Articles biomasse et filières vertes

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2019/07/05

Biocarburants avancés, quel avenir dans les transports ?


Source : Bioénergies International



Biocarburants avancés, quel avenir dans les transports ?

L’IFPEN organisait une table ronde le 26 juin 2019 sur l’avenir des biocarburants de deuxième génération dits avancés, issus des déchets agricoles et résidus forestiers. Voici la synthèse de cette journée.

Le contexte réglementaire de la stratégie française

Anne-Florie Coron, Sous-Directrice de la sécurité d’approvisionnement et des nouveaux produits énergétiques, Direction générale de l’énergie et du climat (Ministère de la Transition écologique et solidaire)

Le contexte réglementaire français s’inscrit dans le cadre de la stratégie française pour l’énergie et le climat publiée début 2019. Ce cadre présente deux volets :

  • la stratégie nationale bas carbone, qui vise la neutralité carbone à horizon 2050 et qui concerne tous les secteurs ;
  • la Programmation Pluriannuelle de l’Energie qui fixe les objectifs à horizon 2023-2028 en matière d’efficacité énergétique, de sécurité d’approvisionnement et de développement des énergies renouvelables.

Dans ce cadre, décarboner le secteur des transports est un enjeu fondamental pour atteindre la neutralité carbone, ce qui passe par trois grands piliers : réduire la consommation, électrifier les usages et, lorsque le moteur thermique est incontournable, développer les biocarburants avancés et le bio GNV. Les biocarburants liquides ont tout leur sens dans le cadre du transport aérien. Cette solution est d’ailleurs discutée dans  le cadre d’un partenariat pour la croissance verte qui réunit toutes les entreprises du secteur aérien et l’Etat pour le développement des biocarburants aéronautiques.

Deux projets de loi contribuent à mettre en place le cadre législatif énergétique :

  • La Loi d’Orientation des Mobilités, en cours d’adoption, prévoit un cadre pour le développement des mobilités douces (vélo, transports en commun) ainsi qu’un soutien public aux unités de production de bio GNV. L’objectif : ne plus avoir de véhicules légers circulant à énergies fossiles à horizon 2040 ;
  • La loi énergie-climat fixera des objectifs en matière de décarbonation, notamment la neutralité carbone à horizon 2050.

En ce qui concerne l’incorporation des biocarburants, des outils incitatifs existent (sous forme de taxe à l’incitation fixée chaque année dans la loi de finances) pour les transports terrestres, et un outil similaire devrait être proposé prochainement pour le transport aérien. L’objectif est de répondre aux objectifs de la directive REDII qui prévoit 3,5% de biocarburants avancés à horizon 2030.

La question de l’approvisionnement en biomasse

Patrice Mangin, Directeur I2E3 (Institut d’innovations en éco-matériaux, éco-produits et éco-énergies – Canada) 

La question de l’approvisionnement en ressource a toute son importance. Cette question est fortement liée à l’acceptabilité sociétale des projets et à leur impact sur la biodiversité. En ce qui concerne cette dernière,  la question est simple si l’on parle en termes de métrique (nombre d’individus recensés), mais devient plus complexe si l’on parle en termes de diversité des espèces. Or la modification des espèces présentes peut être due à de nombreux facteurs (modification de l’habitat, du climat, etc.).

Le projet Bioénergies La Tuque (BELT) a pour objectif de construire la première bio-raffinerie canadienne à partir de résidus de coupes forestières. Il représente 800 millions d’euros d’investissement, et vise à remplacer 5 à 7% des carburants fossiles utilisés pour les transports au Québec par des biocarburants avancés. L’objectif est de faire des carburants de type drop-in.

Parmi les parties prenantes consultées, BELT travaille notamment avec la communauté Atikamekw des Premières Nations, qui a une très bonne connaissance de la ressource. La sécurisation des approvisionnements sur 25 ans minimum est également clé pour une usine qui va produire pendant 40-50 ans.

La réglementation est un autre élément clé pour le développement des biocarburants avancés. Par exemple, en Amérique du Nord, les biocarburants avancés permettent d’obtenir des crédits carbone et à ces projets d’atteindre un équilibre financier. En revanche, sans législation solide, ces projets ne tiennent pas la route parce que l’investissement de départ en capital est trop important.

L’incitatif (ou mandat au Québec) est également un moyen de favoriser les biocarburants, en imposant une certaine part de biocarburants avancés dans les carburants fossiles. Cela crée le marché et met tous les producteurs sur un pied d’égalité.

On constate aujourd’hui une forte demande en biocarburants. Neste par exemple a installé des stations multi-carburants en Finlande et a constaté que le public était prêt à accepter un prix plus élevé pour des carburants avancés.

Les technologies françaises de biocarburants avancés sur le point d’entrer sur le marché

Jean-Christophe Viguié, responsable de programme biocarburants (IFPEN) 

Dans le cadre de la décarbonation du secteur des transports, les biocarburants représentent une option de choix à plusieurs titres :

  • Ils peuvent être déployés sans nécessiter de mise en place massive d’infrastructures nouvelles ;
  • ils peuvent être utilisés dans les véhicules actuels car ils se mélangent souvent jusqu’à des teneurs élevées avec les carburants conventionnels ;
  • ils peuvent être utilisés seuls ou en combinaison avec des options technologiques nouvelles comme l’hybridation ;
  • et, enfin, ils représentent à court ou moyen terme la seule option technique pour décarboner certains secteurs tels que le transport aérien.

Biocarburants avancés et conventionnels sont deux options qui se complètent. Les biocarburants conventionnels sont déjà  une réalité industrielle en France :  ils sont incorporés de 7 à 8 % dans les carburants et représentent 25 000 emplois. En revanche, ils sont issus de matières premières pouvant entrer en concurrence avec un usage alimentaire (sucre de betterave, amidon de maïs, de blé ou huile de colza). C’est pour cela que dès les années 2000 d’importants travaux de R&D ont été lancés pour développer de nouvelles technologies pour la production de biocarburants avancés à partir de ressources lignocellulosiques. IFPEN s’est engagé pleinement dans ces travaux et a participé à deux projets majeurs en France :

  • Futurol (démontrer la production de bioéthanol avancé, technologie validée sur plus de 10 biomasses différentes), et
  • BioTfueL (démontrer la production de biogazole de synthèse et de biokérosène de synthèse homologué par l’ASTM pour être incorporé jusqu’à hauteur de 50% dans les réservoirs des aéronefs).

Il est important de développer ce type de projets en commun avec des industriels afin de bien comprendre leurs enjeux et leurs objectifs. Ces technologies permettront de produire des carburants avec une réduction des émissions de GES de 85 à 90 % par rapport à la référence fossile. Pour déployer ces technologies aujourd’hui à l’échelle industrielle, il est nécessaire de disposer d’un cadre réglementaire et il est souhaitable d’aider les premiers industriels qui vont se lancer ; il faut également un cadre fiscal dédié et stable pour les produits ; et enfin d’une réglementation de l’émission des véhicules qui prenne en compte l’ACV complète des véhicules et non pas les seules émissions de CO2au pot d’échappement.
Pour le biojet, le carburant n’étant aujourd’hui pas taxé, et sans objectif d’incorporation ni système fiscal dédié, il est difficile d’y inclure des biocarburants qui ont un bilan environnemental plus favorable que les fossiles mais restent plus onéreux.

La France a des atouts forts pour développer cette filière des biocarburants avancés, car elle dispose d’une industrie de production de biocarburants conventionnels, d’une industrie du raffinage, de ressources lignocellulosique importantes, et de technologies de production de biocarburants avancés. Les unités de production de biocarburants avancés pourraient s’intégrer soit à des unités de production de biocarburants conventionnels, soit à des raffineries de pétrole, de façon à trouver des synergies et réduire les investissements qui sont importants. Quant à la biomasse, l’enjeu en France n’est pas tant la quantité que la mobilisation. Enfin, les unités de production de biocarburants avancés sont également la porte d’entrée vers des bioraffineries : par exemple dans une unité de bio-éthanol avancé, on peut coproduire des sucres deuxième génération, qui seront la base des molécules plateforme pour des produits avancés. Des projets sont désormais en cours dans le monde (Inde, Est de l’Europe), pour développer de tels projets industriels, il faut 4 ou 5 ans, c’est aujourd’hui qu’il faut les amorcer. Ces unités permettront de créer des emplois industriels des emplois agricoles et sylvicoles et de décarboner les transports.

Enjeux et opportunités dans le secteur de l’aviation

Nicolas Jeuland, Responsable Prospective carburants bas carbone (Safran

Le secteur aérien est actuellement au centre de beaucoup de discussions quant à son empreinte environnementale. Il y a déjà eu beaucoup d’évolutions en 50 ans, un aéronef actuel émet 80 % moins de GES par passager.km comparé aux premières générations. L’ensemble de l’industrie aéronautique travaille d’arrache-pied pour poursuivre cette réduction de l’empreinte environnementale de l’aviation et s’est fixé des objectifs ambitieux. Les carburants alternatifs durables, dont les biocarburants avancés, font clairement partie de la solution.

Le domaine aéronautique présente cependant un certain nombre de contraintes qu’il faut prendre en compte.
Tout d’abord, il convient de s’assurer que tout développement technologique d’énergie alternative permet de continuer à assurer la mission première de ce secteur, qui est le transport de voyageurs d’une manière sûre et efficace sur de longs trajets. Tout développement d’énergie alternative doit donc se faire dans cette optique de maintien d’un niveau optimal de sécurité, et de maintien des performances (rayon d’action, tenue à froid…)
A titre d’exemple, l’avion électrique à batteries n’existera pas avant très longtemps sur du moyen ou du long-courrier car, actuellement, même les meilleure batteries ne permettent pas d’effectuer ce type de trajet compte tenu de la densité énergétique de ces batteries et donc du poids embarqué.

La sécurité est un élément fondamental. Il n’est pas envisageable que le développement d’une énergie alternative se fasse au détriment du niveau de sécurité optimal des vols. C’est pour cela que les biocarburants de deuxième génération, les « drop-in », nous intéressent particulièrement, parce que leur contenu énergétique est très élevé et la compatibilité avec l’ensemble des aéronefs / aéroports est déjà garantie à des taux de mélange pouvant aller jusqu’à 50 %. Des filières de production de biocarburants avancés sont en effet d’ores et déjà certifiées au niveau international; ils peuvent donc être intégrés de façon sûre dans tous les avions du monde jusqu’à 50 %.

La principale difficulté de l’aéronautique réside principalement dans les vols internationaux :

  • Cette notion d’international implique une coordination entre pays. Il est indispensable qu’un carburant jugé comme ayant un bénéfice environnemental dans un pays soit jugé de la même façon dans un autre pays. Cela se discute à un niveau international au sein de l’OACI. Cette organisation a permis de réelles avancées, telle que la mise en place de cadres internationaux comme le CORSIA, le seul organisme international qui permet à l’industrie aéronautique de compenser ses émissions ;
  • Les carburants représentent 40 % des coûts opérationnels d’une compagnie aérienne. Il est donc important de prendre en compte dans les mécanismes mis en place pour développer ces biocarburants (actuellement encore 2 à 3 fois plus chers que les filières classiques) les aspects distorsions de concurrence au niveau local et d’éventuels effets négatifs liés par exemple à des stratégies d’achats de carburant particulières (stratégies dites de « tankering », par exemple faire le plein de l’aéronef pour plusieurs missions, ce qui a pour conséquence d’alourdir l’aéronef et d’augmenter les émissions, ou encore d’effectuer des escales dans les aéroports à bas coût de carburant).

La limite désormais est qu’il faut que ces carburants arrivent sur le marché dans des conditions économiques acceptables pour tous. Et pour cela, il va falloir un message fort de la part des pouvoirs publics afin notamment de donner aux industriels une vision sur le long terme (réglementation, critères de durabilité) qui lui permette d’investir dans les unités de production de biojet. Des mécanismes de soutien à la demande devront également sans doute être mis en place pour « lancer la machine ».

> Écouter l’ensemble des débats

Le point de vue de Renault Trucks :


2019/06/26

Lancement de GoodChips® première certification internationale du bois déchiqueté combustible


Source : Bioénergies International



 

Lancement de GoodChips® première certification internationale du bois déchiqueté combustible

Article paru dans le Bioénergie International n°59 de janvier 2019

Plaquettes de hêtre criblées, photo Frédéric Douard

Le 30 octobre 2018, Bioenergy Europe, l’association européenne de la biomasse, a lancé GoodChips®, première certification internationale de la qualité pour bois-énergie distribué sous forme de plaquettes ou de broyats. “La création de GoodChips® répond à une demande de longue date de la part de l’industrie. Le développement croissant du marché a vu l’arrivée d’une multitude de nouveaux acteurs. Le besoin d’un moyen fiable et indépendant de distinction des entreprises mettant en œuvre les bonnes pratiques et se focalisant sur la qualité de leur produit est désormais devenu nécessaire” a déclaré Jean-Marc Jossart, secrétaire général de Bioenergy Europe.

En Europe, les plaquettes représentent aujourd’hui 50 % de l’ensemble du bois-énergie. Jusqu’à présent, et bien que ce produit ait été commercialisé partout dans le monde depuis des décennies, aucun système de certification à vocation internationale n’avait encore été développé. Mis à part plusieurs certifications nationales existantes, le marché s’est essentiellement développé sans cadre de gestion global et GoodChips® a pour ambition de combler ce manque, tant au niveau international que national si besoin.

La création de GoodChips® est le résultat d’un long processus de consultation avec les producteurs, distributeurs, constructeurs et associations. L’aboutissement de ce travail est un schéma de certification complet incluant douze classes de qualité (huit pour les plaquettes, quatre pour le broyat), s’adressant à chaque profil de producteur et d’utilisateur final, pour un usage industriel ou domestique. L’arrivée de GoodChips® devra faciliter le choix entre les offres en fournissant une information universelle, basée sur un ensemble de normes ISO, et certifiée par un organisme tiers.

Criblage de plaquettes forestières, photo Bioenergy Europe

La certification est gérée par l’équipe, qui au sein de Bioenergy Europe, a mis en place ENplus® pour les granulés de bois. L’évaluation de la conformité du produit est quant à elle réalisée par des tiers certificateurs, accrédités et référencés par GoodChips® et agissant indépendamment du management de GoodChips®.

La structure de coût est progressive. GoodChips® a été développée pour englober la variété des profils actifs dans l’industrie et ne se limite pas seulement aux plus gros acteurs. Une cotisation fixe de 500 € est applicable pour un volume de production certifié inférieur à 5 000 tonnes par an, tandis qu’une tarification de 0,10 € par tonne certifiée sera appliquée pour les plus gros volumes. Des réductions sont prévues pour les volumes supérieurs à 40 000 tonnes, avec un autre palier à 80 000 tonnes. Et pour lancer la machine, les producteurs rejoignant GoodChips® en 2019 bénéficieront d’une remise de 30 % valable jusqu’en 2021.

Actuellement, la Belgique est le seul pays francophone qui dispose déjà d’un organisme référent pour GoodChips®, la FEBHEL, la fédération interprofessionnelle belge du bois-énergie, qui en tant que partenaire national, collabore au déploiement de GoodChips® en Belgique. Des partenariats d’accompagnement sont aussi déjà établis en Pologne, en Croatie, en Lituanie et sont en instruction dans d’autres pays.

Du côté des organismes certificateurs, PCU Deutschland en Allemagne et ENAMA en Italie ont d’ores-et-déjà été agréés par GoodChips®. Quatre laboratoires ont aussi été agréés pour la partie tests : ASG Analytik-Service GmbH et Eurofins Umwelt Ost GmbH Niederlassung Freiberg en Allemagne, Inspectorate Estonia AS – Bureau Veritas en Estonie et Energy Agency of Plovdiv en Bulgarie. GoodChips® enregistre l’arrivée de nouveaux organismes de façon quasi-quotidienne.

L’équipe GoodChips® invite donc toutes les parties intéressées à participer au déploiement de cette certification (organismes professionnels, certificateurs ou laboratoires) à se manifester pour candidater.

À cette heure, les premières démarches de certification de fournisseurs de bois déchiqueté sont déjà engagées et Bioénergie International refera un point sur l’avancement de cette certification prochainement.

Contact et information supplémentaires :
 +32 23 19 47 35
info@goodchips.eu – goodchips.eu

Frédéric Douard


2019/06/22

La granulation en unités mobiles de biomasses sous-exploitées


Source : Bioénergies International



La granulation en unités mobiles de biomasses sous-exploitées

Article paru dans le Bioénergie International n°54 de mars-avril 2018

Le laboratoire RAGT Energie à Albi, photo RAGT

RAGT Énergie, société experte en valorisation énergétique de la biomasse basée à Albi, travaille depuis 2015 au sein du programme de recherche et d’innovation MOBILE FLIP, en collaboration avec douze organisations européennes. Retour sur des travaux qui ouvrent de nouvelles perspectives de valorisation !

Origine du projet

De par son histoire, l’Europe est un grand producteur de biomasse mais une bonne partie de ses sous-produits agricoles ou forestiers est actuellement difficilement exploitable, car très hétérogène, saisonnière et dispersée sur le territoire.

Le groupe de travail MOBILE FLIP, photo RAGT Energie. Cliquer sur l’image pour l’agrandir.

Pourtant de nombreux produits biosourcés pourraient être créés à partir de ces ressources, comme des biochars pour assainir les sols, des pesticides naturels utilisables en agriculture ou agroforesterie, des adjuvants pour la production de panneaux de bois, des sucres hydrolysables comme intermédiaires avant production de sucres simples, ou des biocombustibles pour valorisation en énergie.

Le projet MOBILE FLIP vise donc à concevoir des unités regroupant les technologies clés de conversion de la biomasse qui puissent être :

  • mobiles, afin de pouvoir accéder plus facilement et à moindre coût à ces ressources ;
  • flexibles, afin de pouvoir utiliser des matières aux caractéristiques physiques et chimiques très variables.

Test de granulation de hêtre torréfié, photo RAGT Energie

Cinq chaînes de valeurs sont actuellement étudiées dans lesquelles
les technologies suivantes sont présentes :

  • Granulation, consistant à densifier la matière sous forme de granulés,
  • Torréfaction, prétraitement thermique réalisé sous atmosphère inerte (en général du diazote), entre 200 et 350 °C, permettant d’améliorer les qualités d’un biocombustible (pouvoir calorifique, hydrophobie, broyabilité),
  • Pyrolyse lente, également prétraitement thermique réalisé sous atmosphère inerte, entre 350 et 550 °C, permettant la production de charbon végétal (biochar),
  • Carbonisation hydrothermale, procédé physico-chimique de conversion réalisé entre 180 et 260 °C et en autoclave sous pression de 10 à 50 bars dans de l’eau. Il permet d’obtenir des charbons végétaux structurés (hydrochar) de composés organiques en charbon structuré,
  • Traitement hydrothermal et saccharification, traitements thermique et enzymatique de solubilisation de la biomasse en sucre.

La granulation est une étape particulièrement sensible

Zoom sur un canal de compression d’une presse à granuler

Pour rappel, le procédé de granulation permet :

  • de densifier la matière, et de réduire ainsi les coûts de transport, de stockage et de manutention,
  • de contrôler l’humidité du produit et de le rendre stable dans le temps,
  • d’homogénéiser les caractéristiques des produits, ce qui simplifie leur utilisation.

Ce procédé, étudié par RAGT Énergie depuis plus de 10 ans, est présent dans trois des cinq chaînes de valeur du programme Mobile Flip, ce qui se représente un challenge scientifique, car les conditions de granulation de nouvelles ressources sont encore mal définies à l’échelle industrielle, particulièrement lorsqu’elles ont subi des prétraitements thermiques (torréfaction, pyrolyse ou carbonisation hydrothermale), car ils dégradent fortement la capacité des biomasses à être granulées.

Les principaux paramètres à adapter dans ces cas-là sont :

  • le taux de compression, défini comme le rapport entre la longueur et le diamètre des canaux de compression de la filière. Il détermine le temps de séjour et la quantité de contraintes générées à l’intérieur des canaux en fonction de la matière utilisée.
  • le taux d’humidité de granulation, qui doit-être ajusté pendant la préparation de la matière à granuler, car il joue un rôle de liant mais peut détériorer la granulation à trop forte dose.

Sélectionner les matières représentatives des ressources disponibles à fort potentiel

Résidus forestiers broyés, photo Mobile Flip

Le premier défi majeur a été d’identifier les matières sous-exploitées et disponibles dans les lieux d’étude du programme de recherche (Suède, Finlande, Estonie, Grèce et France). Parmi cette liste d’une trentaine de biomasses, une seconde étape d’évaluation de leur potentiel à fournir des produits biosourcés de qualité a été effectuée. En se référant aux critères des biocombustibles, RAGT Énergie a ainsi mesuré la densité, l’humidité, les compositions chimiques, le pouvoir calorifique, la teneur en cendres et le pouvoir absorbant, ce qui a permis la sélection de cinq biomasses agricoles et de cinq biomasses forestières.

Étude de l’influence des propriétés des biomasses et de leurs prétraitements sur la granulation

L’objectif de RAGT Énergie a été de tester ces matières brutes, torréfiées et pyrolysées sur son unité pilote de granulation (~60 kg/h), en faisant varier les conditions afin d’identifier celles permettant la granulation la plus efficace.

Le premier résultat a été de constater que la durabilité (résistance mécanique aux contraintes) atteint réellement un optimum en utilisant une humidité bien précise. Aussi cette humidité optimale est plus facile à atteindre en utilisant un taux de compression important.

Graphe 1 : Variation de la durabilité pendant la granulation de saule sous 21 conditions différentes (2 taux de compression et 7 humidités) – Source Mobile Flip. Cliquer sur le graphique pour l’agrandir.

Il a aussi été constaté que l’influence des paramètres de granulation n’a pas le même impact en fonction des critères de qualités observés.

Par exemple, pendant la granulation du saule brut, une durabilité optimale a été obtenue à une humidité d’environ 16 % (zone B du graphe 1), tandis qu’une densité optimale a été obtenue à une humidité de 10 % (zone A du graphe 2).

Graphe 2 : Variation de la masse volumique pendant la granulation de saule sous 21 conditions différentes (2 taux de compression et 7 humidités) – Source Mobile Flip. Cliquer sur le graphique pour l’agrandir.

Il est également notable que l’augmentation du taux de compression a permis l’obtention de granulés à haute durabilité pour une plage d’humidité plus importante (graphe 1).

Cependant, l’augmentation du taux de compression augmente le coût de consommation (graphe 3).

Graphe 3 : Variation du coût de consommation électrique (estimé à 0,07€ le kWh) pendant la granulation de saule sous 21 conditions différentes (2 taux de compression et 7 humidités) – Source Mobile Flip. Cliquer sur le graphique pour l’agrandir.

Au vu de ces résultats, la sélection de conditions optimales peut sembler complexe. Cependant, si l’on compare les points A et B, nous constatons que pour obtenir une durabilité comparable, le coût de consommation s’est révélé comparable alors que la masse volumique apparente des granulés a été largement supérieure.

Granulés de hêtre torréfié à 250°C pendant 1h15, photo RAGT Energie

Ce travail a été effectué pour chacune des matières, brutes et pré-traitées, ce qui a permis de conclure les points suivants :

  • Pour chacune des matières, il existe des conditions optimales de granulation qui sont spécifiques aux caractéristiques physiques et chimiques de ces dernières.
  • Un taux de compression élevé permet d’avoir un impact de l’humidité réduit sur la qualité des granulés produits et donc de réduire les risques industriels.
  • Un mauvais choix d’humidité de granulation et/ou de taux de compression augmente de manière importante les coûts de production, notamment liés à la consommation énergétique (consommation doublée dans des cas extrêmes).

Il apparaît donc que des tests de granulations soient indispensables pour optimiser la qualité des granulés mais également les coûts de production associés.

Quelles étapes suivantes pour RAGT Énergie ?

RAGT Énergie participe aujourd’hui à la création et à la mise en place de ces unités mobiles de granulation qui seront associées à des unités mobiles de pyrolyse, torréfaction …

Concernant les essais de granulation, RAGT Énergie a démarré une thèse CIFRE pour évaluer l’impact de la qualité des matières premières mais surtout de leur prétraitement (mécanique et/ou thermique) sur la qualité de granulation. De plus, il est actuellement étudié l’impact de la qualité des granulés sur la qualité de combustion des granulés en conditions réelles.

Ces travaux permettront d’aller plus loin dans la modélisation et la prédiction du comportement optimum en granulation, ce qui permettra à RAGT Énergie de proposer des solutions toujours plus innovantes aux producteurs de biocombustibles.

Contacts :

Les 12 partenaires du projet MOBIL FLIP et leur localisation

Ce projet est financé par le programme de recherche et d’innovation Horizon 2020 de l’Union européenne, en vertu de la convention de subvention n°637020-MOBILE FLIP.


2019/06/21

Enquête sur les prix des combustibles bois en France en 2018


Source : Bioénergies International



Enquête sur les prix des combustibles bois en France en 2018

Bûches de chêne, photo Frédéric Douard

L’ADEME a publié en décembre 2018 une étude réalisée par CODA Stratégies sur les prix des combustibles bois en France en 2018. Un premier rapport évalue le prix des combustible bois pour les particuliers (chauffage domestique au bois) et un second rapport est consacré à la présentation des prix des combustibles pour les marchés tertiaire, collectif et industriel.

Le rapport sur le prix des combustible bois pour les particuliers s’appuie sur une enquête approfondie des prix pratiqués par des revendeurs représentatifs des différents profils présents sur le marché mais aussi sur des relevés de prix complémentaires réalisés sur Internet et auprès de grandes surfaces (jardinerie, grandes surfaces de bricolage). Il permet de synthétiser le niveau des prix actuels pour les combustibles couramment consommés par les particuliers (bois bûches, granulés, bûches et bûchettes reconstituées…) tout en s’intéressant aux différents facteurs de variation (impact de la région de commercialisation, période de commercialisation, qualité et essences des bois…). Il présente également les données internationales relatives aux prix des granulés afin de situer le marché français dans son contexte international.

 

Stockage de bois-énergie pour l’alimentation des réseaux de chaleur, photo Frédéric Douard

Un second rapport est consacré à la présentation des prix des combustibles pour les marchés tertiaire, collectif et industriel. Ce rapport s’appuie sur les données publiées par le CEEB en y intégrant les coûts de livraison moyens actualisés.

Dans chacun des rapports, les prix des combustibles bois sont comparés à ceux des autres énergies couramment utilisées.

Téléchargements :


Les exigences du plan d’épandage de digestat de méthanisation


Source : Bioénergies International



Les exigences du plan d’épandage de digestat de méthanisation

Article paru dans le Bioénergie International n°56 de juillet-août 2018

Epandeur à pendillards, photo Miro

Qu’elles soient soumises à déclaration, enregistrement ou autorisation au titre des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE), les installations de méthanisation transforment les végétaux, déjections animales, déchets d’industries agroalimentaires… en biogaz. Le fruit de cette transformation biologique conduit à la production d’un digestat qui correspond en moyenne à 90 % du tonnage entrant. Bien que des traitements du digestat soient possibles (séparation de phase avec compostage, séchage, osmose inverse…), la valorisation agronomique du digestat par épandage sur terres agricoles reste la solution la moins coûteuse. Loin d’être une contrainte, cette valorisation agronomique permet d’effectuer des apports en fonction des besoins des cultures en substitution des engrais minéraux.

Le cabinet Impact et Environnement, est spécialisé dans la réalisation des dossiers ICPE (déclaration, enregistrement, autorisation), dans les domaines agricoles et industriels (notamment les unités de méthanisation : plus de 100 projets accompagnés). Cette activité inclut la réalisation des plans d’épandage avec étude pédologique, les diagnostics environnementaux, les études et mesures spécifiques (drainage, mesures sol, eau, effluents, bruits…). Il fait le point sur la procédure d’établissement et de mise à jour du plan d’épandage de digestat, avec un gros plan sur l’arrêté du 13 juin 2017 qui permet sous certaines conditions d’épandre sans plan d’épandage, ainsi qu’un gros plan sur les études pédologiques. Impact et Environnement a en effet déjà réalisé des plans d’épandage avec étude pédologique sur plus de 60 000 ha en France.

Exemple de cartographie générale d’épandage, Impact et Environnement – Cliquer sur la carte pour l’agrandir.

Des réglementations parfois complexes qui se superposent

L’épandage de digestat est soumis à différentes règles qui, au regard de la superposition des différentes réglementations, rend parfois complexe l’élaboration du plan d’épandage et sa mise en pratique.

Dans tous les cas, tout digestat produit, qu’il ait fait ou non l’objet d’une séparation de phase, est considéré comme un déchet et ne peut être valorisé agronomiquement qu’en faisant l’objet d’un plan d’épandage. On notera qu’une exception à cette règle est venue s’ajouter avec l’Arrêté du 13 juin 2017 approuvant un cahier des charges pour la mise sur le marché et l’utilisation de digestats de méthanisation agricoles en tant que matières fertilisantes.

Néanmoins, bien que très attrayant, nous verrons plus tard que ce nouvel outil réglementaire est aujourd’hui interprété avec rigueur par les services administratifs, limitant au final « quelque peu » l’objectif premier de ce texte.

Mais revenons au plan d’épandage qui doit être produit pour tout digestat, hors arrêté du 13 juin 2017. Ce plan d’épandage permet de présenter les parcelles susceptibles de recevoir ce digestat, mais son format et les obligations réglementaires qui y sont liées, notamment le suivi, sont différentes en fonction de la réglementation des ICPE.

Système d’épandage de digestat liquide avec stockage en bord de champ, photo Listech

En dehors de la réglementation des ICPE, nous rappellerons que suivant l’annexe de l’article R122.2 déterminant les projets soumis à évaluation environnementale ou à cas par cas, le plan d’épandage dépend de la rubrique 26. « Stockage et épandages de boues et d’effluents ». Cette rubrique soumet au cas par cas tous les épandages répondant à l’un des critères suivants :

  1. Plan d’épandage de boues relevant de l’article R. 214-1 du même code et comprenant l’ensemble des installations liées à l’épandage de boues et les ouvrages de stockage de boues, dont la quantité de matière sèche est supérieure à 800 t/ an ou azote total supérieur à 40 t/ an.
  2. Épandages d’effluents ou de boues relevant de l’article R. 214-1 du même code, la quantité d’effluents ou de boues épandues présentant les caractéristiques suivantes : azote total supérieur à 10 t/ an ou volume annuel supérieur à 500 000 m³/ an ou DBO5 supérieure à 5 t/ an.

Cependant, dans les cas où le dossier présente une unité de méthanisation avec en même temps la valorisation du digestat par plan d’épandage, le plan d’épandage est considéré comme connexe à l’installation classée. Dans ce cas, la connexité à l’ICPE conduit à suivre la procédure liée à l’ICPE considérée.

De plus, selon la réglementation applicable au 1er mars 2017, les projets IOTA (Installations, Ouvrages, Travaux et Activités soumis à la loi sur l’eau) peuvent en fonction de certains seuils relever de la procédure d’autorisation ou à déclaration.

Or le plan d’épandage est soumis aux rubriques IOTA  :

  • Épandage d’effluents ou de boues, à l’exception de celles visées à la rubrique 2.1.3.0 et à l’exclusion des effluents d’élevage, la quantité d’effluents ou de boues épandues présentant les caractéristiques suivantes
  • 2.1.4.0 – A : Azote total supérieur à 10 t/an ou volume annuel supérieur à 500 000 m³/an ou DBO5 supérieure à 5 t/an,
  • 2.1.4.0 – D : Azote total compris entre 1 t/an et 10 t/an ou volume annuel compris entre 50 000 et 500 000 m³/an ou DBO5 comprise entre 500 kg et 5 t/an.

Un projet peut donc être cumulativement au-dessus des seuils pour la nomenclature loi sur l’eau et pour la nomenclature ICPE). Dans les cas où les seuils de ces deux nomenclatures s’appliquent, les procédures à suivre sont détaillées dans le tableau suivant :

ICPE ci-contre
IOTA ci-dessous
A E D
A AEnv E-ICPE si A-IOTA nécessaire au fonctionnement de l’ICPE ou dont la proximité en modifie notablement les dangers ou inconvénients.AEnv dans les autres cas AEnv
sauf si pétitionnaire décide de faire D-ICPE à part
D AEnv E-ICPE si D-IOTA nécessaire au fonctionnement de l’ICPE ou dont la proximité en modifie notablement les dangers ou inconvénients.E-ICPE  et D-IOTA dans les autres cas D-ICPE si D-IOTA nécessaire au fonctionnement de l’ICPE ou dont la proximité en modifie notablement les dangers ou inconvénients.E-ICPE  et D-IOTA dans les autres cas

Conclusions sur les différentes réglementations (ICPE – R 122.2 – IOTA)

Avant d’établir le plan d’épandage, il est indispensable de vérifier à quelle réglementation et procédure est soumis le plan d’épandage en sachant que dans la majeure partie des cas, le plan d’épandage est connexe à l’installation de méthanisation et suit donc la réglementation de cette dernière.

Avant de détailler le contenu d’un plan d’épandage, il est nécessaire de revenir sur le cas particulier où le digestat répond à l’Arrêté du 13 juin 2017 approuvant un cahier des charges pour la mise sur le marché et l’utilisation de digestats de méthanisation agricoles en tant que matières fertilisantes.

L’arrêté du 13/06/ 2017 : est-ce la fin du plan d’épandage de digestat ?
Cet arrêté du 13 juin 2017 permet d’utiliser le digestat sans plan d’épandage à la condition de respecter un cahier des charges bien précis. Ce cahier des charges comprend notamment des critères spécifiques sur :
  • les matières entrantes : nécessité d’avoir au moins de 33 % de la masse brute entrante composée de déjections animales et au moins 60 % d’effluents d’élevage et matières végétales agricoles brutes,
  • l’installation : le procédé est de type infiniment mélangé mésophile ou thermophile avec une agitation mécanique. La digestion se réalise dans un méthaniseur à une température comprise entre 34 et 42 °C pour le procédé mésophile et entre 50 et 65 °C pour le procédé thermophile, et à un pH compris entre 7 et 8,5,
  • le contrôle qualité : la vérification des critères d’innocuité mentionnés aux tableaux 1 et 2 est effectuée pour chaque lot sur des échantillons représentatifs du produit.

Ainsi, ce dernier point conduit à ce que le digestat respecte à la fois des teneurs en éléments traces et des valeurs seuils maximales en micro-organismes pathogènes (Escherichia coli ou Enterococcaceae et Salmonella).

Toutefois, le non-respect de ce cahier des charges et notamment des valeurs seuils maximales en micro-organismes conduit à la nécessité de valoriser le digestat sur un plan d’épandage.

Dans la pratique, la mise en route d’une installation de méthanisation, les interruptions techniques volontaires ou involontaires conduisent au non-respect des valeurs seuils en micro-organismes du digestat. Dans ces conditions : un plan d’épandage de secours est nécessaire pour pallier au non-respect du cahier des charges établi par cet arrêté du 13 juin 2017. Toute la difficulté restera à dimensionner le plan d’épandage de secours en fonction du processus, des stockages…

Au final, le plan d’épandage pour valoriser le digestat reste nécessaire et indispensable.

Un plan d’épandage à tenir à jour pour les installations soumises à déclaration ICPE

Dans le cas d’une unité de méthanisation ne traitant que des effluents d’élevage et des matières végétales issues d’une seule exploitation, les conditions d’épandage du digestat correspondent à la réglementation qui s’applique à l’exploitation. Le plan d’épandage de l’exploitation doit être mis à jour en tenant compte du changement de nature de l’effluent. La méthode d’épandage est alors adaptée pour limiter les émissions atmosphériques d’ammoniac.

Dans les autres cas, une étude préalable d’épandage précise l’innocuité (dans les conditions d’emploi) et l’intérêt agronomique du digestat au regard des paramètres définis à l’annexe II (de l’arrêté du 10/11/2009 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations de méthanisation soumise à déclaration), l’aptitude du sol à le recevoir, et le plan d’épandage détaillé ci-après. Cette étude justifie la compatibilité de l’épandage avec les contraintes environnementales recensées et les documents de planification existants, notamment les plans prévus à l’article L. 541-14 du code de l’environnement et les schémas d’aménagement et de gestion des eaux, prévus aux articles L. 212-1 et 3 du code de l’environnement.

Remarque : Tout plan d’épandage doit être conforme aux SDAGE et SAGE en vigueur. Ceci induit que les plans d’épandage doivent être dimensionnés en fonction de l’équilibre de la fertilisation (y compris pour les dossiers déclarations).

L’étude préalable comprend notamment :

  • la caractérisation du digestat à épandre (quantités prévisionnelles, rythme de production, valeur agronomique) ;
  • la description des caractéristiques des sols, notamment au regard des paramètres suivants : granulométrie ; matière sèche (%) ; matière organique (en %) ; pH ; azote global ; azote ammoniacal (en NH4) ; rapport C/N ; phosphore échangeable (en P2O5) ; potassium échangeable (en K2O) ; calcium échangeable (en CaO) ; magnésium échangeable (en MgO) ;
  • la description des modalités techniques de réalisation de l’épandage.

Exemple de cartographie des parcelles d’épandage, carte Impact et Environnement – Cliquer sur la carte pour l’agrandir.

Le plan d’épandage à réaliser est constitué :

  • d’une carte à une échelle minimum de 1/12 500 e permettant de localiser les surfaces où l’épandage est possible compte tenu des exclusions réglementaires. Cette carte fait apparaître les contours et les numéros des unités de surface permettant de les repérer, ainsi que les zones exclues à l’épandage ;
  • d’un document mentionnant l’identité et l’adresse des prêteurs de terres qui ont souscrit un contrat écrit avec l’exploitant ;
  • d’un tableau référençant les surfaces repérées sur le support cartographique et indiquant, pour chaque unité, la superficie totale et la superficie épandable.

L’épandage est effectué par enfouissement direct, par pendillards ou par un dispositif équivalent permettant de limiter les émissions atmosphériques d’ammoniac.

Classes d’aptitude
à l’épandage
Caractéristiques du sol Commentaires
Aptitude 0
Sol inapte à l’épandage
Ø Sol humides sur au moins 6 mois de l’année (forte saturation en eau – hydromorphie importante).
Ø Pente trop forte car : accès difficile des engins agricoles, risque de ruissellement.
Ø Sols très peu profonds (< 20 cm).
Ø Sols de texture très grossière.
Ø Sur roches.
Epandage interdit toute l’année (minéralisation faible et risque de ruissellement).

Les sols sont trop humides ou trop peu profonds, ou de texture trop grossière pour “conserver” des déjections qui vont passer rapidement dans le milieu aquatique.

Les surfaces drainées depuis moins de 2 ans doivent être mentionnées, et exclues de l’épandage compte tenu des risques de ruissellement et les risques de colmatage des drains en particulier par le lisier.

Aptitude 1

Aptitude moyenne

Ø Sols moyennement profonds (entre 30 et 60 cm) et/ou moyennement humides (hydromorphie moyenne).
Ø Pente moyenne.
Ø Les terrains de pente située entre 7-15 % liés à un risque de ruissellement.
Ø Les sols riches en cailloux, graviers, sables grossiers (risque de percolation rapide de l’effluent en profondeur).
Epandage accepté.

La période favorable à l’épandage se limite généralement pour ces sols à la période proche de l’équilibre de déficit hydrique.

Les risques de ruissellement ou de lessivage seront d’autant plus limités si les épandages sont correctement réalisés :
–  épandages sur prairies
–  sols très bien ressuyés ;
–  risques de pluie peu importants ;
–  apports limités ;
–  épandages proches du semis.

Epandage interdit de novembre à mars inclus.

Aptitude 2

Bonne aptitude à l’épandage

Ø Sols profonds (> 60 cm).
Ø Hydromorphie nulle : peu humides (hydromorphie nulle).
Ø Faible pente.
Ø Bonne capacité de ressuyage (absorbe facilement l’eau et redevient sec en moins de 2 jours après une pluie importante).
Epandage sous réserve du respect du calendrier et des distances réglementaires.

Dans tous les cas, l’épandage doit respecter des distances d’épandages par rapport aux tiers, cours d’eau, lieu de baignade… Ces distances sont détaillées dans le tableau ci-dessous :

Distances d’épandage. Cliquer sur le tableau pour l’agrandir.

Au final, il est important de bien répertorier l’ensemble du parcellaire susceptible d’être utilisé pour l’épandage. Dans le cas où une nouvelle parcelle venait s’ajouter à l’exploitation sans que le plan d’épandage soit mis à jour, il ne serait pas possible d’épandre sur cette nouvelle parcelle. En cas de non-respect de cette règle, des pénalités liées à la PAC sont susceptibles d’être prononcées en cas de contrôle.

En matière de suivi, un cahier d’épandage sera tenu à jour et à la disposition de l’inspection des installations classées, pendant une durée de 10 ans. Pour chacune des parcelles ou îlots d’épandage, il est nécessaire d’indiquer : les surfaces effectivement épandues, les dates d’épandages, la nature des cultures, les volumes et la nature de toutes les matières épandues, les quantités d’azote épandues, toutes origines confondues, l’identification des personnes morales ou physiques chargées des opérations d’épandage ainsi que l’ensemble des résultats d’analyses pratiquées sur les sols et les matières épandues avec les dates de prélèvements et de mesures et leur localisation. En outre, chaque fois que le digestat est épandu sur des parcelles mises à disposition par un prêteur de terres, le cahier d’épandage comprend un bordereau cosigné par l’exploitant et le prêteur de terre.

Ce bordereau établi au plus tard à la fin du chantier d’épandage, comporte l’identification des parcelles réceptrices, les volumes et les quantités d’azote épandues.

Spécificité du Plan d’épandage pour installations soumises à enregistrement ou autorisation : l’étude pédologique

En complément aux exclusions réglementaires détaillées précédemment, les plans d’épandage pour les installations soumises à enregistrement ou autorisation doivent faire l’objet d’une caractérisation de l’aptitude des sols. Cette aptitude des sols est établie par une étude pédologique à la tarière qui permet de définir trois classes d’aptitude.

Profil de sol réalisé par carottage, photo Impact et Environnement

Ainsi des profils de sols sont réalisés comme ci-après en identifiant la texture, la profondeur, le substrat géologique et l’hydromorphie :

Prélèvement de sol pour étude pédologique, photo Impact et Environnement

  • Horizon de surface : 0 à 35/40 cm de profondeur (horizon labourable). Sol brun sain, argileux à argile lourde sans cailloux, compact.
  • Horizon intermédiaire parfois absent de 35/40 à 80/90 cm de profondeur (S) : brun clair, argile lourde, avec quelques cailloux selon les secteurs (silex, craie), sain à légèrement hydromorphe selon les secteurs,
  • Horizon profond au-delà de 90 cm de profondeur. Argile lourde brune claire, généralement oxydé (environ 5 à 10 % de la matrice) avec présence de craie (débris blanchâtres).

CARACTÉRISATION COMPLÈTE DES SOLS AVEC POINTS DE RÉFÉRENCE :

Dans le cas d’une unité de méthanisation relevant de la rubrique 2781-1 de la nomenclature des installations classées, le plan d’épandage respecte les conditions visées à la section IV ” Épandage ” de l’arrêté du 2 février 1998 modifié, à l’exception de certaines dispositions.

Dans le cas d’une unité de méthanisation traitant des boues d’épuration des eaux usées domestiques, le plan d’épandage respecte les conditions visées dans l’arrêté du 8 janvier 1998.

Et, dans le cas d’une autre unité de méthanisation relevant de la rubrique 2781-2 de la nomenclature des installations classées, le plan d’épandage respecte les conditions visées à la section IV ” Épandage ” de l’arrêté du 2 février 1998 modifié susvisé (voir résumé dans l’encadré suivant).

Cet arrêté du 2 février 1998 modifié stipule que :
Tout épandage est subordonné à une étude préalable, comprise dans l’étude d’impact, montrant l’innocuité (dans les conditions d’emploi) et l’intérêt agronomique des effluents ou des déchets, l’aptitude du sol à les recevoir, le périmètre d’épandage et les modalités de sa réalisation.Cette étude justifie la compatibilité de l’épandage avec les contraintes environnementales recensées ou les documents de planification existants et est conforme aux dispositions du présent arrêté et à celles qui résultent des autres réglementations en vigueur.Cette étude préalable doit comprendre au minimum :
  1. La fabrication des déchets ou effluents : origine, procédés de fabrication, quantités et caractéristiques ;
  2. La représentation cartographique au 1/25 000 du périmètre d’étude et des zones aptes à l’épandage ;
  3. La représentation cartographique, à une échelle appropriée, des parcelles aptes à l’épandage et de celles qui en sont exclues, en précisant les motifs d’exclusion;
  4. La liste des parcelles retenues avec leur référence cadastrale ;
  5. L’identification des contraintes liées au milieu naturel ou aux activités humaines dans le périmètre d’étude et l’analyse des nuisances qui pourraient résulter de l’épandage ;
  6. La description des caractéristiques des sols, des systèmes de culture et des cultures envisagées dans le périmètre d’étude ;
  7. Une analyse des sols portant sur les paramètres mentionnés au tableau 2 de l’annexe VII a et sur l’ensemble des paramètres mentionnés en annexe VII c, réalisée en un point de référence, représentatif de chaque zone homogène ;
  8. La justification des doses d’apport et des fréquences d’épandage sur une même parcelle ;
  9. La description des modalités techniques de réalisation de l’épandage ;
  10. La description des modalités de surveillance des opérations d’épandage et de contrôle de la qualité des effluents ou déchets épandus ;
  11. La localisation, le volume et les caractéristiques des ouvrages d’entreposage.

L’étude préalable est complétée par l’accord écrit des exploitants agricoles des parcelles pour la mise en œuvre de l’épandage dans les conditions envisagées.

Une filière alternative d’élimination ou de valorisation des déchets solides ou pâteux doit être prévue en cas d’impossibilité temporaire de se conformer aux dispositions du présent arrêté.

Le préfet peut faire appel à un organisme indépendant du producteur de déchets ou d’effluents et mettre en place un dispositif de suivi agronomique des épandages dans un objectif de préservation de la qualité des sols, des cultures et des produits.

Carte pédologique, Impact et Environnement – Cliquer sur la carte pour l’agrandir.

Ajouté à l’étude pédologique, il est nécessaire de réaliser des analyses de sols complètes (agronomie, éléments traces métalliques, composés traces organiques) sur des points de référence qui correspondent à des zones homogènes identifiées lors de l’étude pédologique.

La réglementation ne détermine par le nombre de points de référence par rapport à la surface étudiée.

Carottage d’une parcelle pour étude pédologique, photo Impact et Environnement

Ces points de référence vont permettre de vérifier que les teneurs des sols en éléments traces métalliques et composés traces organiques ne dépassent pas les valeurs limites (détaillées par l’arrêté modifié de février 1998). Il s’agira aussi d’effectuer un suivi sur ces points de référence pendant tout la durée de l’installation et du plan d’épandage, pour vérifier que ces teneurs ne sont pas dépassées au cours du temps.

Au final, le plan d’épandage permet d’établir les surfaces qui vont réellement recevoir du digestat en prenant en compte les distances réglementaires et l’aptitude des sols et leurs caractéristiques (analyses de sols), ainsi que les différentes dispositions liées aux schémas et richesses naturelles existants.

Dans tous les cas, son dimensionnement devra s’établir en fonction de l’équilibre de la fertilisation (imposée par le SDAGE) et prendre en compte les spécificités locales (zone d’action renforcée…).

Outre, le plan d’épandage ; il est nécessaire d’avoir une réflexion sur le calendrier d’épandage qui au regard des cultures peut contraindre d’augmenter les besoins de stockage ou au contraire rechercher des nouvelles surfaces d’épandage avec un assolement différent permettant d’augmenter les périodes d’épandage et donc les possibilités d’épandage.

Epandeur à pendillards avec broyeurs, photo Pichon Indusries

Aujourd’hui, l’arrêté de juin 2017 laisse entrevoir la fin du plan d’épandage mais, la nécessité de la maîtrise des aspects sanitaires et du suivi du devenir du digestat conduit inévitablement à mettre en place un plan d’épandage (même en secours…).

Auteur et contact : Cyrille Martineau – Impact et Environnement – 49070 Beaucouzé – Tél. : +33 241 72 14 16 – contact@impact-environnement.fr – www.impact-environnement.com


2019/06/20

Le Fonds Chaleur, un outil efficace mais pas suffisant pour atteindre les objectifs


Source : Bioénergies International



Le Fonds Chaleur, un outil efficace mais pas suffisant pour atteindre les objectifs

Note d’analyse de la FNCCR territoire d’énergie qui regroupe près de 800 collectivités territoriales françaises organisatrices de services publics locaux sur l’énergie, l’eau, le numérique et les déchets.

4813 installations aidées par le Fonds Chaleur de 2009 à 2018. Source ADEME

En 2018, le Fonds français pour la chaleur renouvelable a atteint un montant d’engagement de 260 M€. Prévu initialement avec un budget initial de 208 M€ pour l’année, il a été renforcé de 30 M€ en octobre 2018 auxquels ont été ajoutés 20 M€ d’optimisation de crédits disponibles. De manière générale, ce sont les réseaux de chaleur qui représentent la majorité des montants engagés (48 %, soit 377km contre 231 en 2017), suivis par le bois-énergie (près de 25 %) qui a produit 40 % des tep EnR de l’année. Toutefois, une analyse sur les années précédentes confirme l’inquiétude dans le développement de la biomasse qui peine à revenir à ses niveaux antérieurs de développement depuis la baisse notable des prix du gaz, inquiétude confirmant la difficile atteinte de la trajectoire LTECV/PPE. Rappelons notamment que pour atteindre l’objectif PPE 2023, la production EnR&R supplémentaire annuelle devrait atteindre 500 à 600 ktep/an (moyenne FChal 2009/2018 : 240 ktep/an).

L’écroulement du BCIAT de 2017 continue à se faire sentir, même s’il y a une légère remontée, mais avec des plus petits projets par rapport aux années antérieures. La géothermie connaît cette année une belle dynamique (77 projets contre 51 en 2017), fortement tirée en MWh livrés par quatre projets de géothermie profonde notamment qui font 65 % de la production géothermale totale. Le solaire augmente, grâce en particulier aux contrats territoriaux/patrimoniaux qui ont généré cette année 81 nouvelles installations mais surtout via l’émergence de grandes surfaces via l’AAP ADEME dédié, dont la FNCCR a soutenu la renouvelabilité notamment via le GT ministériel « Place au Soleil ». Enfin, la valorisation de la chaleur de récupération sur UIOM/UVE connaît une forte hausse, même si le gisement va avoir prochainement tendance à s’épuiser. Côté froid, l’émergence de la thématique se confirme avec deux nouveaux projets aidés.

Du point de vue économique, on observe un ratio global d’aide ADEME de 4,95 € / MWh EnR&R, stable par rapport à 2017 et dont l’efficience est régulièrement mis en avant, notamment par la Cour des Comptes. La majorité des dossiers passent en forfait, même si les montants attribués passent en majorité en analyse économique (logique comme il s’agit de grandes installations), pour 75 % du budget.

Livraisons de bois à la chaufferie d’Ugine, photo Frédéric Douard

Pour 2019, l’enveloppe Fonds Chaleur est, grâce à la mobilisation de l’ensemble de la filière, de 350 M€ avec un taux d’engagement des dossiers d’environ 1/3 en avril. Notons par ailleurs, dans l’évolution des règles du Fonds Chaleur, l’ajout d’une rubrique « boucles d’eau tempérée » permettant de généraliser ces projets.

Enfin, concluons cette analyse par une note d’inquiétude : on dénombre actuellement 70 ETP gérant le Fonds Chaleur côté ADEME, dans un contexte d’augmentation du budget (ce qui est positif et ce pour quoi la FNCCR s’est battue, aux côtés d’autres partenaires de la filière !) et, loin d’être dans une logique d’adaptation des effectifs à ce nouvel enjeu, on constate une logique de diminution des effectifs…nous avons ainsi des remontées inquiétantes des régions qui n’arrivent plus dans ce cadre à assurer non seulement l’animation territoriale, essentielle pour l’émergence des projets, mais également à assurer le lancement d’appels à projets sectoriels pour les filières moins priorisées (notamment la chaleur fatale, le solaire thermique…). En parallèle d’une dynamique d’élections locales qui vont faire attendre l’émergence de projets, ainsi que le gel de l’augmentation de la trajectoire de la CCE, la courbe des projets ne risque pas de décoller, malgré l’affichage d’une aide plus importante via le Fonds Chaleur salué par tous.

Contact : Guillaume Perrin – g.perrin@fnccr.asso.fr – energies-aujourdhui.fr


La bioélectricité aurait trop d’avantages … pour le système électrique français


Source : Bioénergies International



La bioélectricité aurait trop d’avantages … pour le système électrique français

Editorial du Bioénergie International n°60 de mai-juin 2019

Livraison de bois à la centrale de cogénération de Felletin dans la Creuse, abandonnée en 2013 par l’Etat français, photo Frédéric Douard

Le Panorama de l’électricité renouvelable en France, élaboré par RTE, le SER, Enedis, l’ADEeF et l’agence ORE, montre que les renouvelables ont couvert 22,7 % de la consommation d’électricité en 2018, un chiffre en forte hausse par rapport à 2017 (18,5 %). Mais cette montée en puissance n’est pas également portée par toutes les filières, une situation résultant d’efforts très inégaux de l’État vers les filières. Ainsi, la progression du parc a été de 943 MW au quatrième trimestre 2018, les filières éolienne et solaire représentant la quasi-totalité de la puissance raccordée.

La biomasse, reléguée dernière roue du carrosse électrique français

Parc de production électrique renouvelable en France au 31 décembre 2018. Source Panorama de l’électricité renouvelable en 2018.

La filière des bioénergies électriques (dans laquelle est comptabilisée la production par les ordures ménagères résiduelles), n’atteint quant à elle, avec seulement 74 MW de nouvelles capacités en 2018, qu’une puissance installée de 2 026 MW. Sa production s’est élevée à 7,5 TWh en 2018 (9,7 TWh en incluant la part non renouvelable des OMR qui représente conventionnellement 50 % de leur tonnage), en hausse de 3,2 % par rapport à 2017. Cette production est à mettre en parallèle avec la production électrique renouvelable totale en 2018 : 108,7 TWh.

Avec 3,9 % de la puissance installée, le parc des bioénergies assure néanmoins 6,9 % de la production renouvelable et démontre ainsi une production par MW deux fois supérieure que celle des autres filières, une qualité fort utile, mais curieusement non recherchée par les pouvoirs publics français. Et ce n’est pas une question de ressource puisque le pays ne consomme, toutes applications confondues y compris les filières matériaux et chimie, que 50 % de la biomasse non alimentaire qui pousse sur son sol.

Une filière qui aurait pu contrarier, très prochainement, la décision de renouvellement du parc nucléaire fonctionnant lui aussi en base

La filière bioénergie ne couvre ainsi 1,6 % de l’électricité consommée en 2018 en France (vs 5,6 % en Europe, 7,8 % en Allemagne et 17 % en Finlande – in Bioenergy Europe report 2019), ce qui est bien peu au regard du formidable potentiel de cette filière. Cette situation résulte d’une politique méthodique de marginalisation depuis des décennies. Pourtant la bioélectricité dispose d’un immense avantage : elle est stockable et programmable. Ce n’est pas le cas ni du solaire ni de l’éolien qui ne peuvent, quant à elles se passer pour l’instant du nucléaire… cqfd : il ne fallait pas que les Français comprennent que l’on pouvait produire de l’électricité renouvelable de manière non-intermittente !

Or, pour développer la bioélectricité, il suffirait de systématiser la cogénération partout où l’on fait de la chaleur de manière centralisée, comme le font si bien les Scandinaves. Malheureusement avec son projet de PPE 2019-2023, le gouvernement n’a rien prévu en ce sens et même pire, acte prémédité, il a suspendu les appels d’offres aux projets de cogénération biomasse depuis l’an passé. Tout cela sentirait-il le gros conflit d’intérêts avec une autre énergie non-intermittente mais qui peine aujourd’hui à susciter l’enthousiasme pour son renouvellement … il suffit de lire le projet de PPE 2019-2023 pour s’en persuader !

À l’heure de la transition énergétique et de la grande question sur le stockage de l’électricité renouvelable, la production de bioélectricité, stockable et non-intermittente, stagne volontairement en France, une mauvaise stratégie pour la planète et pour les Français !

Frédéric Douard, rédacteur en chef


2019/06/18

Les énergies renouvelables fournissent plus du quart de la production mondiale d'électricité


Source : Actu-Environnement



Les énergies renouvelables fournissent plus du quart de la production mondiale d'électricité

Les énergies renouvelables fournissent plus du quart de la production mondiale d'électricité

 

En 2018, les capacités installées de production à partir des énergies renouvelables (ENR) ont augmenté de 181 gigawatts (GW) dans le monde. "Un rythme constant par rapport à 2017", selon le réseau international REN21 qui publie son rapport annuel ce mardi 18 juin. La capacité mondiale en ENR incluant l'hydroélectricité a atteint environ 2.378 GW en 2018. REN21 souligne "une légère augmentation du [déploiement des ENR] dans l'Union européenne".

"Pour la quatrième année consécutive, la capacité de production d'électricité renouvelable installée en 2018 dépasse celle issue des combustibles fossiles et nucléaires combinés", ajoute REN21. En 2018, 100 GW de solaire photovoltaïque ont été installés dans le monde, soit 55 % des nouvelles capacités d'ENR. Suivies de l'énergie éolienne (28 %) et de l'énergie hydroélectrique (11 %).

Les énergies renouvelables produisent désormais plus de 26 % de l'électricité mondiale."Mais elles ne contribuent qu'à hauteur de 10 % dans la production de chaleur et de froid et à peine plus de 3 % dans les transports", précise REN21.

Les subventions aux énergies fossiles ont augmenté

Les nouveaux investissements mondiaux dans les énergies renouvelables (hors investissements dans les projets hydroélectriques de plus de 50 MW) s'élevaient à 288,9 milliards de dollars en 2018. Soit une baisse de 11 % des investissements par rapport à l'année précédente. Les installations et les investissements en Chine ont notamment diminué en 2018. REN21 fustige le soutien continu des gouvernements à l'industrie des combustibles fossiles qui freine le développement des ENR. Cessubventions ont augmenté de 11% entre 2016 et 2017, pour atteindre 300 milliards de dollars. "Quarante pays ont entamé une réforme de leurs subventions aux combustibles fossiles depuis 2015, mais ces dernières étaient toujours présentes dans 112 pays en 2017 – avec au moins 73 pays dont les subventions dépassaient chacun les 100 millions de dollars", estime REN21.

https://www.actu-environnement.com/contact/rachida-boughriet/


2019/06/17

Les énergies renouvelables ont fourni 11 millions d’emplois en 2018 dans le monde


Source : Enerzine.com



Les énergies renouvelables ont fourni 11 millions d’emplois en 2018 dans le monde

En 2018 dans le monde, 11 millions de personnes occupaient un emploi lié aux énergies renouvelables, selon les dernières analyses publiées par l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA). Ce chiffre est à mettre en regard de celui de 2017, où le nombre d’emplois s’établissait à 10,3 millions[1].

De plus en plus de pays se sont lancés dans l’ingénierie, le commerce et la construction d’installations faisant appel aux technologies de production énergétique à partir de sources renouvelables ; la dernière édition du Rapport annuel sur les énergies renouvelables et l’emploi que l’IRENA vient de rendre publique (Renewable Energy and Jobs – Annual Review) souligne que le nombre d’emplois concernés est plus haut que jamais, malgré le tassement de la croissance sur certains marchés de premier plan, notamment la Chine.

La diversification de la chaîne d’approvisionnement des énergies renouvelables est en train de transformer l’implantation géographique de ce secteur. Jusqu’à présent, les différents secteurs de production d’énergie à partir de sources renouvelables sont restées relativement confinées dans quelques marchés de premier plan comme la Chine, les États-Unis d’Amérique et l’Union européenne. On constate toutefois que les pays du Sud-Est asiatique se sont taillé une place aux côtés de la Chine et comptent désormais parmi les plus gros exportateurs de panneaux photovoltaïques. Parmi les pays de la région où la croissance du nombre d’emplois liés aux énergies renouvelables a été marquée l’année dernière, on peut citer la Malaisie, la Thaïlande et le Viet Nam. Grâce à eux, c’est encore en Asie que se trouvent 60 % des emplois liés aux énergies renouvelables.

« Les gouvernements ont aujourd’hui une vision qui déborde les objectifs climatiques ; ils s’intéressent aux énergies renouvelables car la transition vers ces dernières ouvre la porte à une croissance économique pauvre en carbone et peut créer des emplois en masse, » indique Francesco La Camera, Directeur général de l’IRENA. « Les énergies renouvelables fournissent des services pour tous les principaux piliers du développement durable, aussi bien sur le plan environnemental que sur les plans économique et social. La transformation énergétique mondiale est en marche et les emplois liés soutiennent la durabilité socio-économique, ce qui constitue une raison de plus pour que les pays s’engagent en faveur des énergies renouvelables. »

Les énergies solaires photovoltaïques et éoliennes demeurent les secteurs les plus porteurs. L’énergie photovoltaïque, qui représente un tiers de toute l’énergie produite à partir de sources renouvelables, reste en tête en 2018 devant l’énergie hydroélectrique, les biocarburants liquides et l’éolien. En termes géographiques, c’est en Asie qu’on trouve neuf emplois sur dix liés à l’énergie photovoltaïque, soit trois millions de personnes.

Les installations de production d’énergie éolienne se trouvent encore pour l’essentiel à terre et c’est là que la plus grande partie des 1,2 million d’emplois de ce secteur ont été créés. La Chine représente à elle seule 44 % de tous les emplois liés à l’énergie éolienne, suivie de l’Allemagne et les États-Unis d’Amérique. L’éolien offshore pourrait représenter une option particulièrement intéressante pour mettre en exploitation les capacités intérieures et pour exploiter les synergies avec les industries extractives du gaz naturel et du pétrole.

Éléments clés concernant les emplois dans le secteur des énergies renouvelables :

– L’énergie solaire photovoltaïque reste en tête, comptant pour le tiers des emplois liés aux énergies renouvelables dans le monde. En 2018, le secteur de l’énergie solaire photovoltaïque a crû en Inde, en Asie du Sud-Est et au Brésil et s’est contracté en Chine, aux États-Unis d’Amérique et dans l’Union européenne.

– Une hausse de la production a tiré vers le haut les emplois liés aux biocarburants, qui s’établissent à 2,1 millions d’emplois soit une croissance de 6 %. Au Brésil, en Colombie et dans le Sud-Est asiatique, on trouve des chaînes d’approvisionnement très demandeuses d’emplois, notamment informels, tandis que la production est nettement plus mécanisée aux États-Unis d’Amérique et dans l’Union européenne.

– L’éolien fournit 1,2 million d’emplois. Les installations à terre sont les plus importantes, mais le segment offshore est en train de décoller et pourrait bénéficier des infrastructures et de l’expertise développées par les secteurs pétrolier et gazier.

– L’énergie hydroélectrique bénéficie des capacités installées les plus importantes entre toutes les sources d’énergie renouvelables mais sa croissance est en berne. Le secteur emploie 2,1 millions de personnes directement, dont les trois quarts dans des fonctions opérationnelles ou d’entretien.

[1] Les analyses laissent à penser que le nombre d’emplois a crû en 2018, mais une partie de cette croissance s’explique par la poursuite de l’amélioration et de la sophistication des méthodes de récoltes de données qui permettent aux statistiques de tenir compte d’une plus large proportion de tous les emplois existants.

A propos de l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA)

L'IRENA est une organisation intergouvernementale mondiale qui aide les pays dans leur transition vers un avenir énergétique durable. L'IRENA constitue la principale plateforme de coopération internationale, un centre d'excellence et d'un référentiel pour les politiques, les technologies, les ressources et les connaissances financières sur les énergies renouvelables. Constituée de 160 membres (159 États et l'Union européenne) et de 23 autres États en cours d'adhésion, l'IRENA appuie l'adoption massive et l'utilisation durable de toutes les formes d'énergie renouvelable, notamment la bioénergie, l'énergie géothermique, l'énergie hydroélectrique, l'énergie des océans, l'énergie solaire et éolienne dans le but de promouvoir le développement durable, l'accès à l'énergie, la sécurité énergétique, ainsi qu'une croissance et une prospérité économiques fondées sur des technologies faiblement émettrices de carbone.


A Nancy, comment l'industrie mondiale imagine le futur des matières premières


Source : Usine Nouvelle



A Nancy, comment l'industrie mondiale imagine le futur des matières premières

Du 12 au 14 juin s'est tenu à Nancy le World Materials Forum pour "faire advenir" le futur des matériaux. Alertes sur les chiffres d'extraction des ressources, innovations technologiques pour les rendre soutenables: les grandes entreprises pensent désormais l'utilisation des matières premières comme des éléments clefs de performance.


2019/06/07

L'inattendue et forte tempête Miguel frappe la côte atlantique avec des vents jusqu'à 130 km/h


Source : Notre-planete.info



L'inattendue et forte tempête Miguel frappe la côte atlantique avec des vents jusqu'à 130 km/h

Miguel, c'est le nom de la tempête qui frappe la côte atlantique avec des vents jusqu'à 130 km/h en ce début de mois de juin. Un phénomène jamais enregistré en France depuis plus de 30 ans pour la saison et potentiellement dangereux.


2019/06/05

Le salon Eurobois 2020 se tiendra du 4 au 7 février à Eurexpo Lyon


Source : Bioénergies International



Le salon Eurobois 2020 se tiendra du 4 au 7 février à Eurexpo Lyon

 

Dans un contexte très favorable au matériau bois, Eurobois 2020 annonce près de 200 entreprises déjà inscrites dont 15% de nouveaux, et ceci après le succès de l’édition 2018 avec ses 380 exposants et marques et ses 23 370 professionnels accueillis.

Ces quatre jours de salon seront, pour les professionnels, un lieu de rencontre, d’échanges, d’affaires et d’innovation.

>> pour en savoir plus : www.eurobois.net


2019/06/04

Réseaux de chaleur et de froid : ouverture de la formation a distance


Source : Réseaux de chaleur



Réseaux de chaleur et de froid : ouverture de la formation a distance

Le pôle réseaux de chaleur vient de mettre en ligne sur son site internet une offre de formation à distance et gratuite.
 

Deux thèmes y sont abordés :

  • Initiation aux réseaux de chaleur (0,5 j) ;
  • Prise en compte des réseaux de chaleur dans les documents de planification (1 j).

Pour y accéder, il vous suffit de vous rendre sur cette page.

Assurez-vous au préalable d’y créer un compte. Celui-ci vous permettra d’avoir accès à l’ensemble des formations à distance du Cerema.

Note :
L’ensemble du contenu est retranscrit dans les notes pour les personnes malentendantes ou en incapacité de suivre l’audio via leur ordinateur.


2019/05/29

L’avis de l’ADEME 2019 sur le chauffage domestique au bois


Source : Bioénergies International



L’avis de l’ADEME 2019 sur le chauffage domestique au bois

Poêle à bois, photo Deville

Le chauffage domestique au bois est un enjeu incontournable et stratégique de la transition énergétique. Le bois-énergie correspond aujourd’hui à 40% des énergies renouvelables produites en France, largement devant toutes les autres sources d’énergie renouvelable.

Le bois est une énergie compétitive pour les particuliers, notamment ceux vivant en zone rurale et périurbaine. Par exemple, le remplacement d’une chaudière fioul par une chaudière à granulés permet de faire 1 300€ d’économie annuelle de facture sur le combustible.

Le chauffage au bois domestique contribue également au développement ou au maintien d’emplois territoriaux. En 2015, la filière professionnelle du bois de chauffage représentait 15 560 emplois directs, ce qui correspond à plus de 19 % des emplois dans les énergies renouvelables en France.

Afin d’atteindre les objectifs de développement des énergies renouvelables en France, il est nécessaire d’accélérer le renouvellement du parc de système de chauffage existant et d’attirer de nouveaux utilisateurs lors des rénovations ou dans le neuf.

Pour cela, l’ADEME recommande :

  • De mieux informer les particuliers et les élus sur les installations performantes et les bonnes pratiques;
  • De maintenir le soutien aux nouvelles installations et au remplacement des appareils anciens non per-formants par des appareils à granulés et à bûches labélisés grâce au crédit d’impôt transition énergétique (CITE) ;
  • De développer le chauffage domestique au bois avec des appareils performants bien utilisés ;
  • De favoriser le remplacement des chaudières au fioul par des chaudières à granulés de bois avec les Cer-tificats d’Economie d’Energie et les dispositifs d’aides associés.

>> Télécharger l’avis complet


2019/05/22

[Cartographie] Les acteurs de la chimie verte en France


Source : Usine Nouvelle



[Cartographie] Les acteurs de la chimie verte en France

Une carte produite par Association Chimie du Végétal révèle le dynamisme de l’industrie des produits biosourcés, qui a pris racine sur l’ensemble du territoire hexagonal.

Dans les bâtiments de GreenTech, l'un des spécialistes français des biotechnologies végétales ayant produits de nombreux substituts aux dérivés du pétrole.

Les plantes servent à tout. Bien sûr, feux et cabanes en bois nous ont appris depuis longtemps que la biomasse procure énergie et matériaux de construction, mais la forêt des produits biosourcés est bien plus vaste, la biomasse pouvant fournir et nombreuses molécules naturelles, telles que fibres, solvants, tensioactifs ou polymères. On peut les retrouver dans des secteurs et des produits très divers, du bitume aux cosmétiques.

Alors que s’ouvre la cinquième édition du Plant Based Summit, qui se tient du 22 au 24 mai 2019 à Lyon pour promouvoir la bioéconomie, une carte de l’Association Chimie du Végétal (ACDV) – co-organisatrice de l’événement avec le pôle de compétitivité français de la bioéconomie (IAR) – permet de prendre conscience de la place de cette dynamique dans la chimie française.


2019/05/17

Etude : les réseaux de chaleur, secteur vertueux et créateur d’emplois


Source : Bioénergies International



Etude : les réseaux de chaleur, secteur vertueux et créateur d’emplois

La seconde chaufferie bois du réseau de chaleur de Planoise à Besançon, photo Frédéric Douard

L’ADEME a publié en mai 2019 une étude large et étoffée sur les réseaux de chaleur dans le Monde et en France. Cette étude présente l’historique des réseaux, les chiffres de ce marché, les contextes réglementaires, la géographie, les emplois induits, mais aussi les coûts de revient de l’énergie (chaude ou froide) ou encore les technologies utilisées et notamment les régimes de températures. En France en 2017, avec 5 397 km et un chiffre d’affaire de 2,5 Mds€, les 761 réseaux de chaleur ont délivré 25 TWh dont 56% d’origine renouvelable et récupérable et 23 réseaux de froid ont délivré 1 TWh sur 198 km

En France, un mix de 56% assuré par les énergies renouvelables et de récupération

Si les énergies fossiles continuent de représenter une part importante de l’approvisionnement (dont 37 % de gaz), la part des énergies renouvelables et de récupération (EnR&R) ne cesse de progresser et atteint 56 % en 2017 contre 40 % en 2013 et 27 % en 2005. La biomasse est l’énergie renouvelable dont la part a le plus significativement augmenté. Le taux d’énergie renouvelable moyen est de 27% à l’échelle de l’Union Européenne et de 9% dans le monde.

En France en 2017, les réseaux de chaleur mobilisaient 12 800 emplois dont 6800 directs sur le territoire national

Parmi les 6 800 ETP directs de la filière, 82% concernent l’exploitation (production et distribution confondues) et 56% concernent la production de chaleur (exploitation et investissement confondus).

Parmi les 2 681 ETP directs liés à la distribution primaire, 66% sont du fait des activités d’exploitation et maintenance, 26% sont liés aux nouveaux investissements (création et extension), 5% sont liés aux études (schémas directeurs, études de faisabilité…) et 3% à la fabrication d’équipement (taux faible car filière importatrice).

 

Répartition des emplois directs et indirects. Source ADEME. Cliquer sur l’image pour l’agrandir.

Le suivi des réseaux de chaleur chez les maitres d’ouvrage représente 800 ETP même si ces emplois ne correspondent pas à des marchés. Il s’agit notamment dans le cas de concession des ETP en charge du contrôle et du suivi du contrat de concession et dans le cas de régie des ETP internalisés assurant l’exploitation, la maintenance et la vente d’énergie.

L’exploitation forestière et la logistique liée au transport de la biomasse représente 1 700 ETP directs et indirects en 2017 (2,7 Mt de biomasse consommée), dont 1 100 ETP pour la production et le transport du bois.

>> Télécharger l’étude


2019/05/14

Transformer les boues d’épuration en énergie et en sels minéraux


Source : Enerzine.com



Transformer les boues d’épuration en énergie et en sels minéraux

Un dispositif mis au point par TreaTech , spin-off de l’EPFL, permet de transformer les boues des stations d’épuration en minéraux valorisables, par exemple sous forme de fertilisant, et en biogaz. Soutenue par plusieurs partenaires publics et privés, la jeune entreprise construit actuellement un prototype à grande échelle. La première mise en service dans une station d’épuration est prévue pour 2022.

Épandre les boues d’épuration directement sous forme d’engrais est interdit en Suisse depuis une douzaine d’années en raison de la quantité croissante de polluants qui s’y trouvent. Les milliers de tonnes annuelles de phosphore qu’elles contiennent partent donc en fumée lors de l’incinération des boues, faute de technologie ad hoc pour le recyclage de ce composé chimique essentiel à de nombreux processus biologiques, dont la photosynthèse. Un dispositif, mis au point au Laboratoire des processus durables et catalytiques de l’EPFL, et développé par la spin-off TreaTech, permet de récupérer ce phosphore dont le marché est estimé à plus de 33 milliards de francs. Il permet également, grâce à un autre procédé, appelé gazéification hydrothermale et imaginé au Paul Scherrer Institut, de produire du biogaz.

Le fluide brunâtre contient encore 95 % d’eau. En raison des coûts liés au transport, il est actuellement en partie déshydraté sur place au dépend de fortes dépenses énergétiques. La matière sèche qui en résulte sera incinérée ailleurs. « Notre système pourrait récupérer la boue dès la sortie de la STEP, sans traitement préalable », note Frédéric Juillard, CEO de la start-tup. Dans le séparateur de minéraux elle sera soumise à une pression et une température élevées (>22.1 MPa et 400 degrés) qui a pour objectif de le faire entrer dans un état « supercritique », c’est-à-dire entre le liquide et le gaz. Ses nouvelles propriétés précipitent les sels grâce à une soudaine chute de la solubilité. Ce procédé a été optimisé afin que le phosphore ainsi que d’autres sels minéraux, se cristallisent et puissent facilement être recueillis. « Il permet un taux de récupération du phosphore supérieur à 90% », précise le CEO. Ces sels sont ensuite séparés du flux principal en tant que résidus solides.

Convertir près 100% de la matière organique en biogaz

Pour assurer une valorisation de ces boues, certaines stations d’épuration sont d’ores et déjà équipées d’un système de production de biogaz. « Mais avec les biodigesteurs utilisés actuellement seuls 40 à 50 % de la matière organique peut être convertie en biogaz », souligne Gaël Peng, cofondateur et CTO. Le digestat qui en résulte est ensuite déshydraté puis transporté afin d’être incinéré. Les coûts énergétiques et économiques sont donc importants. « La gestion des boues d’une STEP représentent actuellement près de 40% des coûts opérationnels totaux », poursuit-il. Afin de maximiser le recyclage tout en optimisant le rendement, Frédéric Juillard a donc cherché durant plusieurs mois une technologie permettant d’inclure la production de biogaz à son système.

Après avoir passé en revue des recherches du monde entier, il a fini par dénicher la perle rare à moins de 200 kilomètres de l’EPFL : au Paul Scherrer Institut. Un autre réacteur, doté de ruthénium en guise de catalyseur, va convertir près de 100% de la matière organique en biogaz qui pourra être utilisé pour produire de la chaleur ou de l’électricité, voire utilisé comme biocarburant. L’eau, récoltée en fin de traitement, ne contient plus de composés nocifs et pourra être réinjectée dans le réseau.

Finalement, la technologie utilisée permet également un précieux gain de temps puisque vingt minutes suffisent à la transformation alors que les biodigesteurs actuellement utilisés ont besoin d’une trentaine de jours pour assurer la conversion. Cette rapidité engendre de plus un important gain de place et ne laisse aucun déchet.

Un test à grande échelle

Forte d’excellents résultats obtenus avec son premier prototype, la start-up, soutenue par l’Office fédéral de l’énergie et le Paul Scherrer Institut, construit actuellement un système à grande échelle et prévoit la première installation dans une station d’épuration en 2022. Juste à temps pour entrer dans le cadre des nouvelles normes dont souhaite se doter la Confédération concernant le recyclage obligatoire du phosphore dès 2026. Une manière d’éviter les coûts et les écueils écologiques de l’importation.

La technologie maintenant testée grâce au prototype, une installation 100 fois plus grande et pouvant traiter 100 kg de boue par heure est en cours d’élaboration. Soutenu par l’Office fédéral de l’énergie, le projet a pu s’assurer un budget de 4,4 millions grâce à un partenariat public-privé. L’installation qui vient de commencer devrait être terminée d’ici la fin de l‘année et une première mise en service auprès d’une station d’épuration, avec une capacité de traitement de trois tonnes par heure, est prévue pour 2022.

L’entreprise ne compte pas s’arrêter là et prévoit de développer son système pour d’autres applications comme les eaux industrielles ou issues de la désalinisation ou encore les résidus de biomasse.


2019/05/05

Taxe carbone pour la France, l’ADEME recommande qu’elle soit entièrement redistribuée


Source : Bioénergies International



Taxe carbone pour la France, l’ADEME recommande qu’elle soit entièrement redistribuée

Dans son Avis publié en avril 2019, l’ADEME souligne que la contribution Climat-Energie dite «taxe carbone» est un outil efficace pour la transition écologique. L’enjeu est de définir ses modalités pour qu’elle contribue à la justice fiscale. L’ADEME recommande pour cela qu’elle soit intégralement redistribuée aux ménages, aux collectivités territoriales et aux entreprises, la redistribution aux ménages devant cibler prioritairement les ménages modestes, et prendre en compte leur situation (localisation géographique, type d’équipements, etc.). Ce type de redistribution fonctionne en Suède par exemple.

Actuellement, moins d’un quart des recettes de la taxe carbone a été consacré au financement de la transition et/ou à la compensation pour les ménages. L’essentiel a été utilisé pour réduire le déficit budgétaire de l’Etat, ce qui a beaucoup affecté l’acceptabilité de la mesure.

Etant donné que la redistribution indirecte via les dispositifs d’aide aux investissements ne permettra pas aux ménages vulnérables de réduire rapidement leur consommation d’énergie, il apparait crucial, à court-terme, de renforcer les dispositifs de redistribution directe qui ont un impact immédiat sur la sauvegarde du pouvoir d’achat.

La redistribution doit tenir compte de la diversité des situations. Un couple vivant avec enfant en milieu rural, chauffé au fioul et roulant au gazole paiera par exemple deux fois plus de taxe carbone que la moyenne.Les aides pour compenser cette charge peuvent ainsi être modulées selon leur revenu (crédit d’impôt dégressif où le montant versé diminue avec le revenu), leur lieu d’habitation, leurs contraintes de déplacements (aide conditionnée à l’absence de transports collectifs proches)…

La redistribution des recettes fait ainsi de la taxe carbone un levier de croissance verte et de justice fiscale. Une redistribution dégressive notamment permet une réduction accrue des inégalités en redonnant encore davantage de pouvoir d’achat aux classes défavorisées.

Lorsque l’on distribue intégralement les recettes, la taxe carbone devient donc un outil pour réduire les émissions de CO2, doper la croissance économique et l’emploi tout en réduisant les inégalités sociales.

Les estimations économiques réalisées par l’ADEME montrent que, redistribuée intégralement, la taxe stimule la croissance et le pouvoir d’achat des ménages (+0,1% en 2021, +0,4% en 2025, +0,7% en 2030), via une baisse de leur facture énergétique et une amélioration de l’emploi (+7 000 en 2020, +44 000 en 2025, +69 000 en 2030).

>> Télécharger l’avis de l’ADEME sur la Contribution Climat Solidarité


2019/05/02

Méthanisation : les résultats des appels d'offres cogénération biomasse déçoivent


Source : Actu-Environnement



Méthanisation : les résultats des appels d'offres cogénération biomasse déçoivent

Les gros méthaniseurs en cogénération sont quasi-inexistants en France. Les appels d'offres n'ont pas permis de développer la filière. La difficulté à trouver des débouchés pour la chaleur pénalise les projets.

Le ministère de la Transition écologique est déçu du volet "méthanisation" des appels à projets pour la production d'électricité à partir de biomasse. Les deux premiers n'ont permis de sélectionner qu'une poignée de candidats. Le troisième, qui vient de se clore, s'annonce tout aussi maigre. Le ministère estime que ce type de projet peine à aboutir, faute de projets robustes. Le colloque sur la méthanisation, organisé en avril par l'Office franco-allemand pour la transition énergétique (Ofate),...


2019/04/24

Bpifrance lance un prêt sans garantie pour soutenir la méthanisation agricole


Source : Actu-Environnement



Bpifrance lance un prêt sans garantie pour soutenir la méthanisation agricole

© Cachaco

Le ministère de l'Agriculture a renforcé les moyens de la banque publique d'investissement Bpifrance qui lance un nouveau prêt sans garantie pour accélérer les projets de méthanisation agricole en France. Le ministère a doté un fonds de garantie publique, permettant à Bpifrance de distribuer ce prêt destiné aux exploitants agricoles, qui, seuls ou en groupe, investissent dans une installation de méthanisation agricole.

L'objectif est d'"accompagner la réalisation de 400 nouveaux projets dans les 5 prochaines années, pour un montant total de financement d'environ 100 M€", a précisé le ministère dans un communiqué. La création du prêt "méthanisation agricole" s'inscrit dans le cadre du grand plan d'investissement de cinq milliards d'euros en faveur de l'agriculture.

Le montant du prêt est compris entre 100.000 et 500.000 euros. Le prêt doit notamment permettre de prendre en charge les études et une part du solde des investissements et besoins en fonds de roulement nécessaires au démarrage du projet. Il sera proposé sur une durée de 12 ans maximum, avec un différé d'amortissement en capital jusqu'à 2 ans. 

Les porteurs de projets sont invités par le ministère à se rapprocher des Directions régionales de l'agriculture et de la forêt (DRAAF) et du réseau de Bpifrance dans les régions. "Cette offre de prêts sans garantie sera une incitation forte au développement de nouveaux projets de méthanisation agricole", s'est félicité Didier Guillaume, ministre de l'Agriculture.

Lancé en 2013, le plan "Energie Méthanisation Autonomie Azote" (EMAA) vise la création de 1.000 installations de méthanisation agricole d'ici 2020. La France en compte aujourd'hui plus de 400.


De l'hydrogène renouvelable grâce à la biomasse


Source : Actu-Environnement



De l'hydrogène renouvelable grâce à la biomasse

Pour développer l'usage de l'hydrogène dans l'énergie et la mobilité, en particulier de l'hydrogène décarboné produit de manière décentralisée, la question de la réduction des coûts reste cruciale. Une réponse à ce défi pourrait bien venir de la biomasse.

© Haffner Energy - Futur centre de production d'hydrogène à partir de biomasse qui sera mis en service en 2019 à Vitry-Le-François (Marne).

Produire de l'hydrogène à partir de biomasse, par thermolyse ou gazéification, n'est pas une nouveauté. Et pourtant, avec son procédé Hynoca, Haffner Energy est en mesure de bousculer le marché. La société a mis au point un procédé de production d'hydrogène décarboné grâce à des petites quantités de biomasse. Ce procédé est économiquement compétitif par rapport aux filières classiques de reformage de méthane.

Le procédé met en œuvre une étape classique de thermolyse qui produit, à partir de la biomasse, un combustible solide, le biochar, et une fraction gazeuse dont on va extraire l'hydrogène. C'est sur cette deuxième phase qu'Haffner Energy se différencie technologiquement car le procédé de vapocraquage mis en œuvre permet de casser dans un premier temps les molécules d'hydrocarbures (en CO et atomes d'hydrogène) mais aussi, grâce à la présence d'eau et la gestion des températures, d'amorcer et maximiser la recombinaison de ces atomes et molécules en CO2 et en dihydrogène (H2).

C'est donc cette gestion globale et optimisée des phénomènes de craquage et recombinaison qui font l'originalité du procédé Hynoca et sa performance économique, en maximisant la production d'hydrogène et en minimisant de fait le monoxyde de carbone résiduel dans le gaz de synthèse obtenu. Les composés (le CO résiduel et le CO2) pourront ensuite être séparés par des outils conventionnels pour obtenir de l'hydrogène utilisable comme carburant.

Un appui au développement de la filière au niveau local

Fort d'un haut rendement de la conversion en hydrogène, mais aussi d'une stratégie de récupération de chaleur sur l'ensemble du procédé, Hynoca permet d'afficher une performance équivalente aux filières de reformage de méthane. Tout en proposant des installations plus petites, donc déployables sur le territoire, au plus près des intrants et des usages.

Sur le plan économique, Haffner Energy cible dans un premier temps un kilogramme d'hydrogène à environ 5 € (contre 8 à 10 €/kg par les voies conventionnelles de reformage incluant le transport ou par électrolyse décentralisée). A terme, la société vise un prix à 3 €/kg, avec l'usage d'intrants meilleur marché que les plaquettes forestières utilisées pour valider l'approche industrielle.

Point intéressant à noter, l'approche d'Haffner permet d'accompagner progressivement la transition d'un territoire vers l'hydrogène. Le gaz de synthèse obtenu avant la séparation du CO2, appelé Hypergaz, est en effet parfaitement adapté à une combustion en chaudière en substitution au gaz naturel. L'unité Hynoca peut donc alimenter conjointement en hydrogène, en fonction des besoins, et en gaz combustible alternatif, pour amortir les investissements sans attendre que la demande en hydrogène carburant couvre toute la capacité de l'unité. Cette technologie est aujourd'hui prête pour son passage au plan industriel, avec un démonstrateur en cours de construction à Vitry-le-François (Marne).


2019/04/05

La micro-méthanisation : une tendance incontournable


Source : Actu-Environnement



Si en zone rurale un dimensionnement assez grand des méthaniseurs n'est pas un problème, l'ambition de mieux valoriser les biodéchets des zones urbaines impose une autre stratégie. D'où la tendance du marché de concevoir des unités conteneurisées.

Limitée en 2016 aux plus gros acteurs économiques, l'obligation de collecte et valorisation des biodéchets s'étendra dès 2025 à tous les acteurs économiques, même les plus petits. Si on ajoute à cela une volonté évidente de développer les filières alternatives d'énergie, la question de la méthanisation des biodéchets des zones urbaines ne peut que monter en puissance, le compostage ne pouvant pas répondre de manière pertinente à l'ensemble du flux urbain.

Mais le sujet est loin d'être simple à gérer car au-delà de la question de la gestion des tournées, les biodéchets sont constitués à 80 % d'eau qu'il serait incohérent de transporter sur de longues distances. D'où les développements engagés par quelques acteurs pour mettre au point des unités de micro-méthanisation, en général conteneurisées, pouvant être facilement déployées sur un territoire pour le mailler au plus près des circuits de collecte.

Toute la méthanisation dans un container

Le premier à être arrivé sur ce créneau a été l'anglais SEAB Energy, créé en 2009 et aujourd'hui engagé avec Sepur à Plaisir dans les Yvelines. Mais deux autres acteurs français travaillent également sur des nouvelles solutions. Le plus avancé d'entre eux est Bee and Co, société fondée en Aquitaine en 2012. Financée en 2016 après plusieurs années d'études, l'entreprise a finalisé et installé sa première unité pilote l'an dernier, qui tourne depuis 18 mois avec succès sur le marché de gros de Bordeaux. L'entreprise a choisi de concentrer toutes les étapes de méthanisation (en voie humide) et de post-traitement des coproduit dans deux containers maritimes pouvant traiter de 80 à 150 tonnes par an. Le réacteur accepte tous les biodéchets broyés y compris carnés. Il est accompagné d'une zone de stockage du biogaz en partie supérieure destiné à alimenter une chaudière ou une cogénération, mais aussi d'un module de séparation des phases du digestat avec compostage intégré par aération forcée de la partie solide, et le recyclage de la phase liquide pour la dilution des déchets entrants et/ou une ultrafiltration pour produire de l'eau claire de lavage.

L'autre société actuellement en cours de développement est Tryon Environnement dont le modèle global s'approche de celui de Bee and Co. La startup cible cependant des capacités de traitement supérieures, chaque unité conteneurisée pouvant gérer 250 t/an. Un premier projet est actuellement en cours de déploiement dans les Yvelines, sur 3000 t/an dans un premier temps avant évolution en fonction du gisement à traiter.

La méthanisation à domicile

Notons que dans l'esprit de la décentralisation de la méthanisation, une entreprise israélienne, Homebiogas, a poussé le concept nettement plus loin avec une solution de digesteur de très petite taille adapté au marché des particuliers. Ce digesteur peut produire jusqu'à deux heures de gaz pour deux kilogrammes de biodéchets. Le biogaz est utilisé directement via une gazinière spécifique fournie par l'entreprise. La startup fondée en 2012 est soutenue aujourd'hui par le groupe Engie qui est entré à son capital via Engie New Ventures et cible autant les marchés des pays émergents que les pays occidentaux dans le cadre du développement de comportements d'autoconsommation.

Cécile Clicquot de Mentque


2019/03/12

Le bio-GNL, le carburant des territoires qui réduit les émissions de 88%


Source : Bioénergies International



Primagaz, InVivo et Cryo Pur se mobilisent pour développer une filière bio-GNL dans les territoires : une solution vertueuse sur le plan écologique et bénéfique sur le plan économique.

Chiffres clés :

  • Les transports routiers de marchandises représentent 42 % des émissions de gaz à effet de serre du transport routier.
  • Le bio-GNL carburant permet une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 88 % par rapport au gazole routier, tout en assurant une autonomie aux poids lourds de plus de 1500 km avec un plein.

En mars 2018, dans le cadre du plan de libération des énergies renouvelables, le Ministère français de la Transition écologique et solidaire s’est prononcé en faveur du développement d’une filière biométhane dédiée à la mobilité pour contribuer à décarboner les transports. Convaincus de la pertinence du développement d’une filière renouvelable et bas carbone de gaz naturel liquéfié (bio-GNL) carburant, Primagaz, InVivo et Cryo Pur se sont associés pour évaluer l’impact de la filière bio-GNL et ses bénéfices sociaux, économiques et environnementaux dans les territoires.

Le rapport, réalisé par Enea Consulting (société indépendante de conseil en stratégie dédiée à la transition énergétique et environnementale), illustre que le développement d’un nouvel usage direct local du biométhane, en particulier lorsqu’on est loin du réseau de gaz et en complémentarité de ce dernier, permet de concilier l’exigence écologique de transports plus propres avec une démarche d’économie circulaire. A l’instar du biométhane injecté dans le réseau, l’émergence de la filière bio-GNL carburant suppose la mise en place d’un mécanisme de soutien adapté.

Quels sont les enseignements de cette étude ?

1/ Le bio-GNL carburant est une solution disponible dès aujourd’hui pour répondre au besoin urgent de décarbonisation du secteur des transports lourds de marchandises :

  • le bio-GNL carburant, distribué physiquement sous forme liquide dans des stations hors réseau de gaz naturel, permet une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 88 % par rapport au gazole routier. En 2030, cette filière permettra alors d’éviter jusqu’à 2,3 millions de tonnes d’émissions de CO2 par an par rapport au gazole routier ;
  • le bio-GNL carburant se positionne sur un marché en forte croissance : les véhicules GNV représentent déjà 2,5 % des nouvelles immatriculations de poids lourds, et ils représenteront 10% des poids lourds en 2030 ;
  • le développement d’une filière bio-GNL carburant, complémentaire à la valorisation du biométhane par injection dans les réseaux, est la seule option disponible pour décarboner physiquement les usages GNL.

2/ La filière bio-GNL, opportunité économique pour les territoires ruraux, offre des ressources complémentaires aux agriculteurs producteurs de biométhane :

  • le bio-GNL carburant peut générer de 190 à 310 M€ par an de gains pour la collectivité et le monde agricole –tout en permettant la création d’emplois non délocalisables dans les territoires ruraux ;
  • la mise en place de circuits courts de bio-GNL permet de renforcer le lien entre le monde agricole et les territoires en créant des boucles locales d’énergie renouvelable ;
  • cette filière permettra notamment de réaliser des économies de l’ordre de 30 à 50 M€ par an sur le traitement de la pollution aux nitrates des nappes phréatiques.

Au regard du potentiel de la filière et de ses effets positifs sur l’environnement et sur l’économie, Primagaz, InVivo et Cryo Pur souhaitent que l’Etat définisse dans les meilleurs délais, conformément aux orientations du projet de loi d’orientation des mobilités qui va être examiné par le Parlement dans les prochaines semaines, un mécanisme de soutien dédié au bio-GNL carburant. Ce mécanisme doit prendre la forme d’un complément de rémunération alloué projet par projet pour favoriser le développement des premières unités de production de bio-GNL. Une telle approche par projet permettra aux pouvoirs publics de disposer d’un retour d’expérience technique, économique et environnemental avant la généralisation du mécanisme.

Télécharger l’étude d’Enéa Consulting


23 mai 2019 à Paris, première journée nationale du bois-énergie


Source : Bioénergies International



 

Pour la première fois en France, les principaux acteurs du monde de l’énergie et du bois (CIBE, AMORCE, FEDENE, FNCCR, Propellet et SER), organisent le jeudi 23 mai 2019 à Paris une « journée bois-énergie »  dédiée à cette énergie majeure et pourtour méconnue qui représente plus de 40% de la production primaire d’énergie renouvelables.

Cette manifestation, destinée aux responsables politiques, institutionnels, parlementaires, journalistes, parties prenantes et porteurs de projets, sera l’occasion de répondre aux interrogations et de débattre des enjeux liés au développement du bois-énergie, indispensable pour atteindre les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie, notamment ceux de production de chaleur renouvelable.

  • Le bois-énergie : bilan, perspectives et ambitions
  • Quelles ressources disponibles ?
  • Quels impacts sur l’environnement ?
  • Quels atouts pour nos territoires ?

RESERVEZ LA DATE DU 23 MAI !

Programme et ouverture des inscriptions le 15 avril 2019.

À suivre sur Twitter #BOISENERGIE

La Journée bois-énergie est un évènement de la Semaine de la chaleur renouvelable.
Organisée en partenariat avec CNPF, EFF, FBR, FCBA, FNB, FNCOFOR, FNEDT, FRANSYLVA, GCF et ONF, regroupant ainsi les principales associations professionnelles et syndicats du monde de l’énergie et du bois.


2019/03/11

La biomasse durable, première énergie renouvelable de la planète, attaquée par des lobbies !


Source : Bioénergies International



Forêt exploitée durablement, photo Frédéric Douard

En juin 2018, la Commission européenne, le Parlement et le Conseil ont conclu un accord renforçant la position de l’Europe en tant que leader mondial de la lutte contre le changement climatique au cours de la prochaine décennie. Cette position durement acquise, la nouvelle directive sur les énergies renouvelables (RED II) est maintenant menacée par un dernier effort des lobbies pour paralyser la législation avant même qu’elle ne soit mise en œuvre. Il s’agit d’une évolution regrettable à un moment où l’UE est sur le point de faire progresser ses objectifs climatiques les plus ambitieux de tous les temps.

En tant qu’outil législatif central, RED II établit une politique globale pour la production et la promotion de l’énergie à partir de sources renouvelables dans l’UE. Elle a été adoptée après des années de consultations des parties prenantes, de débats scientifiques et de collecte de preuves. Toutes les opinions et les objections ont été prises en compte au cours de ce processus nécessaire et exhaustif. Après d’intenses négociations entre États membres, un accord démocratique a finalement été élaboré sur la base des arguments les plus solides et des données scientifiques les plus crédibles. Il a produit l’un des ensembles de critères de durabilité les plus stricts en matière de biomasse solide jamais promulgués par une institution politique.

Bien que l’énergie éolienne et solaire ait énormément contribué à la réduction des émissions de carbone et aux objectifs d’émission de gaz dans RED I, la biomasse durable reste de très loin la première source d’énergie renouvelable de l’Union européenne, avec actuellement et dans les projections une contribution de plus de 60% !

Parallèlement, la nouvelle directive a établi avec succès les premiers critères de durabilité européens pour la biomasse solide, garantissant que la biomasse est produite de manière durable, quelle que soit son origine géographique. Concrètement, cela signifie que les producteurs de bioénergie doivent prouver qu’ils utilisent la biomasse de forêts gérées de manière durable, en maintenant un puits de carbone et en réalisant des économies considérables en termes d’émission de gaz à effet de serre par rapport aux combustibles fossiles. Il est important de noter que les critères de durabilité de RED II ont été adoptés à l’issue de vastes consultations menées par des groupes de l’industrie et des groupes environnementaux et sur la base de preuves scientifiques, tout en gardant un œil sur la réalité.

D’autre part, la biomasse provenant de forêts d’Europe et des États-Unis est déjà soumise à un large éventail de législations environnementales, tant au niveau de l’UE que des États. Dans ce cadre juridique existant, les stocks de bioénergie et de carbone dans ces forêts augmentent ensemble, comme le montrent sans équivoque les données fournies par la CEE, Eurostat et l’USDA. De plus, la superficie des forêts européennes augmente chaque minute de la taille d’un terrain de football, ce qui ajoute au potentiel de puits de carbone des prochaines décennies.

En appui de tout cela, les producteurs de biomasse ont prouvé depuis plus de 10 ans qu’une combinaison de pratiques forestières modernes, de dynamiques de marché et de programmes de certification spécialisés permettait d’équilibrer les besoins de l’environnement tout en répondant au besoin croissant de la société en énergie décarbonée. Les critères de durabilité nouvellement adoptés dans RED II apporteront des garanties supplémentaires pour maintenir cette relation symbiotique en place.

La phase la plus critique de la mise en œuvre de RED II commence donc maintenant. La Commission européenne doit fournir des orientations pour permettre la clarté au cours de cette phase, les États membres doivent transposer la directive en droit national et les opérateurs économiques doivent mettre en œuvre les critères.

Il y a beaucoup en jeu ici et nous exhortons donc les décideurs et les responsables de la mise en œuvre à ne pas se laisser distraire par des revendications de court terme émanant de sources mal informées. Perdre la bioénergie durable mettrait en péril la capacité de l’UE à respecter les nouveaux objectifs de RED II et ses engagements en vertu de l’Accord de Paris ; cela mettrait en péril des années de travail qui ont propulsé l’UE en tant que chef de file de la lutte contre le changement climatique.

Jean-Marc Jossart, secrétaire général de Bioenergy Europe
Seth Ginther, directeur exécutif à la US Industrial Pellet Association

Lire sur le même sujet : 


2019/02/19

Des co-produits pour stocker la chaleur fatale


Source : Actu-Environnement



Si le stockage de l'énergie électrique est un sujet majeur de la transition énergétique, celui du stockage thermique l'est sans doute tout autant. L'objectif est de récupérer et valoriser des sources de chaleur fatale dans les industries, qui ne sont pas forcément utilisables dans l'immédiat. Il faut en passer par le stockage. Un stockage thermique massif peut s'avérer judicieux pour densifier de la puissance calorifique de petites unités de combustion ou de gazéification de biomasse, ou servir simplement à lisser une production de chaleur.

Pour tous ces usages, il n'y a pas beaucoup de solutions qui puissent répondre à la fois en termes de capacité de stockage, de puissance de restitution et de coût. C'est en cela que le projet industriel que mène depuis quelques années EcoTechCeram est particulièrement pertinent. Cette startup a développé l'Ecostock, un accumulateur qui stocke la chaleur dans des matériaux minéraux, eux-mêmes co-produits industriels (des cendres de centrales thermiques ou de biomasse, des mâchefers, des laitiers d'aciérie etc.). D'où un coût atténué par rapport à des solutions mettant en œuvre par exemple des céramiques.

La technologie repose aussi sur une expertise de la circulation des fluides caloporteurs et le pilotage des échanges thermiques au sein de cette masse de matériaux. Elle est aujourd'hui totalement mature pour le marché industriel et EcoTechCeram a déjà plusieurs projets en cours. Un premier projet est en cours chez un industriel de la céramique pour récupérer et valoriser la chaleur fatale des fumées du four de cuisson. Le système sera complété par l'installation de panneaux photovoltaïques destinés à l'auto-consommation. Un autre projet, programmé de longue date, se fera également avec Arcelor Mittal, tandis qu'EcoStock continuera avec une unité "modèle" de travailler sur toutes les configurations d'installation.

Cécile Clicquot de Mentque


2019/02/08

Bioénergie ou énergie de la biomasse


Source : Notre-planete.info



Les bioénergies désignent l’énergie issue de la biomasse transformée en électricité mais également en chaleur, en gaz ou en carburant.

La bioénergie moderne à haute efficacité recourt à des solides, des liquides et des gaz plus commodes comme vecteurs d’énergie secondaire en vue de produire de la chaleur, de l’électricité, de la chaleur et de l’électricité combinées (on parle de cogénération) et des biocarburant pour divers secteurs. Les biocombustibles liquides comprennent l’éthanol et le biogazole, qui servent aux transports routiers dans le monde entier et à certains secteurs industriels.

Les gaz dérivés de la biomasse – et surtout le méthane – émanant de la digestion anaérobie de résidus agricoles et de déchets urbains solides servent à produire de l’électricité, de la chaleur ou les deux.

L’apport le plus important à ces services énergétiques est fondé sur des combustibles solides tels que les copeaux, les granulés, le bois de récupération et autres produits. Le chauffage inclut le chauffage des espaces et de l’eau, comme dans les systèmes de chauffage urbain.

La bioénergie puise son combustible dans les cultures énergétiques, les résidus issus des forêts, de l’agriculture et de l’élevage, ainsi que les biocarburants dits de deuxième génération.

La bioénergie est intégrée de façon complexe dans les systèmes mondiaux de biomasse servant à la production de denrées alimentaires, de fourrage, de fibres et de produits forestiers et dans la gestion de déchets et de résidus.

On appelle également "houille verte" l'énergie en provenance des végétaux.Celle-ci est renouvelable puisque les plantes repoussent pratiquement sans cesse grâce à l'énergie solaire et au processus de photosynthèse :

Anabolisme : n [CO2 + H2O] + énergie -> n (CH2On)
Catabolisme : [CH2O]n + nO2 -> n[CO2 + H2O] + dégagement d'énergie

On regroupe les termes d'anabolisme et de catabolisme sous le nom de métabolisme.

Ainsi, la photosynthèse absorbe du gaz carbonique, consomme de l'eau et rejette de l'oxygène.
L'avantage est que le soleil intermittent est ici stocké dans la masse végétale. Mais c'est une énergie à faible densité énergétique, de plus l'humidité contenue dans la biomasse la réduit d'où un rendement énergétique très faible. Et c'est une grande consommatrice d'espace et d'eau.

On distingue deux types de biomasse : la biomasse solide (bois, paille...) et la biomasse à haute efficacité.

La biomasse traditionnelle comme source d'énergie

Il s'agit à faible efficacité telle que le bois, la paille, les déjections animales et le fumier est utilisée pour la cuisson des aliments, l’éclairage et le chauffage, en général par les populations pauvres des pays en développement. Cette biomasse est surtout brûlée, ce qui a des incidences très néfastes sur la santé et les conditions de vie. Le charbon de bois devient de plus en plus un vecteur d’énergie secondaire dans les zones rurales, avec des possibilités de création de chaînes productives.

La bioénergie joue un rôle intime et essentiel dans la vie quotidienne de milliards d’habitants des pays en développement.

Le bois, consituant de la biomasse, fût le premier combustible utilisé par l'Homme et vu que son bilan carbone est nul (il émet lors de sa combustion autant de Co2 qu'il en a emmagasiné durant sa croissance), il reste sans doute l'une des meilleures sources d'énergie pour se chauffer notamment.

La bioénergie comme source d'électricité

Cette production électrique présente l’avantage d’être issue d’une ressource primaire locale. Produite à partir de matières facilement stockables, elle permet une production prévisible, disponible et modulable, ce qui facilite son insertion sur le réseau électrique et permet le soutien de celui-ci. Elle ne dépend pas des conditions météorologiques, même si la disponibilité du combustible peut connaître des fluctuations saisonnières.

Les ressources biomasse utilisées directement ou indirectement pour la production d’électricité peuvent être classées en plusieurs catégories selon leur origine :

  • Le bois-énergie (plaquettes forestières et connexes de l’exploitation forestière dans leur ensemble, broyats de bois d’emballage, broyat de bois usagés, granulés, plaquettes bocagères...)
  • Les sous-produits de l’industrie tels que les boues issues de la pâte à papier et les déchets des industries agroalimentaires (marc de café, de raisin...)
  • Les produits issus de l’agriculture (céréales, oléagineux), résidus tels que la paille, la bagasse, etc.
  • Les déchets ménagers et industriels ou en provenance de l’agriculture (effluents, etc..

En France, la forêt, dont la surface augmente régulièrement et représente la première forêt d'Europe occidentale, représente de loin le principal gisement pour la biomasse solide. L'exploitation de la forêt fournit du bois-énergie qui est utilisé par les ménages dans les cheminées individuelles, dans des chaufferies collectives pour le chauffage urbain, pour l'industrie et l'agriculture.


2019/02/07

La biomasse, reléguée dernière roue du carrosse électrique renouvelable français


Source : Bioénergies International



Parc de production électrique renouvelable en France au 31 décembre 2018. Source Panorama de l’électricité renouvelable en 2018.

Le Panorama de l’électricité renouvelable au 31 décembre 2018, élaboré chaque trimestre par RTE, le Syndicat des énergies renouvelables, Enedis, l’Association des distributeurs d’électricité en France et Opérateurs de Réseaux d’Energie, montre que les énergies renouvelables ont participé à hauteur de 22,7 % à la couverture de la consommation d’électricité en France au cours de l’année 2018, un chiffre en hausse par rapport à l’année dernière (18,5 % en 2017). Cette montée en puissance est portée par une hausse de la production de toutes les filières des énergies renouvelables, même si la répartition des efforts en direction des différentes filières est très inégale, voire hypertrophiée.

La puissance totale du parc électrique EnR – hydroélectricité, éolien, solaire photovoltaïque, et bioénergies confondus – s’élève, fin 2018, à 51 171 MW, dont 2 494 MW raccordés en 2018. La progression du parc de production d’électricité renouvelable a été de 943 MW au quatrième trimestre 2018, les filières éolienne et solaire représentant la quasi-totalité de la puissance raccordée et croissant respectivement de 780 MW et 143 MW.

Evolution de la puissance installée en bioélectricité en France : des raccordements en forte baisse. Source Panorama de l’électricité renouvelable en 2018. Cliquer sur le graphique pour l’agrandir.

La bioélectricité, une filière qui a apparemment trop d’avantages …

La filière des bioénergies électriques (dans laquelle est comptabilisée la valorisation énergétique des ordures ménagères résiduelles), n’atteint quant à elle qu’une puissance installée de 2 026 MW avec 74 MW de nouvelles capacités, dont 16 MW raccordés sur le dernier trimestre 2018. Sa production s’est élevée à 7,5 TWh sur l’année 2018 (9,7 TWh en incluant la part non renouvelable des OMR qui représente conventionnellement  50% de leur tonnage), en hausse de 3,2 % par rapport à 2017. Cette production est à mettre en parallèle avec la production électrique renouvelable totale en 2018 : 108,7 TWh. Avec 3,9 % de la puissance installée, le parc des bioénergies assure néanmoins 6,9 % de la production renouvelable et démontre ainsi une disponibilité deux fois supérieure que celle des autres filières, une qualité fort utile, mais curieusement non recherchée par les pouvoirs publics français depuis des décennies, alors que le pays ne consomme, toutes applications confondues, que 50% de la biomasse non alimentaire qui pousse sur son sol, et que toutes les autres énergies renouvelables (hormis la géothermie) sont tributaires de la météorologie !

Répartition de la production de bioélectricité par combustibles au quatrième trimestre 2018 en France. Source Panorama de l’électricité renouvelable en 2018

… et qui risquerait de rendre inutile le renouvellement de nombreuses centrales fonctionnant en base

La filière bioénergie ne couvre ainsi 1,6 % de l’électricité consommée en 2018 en France, ce qui est bien peu au regard du formidable potentiel de cette filière et de l’immense avantage qu’elle présente par rapport au solaire et à l’éolien : elle est stockable et n’est pas intermittente  ! Pour faire plus, dans la filière bois-énergie notamment, il faudrait systématiser la cogénération partout où l’on fait de la chaleur de manière centralisée, comme le font si bien les scandinaves. Ce système, où la production électrique est subordonnée à la production de chaleur, aurait de plus l’avantage d’une meilleure performance énergétique puisque qu’on ne produirait de l’électricité que lorsque l’on aurait besoin de chaleur, évitant ainsi la dissipation de chaleur pratiquée actuellement, partiellement ou totalement, dans presque toutes les centrales électriques françaises. Malheureusement le projet de PPE 2019-2023 n’a rien prévu de très ambitieux ni de très approprié en la matière … cela sentirait-il le gros conflit d’intérêts avec une autre énergie fonctionnant aussi en base et qui peine aujourd’hui à susciter l’enthousiasme pour son renouvellement … il suffit de lire le projet de PPE 2019-2023 pour s’en persuader !

A l’heure de la transition énergétique, de l’urgence climatique et de la grande question sur le stockage de l’électricité renouvelable, la production de bioélectricité, stockable et non intermittente, stagne étonnement en France. Source Panorama de l’électricité renouvelable en 2018. Cliquer sur le diagramme pour l’agrandir.

Concernant la cogénération au biogaz, qui peine aussi à prendre son envol pour les mêmes raisons que le bois, le groupe de travail national sur la filière, lancé en février 2018, a identifié des mesures de dynamisation, à court et moyen termes, parmi lesquelles la création d’un complément de rémunération pour les installations de méthanisation dont la puissance est comprise entre 500 kW et 1 MW et la suppression du système d’appel d’offres. Ces mesures devraient être mises en oeuvre courant 2019.

Livraison de bois à la centrale bioélectrique de Felletin en 2013 et abandonnée sans tarif d’achat et donc à la faillite en 2014 par l’Etat, photo Frédéric Douard

Parallèlement, afin de répondre aux objectifs de la transition énergétique de porter à 40 % la part des énergies renouvelables dans le mix électrique en 2030, les réseaux de transport et de distribution continuent d’évoluer pour permettre l’intégration de la production d’électricité renouvelable, tout en garantissant la sécurité et la sûreté du système électrique, ainsi que la qualité d’alimentation des consommateurs.

Télécharger le Panorama de l’électricité renouvelable au 31 décembre 2018


2019/01/27

11 avril 2019, appel d’offres CRE 5-3 pour la réalisation de centrales électriques à biomasse


Source : Bioénergies International



La ville d’Angers et sa centrale biomasse, photo Frédéric Douard

Le présent appel d’offres porte sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de biomasse. Celui-ci est la troisième période du cinquième appel d’offre de la CRE. Comme pour les précédentes périodes, celui-ci porte sur une puissance appelée de 60 MWé. Cette puissance est répartie en deux familles : la famille bois-énergie pour 50MWé et la famille méthanisation pour 10 MWé.

Date limite de dépôt des offres pour la troisième période : 11 avril 2019 à 14h

Conditions de participation et spécifications :


2019/01/26

Le parc de machines d’abattage de bois-énergie en France en 2018


Source : Bioénergies International



Abatteuse John DEERE 14 70 D des Ets Fichaux Energie Bois à Bayenghem-les-Seninghem dans le Pas-de-Calais, photo Alexandre Fichaux

Le développement du bois-énergie conduit à une évolution du parc d’engins dédiés à la récolte de bois-énergie (têtes multi-brins, à disque ou à cisaille …). Une enquête a été menée par le FCBA afin de compléter et d’améliorer la connaissance de ce parc d’engins spécifiques (caractéristiques, fonctionnement, difficultés rencontrées…), au niveau national (France métropolitaine).

L’enquête a été effectuée sur la base d’entretiens téléphoniques, au premier semestre 2018. Les entreprises contactées ont été identifiées grâce aux précédentes enquêtes menées par FCBA, souvent à un niveau régional, éventuellement complétées des coordonnées d’entreprises non recensées indiquées par les autres entreprises contactées.

Les informations récoltées (nombre et caractéristiques des engins présents dans l’entreprise, âge, mode d’achat, fonctionnement…) sont complétées pour 15 entreprises par des questions sur les avantages, inconvénients, avis sur le matériel et son utilisation, l’expérience avec d’autres engins, etc….

>> Télécharger la synthèse de l’enquête du FCBA


2019/01/15

Capacités nucléaires françaises en GW dans la trajectoire de référence


Source : Réseaux de chaleur



Contrairement à l’électricité française, pour laquelle nous pouvons accéder à de nombreuses informations dont les données de production et consommation en temps réel par filière, la chaleur est encore peu qualifiée et quantifiée. Pourtant, de nombreux acteurs se mobilisent pour fournir des données sur ces systèmes. Ainsi, Via Sèva, association française qui promeut les réseaux de chaleur, avec le soutien financier de l’ADEME, vient de publier la cartographie interactive des réseaux de chaleur français. Pour la 1ère fois, il est possible d’accéder au tracé des réseaux, ainsi qu’à leurs informations principales partout en France !

J’habite à Mende, je peux zoomer sur ma ville et voir où passe le réseau et quels sont ses caractéristiques :

Plus de 530 réseaux référencés sur le site et 350 tracés numérisés.

L’étude Cerema-DREAL (2016-2018) sur le potentiel de développement des réseaux de chaleur/froid en Auvergne-Rhône-Alpes (261 réseaux recensés et qualifiés et 96 tracés numérisés) a permis d’enrichir cette cartographiepour la région AURA .

Voir également


2019/01/10

L’ADEME dévoile que l’électricité nucléaire française est économiquement condamnée


Source : Bioénergies International



Capacités nucléaires françaises en GW dans la trajectoire de référence, source ADEME 2018

L’ADEME a publié en décembre 2018 un document qui fera date. “En 2015, l’agence avait produit une étude sur la faisabilité technico-économique d’un mix électrique 100 % renouvelable en 2050. Cette étude à caractère technique ne prétendait en rien définir une trajectoire souhaitable du mix électrique, mais avait permis de bousculer certaines idées reçues sur la faisabilité ou le coût d’un mix électrique fortement renouvelable. Aujourd’hui, capitalisant sur les nombreux travaux prospectifs réalisés sur la transition énergétique, par de multiples acteurs, l’ADEME présente une étude portant sur différentes trajectoires d’évolution du mix électrique. Le parti pris dans cet exercice était de rester strictement sur une logique d’optimisation économique : il s’agissait d’évaluer les trajectoires qui coûteront le moins cher pour la collectivité.

En effet, l’aspect économique, s’il n’est qu’un des nombreux enjeux de la transition énergétique, qui doit prendre en compte également les aspects industriels, sociaux, environnementaux, joue un rôle particulier, car les choix politiques ne peuvent faire l’impasse sur l’évaluation de leur efficience d’un point de vue coût/bénéfice. Il est donc incontournable d’évaluer le coût des futurs énergétiques que nous envisageons. C’est ce qu’a cherché à appréhender cette étude, en se limitant au système électrique.

Les résultats permettent par exemple de comparer des choix politiques en évaluant le surcoût de l’un par rapport à l’autre. Les résultats montrent également tout le potentiel du système électrique français, déjà l’un des plus décarboné d’Europe : les trajectoires les plus économiques poursuivent la décarbonation du mix énergétique en s’appuyant sur un développement fort des énergies renouvelables et une prolongation mesurée du parc nucléaire pour modérer le coût de cette transition.

Pour la première fois, une étude sur le mix électrique français porte jusqu’à l’horizon 2060. Si les résultats obtenus restent cohérents pour la période 2020-2035 avec ceux publiés en 2017-2018 par RTE, la prise en compte de cet horizon de très long terme apporte un éclairage nouveau : en effet, pour optimiser les choix à faire dans les quinze prochaines années, il est utile de se projeter jusqu’en 2060, afin de prendre en compte la durée de vie des investissements dans les moyens de production ! Il ne s’agit pas de prétendre décider une fois pour toutes les choix d’investissements pour les quarante prochaines années, mais bien de s’assurer qu’un choix fait aujourd’hui ne va pas faire peser des coûts indus à nos enfants et petits enfants quelques dizaines d’années plus tard.

Arnaud LEROY, président du Conseil d’administration de l’ADEME, photo ADEME

Cette étude ne dit bien sûr rien des autres considérations d’ordre social, industriel ou environnemental qui pourraient infléchir les choix politiques. Cependant, la plupart des trajectoires que dessine cette optimisation économique proposent une transition qui devrait avoir un impact très positif sur les territoires et représenter une opportunité de valoriser des ressources locales, avec autant de retombées en emplois, économiques et fiscales pour les collectivités. Grâce à la visibilité apportée par ce type de travaux, il devient possible d’accompagner la transition sociale sur le terrain dans la durée, aussi bien sur les emplois que sur la gestion des compétences professionnelles”, telle est l’introduction de la synthèse de cette étude signée par Arnaud LEROY, président du Conseil d’administration de l’ADEME.

Parmi les enseignements majeurs de cette étude, pour des niveaux de demande compris entre 430 TWh et 600 TWh, l’optimisation économique de l’évolution du système électrique français conduit à une part d’EnR de 85 % en moyenne en 2050, et de plus de 95 % en 2060, dans l’ensemble des cas, hormis ceux avec déploiement volontariste d’EPR.

Concernant la filière électrique nucléaire, l’étude met en évidence que d’un point de vue économique, le développement d’une filière nucléaire de nouvelle génération ne serait pas compétitif pour le système électrique français. La construction d’un EPR en 2030 nécessiterait 4 à 6 Mds€ de soutien public. À plus long terme, le surcoût de développement d’une filière industrielle EPR (24 GW en 2060) serait au minimum de 39 Mds€ pour la nation.

Sur la question du prolongement d’une partie du parc nucléaire historique, l’objectif de 50 % de nucléaire entre 2030 et 2035, permettrait une transition efficiente d’un point de vue économique et climatique. Pour les scénarios étudiés, une fermeture de 30 % des réacteurs à l’âge de 40 ans, puis à nouveau de 30 % des réacteurs restants à 50 ans est possible avec un coût nul pour la France sur la période 2030-2044. La fermeture systématique des centrales nucléaires à 50 ans génère des coûts supplémentaires lorsque la capacité nucléaire totale passe en deçà de 30 GW.

Ainsi, dans tous les trajectoires d’évolution économiquement crédibles étudiées, la filière nucléaire française aura disparu en 2055, tout juste 100 ans après son démarrage : quel soulagement que d’envisager enfin, grâce aux renouvelables, la disparition à moyen terme de cette épée de Damoclès technologique qui menace le pays et ses voisins depuis 60 ans. Enfin une vision raisonnable, rationnelle, chiffrée sans masque, non partisane et non guerrière de l’énergie !

Téléchargements :


Le marché du granulé de bois en Europe et dans le Monde en 2017


Source : Bioénergies International



Un article de Propellet France sur la base du rapport annuel de Bioenergy Europe

Stockage à plat à l’usine de granulés de bois de Falun en Suède, photo Frédéric Douard

Le marché du granulé Européen en 2017 a retrouvé ses couleurs après quelques années contrastées. Même si la croissance de la production du granulé en Europe a légèrement ralenti, il y a toutefois des marchés très prometteurs comme en France, en Espagne ou en Pologne. Le marché mondial reste soutenu avec de nouveaux venus. Les conditions météorologiques et l’augmentation du prix du fioul ont apporté un nouveau dynamisme au marché résidentiel.

Après une période plutôt calme le marché industriel en Europe a repris grâce notamment au Danemark et au Royaume-Uni. Le dynamisme de ces marchés vient néanmoins poser quelques questions sur une possible tension.

La production mondiale

La production mondiale a rebondi après une année 2016 contrastée. Elle a augmenté de 11%, en dehors du marché de l’union Européenne qui n’avait pas été exceptionnel en 2016, et a atteint 32 millions de tonnes en 2017. La croissance a été particulièrement forte sur certains marchés notamment en Amérique du Sud et en Asie du Sud Est, accentuée respectivement par le Brésil et le Chili et par le Vietnam et la Malaisie. En Amérique du Nord, la production a été moyenne, malgré une hausse des Etats-Unis. Le Canada a connu une baisse de la production, mais il reste néanmoins le deuxième producteur mondial.

Carte mondiale du marché des granulés de bois et flux commerciaux en 2017, source Bioenergy Europe 2018 statistical report

La consommation mondiale

La consommation de granulé a continué sa courbe de progression en 2017 atteignant les 31,4 millions de tonnes soit 13% de plus qu’en 2016. La consommation de granulé industrielle a augmenté (2 millions de tonnes) plus vite que la consommation résidentielle (1,5 millions de tonnes). Cinq pays ont représenté 74% de l’augmentation (Corée, Danemark, Royaume-Uni, France et Italie). L’union Européenne reste le plus grand consommateur de granulés avec une hausse de plus de 24 millions de tonnes en 2017. Le Danemark et le Royaume-Uni continuent leur forte progression avec des projets de nouvelles centrales de biomasse. En dehors de l’Europe, la croissance la plus significative de la consommation s’est produite en Corée du Sud et au Japon.

La production en Europe

L’Europe a enregistré une croissance forte de 8% soit 18,4 millions de tonnes de production en 2017. Après une année décevante en 2016, la production a connu un nouveau record en 2017. Excepté les pays Baltes qui ont rencontré des problèmes météorologiques (inondations et hiver tardif), ce qui a eu pour impact une augmentation du prix des matières premières, les grands producteurs Européens que sont l’Allemagne, la Russie, la France, l’Autriche, et tous les Balkans ont connu une croissance solide.

Carte de la production européenne de granulés de bois en 2017, source Bioenergy Europe 2018 statistical report

La consommation en Europe

En 2017, la consommation européenne de granulé a connu une augmentation impressionnante de 2,5 de millions de tonnes. Cette demande a surtout augmenté sur les marchés industriels notamment accentuées par la demande du Royaume-Uni et du Danemark. La France a connu une forte demande alors que l’Italie, qui est un marché leader, est restée stable. En dépit du développement rapide du marché, les prix n’ont pas augmenté.

Pour en savoir plus :


2019/01/09

La friture de boues d'épuration, une technique opérationnelle pour produire des biocombustibles


Source : Actu-Environnement



Les boues d'épuration trouvent une seconde vie sur le site industriel du Roussillon en Isère. La startup Cleef System a industrialisé la production d'un combustible alternatif selon un principe proche de celui de la fabrication des churros.

L'idée de faire frire des boues d'épuration dans des huiles ou déchets graisseux, pour produire des pellets combustibles à très haut pouvoir calorifique (PCI) est une voie de valorisation imaginée depuis début 2010. Mais il aura fallu quelques années de R&D pour faire sauter les verrous techniques et économiques permettant de mettre en œuvre industriellement cette idée qui permet de co-valoriser deux déchets en produisant un biocombustible au bilan carbone favorable, du fait de l'origine organique des deux flux.

C'est désormais chose faite avec le démonstrateur développé par Cleef System. Celui-ci tourne depuis plusieurs mois sur le site industriel de Roussillon en Isère à l'échelle significative de 200 kg/h (soit 1.000 t/an de boues ou une station de 15.000 EH). "Nous venons notamment de finir avec succès une campagne de tests en continu où l'installation tourne jour et nuit sur cinq jours", explique Nicolas Secondi, ingénieur développement et associé de l'entreprise. Une étape essentielle qui permet de cibler maintenant un déploiement commercial à une échelle supérieure. "Nous visons pour être économiquement pertinent des unités capables de traiter 1t/h de boues sur ce rythme continu hebdomadaire", précise-t-on chez Cleef System. Soit un marché cible de stations d'épuration (urbaines ou industrielles) de 70.000 à 100.000 EH, même si ce dimensionnement pourra être revu à la baisse sur certaines niches de boues.

Ces mois d'avancée industrielle ont aussi permis de valider en parallèle quelques autres points, en particulier la possibilité d'utiliser des huiles minérales pour réaliser la "friture" et le développement d'un système simple de purification des graisses pour les mettre en œuvre dans le procédé.

Une nouvelle voie pour la valorisation des boues

La fiabilité industrielle du procédé Cleef System est en tous cas démontrée. Le fort PCI du "pellet" obtenu (entre 6,5 et 7,5 kWh/kg), mais surtout sa stabilité (non explosif, sans odeur, hygiénisé...) en font un combustible alternatif bas-carbone de choix pour des chaudières industrielles. Notons cependant que les chaudières devront être autorisées à brûler du déchet, associé à un traitement des fumées adapté, car le produit final garde pour l'instant son statut de déchet.

Les éléments de l'équilibre économique sont aussi bien cernés car l'idée est à la fois de valoriser prioritairement des déchets huileux ou graisseux de faible valeur marchande (qui n'ont pas ou prou de voies de valorisation) et de lever une contrainte grandissante sur le devenir des boues (moins d'épandage possible, logistique coûteuse et polluante du transport des boues à fort taux d'eau…), et tout ça dans un procédé au bilan énergétique le plus optimisé possible. Ce nouveau biocombustible a ainsi une valeur énergétique huit fois supérieure à l'énergie nécessaire à sa production, et des pistes d'amélioration sont à l'étude autour de la valorisation de la chaleur fatale des vapeurs émises à la friture. Ce qui devrait rendre cette nouvelle filière d'écologie industrielle et circulaire encore plus attractive au plan économique.

Cécile Clicquot de Mentque


2019/01/05

Le potentiel des cultures intermédiaires à vocation énergétique en méthanisation


Source : Bioénergies International



Récolte de CIVE, image Arfvalis-Infos.fr

Des espèces ou associations d’espèces peuvent aujourd’hui entrer dans le champ d’approvisionnement des méthaniseurs. Leur conduite doit répondre à deux objectifs : ne pas gêner le potentiel de production des cultures alimentaires de la rotation et viser un rendement suffisant pour leur rentabilité.

Voir le reportage réalisé par Arvalis-Infos.fr

 

Une émission de Arvalis TV


2018/12/21

Le « Pôle Réseaux de Chaleur » du Cerema à la rencontre des territoires !


Source : Réseaux de chaleur



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La filière des réseaux de chaleur et de froid a récemment fait l’objet de deux actualités : la présentation de la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie et l’annonce de la hausse du Fonds chaleur de l’Ademe.

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Après une décennie d’existence, les acteurs de la chaleur et du froid renouvelable reconnaissent que les projets les plus faciles ont été réalisés. Entre 2009 et 2017, 829 projets aidés, de réseaux de chaleur ont vu le jour.

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Aujourd’hui, l’enjeu consiste à mobiliser le potentiel des territoires non équipés. Ce constat, largement partagé, fera place dès avril 2019 à une nouvelle dynamique. Le Cerema, en partenariat avec l’Ademe interviendra auprès des collectivités afin de leur proposer un accompagnement quant à leur stratégie énergie-climat. Sur ces territoires de plus de 10 000 habitants, le Cerema réalisera une étude d’opportunité de développement de réseaux de chaleur.

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Objectif : sensibiliser les élus locaux au potentiel d’énergies renouvelables et de récupération sur leur territoire.

Pour plus d’informations :

Article de presse – La Gazette des Communes


2018/12/20

La production de bioénergie pourrait tripler d’ici 2050 en Europe


Source : Bioénergies International



Editorial du Bioénergie International n°58 de décembre 2018

La centrale de Falun en Suède avec des deux chaufferies et le ballon d’accumulation d’eau de son réseau de chaleur, photo Frédéric Douard

Une étude publiée en novembre 2018 par le Dr. André P.C. Faaij de l’Université de Groningue aux Pays-Bas, compilant toutes les études réalisées jusqu’ici dans l’UE, montre que la quantité de biomasse disponible en Europe pour la bioénergie pourrait être multipliée par trois dans des limites environnementales durables et à un coût raisonnable.

L’accord de Paris s’est fixé l’objectif de maintenir le réchauffement climatique en dessous de + 2 ° C. Les énergies renouvelables peuvent contribuer à réduire le niveau de CO2 et la bioénergie à elle-seule représente 62% de ce bouquet. La bioénergie est donc incontestablement l’un des principaux les moteurs de la transition vers une économie équilibrée en CO2. Polyvalente, stockable et flexible, la bioénergie peut aider à réduire considérablement les émissions de carbone dans tous les secteurs des transports, du chauffage, du froid et de la production d’électricité.

La biomasse agricole joue un rôle central dans l’étude qui a été menée par le professeur Faaij. Pour exploiter pleinement ce potentiel d’ici 2050, la contribution énergétique de la biomasse agricole devra augmenter de manière significative et devenir au moins aussi importante que celle de la biomasse forestière.

Les études existantes ont calculé que le stock potentiellement disponible en biomasse pour l’énergie pourrait être compris entre 169 et 737 Mtep/anen Europe à partir de 2050. L’étude conclut à un potentiel moyen de 406 Mtep/an, soit 25% du total consommation d’énergie dans l’UE-28 en 2016, en tenant compte des contraintes environnementales et économiques. Cela signifie que par rapport aux 140,3 Mtep déjà utilisées en 2016, ce potentiel permettait de tripler la quantité de bioénergie dans le bouquet énergétique de l’UE-28 en 2050.

Jean-Marc Jossart, photo Bioenergy Europe

De plus, l’étude s’est concentrée sur la biomasse disponible dans en Europe, c’est à dire sans envisager d’importations supplémentaires, ceci reflétant la réalité actuelle : 95% de bioénergie consommée en Europe proviennent de l’intérieur des frontières de l’UE ! Ainsi, la bioénergie non seulement permet la transition énergétique, mais en plus elle garantit aussi l’indépendance énergétique et la création d’emplois locaux dans l’UE.

Sur les base des conclusions de cette étude, Bioenergy Europe appelle les parties à l’accord de Paris à mettre l’accent sur un déploiement beaucoup plus ambitieux des bioénergies et de la bioéconomie en général.

Jean-Marc Jossart, secrétaire général de Bioenergy Europe

Pour en savoir plus :


2018/12/17

Nucléaire, biogaz, chaleur, renouvelables, efficacité... Ce que prévoit le projet de PPE énergie par énergie


Source : Usine Nouvelle



La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) fixe les priorités d’action des pouvoirs publics pour atteindre les objectifs fixés par la loi de transition énergétique pour la croissance verte de 2015 et viser la neutralité carbone en 2050. Elle détaille des objectifs chiffrés à 2023, 2028, 2030 et 2035. Le projet complet, publié le 25 janvier est soumis à avis de l'autorité environnemental, puis à la consultation du public, pour l'élaboration d'un décret final signé par le ministre de la transition écologique et solidaire. Comparé à la version présentée en novembre 2018, on note un recul des objectifs pour le biogaz et des répercussions sociales attendues.

Objectifs 2028 et moyens pour la période 2024 - 2028

Rappels des objectifs de consommation finale pour les énergies renouvelables prévus dans la Loi 2015:

Nucléaire :
Objectifs

  • 50% de nucléaire en 2035
    Moyens :
  • 4 à 6 réacteurs fermés d'ici à 2028

La nouvelle trajectoire du mix électrique :

Efficacité énergétique :

Objectifs

  • 14% de consommation énergétique en moins en 2028 par rapport à 2012 (7% en 2023)

Moyens

  • Fixer le prix de la tonne de CO2 à 86 euros en 2022 (contribution énergie climat ou taxe carbone), contre 7 euros en 2014, 30,50 euros en 2017 et 44,60 euros en 2018 (une trajectoire freinée par un moratoire et dont la suite reste à définir)
  • Remanier le dispositif des certificats d’économie d’énergie en 2020
  • 2,5 millions de logements rénovés

Energies fossiles :

Objectifs

  • - 35% de consommation primaire d’énergies fossiles en 2028 par rapport à 2012 (- 20 % en 2023) pour passer de 1 412 à 949 TWh
  • - 80 % de charbon (27 TWh en 2028) - 35 % de produits pétroliers (565 TWh en 2028)
  • - 19 % de gaz naturel (349 TWh en 2028)

Moyens

  • Porter à 348 TWh la part des biocarburants en limitant à 7 % ceux de première génération
  • Atteindre 3,8 % de biocarburants avancés (à partir de déchets organiques et de résidus industriels) dans l’essence et 3,2 % dans le gazole
  • 1 million de primes à la conversion d'ici à 2023
  • Réduire de 75 % la consommation de charbon dans l’industrie (procédés moins émetteurs de Co2 dans la sidérurgie, substitution)
  • Fermer 5 tranches à charbon d’ici à 2022
  • Interdire la construction de nouvelles centrales électriques à base d'énergie fossiles (hors Landivisiau)
  • Remplacer 1 million de chaudières au fioul (sur un parc de 3,5 millions) et 10 000 chauffages au charbon en 2023 avec une prime à la conversion chauffage créée en 2019
  • 9,5 millions de logements chauffés au bois avec un appareil efficace
  • Mettre en circulation de 1,2 million de voitures électriques en 2023 avec 100 000 bornes publiques de recharge

Gaz renouvelables :

Objectifs

  • 14 à 22 TWh de biogaz injecté en 2028
  • 40 % d’hydrogène décarboné en 2028 (10 % en 2023)

Moyens

  • Fournir des soutiens publics supplémentaires au biogaz de 7 à 9 milliards d’euros entre 2018 et 2028, conditionnés aux efforts de baisse des coûts (67 €/MWh en 2023, 60€/MWh en 2028) viadeux appels d'offres par an pour un objectifs de 350 GWh par an. Si les prix cibles ne sont pas atteints,  les tarifs d'achat seront limités à 87€/MWh en 2023 et 80 €/MWh en 2028 et les volumes adaptés.
  • Constituer un fonds hydrogène de 100 millions d’euros
  • 10 à 100 démonstrateurs power-to-gas en 2028 (1 à 10 d'ici 2023)
  • Étendre le suramortissement pour l’achat de véhicules roulant au gaz naturel pour véhicules (GnV), au bioGnV et à l’hydrogène
  • Soutenir la production de biométhane non injectée

Chaleur renouvelable:

Objectifs

  • + 40 % à + 59 % par rapport à 2016 avec 196 tWh en 2023 et entre 218 et 247 TWh en 2028
  • Multiplier par 2,4 à 2,8 la quantité de chaleur et de froid renouvelables livrée par réseau (31 à 36 TWh en 2028)

Moyens

  • Renforcer le fonds chaleur
  • Élargir le crédit d’impôt pour la transition énergétique et les certificats d’économie d’énergie en 2019
  • instaurer un taux minimal de chaleur renouvelable dans les bâtiments neufs en 2020
  • 3,4 millions d'équivalents logements raccordés à un réseau de chaleur
  • Réserver prioritairement la biomasse à al production de chaleur (vs l'électricité)

Electricité renouvelable :

Objectifs

  • + 100 % de capacités installées (+ 50 % d’ici à 2023)

Moyens

  • Engager 20 à 30 milliards d’euros (jusqu’à 8 milliards d’euros de budget par an) entre 2018 et 2028 et les investir en vingt ans
  • Atteindre 65 000 à 100 000 sites photovoltaïques en autoconsommation en 2023 (contre 33 355 à la fin septembre 2018)
  • Lancer des appels d’offres favorisant les nouvelles technologies solaires (agrivoltaïsme, centrales flottantes)

Les répercussions attendues:

246000 emplois créés en 2023 et 413 000 en 2028 par rapport au scénario tendanciel (475 000 en 2030)
+ 1,3 point de PIB en 2023, + 1,9 point en 2028
1,1 point de pouvoir d’achat en 2023, + 2,2 points en 2028
Baisse de la précarité énergétique, à 9,5 % en 2028, contre 11,5 % en 2017

Documents de références publiés par la DGEC le 25 janvier:

(Sources : Ministère de la transition écologique et solidaire)


Comment le gouvernement pourrait démultiplier les investissements verts


Source : Usine Nouvelle



Philippe Zaouati, le président de Finance for tomorrow, et Pascal Canfin, le directeur général du WWF France, ont remis le 14 décembre leur rapport sur le financement de la transition écologique. Ils préconisent de constituer une enveloppe d’1 milliard d’euros d’argent public pour lever 10 milliards d’euros auprès d’acteurs privés et financer des technologies matures qui peinent à se déployer.

Le rapport a été commandé l’été dernier par Bruno Le Maire et Nicolas Hulot, alors ministre de l’environnement. Philippe Zaouati, président de l’association Finance for tomorrow et directeur général de Mirova, et Pascal Canfin, directeur général du WWF France, viennent de remettre leurs recommandations sur les moyens de développer les investissements dans les projets verts en France. Le titre rapport fixe d'emblée le programme : "Pour la création de France Transition, des mécanismes de partage des risques pour mobiliser 10 milliards d'euros d'investissements privés dans la transition écologique".

"Il y a un gap d’investissement de l’ordre de 10 à 20 milliards d’euros en France. Ce gap ne pourra pas être comblé uniquement avec de l’argent public", explique Philippe Zaouati, en sortant de la réunion de remise du rapport avec Bruno Le Maire, ministre de l’Economie, François de Rugy, ministre de la Transition écologique et solidaire, Brune Poirson et Emmanuelle Wargon, secrétaires d’Etat auprès du ministre de la Transition écologique.

Un effet de levier auprès du privé

Les deux auteurs préconisent de créer une enveloppe d’1 milliard d’euros, issue pour moitié de la Banque européenne d’investissement et pour l’autre moitié du budget de l’Etat. Avec pour objectif de générer, en utilisant des outils de garantie publique, jusqu’à 10 milliards d’euros d’investissements sur trois ans par un effet de levier auprès des investisseurs privés. "Ces investissements seraient destinés à des secteurs identifiés comme étant des technologies matures mais encore trop risquées", souligne Philippe Zaouati.

Originalité des recommandations des deux auteurs, le dispositif ne serait pas géré par une nouvelle agence créée pour l’occasion mais par une équipe ad hoc. "Il s’agit de créer sous la marque France Transition une équipe au sein de plusieurs institutions publiques, qui mettrait en place une doctrine nationale sur les outils financiers permettant de réaliser cet effet de levier", prône le président de Finance for tomorrow. La Caisse des dépôts, Bpifrance, l’Ademe et l’Agence française de développement pourraient être mises à contribution en détachant des collaborateurs au profit de France Transition.

Financer des technologies matures

Les auteurs du rapport ont par ailleurs fait le choix de financer des technologies éprouvées, mais qui peinent à passer à l’échelle. Les technologies de l’agro-écologie (conversion à l’agriculture biologique, coopératives, etc.), rénovation thermique des bâtiments, méthanisation et route bas carbone sont directement visées par le rapport.

"Le financement de l’innovation existe déjà en France, c’est un risque qui est bien compris, confie Philippe Zaouati. Là où on pense qu’il y a un vrai besoin, c’est sur le déploiement des technologies. Ce risque est moins bien compris." La balle est désormais dans le camp du gouvernement. Les ministres prévoient de se positionner sur le rapport début 2019.


2018/12/14

Expobiogaz, 12 & 13 juin 2019 à Lille


Source : Bioénergies International



EXPOBIOGAZ, LE RENDEZ-VOUS DE RÉFÉRENCE DU GAZ RENOUVELABLE

En 2019, Expobiogaz évolue et devient le salon du gaz renouvelable, un rendez-vous de référence en France traitant l’ensemble des solutions pour la production et la valorisation du gaz renouvelable : méthanisation, pyrogazéification, power-to-gas, mobilité.

Au coeur d’un territoire porteur en la matière, Expobiogaz se positionne pour être au plus près des marchés et des porteurs de projets et offrir ainsi des opportunités de business et de développement à l’échelle régionale, nationale et internationale.

A Lille, Expobiogaz bénéficie d’un véritable positionnement stratégique. La région des Hauts-de-France est en effet porteuse et dynamique en matière d’énergies renouvelables et plus particulièrement de biogaz :

  • Première région productrice de gaz renouvelable en France
  • Première région agricole de France également
  • 54 projets d’injection de biométhane sont en cours d’étude ou de construction

A travers une offre riche et complète, Expobiogaz regroupe toutes les solutions pour la production et la valorisation du gaz renouvelable

  • Solutions pour le power-to-gas
  • Solutions pour la pyrogazéification
  • Fournisseurs d’unités de méthanisation
  • Fournisseurs d’équipements : pré-traitement, digestion, épuration
  • Solutions pour l’exploitation du digestat
  • Solutions pour l’injection, la co-génération
  • SAV & maintenance
  • Constructeurs de véhicules fonctionnant au GNV et services associés

Un salon fédérateur de l’ensemble des acteurs du gaz renouvelable

En 2019, Expobiogaz regroupe des typologies de visiteurs très variées, couvrant l’ensemble de la chaîne des savoir-faire de la filière, porteurs de projet autour du gaz renouvelable ou intéressés par cette filière d’avenir :

  • Agriculteurs
  • Collectivités
  • Professionnels du traitement de l’eau
  • Professionnels du traitement des déchets
  • Industriels de l’agro-alimentaire
  • Professionnels du transport
  • Professionnels de l’énergie

Un programme riche et complet

A travers ses animations et temps forts, Expobiogaz offre l’opportunité aux professionnels de se former et de s’informer :

  • Un service de rendez-vous d’affaires pour générer de nouveaux contacts : Business Meetings
  • Le Trophée de l’Innovation Expobiogaz 2019 pour bénéficier d’un maximum de visibilité auprès de professionnels et de la presse
  • Des conférences thématiques pour traiter des sujets d’actualités
  • Des visites de sites de méthanisation de la région des Hauts-de-France
  • Un village agricole dédié aux agriculteurs pour accompagner les porteurs de projets
  • Un espace emploi/formation au cœur du salon

+ d’infos : https://www.expo-biogaz.com/fr


2018/12/08

Taxe carbone et développement de la chaleur renouvelable


Source : Bioénergies International



Taxe carbone et développement de la chaleur renouvelable

Silos de la chaufferie du Wacken à Strasbourg, à bois et à rafles de maïs, photo Frédéric Douard

La taxe carbone en Europe : neutralité fiscale et double dividende

De nombreux pays européens, notamment les pays scandinaves et le Danemark ont institué, de longue date, une taxe carbone sur les produits énergétiques, dans le double objectif de réduire les consommations d’énergies fossiles dans les secteurs du bâtiment et du transport et de diminuer les émissions de gaz carbonique dans l’atmosphère.

La Suède a été la plus ambitieuse avec une taxe qui atteint actuellement 120 € par tonne de carbone, y compris dans les industries non soumises à l’échange de quotas CO2. Cette politique fiscale, soutenue par la droite et par la gauche et approuvée par les différentes composantes de la société (patronat, syndicats, associations de consommateurs et d’environnement), est un succès : les résultats constatés correspondent à ceux attendus et vont même parfois au delà. Au cours des deux dernières décennies, la Suède a très fortement développé les énergies renouvelables, tout particulièrement les bioénergies et les réseaux de chaleur.

Les prélèvements obligatoires en Suède sont élevés, tout comme en France. Mais l’alourdissement des taxes sur l’énergie fait consensus parce qu’a été respecté un principe de neutralité fiscale et recherché le « double dividende », comme l’appellent les économistes. Autrement dit, les pouvoirs publics ont baissé les impôts sur les revenus et les charges sur le travail, en rapport avec les prélèvements supplémentaires qu’ils opéraient sur l’énergie. Ainsi cette nouvelle taxation sur les entreprises et les ménages s’est faite « sans pénaliser l’économie, ni en termes de croissance ni en termes d’emplois » (Michel Cruciani / La Transition Energétique en Suède/2016).

Le constat est similaire en Finlande et au Danemark, où les recettes fiscales supplémentaires ont été intégralement affectées à des réductions de cotisations sociales (M.S.Andersen Europe’ expérience with carbon energy taxation/ 2010).

La taxation du carbone en France

La France est en retard sur les pays d’Europe du Nord :

  • La taxation du carbone existe seulement depuis 2014 et a été confirmée en 2017, avec une trajectoire jusqu’en 2022 ;
  • Le niveau de prélèvements demeure très en deçà de ceux des pays pionniers.

À la différence du consensus qui prévaut dans les pays précités, la taxation Carbone en France fait l’objet de vives critiques pour deux raisons :

  • Elle n’a pas fait l’objet d’explication convaincante de la part des pouvoirs publics ;
  • Le produit fiscal supplémentaire n’a pas été clairement affecté au financement de la transition énergétique (notamment à la rénovation thermique des bâtiments et à la montée en puissance de la chaleur renouvelable dans l’habitat collectif ou en maisons individuelles), ni alloué à une baisse massive des prélèvements fiscaux et sociaux sur le travail, ce qui aurait favorisé des créations d’emplois et le pouvoir d’achat des salariés concernés.

Lorsque l’on observe l’évolution des prix des énergies utilisées pour le chauffage (gaz naturel et fioul domestique), il convient de remarquer qu’ils ont beaucoup baissé entre 2013 et 2017, du fait de l’effondrement du baril et du gaz spot à Rotterdam. On ne retrouve le niveau de prix de 2013 qu’en 2018 pour le fioul domestique et le gaz naturel, en raison d’une remontée des prix de base, majorés désormais de la taxe carbone.

Impact contribution climat sur les prix, Debat. Cliquer sur l’image pour l’agrandir.

Il est pour le moins paradoxal que les prix très élevés de 2013 (gonflant la rente pétrolière et gazière des pays producteurs !) n’aient pas suscité de vives contestations, alors que le même niveau de prix en 2018 provoque une fronde, sous prétexte d’une taxe abondant le budget de l’État !
On entrevoit bien l’erreur commise par les pouvoirs publics :

  • Défaut de communication sur la taxe carbone lorsque les prix d’achat des combustibles aux producteurs étaient bas, la taxe est alors passée inaperçue… mais provisoirement !
  • Absence de dispositions compensatrices pour les entreprises et les ménages, ce qui aurait probablement fait passer l’alourdissement fiscal sans trop de difficulté, sachant qu’il est légitime au regard de la protection de l’environnement et de la planète.

Impact de la taxe carbone sur l’émergence des projets de chaleur renouvelable

Pour illustrer notre propos, on partira de l’exemple d’un projet de chaufferie bois alimentant un réseau de chaleur, en délégation sur le public (DSP), dans une ville moyenne.

Dans le cadre du montage d’un tel projet, les usagers susceptibles de se raccorder en premier établissement sont identifiés en amont de la consultation DSP. Mais le raccordement n’est pas obligatoire. Il faut donc convaincre les usagers pressentis, en leur démontrant que le prix de l’énergie thermique distribuée par le réseau est inférieur à leur référence gaz ou fioul domestique, en coût global, c’est-à-dire en prenant en compte l’achat du combustible et l’exploitation/maintenance/renouvellement des équipements de l’installation en place.

Les investissements (chaufferie bois, canalisations enterrées, sous-stations d’échange) sont très élevés et les amortissements sur le long terme de ces ouvrages et équipements sont répercutés dans le prix de la chaleur facturée aux usagers.

Au cours des années 2006/2013, pour atteindre l’objectif d’une décote de l’ordre de 10 % par rapport à la chaleur de référence fossile, les collectivités et leurs délégataires disposaient de deux aides publiques :

  • Une aide aux investissements de 40 à 50 % (Fonds chaleur et Régions/ FEDER) qui permet de diminuer à due proportion la part de l’amortissement des ouvrages et équipements supporté par chacun des abonnés, soit une baisse de la facture globale de l’ordre de 12 % ;
  • Un taux de TVA réduit à 5,5 %, sur les ventes de chaleur au compteur (pour les réseaux vertueux ayant recours à plus de 50 % d’énergies renouvelables) et sur les abonnements, cette réduction correspondant également à 12 % environ du prix de la chaleur avec TVA à taux plein.

Impact fonds chaleur et TVA réduite, Debat. Cliquer sur l’image pour l’agrandir.

Avec l’effondrement du prix du gaz et du fioul domestique entre 2013 et 2017, les aides des pouvoirs publics sont devenues insuffisantes pour garantir une décote de 10 %. D’où des concrétisations de projets bois-énergie beaucoup moins nombreuses et une contribution du Fonds Chaleur à ces projets également en dégringolade. Le Fonds Chaleur à budget constant (200 millions d’euros par an) a donc élargi son périmètre d’intervention et s’est redéployé vers le financement de récupération de chaleur fatale (issue notamment d’usine d’incinération) et la structuration de l’approvisionnement en combustible bois (programme AMI).

Le redémarrage timide des projets biomasse en 2018, qui devrait se confirmer en 2019, résulte du renchérissement du coût de l’énergie de référence (gaz naturel en agglomération, fioul domestique dans les gros bourgs et parfois les petites villes), en partie lié à la taxe carbone.

C’est la taxation des combustibles fossiles qui permet donc aux projets collectifs bois-énergie de voir à nouveau le jour, grâce notamment à la trajectoire fixée par le Parlement jusqu’en 2022, laquelle permet de faire des études comparatives démontrant une économie dès le démarrage du projet, mais plus encore à l’horizon des cinq prochaines années, avec comme hypothèse un prix de base hors taxe de l’énergie fossile constant. Cette démonstration est mise à mal par la suspension de la taxe carbone en 2019.

En conclusion

Les promoteurs du bois-énergie et plus généralement de la chaleur renouvelable sont très attachés à la taxe carbone, condition indispensable de mise en œuvre de très nombreux projets.

Ceci étant, nous sommes parfaitement conscients que l’acceptabilité sociale de cette nouvelle taxe pose aujourd’hui problème, à défaut d’un affichage clair et vertueux de l’affectation des recettes supplémentaires. En 2019 (tel que prévu, avant suspension), les produits de la taxe carbone sur les combustibles fossiles (hors carburant) se seraient établis à 6 milliards d’euros (TVA comprise). La totalité des aides à la chaleur renouvelable (subventions et défiscalisation) est actuellement de l’ordre de 600 millions d’euros par an, en prenant en compte un Fonds Chaleur réévalué à 315 millions d’euros en 2019, c’est-à-dire 10 % des recettes générées par la taxe sur les combustibles fossiles. On est donc loin du compte.

Si la taxe est rétablie en 2020, on peut raisonnablement suggérer que le partage des recettes fiscales sur les combustibles fossiles soit envisagé dans la proportion suivante (à affiner, dans le cadre d’une étude plus précise) :

  • 35 % consacré à l’efficacité énergétique et à la chaleur renouvelable ;
  • 65 % affecté à l’abaissement du coût du travail (et à la revalorisation des salaires), tout particulièrement en diminuant les charges sociales dans les industries de main-d’œuvre.

Cette problématique du double dividende, qui a fait ses preuves ailleurs, devrait recevoir l’appui d’une majorité de nos compatriotes. Sauf à considérer que les français sont incapables d’un civisme écologique, comparable à celui bien connu de nos amis scandinaves !

Serge Defaye et Marc Maindrault (illustrations), BEST-ENERGIES / DEBAT – www.best-energies.com


2018/12/07

Fonds Chaleur, instrument majeur de la transition écologique, 10 ans déjà


Source : Bioénergies International



Fonds Chaleur, instrument majeur de la transition écologique, 10 ans déjà

La chaufferie du réseau de chaleur de Guéret, photo Frédéric Douard

2018 marque les dix ans du Fonds Chaleur renouvelable, un instrument primordial pour la réalisation de la transition écologique. Destiné à l’habitat collectif, aux collectivités et aux entreprises, ce fonds participe au développement de la production renouvelable de chaleur et de froid. Il est essentiel pour atteindre les objectifs de la loi de Transition énergétique pour la croissance verte de porter la part des énergies renouvelables à 38% de la consommation finale de chaleur en 2030.

La chaleur représente la moitié de la consommation d’énergie du pays. 21% de la chaleur consommée en France est issue de sources renouvelables. La Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) vise l’augmentation de la part de chaleur renouvelable dans le mix à un rythme 1,5 fois plus soutenu que celui constaté entre 2010 et 2016.

Près de 4300 opérations ont été accompagnées et financées entre 2009 et 2017. Cette réussite se traduit par une production prévisionnelle annuelle de 2,16 millions de Tep, soit 25,1 TWh grâce aux installations financées pour la période 2009-2017.

1,75 Milliard € engagé dans le cadre du fonds a généré 5,78 milliards € d’investissements au total. Le Fonds Chaleur renouvelable favorise ainsi l’emploi et les investissements dans les différents secteurs d’activités concernés.

Enfin, on peut estimer à environ 5,69 millions de tonnes de CO2 évités/an pour l’ensemble des projets Fonds Chaleur.

Les chiffres clés du Fonds Chaleur renouvelable :

  • 4273 opérations d’investissement
  • 62 projets de récupération de chaleur fatale
  • 98 projets de biogaz
  • 829 projets de réseaux de chaleur
  • 1093 projets de bois-biomasse
  • 495 projets de géothermie
  • 1696 projets solaires

Ces résultats démontrent la capacité du dispositif à mobiliser les différents acteurs de ce marché : collectivités locales, entreprises, bureaux d’études, équipementiers, exploitants, sociétés d’approvisionnement en biomasse…

Le Fonds Chaleur, contribue à diversifier la production énergétique de la France, à faire progresser son autonomie énergétique, à soutenir la création d’emplois par la mobilisation des entreprises, des collectivités et des acteurs professionnels de la filière chaleur renouvelable.

Depuis 10 ans, le fonds a fait la preuve de son efficacité pour soutenir le développement de la chaleur renouvelable pour un coût pour les finances publiques unanimement salué. La trajectoire inscrite dans la Programmation Pluriannuelle de l’Energie 2018-2023 prévoit une augmentation du Fonds de 100 millions en 2019 et une simplification des modalités.

Pour en savoir plus :


2018/12/01

Fiches techniques des énergies renouvelables et de récupération dans l’industrie


Source : Bioénergies International



Fiches techniques des énergies renouvelables et de récupération dans l’industrie

 

Il existe de nombreuses technologies d’énergies renouvelables et de récupération (EnR&R), relativement matures, permettant de produire et d’auto-consommer de l’énergie sur un site industriel, que ce soit de la chaleur ou de l’électricité.

L’Ademe publie une description de ces technologies EnR&R, sous forme de fiches techniques, identifie leurs forces et faiblesses au regard de critères prédéfinis : coûts des énergies produites, niveau de maturité et de diffusion, facilité d’intégration sur site, contraintes d’opération et de maintenance, empreinte carbone.

L’objectif est de caractériser ces technologies afin d’identifier les avantages qu’elles apportent, mais aussi les freins et les difficultés à surmonter pour les déployer.

Voici les technologies d’énergies renouvelables et de récupération qui sont présentées :


2018/11/29

Appel à projets GreenTech verte : vingt nouvelles start-up retenues


Source : Actu-Environnement



Appel à projets GreenTech verte : vingt nouvelles start-up retenues

Lors du salon Pollutec à Lyon, Brune Poirson secrétaire d'Etat à la Transition écologique, a annoncé, ce 29 novembre, les 20 nouvelles start-up lauréates de l'appel à manifestation d'intérêt "GreenTech verte" lancé en juin dernier. Initiée depuis 2016, l'initiative "GreenTech" du ministère accompagne les start-up qui innovent en faveur de la transition écologique (économies d'énergies, transports propres, gestion durable des déchets, protection de la santé, développement des énergies renouvelables). Plus de 100 start-up sont aujourd'hui engagées dans cette démarche.

Les 20 start-up lauréates seront labellisées "GreenTech verte" par le ministère de la Transition écologique. Elles seront accompagnées, au sein des trois incubateurs du ministère, afin de favoriser leur croissance et leur développement. Les incubateurs sont situés à Champs-sur-Marne (Seine-et-Marne), à Orléans (Loiret) et à Toulouse (Haute-Garonne). 

Trois projets ont ainsi été sélectionnés (HySiLabs, Tinto Eco et Omni) dans la catégorie "mobilité durable". Tinto Eco accompagne notamment les organisations multi-sites dans l'optimisation des déplacements domicile-travail de leurs employés. L'économie circulaire a aussi mobilisé trois lauréats (Mytroc, Reconcil et Agricarbon). Reconcil propose par exemple un système de consigne d'emballages pour la restauration à emporter. Quatre projets ont été sélectionnés dans la catégorie "biodiversité et eau" (Biostart, Biomae, Ombrea et Tzic). Biomae développe notamment des bio-essais innovants pour diagnostiquer la qualité des milieux aquatiques. L'appel à projets retient également trois lauréats dans la catégorie "Bâtiment et ville durable" (Smart futures, Sitowie et Cool roof France). Sitowie crée par exemple un outil numérique d'optimisation du cycle de vie des constructions et des matériaux.

Les autres thématiques de l'appel à projets concernent les énergies renouvelables (2 lauréats : VH93 et Ouisol), l'efficacité énergétique (2 lauréats : Eco Tech Ceram et Wupatec) et la prévention des risques (2 lauréats : Waves'n See et HD Rain). Enfin, un projet a été retenu en matière de santé-environnement. Vitibot développe une plateforme destinée à l'exécution de tous les travaux viticoles, permettant de réduire l'usage des pesticides.

Un nouvel appel à manifestation d'intérêt Green Tech verte sera ouvert du 20 décembre 2018 au 20 mars 2019.


2018/11/28

La Côte d’Ivoire veut produire de la biomasse à partir de déchets de cacao


Source : Enviro2B



La Côte d’Ivoire veut produire de la biomasse à partir de déchets de cacao

L’Agence américaine pour le commerce et le développement (USTDA) a octroyé trois subventions aux États-Unis afin de soutenir le développement des infrastructures énergétiques en Côte d’Ivoire, dont une pour une usine qui utilisera les cosses à cacao pour développer de l’énergie.

Le premier producteur mondial de cacao, la Côte d’Ivoire, prévoit de construire une centrale à biomasse d’une capacité de 60 à 70 megawatt (MW), fonctionnant à partir de cosses à cacao, dans le cadre de son objectif de développer une capacité de production d’énergie de biomasse de 424 MW d’ici 2030.

Selon des sources locales, l’usine, qui permettra à la Côte d’Ivoire de diversifier ses sources de production d’électricité, figurait parmi les cinq projets sur lesquels une subvention de l’Agence américaine pour le commerce et le développement (USTDA) a été accordée, a annoncé l’ambassade américaine à Abidjan dans un communiqué en juillet dernier.

La centrale à biomasse, la première du pays, est prévue à Divo, dans la région cacaoyère méridionale, où le pays produit environ 2 millions de tonnes de cacao par an. Il en résulte que des milliers de tonnes de cosses sont jetées après que les fèves ont été enlevées et laissées pourrir ou sont brûlées après la récolte.

Contrairement à de nombreux pays d’Afrique subsaharienne, la Côte d’Ivoire dispose d’une alimentation électrique fiable. Elle exporte de l’électricité vers les pays voisins, le Ghana, le Burkina Faso, le Bénin, le Togo et le Mali, et prévoit d’étendre son réseau au Libéria, en Guinée et à la Sierra Leone très prochainement.

Mais avec une consommation intérieure en hausse d’environ 10% par an, le gouvernement est sous pression pour augmenter l’offre domestique et vise à porter la capacité installée à 4 000 MW d’ici 2020, contre 2 275 MW actuellement.


2018/11/26

La biomasse, désormais première source d’énergie non importée en Europe


Source : Bioénergies International



La biomasse, désormais première source d’énergie non importée en Europe

Jean-Marc Jossart, photo Bioenergy Europe

Editorial du magazine Bioénergie International n°57 de novembre 2018

Le 15 novembre 2018, trois jours après l’approbation de la nouvelle directive européenne sur les énergies renouvelables (REDII), le plus important effort politique visant à promouvoir les énergies renouvelables que l’Europe n’ait jamais porté, l’association professionnelle Bioenergy Europe publie ses statistiques annuelles pour aider à comprendre la pertinence de la bioénergie pour les années à venir.

La transition énergétique est véritablement en cours. Les énergies renouvelables, bioénergie en tête, grignotent chaque année environ 1 % du marché européen de l’énergie. L’Europe est de moins en moins dépendante de pays tiers pour son approvisionnement en énergie. En Europe, la production d’énergie primaire à partir de biomasse locale avait déjà dépassé la production européenne de pétrole en 2009, puis celle de la production indigène de gaz fossile en 2014, et là en 2016, c’est la production européenne de charbon qu’elle a également dépassé devenant la première source d’énergie primaire en Europe et c’est tout un exploit ! Et cette nouvelle situation est faite pour durer, en témoigne la croissance régulière et ininterrompue du secteur de 3 % par an depuis des années en substitution de sources d’énergies importées, chères et polluantes.

Evolution de la production d’énergie primaire en Europe des 28 par combustible, en ktep, source Bioenergy Europe. Cliquer sur l’image pour l’agrandir.

La chaleur est le moteur de la croissance du secteur de la bioénergie. Depuis 10 ans, elle a conquis plus de deux millions de tonnes d’équivalent pétrole chaque année. Le secteur du granulé est lui aussi sur une excellente courbe de croissance et est en passe de devenir le combustible d’avenir des particuliers. Les tendances ainsi florissantes s’observent aussi en matière de technologies, pour la production combinée de chaleur et d’électricité ou les poêles et chaudières à faibles émissions. La bioénergie est entre de bonnes mains.

Avec l’accord de Paris sur le climat, nous disposons maintenant d’un budget carbone global d’émissions de 570 milliards de tonnes d’équivalent CO2 qui devrait nous permettre d’atteindre la cible des 1,5 °C. Pour conserver ce budget carbone, nous savons que les émissions devraient atteindre leur maximum avant 2030 et que nous devons pour cela atteindre des émissions zéro dans les 25 ans. Ce défi nécessite à la fois un changement radical dans l’esprit des gens et un étalonnage constant des politiques visant à changer notre système énergétique. La bioénergie est une partie importante de la solution. Le potentiel de biomasse en Europe, plus de 700 millions de tonnes d’équivalent pétrole, est cinq fois plus élevé que notre consommation actuelle.

Cette année et pour la première fois, le rapport statistique de Bioenergy Europe est diffusé gratuitement et ce afin de fournir aux décideurs des preuves solides sur lesquelles s’appuyer dans la transition énergétique européenne. Demandez le rapport à cette adresse form.jotform.com et rendez-vous sur le site bioenergyeurope.org.

Jean-Marc Jossart, secrétaire général de Bioenergy Europe


2018/11/23

La chaleur renouvelable accuse en France un sérieux retard sur les objectifs à 2020


Source : Bioénergies International



La chaleur renouvelable accuse en France un sérieux retard sur les objectifs à 2020

La chaufferie des Péjoces à Dijon produit 30 MW de chaleur renouvelable, photo Frédéric Douard

Répartition par filière de la production e chaleur renouvelable en France en 2017. Source SER

Alors que l’annonce de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie est imminente, le CIBE, la FEDENE, le SER et UNICLIMA, avec la participation de l’ADEME, publient l’édition 2018 du Panorama de la chaleur renouvelable et de récupération. Il confirme le retard pris par la France dans l’atteinte des objectifs de la Loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte – 38 % de chaleur renouvelable dans notre consommation de chaleur en 2030 – et vis-à-vis de ses engagements européens en matière d’énergies renouvelables et de lutte contre le changement climatique. En effet, en 2017, la chaleur renouvelable n’a représenté que 18,7 % (18,3 % en 2016) de la consommation finale brute de chaleur. Pourtant, ce secteur constitue un enjeu majeur dans la lutte contre le changement climatique. Elle représente en effet 50 % de notre consommation énergétique et reste majoritairement produite par des énergies fossiles importées.

Toutefois, le retard constaté peut être rattrapé, et les objectifs atteints, grâce à une mobilisation de l’État et un soutien accru aux filières de production de chaleur renouvelable et de récupération.

Evolution de la part renouvelable dans la consommation finale de chaleur en France.

Un panorama enrichi

L’édition 2018 de ce panorama, qui s’affirme comme un outil d’accompagnement de la transition énergétique, est enrichie de données et analyses sur le froid, la chaleur de récupération et la production de chaleur renouvelable à partir de gaz renouvelables. Elle affine également la méthodologie utilisée pour collecter les données, ce qui demeure un défi permanent étant donné le nombre d’installations concernées sur le territoire et le caractère très diffus de la production de chaleur renouvelable.

Répartition régionale des chaufferies françaises à bois de plus de 50 kW en 2017, source CIBE. Cliquer sur la carte pour l’agrandir.

En 2017, la consommation finale brute de chaleur a atteint 705 317 GWh dont 131 817 GWh de chaleur renouvelable. Ces estimations incluent les données actualisées de l’ADEME, qui font état d’un recul de la consommation de chaleur produite par le bois domestique en 2017.

Répartition du parc d’appareils de chauffage domestique au bois en France en 2017. Sources Ademe, Observ’Er, SDES et SER. Cliquer sur le diagramme pour l’agrandir.

Au final, cette deuxième édition du panorama reflète une stagnation de la consommation de chaleur renouvelable en 2017, le chauffage au bois domestique demeurant le principal contributeur à la pénétration des énergies renouvelables dans le secteur de la chaleur.

>> Télécharger le panorama 2018 de la chaleur renouvelable en France


2018/11/14

Soixante exemples de chaufferies collectives à biomasse en France


Source : Bioénergies International



Soixante exemples de chaufferies collectives à biomasse en France

La chaudière Compte R. du réseau de chaleur “rive droite” de Graulhet dans le Tarn, photo Trifyl

L’Ademe vient de rassembler en un même document, soixante fiches de cas de chaufferies collectives à biomasse et à bois principalement, des projets réalisés dans le cadre de l’accompagnement par le Fonds Chaleur renouvelable, un excellent outil pour tous ceux qui cherchent des informations standardisées sur ce type de projets.

La chaleur renouvelable constitue une réponse concrète aux exigences auxquelles les collectivités sont aujourd’hui confrontées en matière énergétique : exigences économiques, environnementales, technologiques et sociétales. Pour répondre aux besoins de chaleur (chauffage, eau chaude sanitaire, processus), tout en favorisant le développement des énergies renouvelables, les pouvoirs publics français ont créé dès 2009 le Fonds Chaleur, une boite à outils financière gérée par l’Ademe pour aider ces projets.

Dans ce recueil, différentes collectivités témoignent de leur intérêt pour la biomasse-énergie et montrent comment cette énergie renouvelable a apporté de la valeur à leur projet de chaleur ! Ces témoignages renseignés des informations et des chiffres utiles sont classés par région et par secteur d’activité : Centres aquatiques, Enseignement / Logement étudiant, Établissement santé / social, Logements sociaux, Réseau de chaleur rural, Réseau de chaleur urbain ou Réseau de chaleur urbain «grande taille».

Liste des fiches par région

Auvergne – Rhône-Alpes

  • Chaufferies biomasse – Réseaux de chaleur – Coublevie et Voreppe – 38
  • Chaufferie biomasse – Réseau de chaleur – Bourg-en-Bresse – 01
  • Chaufferie biomasse / biogaz Réseau de chaleur – Firminy – 42
  • Création réseau de chaleur et chaufferie biomasse – Riom – 63
  • Création réseau de chaleur et chaufferie biomasse – Belley – 01
  • Chaufferie biomasse et extension du réseau de chaleur du quartier la Gauthière – Clermont-Ferrand – 63
  • Chaufferie biomasse et réseau de chaleur – Chambery Bissy – 73

Bourgogne – Franche-Comté

  • Chaufferie biomasse du centre aquatique – Aquabresse – 71
  • Chaufferie biomasse et extensions sur le réseau de chaleur du quartier Marjorie et Mouillères – Lons-le-Saunier – 39
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur Sainte Geneviève – Auxerre – 89
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur de Fontaine d’Ouche – Dijon Métropole – 21

Bretagne

  • Chaufferie bois Piscine de Concarneau – 29
  • Création chaufferie bois et réseau de chaleur – Landerneau – 29
  • Chaufferie biomasse – Réseau de chaleur – Janzé – 35

Centre – Val-de-Loire

  • Chaufferie bois et extension r.seau de chaleur -Fleury-les-Aubrais – 45

Corse

  • Chaufferie biomasse – Cozzano – 2A
  • Chaufferie au bois d.chiquet. – Serra-di-Scopamena – 2A

Grand-Est

  • Chaufferie bois MGEN – Les Trois-.pis – 68
  • 17 Chaufferies granulés bois SIBAR – Bas-Rhin – 67
  • Création d’un réseau de chaleur avec chaufferie bois – Yutz – 57
  • Réseau de chaleur et chaufferie biomasse – Quartier du Wacken – Strasbourg – 67

Hauts-de-France

  • Chaufferie biomasse du complexe culturel et aquatique Sceneo – Pays de Saint-Omer – 62
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur du Chemin Vert – Boulogne-Sur-Mer – 62
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur du Quartier Etouvie – Amiens – 80
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur – Sin-le-Noble – 59

Île-de-France

  • Chaufferie granules bois et capteurs solaires thermiques Site des Raguidelles – Suresnes – 92
  • Création d’un réseau de chaleur géothermique et bois
  • Eco-quartier des Docks de Ris-Orangis – 91
  • Chaufferie bois sur réseau de chaleur – Nemours – 77
  • Chaufferie bois et réseau de chaleur du SEAPFA – Sevran – 93
  • Chaufferie biomasse réseaux de chaleur – Saint-Denis –
  • Pierrefitte – Stains – l’Ile-Saint-Denis – 93

Normandie

  • Chaufferie biomasse – Réseau de chaleur – Conches-en-Ouche – 27
  • Chaufferie bois et réseau de chaleur – Neufchâtel-en-Bray – 76
  • Chaufferie bois – Flers – 61
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur – Avranches – 50
  • Chaufferie bois et réseau de chaleur – L’Aigle – 61
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur – Mont-Saint-Aignan – 76
  • Chaufferie biomasse et réseau de chaleur – Caen Sud – 14

Nouvelle-Aquitaine

  • Chaudière à bois déchiqueté pour la Résidence du Studel – Poitiers – 86
  • Chaufferie biomasse – Hôpital de Périgueux – 24
  • Chaudière à bois déchiqueté à l’ESAT Henri Bucher de Vivonne – 86
  • Chaufferie bois et r.seau de chaleur Coulounieix-Chamiers – 24
  • Chaudière à bois déchiqueté et réseau de chaleur – Cerizay – 79
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur – La Réole – 33
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur du quartier du Hameau – Pau – 64
  • Chaufferie bois et réseau de chaleur – Quartier de Bacalan – Bordeaux – 33

Occitanie

  • Création d’une chaufferie granulés / plaquettes – Ecole Nationale de l’Aviation Civile – Toulouse – 31
  • Implantation d’une chaufferie biomasse Centre Hospitalier de Langogne – 48
  • Chaufferie bois et r.seau de chaleur du Centre Hospitalier de Carcassonne – 11
  • Chaufferie biomasse Office public de l’habitat – Rodez – 12
  • Chaufferie bois et réseau de chaleur – Graulhet – 81
  • Création du réseau de chaleur et de la trigénération bois du quartier Port Marianne – Montpellier (34)

Pays-de-Loire

  • Chaufferie biomasse centre aquatique – Les Achards – 85
  • Réseau de chaleur – Association d’établissements d’études supérieures – Nantes – 44
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur du CHU – Angers – 49
  • Réseau de chaleur et chaufferie bois – Gorron – 53
  • Chaufferie biomasse réseau de chaleur – Evron – 53

Provence-Alpes-Côte d’Azur

  • Chaufferie bois du Centre Hospitalier Intercommunal des Alpes du Sud – Gap (05)
  • Chaufferie biomasse et réseau de chaleur du Secteur Gare – Embrun – 05
  • Chaufferie biomasse et réseau de chaleur – Martigues – 13
  • Chaufferie biomasse et réseau de chaleur – Encagnane Fenouilleres – Aix-en-Provence – 13

>> Télécharger le document (4,22 Mo)


2018/10/31

Visite en Pays de Bray, 5 novembre 2018, la haie productrice de bois-énergie


Source : Bioénergies International



Visite en Pays de Bray, 5 novembre 2018, la haie productrice de bois-énergie

Vous êtes technicien ou élu en charge de l’environnement, du développement durable, du PCAET, de l’économie circulaire, de l’énergie, de l’eau, de l’aménagement, du tourisme, savez-vous que la gestion des haies constitue une réponse transverse aux enjeux de votre territoire ?

Production de bois-énergie bocager en Pays de Bray, photo ARE Normandie

Dans le cadre de la formation gratuite organisée par l’ALEC 27 en partenariat avec l’Agence de l’eau Seine Normandie sur La haie et ses atouts pour votre territoire et après les deux jours de formation technique qui ont eu lieu les 22 et 29 mai à Rouen, l’ALEC 27 propose une visite en Pays-de-Bray sur le thème de la structuration d’une filière bois-bocage-énergie en partenariat avec l’ARE Normandie lundi 5 novembre 2018 de 9h à 17h30.
Ateliers collectifs animés par l’ALEC 27.

Renseignements auprès de Simon Le Brun : 06 87 39 21 07 ou simon.lebrun@alec27.fr


Salon Bois Energie “Industrie et collectivités” les 30 et 31 janvier 2019 à Rennes


Source : Bioénergies International



Salon Bois Energie “Industrie et collectivités” les 30 et 31 janvier 2019 à Rennes

Le focus du Salon Bois Energie 2019 est l’énergie à partir de bois et de déchets de bois pour les secteurs de l’industrie et des collectivités.

Les combustibles du bois issus des résidus forestiers, les déchets du bois “en fin de vie” ou encore les déchets du bois issus des processus industriels sont les matières premières principales pour la création d’énergie pour l’Industrie et les Collectivités sous forme de chauffage, chauffage et électricité et éventuellement de méthane (via la méthanation du syngas) ainsi que la production de combustibles bois à haut pouvoir calorifique tels que les black pellets ou la bio-huile.

Un large programme pour les deux jours incluant un riche programme de conférences internationales avec traduction simultanée, des Rendez-Vous d’Affaires Internationaux, des visites techniques, le Concours de l’Innovation etc… et trois événements complémentaires en parallèle pour l’énergie biomasse et le traitement de l’eau font de Bois Energie le rendez-vous incontournable pour 2019 !

De plus, Bois Energie se déroulera en parallèle avec trois autres Salons sur des domaines liés :

  • Biogaz Europe : est le salon précurseur international pour le gaz vert renouvelable – c’est à dire le biogaz, le biométhane (injection, méthanation) et le biognv – qui est produit à partir des flux de déchets organiques.
  • ReGen Europe : un nouveau salon dédié à la valorisation énergétique et aux sous-produits issus des flux de biomasse et des déchets.
  • Carrefour de l’Eau : tous les aspects liés à la gestion et au traitement de l’eau

Chiffres clés de Bois Energie 2019 :

  • 100 exposants de toute l’Europe
  • 2 000 visiteurs professionnels sur les deux jours

Pour plus de détails, merci de consulter le site internet


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Adresse : 4 rue Pierre Curie 88110 RAON-L'ETAPE

Téléphone fixe : 09 84 28 92 90

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