Focus sur 8 grands secteurs - Biogaz ou à la ferme doivent utiliser au moins indispensables pour équilibrer le mix 60 % d’intrants agricoles pour bénéficier d’intrants. Ces freins à l’approvisionnement des tarifs d’achat. Si la multiplication ont affecté la durée de fonctionnement des projets vertueux et durables est à d’environ 30 % des sites interrogés. mettre au profit de ce modèle, celui-ci Enfin, des pannes et des arrêts de la implique une exploitation différente des cogénération liés à des coupures de sites, en cours d’apprentissage. réseau et à un manque de fiabilité de matériels sont la troisième cause de Retour d’expérience décevant sous-performance. Alors que le secteur a commencé à se Inflation des coûts développer en 2011 grâce à un cadre réglementaire incitatif, le premier retour Les investissements (Capex) et charges d’expérience est décevant. En cinq ans, la d’exploitation prévisionnelles (Opex) ont filière a essuyé les plâtres. La production logiquement grimpé. Les sites sont plus de biogaz se distingue du solaire ou de équipés pour répondre à des natures l’éolien - des secteurs très capitalistiques d’intrants hétérogènes, avec un fort mais aux coûts variables faibles – car c’est taux d’indésirables potentiellement une activité de flux. La méthanisation, variables dans le temps. Les nouveaux procédé complexe, nécessite de sécuriser projets indiquent des Capex de l’ordre de le volume et la qualité des intrants. Une 10 000 €/kWe pour des petites puissances « préparation » d’importance car, si le (< 200 kWe) et 8 000 €/kWe à partir les installations inférieures à 500 kWh. mix d’intrants est instable et/ou peu d’1 MWe. Les Opex actualisés varient Au-delà, les promoteurs devront passer 57 homogène, le risque d’aléas grandit. entre 1 000 et 1 500 €/kWe sans grande par des appels d’offres avec le nouveau De plus, la variabilité de la « ration » variation selon la taille des projets. système du complément de rémunération, du méthaniseur réduit sa productivité. en vigueur en 2016. Un premier round Cette inflation a freiné le développement qui porte sur un volume de 10 MW a été Un comité de pilotage, réunissant les du secteur. Lors de l’étude, environ lancé, et est ouvert jusqu’au 22 août 2016. principaux acteurs, a mandaté le cabinet 1 projet sur 3 a été déclaré bloqué, faute E-CUBE pour dresser un état des lieux. de rentabilité et/ou de financement. Pour Pour les unités qui injectent du Conclusion : le particularisme français les financeurs, les niveaux de rentabilité biométhane, les tarifs d’achat sont a dirigé la filière vers un modèle multi- ne sont pas à la hauteur des risques compris entre 65 et 145 €/MWh. En intrants qui génère de nombreux aléas perçus. La filière a donc demandé que 2016, toutes les installations de biogaz d’exploitation liés à des équipements ces risques soient pris en compte par en France bénéficient du soutien de l’État non adaptés aux approvisionnements l’État dans le cadre des mécanismes via un ou plusieurs mécanismes (tarifs et/ou des problèmes de conception de soutien. d’achat, fonds chaleur, fonds déchets). entraînant des dysfonctionnements du procédé de méthanisation. 94 % des sites Priorité à l’injection de déclarent avoir rencontré des aléas, et 65 % 2. UN CADRE biométhane présentent une rentabilité inférieure au AMÉLIORÉ prévisionnel. Les intrants, fibreux, variés Jugée plus pertinente du point de vue et avec un taux potentiellement élevé de l’efficacité énergétique, l’injection de d’indésirables, nécessitent l’adaptation Réglementation révisée biométhane dans le réseau national de des équipements conçus pour d’autres gaz est encouragée par l’État. marchés européens. Les exploitants ont 2015 a constitué une année charnière. donc dû, et continuent, à développer Des arrêtés ont simplifié les démarches Depuis 2014, le dispositif dit «Double des procédés et des équipements plus administratives en généralisant le permis valorisation» permet aux producteurs de robustes pour y faire face. unique et en facilitant l’injection dans le biogaz de valoriser simultanément leur réseau de gaz. La filière a également production sous forme d’électricité et de Une autre problématique s’ensuit : la obtenu une revalorisation des tarifs d’achat biométhane injecté dans les réseaux de difficulté croissante pour les exploitants (entre 10 et 15 %, selon les cas), désormais gaz naturel. Et ce, avec le double bénéfice de se fournir en matières méthanogènes, compris entre 175 et 225 €/MWh pour des dispositifs de soutien existants pour Panorama des Cleantech 2016