemple, si l’on souhaite faire de la cogénération, on peut utiliser un moteur thermique classique convertit en moteur à biogaz. Cependant, il existe de nombreuses entreprises, ceux spécialisés dans la méthanisation, qui permettent aux agriculteurs de mettre en place les unités en analysant le potentiel. Certains organismes et associations comme l'Atelier Paysan proposent notamment aux agriculteurs une aide technique sur l' autoconstruction et la gestion d'un méthaniseur.

Dans un méthaniseur, les risques majeurs sont surtout liés au stockage des liquides, puisque le biogaz est à faible pression, voire à la pression atmosphérique. Il est néanmoins nécessaire de rester vigilant au niveau des risques de fuites, le méthane étant un gaz explosif.

Pour la maintenance des unités de méthanisation, de nombreux points sont à contrôler. En effet, certains facteurs sont à contrôler tous les jours alors que d’autres le sont moins régulièrement (voir le tableau suivant). En fonction des matières injectées, du temps de séjour, des bactéries présentes, … les températures et le pH des digesteurs peut varier. En effet, il faut s’assurer que le milieu est propice à la vie des bactéries et qu’elles puissent digérer les matières organiques correctement.

Tableaux des analyses quotidiennes et hebdomadaires obligatoires pour une unité de méthanisation

Paramètres	Analyse quotidienne	Analyse hebdomadaire
Température	Oui	Non
Acides gras volatils	Oui	Oui <500 mg/L
Pouvoir tampon (ou alcalinité) (en mg de carbonate de calcium /L)	Non	Oui
pH	Oui 5,5 à 8 (boues fraîches)	Oui 5,5 à 8 (boues digérées)
Production de biogaz (m3/j)	Oui	Non
Composition du biogaz (teneur en dioxyde de carbone)	Non	Oui 20-30%
Volume des boues fraîches entrant (m3/j)	Oui	Non

Cependant, un des risques le plus important est un mauvais mélange des matières premières. En effet, un mélange inadéquat peut engendrer des réactions violentes et/ou libérer des gaz toxiques ou anoxiques (entraînant la diminution, voire la disparition du taux de dioxygène dans les tissus). Ces gaz sont généralement traités après la digestion, quand ils font parties du biogaz, mais ces réactions peuvent aussi se faire dans les zones de prédigestion, c’est-à-dire dans les zones de stockage des matières premières. C’est pourquoi, si l’exploitant utilise plusieurs matières premières différentes, une formation est nécessaire avant la mise en service du digesteur. Durant cette formation, il apprend notamment quels mélanges il faut éviter, mais aussi à détecter les signes précurseurs d’une mauvaise réaction ou encore les mesures correctives à apporter. Ces dernières peuvent être la ventilation du mélange, le port de matériel de sécurité pour la respiration, voire l’arrêt de l’installation et l’évacuation du site.

Analyse concurrentielle du secteur

Depuis presque 10 ans, sous l'effet des politiques de transition énergétique menées par les Etats et les grandes entreprises en Europe, le marché du biogaz est en pleine effervescence. En effet, alors que les acteurs du marché étaient limités à quelques bureaux d’études et startups il y a quelques années, les nouvelles réglementations favorables aux énergies renouvelables ont attiré de nombreuses autres entreprises plus ambitieuses dans le domaine de la production de biométhane. Ainsi, de nombreuses firmes se retrouvent actuellement en concurrence pour trouver la bonne formule de production de biogaz à bas coûts et les sociétés spécialisées dans l’extraction d’énergies fossiles comme Total se lancent elles aussi dans la course en achetant du biométhane à des fournisseurs comme Bioénergie de la Brie en Seine et Marne pour l'injecter, en plus du gaz naturel, dans les bouteilles destinées aux consommateurs.

Certaines firmes s’imposent à l’heure actuelle comme leader du marché et profitent de leur avance technologique pour développer de nouveaux projets ambitieux. C’est le cas de Fertigaz fondée en 2006 et pionnier de la méthanisation industrielle qui est à l’origine de plusieurs grosses installations de méthaniseurs dans des communes françaises. Mais l’explosion du secteur du biogaz, en attirant de nombreuses entreprises, a mené plusieurs sociétés à l’échec alors même qu’elles entraient sur le marché. En effet, le cas de Enertime témoigne des marges de manœuvre étroites offertes par le domaine de la production de biométhane. Cette entreprise fondée en 2008 par Gilles David, ancien cadre dirigeant de Alstom T&D, est spécialisée dans le domaine des pompes à chaleur industrielles et a décidé, dans les années 2010, d’entrer dans le marché du biogaz avec de gros moyens financiers et technologiques. Néanmoins, une fois confrontée aux nombreux fournisseurs de technologies et aux développeurs de méthaniseurs, l’entreprise a préféré se recentrer sur son coeur de métier plutôt que d’investir de grosses sommes dans ce secteur ultra concurrentiel. La forte concurrence imposée par les autres secteurs de production d’énergies vertes est elle aussi à l’origine de la montée vertigineuse du marché du biométhane. En effet, de nombreuses entreprises engluées dans le secteur du solaire notamment, tendent à se diversifier au maximum pour se différencier des centaines d’autres sociétés du domaine. Le cas Inovasol est probablement le plus révélateur de la crise du marché. Cette entreprise, alors en difficulté dans le domaine de la production de panneaux photovoltaïques, s’est lancée en 2007 dans la production de biogaz dans le but de perdurer. Mais fautes d’innovations importantes et de moyens financiers, l’entreprise a fini par déposer le bilan en 2008 un an après s’être lancée dans la production de biogaz.

Quelques acteurs français dans le domaine de la méthanisation

Du fait de l’ultra concurrence des entreprises du domaine de la transition écologique, les acteurs actuels et les nouveaux entrants sur le marché se positionnent comme producteur de “multi-énergies renouvelables” et rachètent ou s’allient avec les petits fournisseurs du domaine pour croître et se renforcer. Ainsi les cas de Séchilienne Sidec (devenue Albioma en 2013) et de Armorgreen, deux acteurs français majeurs de la méthanisation, témoignent assez bien de la stratégie payante sur le marché. Il y a 7 ans, la première société a racheté 60% des parts de Methaneo, spécialiste du domaine du biogaz depuis ses débuts et développe près d’une vingtaine de projets en Europe et vise des gains de près de 40 M€ en 2017. La seconde a attaqué le biogaz en 2011 après s’être développée dans le solaire et vise la méthanisation à l'échelle des collectivités et des domaines agricoles suite à son alliance avec la société allemande Natural Engineering Solutions (NES) et prétend gagner près de 1,5 M€ par an et par installation.

Si les PME ne manquent pas sur le marché, de très grandes sociétés ont fait irruption dans le secteur depuis quelques années. Ainsi, à l’heure actuelle, GDF Suez et EDF s’imposent comme des entreprises incontournables du marché de la méthanisation grâce à leurs nombreuses filiales et leur taille importante. En effet, du fait de leur statut de fournisseur national, toutes les quantités d'énergie électrique et de biogaz produites et épurées par les unités du domaine, sont obligatoirement rachetées par ces groupes à des prix attractifs pour favoriser la production d'énergie renouvelable. L’importance de la transition énergétique et les investissements colossaux à venir de ces entreprises dans la production de biogaz à injecter dans les réseaux de gaz naturel urbain et dans la production d'électricité suite à la combustion du biométhane, pourraient amener ces deux acteurs à s’imposer définitivement comme leader du marché suite à des opérations de rachats d'autres entreprises déjà très avancées dans le domaine. La filière Energie Nouvelles de EDF a par exemple racheté en 2010 la compagnie Beacon Landfill Gas Holdings LLC, spécialisée dans l'installation de méthaniseurs aux USA, ce qui témoigne de sa volonté de se développer dans la filière dans les pays développés comme les États-Unis où les projets de biodigesteurs sont nombreux mais sous estimés.

Coûts liés au biométhane

En termes de rendement économique, le biogaz ne coûte pas très cher en matière première car il est issu de déchets initialement compostés ou brûlés. Néanmoins, la production nécessite de la place pour les infrastructures et un entretien assez pointilleux mais est une source d’énergie durable et facile à mettre en place au sein des collectivités, des zones industrielles ou des campagnes situées à proximité des espaces agricoles. Ainsi, le tableau suivant (Tableau 5.2.1) précise les coûts de reventes de l'électricité produite par la combustion de biogaz dans 4 pays développés d’Europe afin d’amortir l’investissement lié à la production du biométhane.

Pays	Prix minimum de revente (€/kWh)	Prix maximum de revente (€/kWh)	Prix moyen de revente (€/kWh)
Allemagne	0,084	0,310	0,197
Autriche	0,1129	0,1694	0,1412
Danemark	0,098	0,098	0,098
France	0,110	0,140	0,125

Tableau 5.2.1 : Prix de vente de l'électricité générée à partir de biogaz en Europe

Si la matière première présente des coûts abordables pour la méthanisation, les installations peuvent coûter très chères pour les producteurs malgré les aides nationales. En effet, le tableau 5.2.2 suivant résume pour tous types de technologies de méthaniseurs confondues, le prix moyen de l'installation pour des puissances électriques productibles par un particulier jusqu'à une collectivité. A noter que pour produire 1 MW d'électricité en France avec des panneaux solaires, il faut une installation d'environ 1 000 m² pour un coût de près de 2 000 000 € et qu'un parc éolien classique de 1 MW coûte environ entre 1 000 000 €.

Puissance électrique produite	Investissement par kW	Investissement total moyen
30 kW	7500 - 8500€	240 000 €
100 kW	4000 - 6000 €	500 000 €
500 kW	3500 - 5000 €	2 000 000 €
1 MW	3000 - 4500 €	3 000 000 €

Tableau 5.2.2 : Prix moyen d'une installation méthaniseur/générateur d'électricité

Il est intéressant néanmoins de visualiser le fait que produire de l'énergie électrique en France à partir de biogaz est plutôt intéressant comparé au prix du kWh produit par les systèmes photovoltaïques (Tableau 5.2.3). Le prix moyen du kWh d'électricité produit par la méthanisation est même légèrement en dessous du prix moyen du kWh proposé par EDF en France en 2019 (environ 0,125 € contre 0,140 €).

Moyen de production d'électricité	Prix moyen estimé (depuis 2012)
Hydraulique	0,150 €/kWh
Solaire	0,177 €/kWh
Eolien	0,082 €/kWh
Biogaz	0,125 €/kWh

Tableau 5.2.3 : Prix moyen d'un kWh électrique en France selon les moyens de production

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Environnement

Une technique de dépollution et de gestion des déchets en premier lieu

La méthanisation est un procédé pouvant être utilisé pour le traitement de tous les déchets organiques produits par l’activité humaine : les effluents agricoles mais aussi industriels ou en provenance des stations d’épuration mais aussi les ordures ménagères. Le premier avantage environnemental de la méthanisation réside donc bien dans le fait qu’elle utilise comme substrat des composés considérés comme indésirables ou dont on veut se débarrasser. Cela représente tout d’abord une économie d’énergie puisque ces déchets n’auront pas besoin d’être traités par d’autres filières souvent plus énergivores. Cela représente également une solution privilégiée pour certains substrats dont la gestion est difficile comme les déchets organiques graisseux non compostables. Cette solution permet également un retour au sol de la matière organique traitée. Cela lui donne un avantage sur des techniques concurrentes comme l’incinération. En effet, le digestat issu du processus possède un fort pouvoir fertilisant pour les sols qui ont besoin d’un apport en matière organique et en minéraux, habituellement apportés par des fertilisants. Cette solution permet donc également une baisse de leur utilisation. Leur production étant assez énergivore, les fertilisants peuvent également être la cause de pollutions des eaux ou de l’atmosphère. Dans cette mesure, le procédé de méthanisation entre souvent en concurrence avec le compostage qui est, lui, un procédé aérobie. Néanmoins, d’un point de vue environnemental, ces deux techniques semblent équivalentes car même si la méthanisation produit du méthane ensuite valorisé par combustion, libérant du dioxyde de carbone, le compostage produit également une quantité conséquente de gaz à effet de serre comme le protoxyde d’azote. De plus, la méthanisation offre l’avantage de désodoriser le digestat ensuite épandu. Ainsi, une étude au cas par cas peut permettre de départager ces deux solutions qui, a priori, semblent avoir une pertinence écologique équivalente. Ces deux techniques peuvent également être couplées avec un processus de compostage placé en amont ou en aval du digesteur pour augmenter les rendements et la qualité du digestat.

Traitement des déchets agricoles et d’élevage

Les unités de méthanisation agricoles constituent la majorité du parc français. C’est également dans les exploitations agricoles que des unités de méthanisation ont été construites pour la première fois en France à partir des années 1940. En effet, la ferme est un lieu important de production de matière organique, il constitue donc un emplacement stratégique pour un digesteur. Une étude approfondie de type analyse du cycle de vie (ACV) est conseillée pour évaluer les conséquences environnementales de la mise en place d’une unité de méthanisation. De nombreux facteurs entrent en jeu tels que la nature du substrat utilisé, son éventuel transport jusqu’au lieu de méthanisation ou encore les traitements requis par le digestat. Des différences résident également dans la manière de valoriser le biogaz produit. Cependant, cette solution reste quasiment toujours rentable énergétiquement car, d’après une étude de l’ADEME, un digesteur produit en moyenne 11 fois plus d’énergie que ce qu’il consomme. Et il offre surtout l’avantage aux agriculteurs de traiter leurs effluents, permettant ainsi une réduction des gaz à effet de serre émis par le stockage de ceux-ci.

Traitement des effluents

La méthanisation peut également être mise en place pour le traitement des effluents industriels ou encore des effluents urbains dans les pays chauds. En effet, ce procédé possède une efficacité assez élevée avec une réduction de 70 à 95% de la DCO (demande chimique en oxygène), indicateur de la quantité de matière organique contenue dans une eau. Cette dépollution ne permet pourtant pas un rejet direct du substrat dans la nature car la méthanisation ne traite pas les autres composés polluants pouvant se trouver dans les effluents comme les nitrates, produits toxiques ou métaux lourds. La méthanisation peut également avoir un rôle à jouer dans le traitement des eaux usées urbaines. En effet, les processus aérobies de traitement de ces eaux donnent, en sortie de clarificateur, ce que l’on appelle des boues activées. Elles constituent un déchet difficile à traiter. Le processus de méthanisation permet néanmoins une désodorisation et une stabilisation de ces boues.

La méthanisation comme alternative durable aux énergies fossiles

Méthane fatal

Tourbière, source naturelle de méthane

Comme il a été expliqué plus haut, la méthanisation est un processus naturel. Les milieux tels que les marais, les rizières, les décharges ou encore la digestion des animaux et des humains produisent du méthane. Il est, la plupart du temps, libéré directement dans l’atmosphère. Nous pourrons l’appeler « méthane fatal ». Il est produit de manière inévitable et naturelle mais est néanmoins cause de réchauffement climatique puisqu’il possède un pouvoir de réchauffement global 30 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone. De plus, ce méthane fatal voit sa quantité augmenter ces dernières années sous l’effet de plusieurs facteurs : modification du régime alimentaire des bovins dans l’élevage industriel, réchauffement climatique qui provoque la libération du méthane contenu dans le permafrost et augmente le pouvoir de réchauffement global du méthane.

Réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES)

La quantité de carbone contenue dans l’atmosphère augmente de manière considérable et provoque un véritable dérèglement climatique. Pour produire notre énergie, nous extrayons des ressources fossiles carbonées dans le sol : pétrole, gaz naturel, charbon, etc… Le ${\ce {CO2}}$ produit à l’issu de leur utilisation est alors également émis dans l’atmosphère. A cela s’ajoute le problème de la déforestation, la forêt étant le moyen principal pour la nature d’absorber ce carbone. Même s’il existe des moyens naturels pour la planète d’absorber celui-ci, son débit est bien trop important pour être absorbé naturellement par la biomasse. La méthanisation entre alors en jeu puisqu’elle permet, tout d’abord, de réduire les émissions de méthane fatal produit. Notamment, les excréments des animaux (fumier) ou encore nos déchets semblent constituer une part facilement valorisable. D’un autre côté, l’utilisation de ce méthane pour des besoins de chauffage (par combustion directe), de production d’électricité (par cogénération), ou encore de production de carburant pour les véhicules permet de réduire l’utilisation de ressource fossile et donc le transfert de carbone de la lithosphère à l’atmosphère qui est la cause du dérèglement climatique que nous subissons aujourd’hui.

La nécessité d’une gestion écoresponsable des unités de méthanisation

Nature des substrats utilisés

Il a été expliqué plus haut que la méthanisation a pour spécificité d’utiliser des déchets comme intrant, lui conférant une dimension plus durable par rapport à d’autres filières bio-sourcées comme les biocarburants (voir l'article https://www.greenpeace.fr/fausse-bonne-idee-agrocarburants/). Néanmoins, il arrive que dans certaines installations, des cultures énergétiques soient mélangées au lisier produit par la ferme. C’est par exemple le cas dans de nombreuses exploitations en Allemagne. En effet, ces cultures présentent un excellent rendement en biogaz. De plus, si l’on compare la filière biogaz à celle des biocarburants, deux avantages principaux à la méthanisation émergent : la filière biogaz tire profit de la plante en entier (tige, feuille, etc..) et elle permet un retour au sol de la matière organique avec l’épandage du digestat. Ainsi, les rendements pour un hectare cultivé sont bien meilleurs que pour les biocarburants et permettent une gestion plus durable des sols avec un retour de la matière organique. Cette utilisation de cultures énergétiques comme intrant n’est toutefois pas sans conséquences sur le bilan environnemental du processus. La consommation d’eau et d’énergie, notamment dans le cas de cultures irriguées, est importante ainsi que les impacts sur l’eutrophisation du milieu et l’acidification des sols. En effet, ces cultures provoquent la libération de composés organiques volatils et oxydes d’azote lors de la fertilisation des sols. Certains de ces composés sont également des gaz à effet de serre. Il est donc important de prendre en compte les émissions produites par la filière dans sa globalité pour éviter de tomber dans le piège des biocarburants évoqués précédemment. Dans ce rapport : https://www.ademe.fr/analyse-cycle-vie-acv-biogaz-issu-cultures-energetiques, un bilan global d’émissions de ces gaz a été effectué et montre que cette option reste favorable face à l’utilisation d’énergies fossiles. Il apparait même que, pour un faible taux d’incorporation de culture énergétiques dans le lisier, le bilan d’émission de GES soit meilleur que celui du lisier seul grâce à l’augmentation du rendement. On parle alors de transfert de pollution. Ce point met en avant la nécessité d’une gestion réfléchie des unités de méthanisation afin de trouver un équilibre entre émissions de GES et ces transferts de pollution. Il est également important de prendre en compte l'accaparement des terres et d'être vigilant à ce que ces terres cultivées ne viennent pas en remplacement de terres agricoles vivrières ou de zones forestières. On peut également souligner que tous les types de cultures ne sont pas égaux : que ce soit au niveau de la consommation d’eau ou d’énergie utilisée. Ainsi, ce bilan n’est pas figé et si certaines pratiques agricoles sont revues de manière plus durables, comme la gestion de l’azote, l’utilisation de cultures dédiées pourrait alors reprendre encore plus de terrain sur les énergies fossiles. De la même manière, l’utilisation de cultures intermédiaires pièges à nitrate (moutarde, phacélie, ray-grass, seigle) pourrait constituer une bonne alternative aux risques d’acidification et d’eutrophisation du milieu car elles ont pour vocation de capter une grande quantité de nitrate contenue dans le sol. Ainsi, l’utilisation de cultures à vocation énergétiques entraîne de nombreux désavantages d’un point de vue environnemental mais aussi éthique puisque l’on réquisitionne des terres destinées à la production de nourriture, elle demande donc une gestion durable et responsable des exploitations agricoles mais peut se justifier par les bénéfices en matière d’émissions de gaz à effet de serre.

Épandage du digestat

Comme nous l’avons déjà abordé, la méthanisation produit, en plus du biogaz, un digestat. Celui-ci est valorisable pour la fertilisation des sols, ce qui permet un retour à la terre de certains composés organiques et minéraux. Néanmoins, il est important d’être attentif à la qualité du digestat et à la manière dont il sera traité et épandu. En effet, la nature des intrants ainsi que les conditions de méthanisation influent grandement sur la composition du digestat obtenu. Ainsi, sa qualité agronomique peut être affectée mais surtout son impact environnemental ne sera pas le même. Par exemple, la gestion des émissions d’ammoniac dans l’air constituent une priorité pour les agriculteurs puisqu’elles sont la cause d’une eutrophisation du milieu et de la formation de particules fines. Lors du stockage du digestat, une grande quantité d’ammoniac peut être émise, d’où la nécessité de bonnes pratiques de stockage. De la même manière, durant l’épandage, il est important de minimiser les pertes ammoniacales.

Bilan d'émissions de GES : l'importance du rendement

Au-delà de ces bonnes pratiques d’épandage, il est également important qu’un suivi rigoureux accompagne l’unité de méthanisation. En effet, un méthaniseur vieillissant ou mal entretenu peut provoquer des pertes de méthane. Rappelons que le méthane est un gaz à effet de serre beaucoup plus fort que le dioxyde de carbone, il est également assez dangereux à cause des risques d’explosion. Ainsi, il est important que les agriculteurs soient accompagnés et formés à la maintenance de leur unité afin de conserver de bons rendements et de maintenir la sécurité sur leurs sites.

Agents pathogènes

Le digestat issu du procédé de méthanisation est souvent épandu dans des exploitations agricoles. Si des agents pathogènes sont présents, ils sont alors disséminés et peuvent transmettre des maladies à l’homme mais aussi aux animaux présents dans l’exploitation. Néanmoins, pour que cela soit possible il faut que l’agent pathogène ait survécu dans tous les milieux traversés avant de se retrouver dans le digestat. De plus, pour transmettre une maladie à son hôte, ces pathogènes doivent se trouver en quantité assez importante : la dose infectieuse. Bien entendu, le risque de contamination par des digestats issus de procédés hautes températures (thermophilique) est très faible comparé aux procédés mésophiliques. Des recommandations en ce qui conserne le fonctionnement des digesteurs existent donc pour garantir l’assainissement du digestat avec parfois la nécessité d’un prétraitement du substrat utilisé.

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Bibliographie

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• Benchimol, Sophie, Paul Laurent, et David Guianvarc. « ÉTUDE TECHNIQUE, ÉCONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE SUR L’INJECTION PORTEE DE BIOMETHANE DANS LE RESEAU DE GAZ », 2016. Disponible sur : https://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/injection-biomethane-reseau-gaz-synthese.pdf Consulté le 8 mai 2019.

Auteurs

SAMPIC Tom

BENZ Fabian

DEFAY Maxime

DIVE Amélie

SALOME Honorine

ANDRZEJEWSKI Iris

MALLEKH Ines

OULAHNA Adil

P2I4 - L'énergie sous toutes ses formes - Groupe 242

Département FIMI (Formation Initiale aux Métiers d'Ingénieur) - 2e année - INSA de Lyon

Date de rendu de la page Wikiversité : 13 mai 2019 (date de la dernière modification)