Etats des lieux de la petite méthanisation avec cogénération (< 80 kWe) en France

Le modèle de méthanisation agricole actuellement développé en France s’oriente principalement vers des unités avec cogénération d’une puissance électrique comprise entre 100 et 300 kW. En raison de gisements limités de déchets à fort potentiel méthanogène, il est utile d’analyser la faisabilité d’unités de méthanisation plus autonomes en termes d’intrants et donc de plus petite dimension. C’est pourquoi l’Ifip a réalisé un état des lieux de la très petite méthanisation en France. Cet état des lieux a permis de recenser 25 unités en fonctionnement avec une cogénération comprise entre 30 et 80 kW (moy. 57 kWe) de puissance électrique installée. Sur l’ensemble de ces unités, ce sont 1000 à 10 000 tonnes de substrats, composés très majoritairement d’intrants provenant de l’exploitation (moy. 84 %), qui sont incorporés annuellement dans le digesteur. Les coûts d’investissement de 11 200 €/kWe (7 800 à 16 800 €/kWe) sont élevés alors que les taux de subvention (38 % en moyenne) sont finalement comparables à ceux des unités à la ferme et centralisées. Les possibilités de réutilisation d’ouvrages existants, l’utilisation ou non d’une trémie d’incorporation, d’un post-digesteur, le degré d’automatisation ou d’auto-construction sont autant de paramètres expliquant la variabilité des coûts d’investissement sans que nous ayons pu les quantifier. L’Allemagne et, dans une moindre mesure, l’Italie, sont plus favorables au développement de la petite méthanisation, compte tenu d’un prix d’achat de l’électricité issue du biogaz supérieur et de coûts d’investissement inférieurs.

Une rentabilité encore difficile à déterminer

Sur une dizaine d’installations pour lesquelles nous disposions de suffisamment de données économiques, avérées ou estimées, nous avons déterminé leur Taux de Rentabilité Interne (TRI). Il est de 3 et 11 % respectivement sans et avec subvention, soit des estimations de rentabilité moyenne plutôt modérée et sans grande marge de sécurité. Compte tenu du manque de recul, 23 unités sur 25 ayant été construites après 2011, des incertitudes demeurent sur des paramètres importants (temps de fonctionnement, rendement et coût de maintenance des moteurs, productivité en méthane, qualité des équipements…). Un bilan à l’issue de 2-3 ans de fonctionnement serait nécessaire. Si une réduction des coûts demeure toujours d’actualité, des négociations sont par ailleurs en cours de discussion pour restructurer les tarifs d’achat de l’électricité issue du biogaz. Cette gamme de puissance pourrait notamment bénéficier de tarifs plus incitatifs : une aide indispensable pour en dynamiser le développement !

Contact : pascal.levasseur@ifip.asso.fr – (Etude réalisée dans le cadre du projet européen Biogas3 IEE)