ENERGIES RENOUVELABLES

Du biométhane pour soutenir la transition énergétique : potentiel et coût en 2050

Par NB6141@engie.com - 09 juillet 2021 - 15:07

Afin d’aider ses parties prenantes (entreprises, autorités publiques, collaborateurs et citoyens) à mieux comprendre la transition, ENGIE publie, depuis plusieurs années maintenant, des études qui mettent en évidence les diverses méthodes possibles pour décarboner son mix énergétique et ainsi parvenir à une économie neutre en carbone. Cette étude, qui a été menée par les experts du Groupe et se fonde sur des données externes et objectives, analyse le potentiel de production et le coût du biométhane en Europe à l’horizon 2050.

 

Un rôle clé dans la transition énergétique

Pour atteindre l’objectif de « zéro émission nette » d'ici 2050, il faudra non seulement une électricité 100 % renouvelable, mais aussi des gaz verts (biogaz, gaz de synthèse et hydrogène). En effet, de nombreuses études récentes (CEER, Gas for Climate, ADEME, ...) attirent l’attention sur le fait que la transition énergétique exige des gaz verts, et plus particulièrement du biométhane, pour décarboner l’ensemble des secteurs.
Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE, 2020), le potentiel de matières premières mondial durable pour la production de biogaz et de biométhane pourrait couvrir approximativement 20 % de la demande de gaz actuelle.  La production de biométhane en l’occurrence dépend de la disponibilité de matières premières telles que les résidus agricoles et le fumier. La quantité de biométhane pouvant être produite en Europe, et les coûts associés, sont le sujet central de cette étude.
 

La production de biométhane en Europe en 2050 : estimation de la répartition géographique du potentiel de biométhane et des coûts associés en 2050

Ce rapport étudie la répartition géographique du potentiel de production de biométhane et estime les coûts associés dans l’UE et dans 10 pays voisins en 2050 pour la digestion anaérobie et la pyrogazéification.
Le rapport comporte deux chapitres. Le premier chapitre propose une évaluation du potentiel de matières premières dans le périmètre géographique défini, et dresse une longue liste de matières premières de biomasse utilisables pour la production de biométhane en localisant les endroits où ces matières premières sont disponibles. Le chapitre 2 donne une estimation des coûts de production du biométhane dans le périmètre géographique. L’étude évalue le coût de l’ensemble de la chaîne de valeur, depuis la collecte de la biomasse jusqu’à l’injection du biométhane dans les réseaux de gaz. 
 

Quelle est la méthode d’analyse utilisée ?

Le potentiel théorique de biomasse est évalué au moyen d'une analyse géographique. Des bases de données géographiques sur l’utilisation des sols sont croisées avec des statistiques pour évaluer la répartition spatiale de la biomasse. En tenant compte des hypothèses de mobilisation, des usages concurrentiels ou des règlements en matière de protection des sols, il est ainsi possible d’estimer le potentiel de production de biométhane à une résolution de 1 km2. 
L’étude localise ensuite les centrales biométhane les moins chers afin de pouvoir utiliser autant de potentiel de biomasse que possible. C’est lors de cette étape qu’est estimé le coût de la chaîne de valeur pour produire le biométhane. Le résultat est une répartition géographique des coûts de production du biométhane, en fonction de la logistique et des matières premières disponibles localement.
 

Deux chiffres clés :

  • Le potentiel de biomasse disponible en 2050 dans l’UE27+10 pourrait permettre de produire plus de 1 700 TWhPCS  de biométhane
  • Le coût du biométhane 1G pourrait descendre en dessous des 70 €2019/MWhPCS  en moyenne en 2050


Une méthodologie étendue à diverses analyses 

En conclusion, l’étude présente le potentiel de production de biométhane en Europe et les coûts associés, obtenus grâce à une modélisation détaillée de la chaîne de valeur. La méthodologie employée dans ce rapport pourrait être développée pour affiner l’analyse, par exemple en incluant la possibilité d'une extension du réseau ou d'un transport de bioGNL pour accroître le potentiel d'injection, ou en élargissant le périmètre de sorte à inclure d’autres matières premières (ex. : les algues pour le biométhane, les cultures pérennes pour les bioliquides, etc.). Les résultats et la méthodologie pourraient également servir pour d’autres analyses de rentabilité, comme par exemple pour identifier les ressources biomasse disponibles dans une région donnée ou pour déterminer s'il est nécessaire d’adapter le réseau du gaz.


* UE 27 + Albanie, Islande, Macédoine, Monténégro, Norvège, Suisse, Liechtenstein, Turquie, Royaume-Uni, Serbie