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Définition d'un outil cartographique d'aide à  la décision dans le domaine de la méthanisation

( Télécharger le fichier original )
par Johan Poquet
Université Rennes 2 Haute Bretagne - Master 2 Aménagement du Territoire - Gestion de l'Environnement 2013
  

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2.3.1 Un développement lié à l'évolution des tarifs de rachat de l'électricité

C'est l'arrêté du 16 avril 2002 de la loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité qui fixe les premiers tarifs de rachat de l'électricité issu de la méthanisation en France. Ceux-ci ne sont pas assez attractifs pour les investisseurs et ne permettent pas l'émergence de la filière.

L'arrêté du 10 juillet 2006 réévaluera ces tarifs à la hausse, ce qui permettra de faire émerger quelques projets, mais toujours de façon très limitée, surtout comparé à la dynamique observée outre-Rhin.

Graphique 4 - Évolution de la puissance électrique cumulée des installations de méthanisation agricole en France (Source : ADEME, 2011 [5])

L'arrêté du 19 mai 2011 marque un véritable changement dans la politique des pouvoirs publics vis-à-vis de la méthanisation en France, car des tarifs de rachat véritablement intéressants sont mis en place (document annexe 3).

On comptait une douzaine d'unités de méthanisation agricoles en 2009, et une vingtaine en 2010. Fin 2012, environ 90 installations sont recensées, avec une progression de 70 nouveaux projets entre 2011 et 2012, soit une hausse supérieure à 75% en un an (MEDDE, 2012 [48]).

Le prix de rachat de l'électricité est annexé sur la puissance de l'unité (dégressif pour des puissances croissantes) ; deux primes peuvent également être perçues : la prime à l'efficacité énergétique (avec une valorisation efficace de la chaleur) et la prime au traitement des effluents d'élevage.

Aujourd'hui, en France, une valorisation de la chaleur est un point essentiel, voire indispensable pour qu'un projet de méthanisation puisse être économiquement rentable.

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2.3.2 Des objectifs ambitieux pour 2020 avec le plan EMAA* : vers un modèle « à la Française » ?

Présenté le 29 mars 2013 par les ministres Stéphane le Foll et Delphine Batho, le Plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote illustre la volonté actuelle des pouvoirs publics de dynamiser le développement de la filière méthanisation. Ce plan s'inscrit dans la trajectoire de la Conférence Environnementale de septembre 2012, ayant notamment fixé les grandes lignes de la transition énergétique française.

Il se base sur une double logique de gestion globale de l'azote sur le territoire et de développement d'un modèle français de la méthanisation agricole.

Les objectifs du volet méthanisation sont les suivants :

- Encourager le développement d'installations de méthanisation agricoles collectives conçues dans une logique d'ancrage territorial et dans le respect de la diversité des territoires, pour atteindre 1 000 méthaniseurs à la ferme à l'horizon 2020 ;

- Encourager la valorisation agronomique des digestats de méthanisation ;

- Créer, par les soutiens à l'innovation, une filière française d'équipements de méthanisation.

(MEDDE, 2013 [48]).

Graphique 5 - Comparaison de la production électrique biogaz avec les objectifs 2020 en GWh
(ObservER 2012, [76])

De plus, comme expliqué précédemment, depuis le décret du 23 novembre 2011, le biogaz produit peut également être injecté sur le réseau de transport GrT, une fois que celui-ci a été épuré. Cette possibilité représente un nouveau marché particulièrement prometteur pour la France, car tous les critères sont réunis pour permettre son développement :

- Une perspective d'évolution notable de la production de biogaz brut (cf. carte ci-dessous) ; - Un réseau de gaz naturel développé pour favoriser les projets d'injection ;

- Une volonté politique forte et durable, traduite par des mécanismes incitatifs que ce soit pour une utilisation bioGNV ou injection réseau ;

(ENEA Consulting, 2012 [37]).

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Carte 4 - Potentiel d'évolution de la production de biogaz brut à l'horizon 2020 (Plans d'action nationaux en
faveur des énergies renouvelables, 2010 ; ENEA Consulting 2012 [37])

Si l'on devait donc dresser le portrait du « modèle français » qui commence à émerger, on le situerait à la croisée des exemples allemand, danois et suédois.

En effet, la majorité des unités qui se développent actuellement sont des installations agricoles de taille intermédiaire (>200 Kwe) regroupant plusieurs exploitants. Elles mobilisent pour beaucoup en complément des déjections d'élevage, comme en Allemagne, des déchets issus de l'industrie agro-alimentaire et présentent systématiquement une valorisation de la chaleur grâce à la prime à l'efficacité énergétique. Cependant, la France, afin d'éviter de mettre en concurrence cultures énergétiques et cultures alimentaires, se refuse à promouvoir la méthanisation en co-digestion : aucune prime aux cultures énergétiques n'est envisagée, seules les cultures dérobées sont autorisées.

Certaines unités collectives de grosses puissances (>1MWe) semblables à celles présentées dans le modèle danois sont également développées, se basant sur un approvisionnement multiple auprès de l'industrie, du monde agricole et des collectivités (exemple du projet LIGER à Locminé : 1,5 MWe et 1,6 MWth, actuellement en développement chez Armorgreen). La valorisation de la chaleur est également indispensable pour ce type de projet.

Enfin, l'injection sur le réseau, possible depuis 2011, tend à se développer et représente un potentiel de développement considérable en France : cette valorisation du biogaz s'inspire du modèle suisse/suédois.

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