Quelles perspectives énergétiques pour la biomasse ?

 Rapport du Comité de prospective en énergie de l’Académie des sciences - Janvier2024 (https://www.academie-sciences.fr/pdf/rapport/180124_Biomasse.pdf)

1)     Résumé  exécutif : surestimation du potentiel, sous-estimation des difficultés et des inconvénients

Les utilisations actuelles de la biomasse en France sont évaluées et comparées aux perspectives envisagées à l’horizon 2050 au regard du potentiel réellement mobilisable, pour lequel il existe une grande variation dans les estimations proposées, et des technologies nécessaires à sa transformation, qui restent, pour la plupart, coûteuses et de faible maturité. Ainsi, cette analyse montre notamment que le besoin d’énergie non-électrique, tel qu’il est défini dans le scénario de référence fourni par Réseau de transport d’électricité (RTE), sera difficile – pour ne pas dire impossible - à atteindre avec la seule biomasse produite en France : le bouclage énergétique 2050 passera nécessairement par un maintien d’importations de gaz naturel et par de nouvelles importations de biomasse et/ou de bioénergie introduisant des dépendances nouvelles et exportant les risques associés à leur utilisation massive.

Le rapport rappelle que la bioénergie reste l’énergie la moins favorable en termes d’empreinte spatiale et que la biomasse a, sur toute la chaîne des valeurs, un faible retour énergétique. Sa plus grande mobilisation, qui ne devra pas se faire au détriment de la sécurité alimentaire humaine et animale, ni au détriment des éco-services rendus par la biosphère, aura des impacts environnementaux certains qu’il faudrait estimer avec rigueur. Enfin, le remplacement de la pétrochimie industrielle par une nouvelle « carbochimie biosourcée » va nécessiter des efforts considérables d’adaptation des procédés et de recherche et développement dans le domaine de la catalyse, de la chimie de synthèse et des biotechnologies.

Ces conclusions conduisent le CPE à formuler des recommandations concernant :

1.La nécessaire amélioration de la concertation entre les divers organismes et agences pour aboutir à une estimation rigoureuse et convergente des ressources potentielles,

2.La réalisation de bilans carbone des diverses filières et d’analyses en termes de retour énergétique des investissements envisagés, pour s’assurer de la soutenabilité et du gain en carbone qui ne sont pas acquis pour le moment,

3.Le soutien au déploiement de la recherche et développement des filières de biocarburants de seconde génération pour accroitre leur maturité industrielle,

4.La poursuite du développement d’une chimie organique de synthèse biosourcée,

5.La priorité à établir dans l’utilisation de la biomasse pour les usages qui ne pourront être décarbonés par l’électricité, passant par une politique publique permettant de résoudre les conflits d’usages,

6.La nécessité de concertation des politiques énergétique et agroalimentaire de notre pays.

2) 450 TWh en 2050, dont 250 TWh pour la biomasse agricole, ça va pas le faire !

Rappel des scenarios RTE : comme RTE en convient aujourd’hui , trois grandes tendances apparaissent dans ce scénario à l’horizon 2050

1.Une diminution de la consommation d’énergie finale (de 1600 TWh5 aujourd’hui à 1100 TWh) dont l’ampleur, discutable, ne sera pas traitée ici ;

2.Une augmentation très importante, mais probablement insuffisante, de la consommation finale d’électricité (de l’ordre de 600-650 TWh dans le scénario de référence) faisant passer la part de l’électricité dans la consommation d’énergie de 25% aujourd’hui à plus de 55% ;

3.En conséquence, une diminution drastique de la part non-électrique de la consommation, qui atteindrait au moins 450 TWh, et une substitution totale des énergies fossiles par des EnR, essentiellement carbonées, sous les états solide, liquide ou gazeux.

La SNBC, par exemple, prévoit un potentiel énergétique en biomasse atteignant 450 TWh en 2050, dont 250 TWh pour la biomasse agricole (soit 5 fois plus qu’aujourd’hui, où elle équivaut à 45 TWh), 100TWh pour la biomasse forestière (comme aujourd’hui) et 100 TWh pour les déchets (soit 7 fois plus qu’aujourd’hui). Ces biomasses sont transformées pour les besoins de l’industrie, du transport et du bâtiment en 160 TWh de biogaz, 110 TWh de combustible solide (bois essentiellement) et 100 TWh de biocarburants liquides. Des valeurs comparables ont été fournies par l’ADEME

Si le poids de la biomasse forestière dans la SNBC est conforme aux attentes, le niveau des disponibilités en biomasse agricole et en déchets semble peu raisonnable, comme l’a conclu, pour la biomasse agricole, une étude de France Stratégie parue en 2021. Ce rapport établit, avec l’hypothèse d’un scénario dans lequel les pratiques agricoles restent proches des pratiques existantes, un potentiel supplémentaire de 82 TWh (64 TWh méthanisable et 18 TWh non méthanisable) qui donne au maximum un potentiel total de 130 TWh, soit pratiquement la moitié des estimations de la SNBC.

Avec 124 TWh supplémentaires de biomasse agricole qui s’ajoutent à 45 TWh utilisés actuellement, le potentiel total maximal ne dépasse néanmoins pas 170 TWh, très en dessous des 250 TWh estimés par la SNBC

Le bois énergie : Une analyse récente menée par France-Stratégie montre que l’évaluation des disponibilités en bois-énergie est extrêmement difficile à établir… L’objectif de la version 2020 de la PPE de 160 TWh de chaleur à partir du bois en 2028 (110 TWh aujourd’hui), apparaît irréaliste.

Le gaz :   Dans le rapport ADEME/GRDF/GRTgaz de 2018, le potentiel total de ressources primaires renouvelables pour la production de gaz renouvelable est estimé à 620 TWh, qui se traduit en 460 TWh effectivement consommables et injectables dans le réseau.

Ces 620 TWh sont répartis de la façon suivante : 390 TWh de biomasse (230 TWh du bois et de ses dérivés, 130 TWh de l’agriculture, 15 TWh de déchets industriels et alimentaires et biodéchets, 15 TWh d’algues), 205 TWh d’électricité pour la production de e-méthane, 25 TWh d’énergies de récupération. Le gaz utilisable proviendrait pour 30% de la méthanisation (jusqu’à 140 TWh), pour 40% de la pyrogazéification (jusqu’à 180TWh) et pour 30% de la stratégie power-to-gas (140 TWh). La valeur de 460 TWh de gaz renouvelable consommable est très supérieure aux 200 TWh, déjà critiquables, de la SNBC et semble peu réaliste.

Notons, par ailleurs, que le chiffre de 205 TWh d’électricité pour la production de emethane  est colossal puisqu’il correspondrait à environ une trentaine de réacteurs nucléaires de 0,9 GW, ou une vingtaine de réacteurs EPR de 1600 GW, pour la seule production de e-méthane. Aussi, l’affirmation selon laquelle 205 TWh d’électricité produirait 140 TWh d’e-méthane est inexacte : en réalité, c’est au mieux 50 à 70 TWh d’e-méthane qui pourraient être produits

3)     Quelques données physiques

3a) L’EROI de la biomasse n’est pas très bon.

3b) Le contenu énergétique de la biomasse n’est pas très bon

La biomasse est une ressource pauvre en atomes d’hydrogène (H), ce qui en fait un mauvais candidat pour la production d’ H2,et riche en oxygène, ce qui réduit sa densité énergétique massique. Elle peut  être représentée par une molécule moyenne de formule  C6H9O4, doté d’un rapport H/C de 1.5, mais comportant, en masse, 50% de carbone (C), 6% d’H,44% d’oxygène (O).

3c) densité d’énergie surfacique

Le premier inconvénient réside dans la faible densité d’énergie surfacique, étroitement liée au faible rendement de la photosynthèse naturelle. Ainsi, si la production de bioénergies devait être appelée à se développer massivement, cela nécessiterait une utilisation massive, probablement difficilement acceptable par nos sociétés, de la surface terrestre pour la production de biomasse dédiée. Pour donner un ordre de grandeur, si l’objectif était donné de remplacer le pétrole par des biocarburants pour alimenter la moitié du parc automobile (~30 millions de véhicules au total), en faisant l’hypothèse que la moitié de ce parc resterait thermique et l’autre moitié serait électrique, il faudrait y dédier 25% de la SAU ( Surface Agricole Utilisable) ce qui est évidemment inacceptable.

Attention : échelle logarithmique, ce qui signifie en gros , à égalité de puissance, que la biomasse exige 10.000 fois plus d’espace que le nucléaire et 5.000 fois plus que le gaz.

4)  Recommandations finales :

Poursuivre l’estimation précise des ressources, avec une analyse détaillée des différentes biomasses,

Évaluer rigoureusement, ce qui est encore très insuffisamment le cas, le bilan carbone de chacune des filières ainsi que leurs retours énergétiques sur investissement

Déterminer les limites d’utilisation de la biomasse en termes de surface disponible dédiée à la production d’énergie, sachant que cette source d’énergie possède la plus faible densité énergétique (environ 0,001 TWh/km2) et que la production des bioénergies ne devrait pas se faire aux dépens de la production alimentaire ou des éco-services assurés par la biosphère.

Limiter, d’une manière générale, la production/consommation de carburants de première génération, qui restent associés à de faibles retours énergétiques sur investissement. En conséquence, poursuivre les efforts en R&D dans le domaine des biocarburants de seconde génération, ou biocarburants avancés, encore loin de la maturité industrielle.

Soutenir la recherche et le développement visant à améliorer les procédés de conversion de la biomasse encore insuffisamment matures comme la pyrogazéification (qui a l’avantage de traiter des sources lignocellulosiques souvent difficiles à convertir),

Développer une nouvelle chimie organique de synthèse à partir de précurseurs/substrats issus de la biomasse, une « carbochimie biosourcée », par des efforts accrus en recherche fondamentale, technologique et industrielle

En raison des nombreux conflits d’usage et des limites objectives des gisements de biomasse (il n’y en aura pas assez pour tous les usages), établir un ordre de priorité pour son utilisation. Cette liste devrait comporter les usages qui ne pourront pas être décarbonés par l’électricité, comme une partie de la production de chaleur à haute température dans l’industrie, l’approvisionnement des réseaux de chaleur, la mobilité lourde (maritime et aérienne), la production de composés organiques à haute valeur ajoutée, aujourd’hui principalement issus de la pétrochimie.

5) Remarques 

La première partie du Cours de Marc Fontecave au Collège de France début 2024 était consacrée à la biomasse.  

Il en ressort que les estimations de la SNBC et de l’Ademe manquent de sérieux, que chaque fois qu’il faut une énergie non électrique pour décarboner,  la tendance est de considérer que la biomasse le fera, et cela non plus n’est pas très sérieux, que les mêmes intrants sont comptés plusieurs fois (déchets végétaux et lisier pour amender les sols et produire de  l’énergie, fourrage pour nourrir et pourla biomasse), que certains contradictions sont assez cocasses (diminuer l’élevage mais disposer de plus de lisier, augmenter la biomasse mais restreindre la consommation d’eau, augmenter les cultures de couvertures mais sans glyphosate) 

Contribution du CEREME à La stratégie française pour l’énergie et le climat_18 dec 2023

 Extraits et remarques

1) Le ministère de la transition énergétique n’a joint aucune évaluation environnementale au dossier soumis à la consultation du public alors même que la loi l’y oblige

En vertu de l’article L. 122-4 du code de l’environnement, les plans et programmes relevant du domaine de l’énergie doivent faire l’objet d’une évaluation environnementale. En droit européen, la directive 2011/42/CE prévoit, de surcroît, que les Etats membres sont tenus de mettre à disposition du public l’évaluation environnementale ainsi que les conclusions qu’ils en retirent.

Or, dans le dossier qui a été soumis à la consultation du public, il n’est mentionné à aucun moment que la stratégie française énergie climat a fait l’objet d’une évaluation environnementale, que ce soit par l’Autorité environnementale ou par toute autre institution.

NB : C’est totalement regrettable surtout en ce qui concerner les 45 GW d’éolien en mer à proximité des côtes françaises, qui représentent une menace imminente d’une ampleur inédite pour la vie côtière et des activtés comme la pêche, le nautisme etc.

2) Le dossier soumis à la consultation du public repose sur une méthodologie incomplète

L’article 100-1 du code de l’énergie fixe à la politique énergétique de la France sept grands objectifs : la compétitivité de l’économie française et la création d’emplois, la sécurité d’approvisionnement, la maîtrise des coûts, la lutte contre la précarité énergétique, la contribution à la politique européenne de l’énergie, la préservation de la santé humaine et de l’environnement ainsi que la garantie de la cohésion sociale et territoriale.

Le ministère de la transition énergétique n’a nullement tenu compte des objectifs de préservation de la santé humaine et de l’environnement ainsi que de garantie de la cohésion sociale et territoriale pour élaborer sa stratégie climat…-La prise en compte de l’objectif de garantie de la cohésion sociale et territoriale aurait, par exemple, très probablement réduit les ambitions gouvernementales en matière d’éolien terrestre, cette technologie étant rejetée par 60% des populations vivant dans des zones rurales.

NB : idem pour l’éolien en mer…

 3) Des chiffres insuffisamment étayés

Ainsi « le ministère reconnait que « les chiffres de consommation et de production de biomasse font l’objet de modélisations en cours de finalisation, dans le cadre la préparation de la SNBC, qui pourront conduire à réviser les trajectoires ci-dessus. ».

Le dossier ne présente aucun graphique de consommation finale d’énergie par secteur, sauf pour la biomasse, dont les chiffres sont sujets à caution.

La faisabilité technico-économique des H2 et e-fuel n’est pas démontrée : Inscrire ces objectifs dans la SFEC 2050 et dans la PPE n’a de sens que si leur prix est acceptable, ce qui requiert pour le H2 qu’il soit produit par une électricité à la fois décarbonée durablement compétitive. Or, le dossier présume cette compétitivité mais sans la démontrer. »

Au total, le ministère reconnaît donc que le dossier présenté au public n’est pas abouti.

4) Les objectifs de production d’énergies renouvelables sont fondés sur des postulats non démontrés, voire erronés

Les affirmations sur la compétitivité ne sont pas étayées: Il est mentionné que « En 2022 et 2023, après plus de 15 ans de soutiens publics à l’émergence d’énergies renouvelables, celles-ci sont pour la plupart devenues compétitives sur notre sol. ». La compétitivité des énergies renouvelables, en particulier les électricités renouvelables intermittentes, n’est ici aucunement démontrée.

En outre, l’intermittence des électricités éoliennes et solaire conduit inéluctablement à des coûts d’investissements complémentaires dans des capacités pilotables pour pallier les périodes durant lesquelles il n’y a ni suffisamment de vent, ni suffisamment de soleil.

Le Cérémé invite le ministère à se référer aux différentes études qu’il a consacré à ce sujet

Le postulat de recettes fiscales supplémentaires générées par l’éolien est contestable :Il est mentionné que l’éolien a « généré 6,5 Md€ de recettes nettes supplémentaires dont 6,2 Md€ cumulés pour l’éolien terrestre au titre de 2022 et 2023. »

« Cette affirmation est d’autant plus inexacte que le ministère ne pouvait ignorer, au jour de lancement de la consultation du public, la décision du Conseil Constitutionnel QPC du 26 octobre 2023 https://www.conseil-constitutionnel.fr/decision/2023/20231065QPC.html par laquelle celui-ci a annulé les dispositions règlementaires qui permettaient d’espérer obtenir des recettes fiscales supplémentaires de la part de la filière éolienne … laquelle a pourtant bénéficié de dizaines de milliards d’euros de subventions publiques pendant deux décennies ! »

Eolien terrestre : Les objectifs de développement de l’éolien terrestre fixés dans le dossier soient très supérieurs aux engagements pris par le Président de la République à Belfort, alors que rien ne le justifie, ni sur le plan climatique, ni sur le plan économique ;

Eolien en mer : L’objectif de 18 GW qui prévoit « d’attribuer de l’ordre de 10 GW supplémentaires d’ici fin 2025, à l’issue de l’exercice de planification des quatre façades maritimes qui sera conduit entre fin 2023 et mi 2024. » est un pari audacieux.

Ce pari audacieux est aussi un pari hasardeux, compte tenu de la sous-estimation des enjeux environnementaux directs (fonds marins) et indirects (flux migratoires aviaires) de l’éolien en mer, sur lesquels la Commission européenne elle-même attire l’attention des pouvoirs publics.

Cet objectif est fondé sur une sous-estimation des coûts de production de l’éolien, a fortiori sur des scénarios qui seront de plus en plus éloignés des côtes et feront donc appel au très onéreux modèle flottant. Onéreux et non complètement maîtrisé au plan technique, une contrainte à laquelle s’ajoutent les difficultés financières de cette filière.

Le Cérémé considère qu’il n’y a pas de nécessité de se précipiter sur une solution aussi hasardeuse reposant en partie sur un facteur de charge moyen retenu par le ministère de 44,4 %, supérieur à la réalité connue de 38 à 40% dans notre pays.

Au final, le Cérémé propose donc de tempérer fortement les capacités prévisionnelles en éolien en mer figurant dans le dossier, au bénéfice de capacités renforcées dans le programme nucléaire.

Solaire : Le Cérémé approuve le développement d’un solaire photovoltaïque industriel « … en privilégiant le développement compétitif sur des espaces déjà artificialisés »… Cette orientation est cohérente avec le recensement par l’Ademe, en 2019, d’un potentiel de 49 GW à ces différents titres, auxquels s’ajoutait un potentiel de 4 GW sur ombrières de parkings, soit un total de 53 GW représentant à soi seul la moitié de l’objectif présidentiel de Belfort en matière solaire.

En revanche, le Cérémé appelle à la prudence concernant les objectifs de développement du solaire en zones naturelles, agricoles, et forestières . Un  objectif  qui « ouvre la porte à une potentielle déstabilisation du monde rural et à des destructions intenses de biodiversité, sans parler de ses impacts paysagers. En tout état de cause, cet objectif mériterait de faire l’objet d’une évaluation environnementale approfondie. »

5) Le potentiel de développement du nucléaire et des énergies renouvelables thermiques n’ait pas été pleinement optimisé.

Nucléaire : Le Cérémé observe que le dossier ne met pas suffisamment en avant auprès du public les avantages décisifs du nucléaire et sa contribution massive à quatre objectifs figurant à l’article L 100-1 du code de l’énergie : une électricité totalement décarbonée, pilotable et donc concourant à la sécurité d’approvisionnement, compétitive et permettant un accès des ménages à une énergie à coût non excessif, et respectant l’environnement.

Le Cérémé désapprouve à ce titre l’orientation de prolonger à seulement 50 ou 60 ans le parc existant.

Le Cérémé désapprouve également le caractère trop prudent de l’orientation sur les EPR2  traduit par la confirmation du programme de construction de 6 EPR2 et la poursuite de l’étude d’un éventuel second palier d’au moins 13GW, correspondant à la capacité de 8 EPR2.

« L’adjectif « Eventuel » ici ajouté au discours de Belfort où il ne figurait pas 5 n’est pas porteur. Il ne donne pas aux filières et branches professionnelles impliquées dans ce programme la visibilité sur le temps long afin qu’elles investissent sur le plan industriel mais aussi sur le plan des compétences, dans un moment où le président d’EDF affirme désormais être en mesure de mettre en service 1,5 EPR2 par ans »

Cet objectif  est éloigné de l’appel d’une vingtaine de pays incluant la France à tripler les capacités le nucléaire dans le monde d’ici à 2050 afin d’obtenir la neutralité carbone à cet horizon.

Le Cérémé demande donc au ministère de mettre son dossier en accord avec les nécessités ainsi reconnues, et de s’engager plus nettement dans les axes suivants : remotoriser, prévoir la prolongation à 70 ans de la majorité des réacteurs existants, lancer un programme massif de construction d’EPR 2 sur la base d’une mise en service de 1,5 réacteurs par an à partir de 2035 ou 2036.

Le Cérémé déplore, enfin, le manque de fermeté et le manque d’engagement du dossier concernant la fermeture du cycle du combustible, souhaitable à la fois au plan technique, économique et environnemental.

Géothermie : Le dossier ne témoigne pas d’un intérêt élevé pour les PAC géothermiques, ce qui n’est pas cohérent avec les publications du ministère 7: 10 TWH en 2030 sont trop éloignés du potentiel officiel de 100 TWH en 2050, qui représenterait près de 10% de la demande en énergie finale.

Production de chaleur et biomasse ; Le potentiel volontariste de chaleur renouvelable affiché pour les échéances si proches de 2030 et 2035 en p. 55 pourrait manquer de réalisme. En effet, si l’on excepte les déchets, le potentiel de biomasse accessible à ces échéances n’a pas encore été consolidé, étant rappelé que nos forêts doivent être exploitées en privilégiant des utilisations en bois d’oeuvre. Et il serait fâcheux pour notre empreinte carbone de recourir à des importations.

Dossier Carbone 4 : la chaleur renouvelable

 https://www.carbone4.com/files/Publication_Carbone_4_Chaleur_renouvelable.pdf

Quelques chiffres

La chaleur est le premier usage énergétique en France et représente 45% de l’énergie finale consommée. La décarbonation de la production de cette chaleur (aujourd’hui produite à 60 % par des énergies  fossiles) est un enjeu majeur de la décarbonation du mix énergétique français.

La biomasse est la première source de production de chaleur renouvelable (65%), suivie de loin par la géothermie, le solaire thermique, les gaz renouvelables, les déchets et la chaleur de récupération — certaines de ces filières sont matures et rentables et leur potentiel parfois sous- exploité,

38% de chaleur renouvelable en 2030. C’est l’objectif affiché par la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), qui détaille les ambitions par filière. À date, seul le déploiement des Pompes À Chaleur (PAC) aérothermiques semble se dérouler à la bonne vitesse. La part de renouvelable n’était qu’à 23% en 2020

NB : c’est l’une des principales raisons du retard de la France par rapport à ses objectifs, pour lequel elle est sous la menace d’une amende conséquente européenne (500 millions d’euros ? pour 2022) Or le grand projet accélération des ENR se focalise une fois de plus, une fois de trop sur les ENR électriques et ne parle pas du tout de la chaleur renouvelable.

Les moyens de production

Les solutions

La décarbonation de la production de chaleur passe par le triptyque : baisse des besoins, renouvelable, électrification.

Électrifier la production de chaleur : sous couvert d’avoir une production d’électricité bas-carbone abondante et bon marché, la production de chaleur peut s’électrifier dans certains cas ; par exemple avec des pompes à chaleur pour les particuliers, ou par un changement de machine pour les industriels (haut-fourneau à four à arc électrique par exemple).

Privilégier la basse température : Les filières de production de chaleur sans combustion sont pertinentes pour répondre à une part importante des besoins. Les besoins en chaleur sont variés en nature et en contrainte (température nécessaire, durée de stockage, etc.) et toutes les technologies ne sont pas pertinentes pour y répondre. La basse température couvre 75 % des besoins en chaleur, en grande partie les besoins du résidentiel, du tertiaire, et 30 % des besoins de l’industrie, et gagne à ne pas passer par une combustion (biomasse, gaz, déchets) pour être produite. La combustion entraine des températures bien plus élevées que celles nécessaires aux usages basse température et doit être privilégiée pour les usages qui le nécessitent.

Solaire thermique et géothermie disposent d’un potentiel significatif et d’acteurs nationaux. Parmi les  filières sans combustion, deux d’entre elles ont une zone de pertinence technique et économique en particulier pour alimenter des réseaux de chaleur et les procédés industriels basse température : la géothermie et le solaire thermique (respectivement 5 % et 1 % de la chaleur renouvelable produite en 2020).

Les recommandations

Financement : Le soutien financier à la filière reste faible, le fonds chaleur de l’ADEME a une dotation en 2022 de 370 millions d’euros (relevée à 520 millions au printemps dans le contexte de la crise ukrainienne). Cela paraît faible devant les 24 Mds d’euros dépensés dans le bouclier tarifaire français sur le pétrole, l’électricité et le gaz pour l’année 2022 qui ne soutiennent aucune transformation du système énergétique.

NB : En effet, et faible surtout devant les qqs 120 milliards d’euros de soutient programmés pour les ENR électriques. Il y a clairement une priorité à changer !

Electrifier à bon escient : L’électrification est un vecteur de décarbonation qui doit être priorisé selon les secteurs. La décarbonation de certains secteurs comme les transports ou certains volets de l’industrie passe majoritairement par de l’électrification. La production d’électricité étant limitée, il est crucial de prioriser les usages pour lesquels elle a le plus d’impact, et qui ne peuvent être décarbonés autrement. En ce qui concerne la chaleur, on peut distinguer l’électrification directe (radiateurs électriques), de l’électrification indirecte (pompes à chaleur aérothermiques et géothermiques) qui présente un meilleur rendement.

Préserver (autant que possible) la biomasse. Le développement de ces filières de production de chaleur renouvelable sans combustion a un autre intérêt majeur : arbitrer une partie des conflits d’usage de la biomasse. Le bilan net de l’Utilisation des Terres, Changement d’Affectation des Terres et Forêt (UTCATF) en France en 2020 est un puits de 14 MtCO2e. Dans le Paquet Climat européen, la France s’est engagée à atteindre 34 MtCO2e net d’absorption par an dès 2030. La forêt constitue la principale contribution à l’absorption brute (30 MtCO2e en 2020, soit 75 % des absorptions ; Or l’absorption de carbone par la forêt a diminué de presque 60 % en 12 ans (70 MtCO2e en 2008 à 30 MtCO2e en 2020). La forêt possède de plus un rôle essentiel dans la décarbonation de la construction, et de certains produits manufacturés. La filière bois-énergie, qui doit rester l’usage final le plus dégradé du bois, constituera toujours une part de production importante pour la chaleur renouvelable, mais gagnerait à ne pas être une solution par défaut, davantage un opportunisme local.

Produire la chaleur renouvelable sans combustion:

-PAC aérothermiques : Les PAC aérothermiques ont couvert 33,66 TWh de production thermique renouvelable en 2020, soit 5 % de la consommation finale de cha.

- La géothermie de surface : Elle représente une production thermique renouvelable de 4,77 TWh en 2020 en France métropolitaine et couvre 0,7 % de la consommation finale de chaleur. Le marché français des PAC géothermiques sur le marché des particuliers a fortement décru depuis 2008 et reste en recul de 13 % sur la période 2019-2020, à contre-courant de la dynamique du marché européen qui affiche une croissance de 9 % sur la même période.

- La géothermie profonde : elle permet de transmettre de la chaleur (ou du froid) à des bâtiments, directement ou via un réseau de chaleur. Elle s’appuie sur des forages entre 400 et 2500 m de profondeur et permet de satisfaire des besoins en température entre 30 et 150 °C selon le lieu et la profondeur du forage, voire de plus de 150 °C pour des forages situés dans des zones d’anomalies géothermiques. La production thermique renouvelable associée à la géothermie profonde, principalement localisée dans le bassin parisien, correspond à 2 TWh en 2020 en France et couvre 0,4 % de la consommation finale en chaleur.

- Le solaire thermique : Les chauffe-eau solaires individuels représentent 79 % de la surface installée en France ; Le solaire thermique collectif et industriel représente 18 % de la surface installée. Son application la plus courante est la production d’eau chaude sanitaire pour les logements collectifs ou le  tertiaire.

Les systèmes solaires combinés représentent 3 % de la surface installée et permettent de répondre à la fois aux besoins d’ECS et de chauffage.

En 2020, la production totale de chaleur renouvelable solaire s’élève à 1,24 TWh en France métropolitaine, (environ 2,24 TWh, en comptant les DROM) ce qui représente 0,2 % de la consommation finale de chaleur.

La récupération de chaleur : Selon son origine, la plage de température de la chaleur récupérée peut varier de 30 °C (eaux usées) à 500 °C (gaz de combustion, etc.). La production de chaleur par les Unités de valorisation énergétique des déchets atteint 12,73 TWh en 2020 et couvre 2 % de la consommation finale de chaleur, 50 % sont réglementairement considérés comme de la chaleur renouvelable, les 50 % restants sont qualifiés de chaleur de récupération.

Les filières de production de chaleur renouvelable avec combustion

La biomasse solide : comprend le bois-énergie (23,96 TWh), utilisé dans les secteurs collectif, industriel et tertiaire et le chauffage bois domestique (75,70 GWh) utilisé dans les logements individuels via des inserts, poêles, chaudières .Elle est de loin la première source d’énergie renouvelable utilisée en France, elle représente ainsi 65 % de la production de renouvelable thermique en 2020, soit encore 15 % de la consommation finale de chaleur

Le biométhane : En 2020, on compte environ 1 100 installations de production et d’utilisation de biométhane, 65 % de ces installations produisent de la chaleur en co-génération avec l’électricité, 15 % produisent de la chaleur seule et 20 % des installations injectent leur production sur le réseau.  La production thermique directe résultant de biométhane s’élève pour l’ensemble du parc à 4,5 TWh. Cette production couvre 0,7 % de la consommation finale de chaleur en France

L’hydrogène : l’anticipation des baisses de coûts associés à l’hydrogène vert (produit à partir d’électricité renouvelable) permet de l’envisager comme un vecteur de production de chaleur renouvelable qui pourrait être intégré ou se substituer aux fossiles dans les unités de production de chaleur et répondre à des besoins de hautes températures. A court et moyen termes, cet usage ne semble cependant pas se dessiner comme prioritaire pour l’hydrogène.

En pratique : réseaux de chaleur, températures desservies et stockage

En 2020, les réseaux de chaleur utilisaient 60,5 % d’énergies renouvelables (contre 23,% pour l’ensemble de la production de chaleur) et de récupération contre 31 % en 2010x. La Loi de la Transition Énergétique et de la Croissance Verte a fixé l’objectif de livrer sur les réseaux de chaleur 39,5 TWh d’EnR&R en 2030 tandis qu’ils ont permis de livrer 25,4 TWh de chaleur livrée nette en 2020 avec un contenu carbone moyen de 129 gCO2e/kWh (émissions ACV)

Les besoins en basse température représentent environ 75 % des besoins de chaleur, majoritairement portés par le résidentiel et le tertiaire. Sur ces besoins en basse température, 75 % sont couverts par des technologies avec combustion (y compris combustion de renouvelables - biomasse solide, biométhane) tandis que les filières de production de chaleur renouvelable sans combustion sont souvent adaptées pour y répondre. Valoriser les sources de chaleur renouvelables sans combustion permettrait de prioriser l’utilisation des vecteurs combustibles issus de la biomasse, qualifiée de “ressource rare en 2050” .

Les solutions de stockage de la chaleur : stockage de chaleur sensible stockage de chaleur latente, Le stockage thermochimique

Situation et objectifs de croissance

Pour atteindre l’objectif fixé par la LTECV, la croissance du taux de chaleur renouvelable devrait atteindre 1,5 points par an, soit un rythme quasiment deux fois plus soutenu que celui observé sur la période 2015-2020.

Seule la filière des PAC aérothermiques se développe à un rythme suffisant pour atteindre les objectifs de 2030. Les autres filières comme la biomasse solide, le biogaz ou les PAC géothermiques montrent une croissance trop faible pour atteindre les objectifs.

Les filières du solaire thermique et de la géothermie représentent une faible part en absolu de la capacité  renouvelable prévisionnelle de 2028 mais ont cependant des objectifs de croissance très ambitieux sur la période 2018-2028 avec une croissance attendue jusqu’à 190 % pour la géothermie profonde, 60 % pour les PAC géothermiques et 110 % pour le solaire thermique.

L’objectif intermédiaire de 38 % de renouvelable dans la production de chaleur fixé par la PPE, révisée en 2019, semble à la fois difficilement atteignable au rythme actuel mais également très ambitieux sur la contribution des filières biomasse solide et biogaz à cet objectif.

Toutes les chaleurs renouvelables ne se valent pas : 

Les dispositifs de soutien financier en France :

Fonds Chaleur de l’ADEME : a financé 27 % des investissements réalisés11 dans les installations de chaleur renouvelable sur la période 2009-2021 via appels à projets nationaux annuels, dispositif d’aides régionales, soutiens conclus de gré à gré.

Certificats d’économie d’énergie (CEE) : prime en chèque, bons d’achat, réductions, services gratuits…

Ma Prime Rénov’, éco-prêt à taux zéro, Coup de pouce économies d’énergie, TVA à 5,5 % ou l’exonération de la taxe foncière pour les travaux réalisant des économies d’énergie…, fonds de garanties spécifiques à certaines filières comme la géothermie profonde (SAF-Environnement) et à la géothermie de surface (Aquapac)

Comparaisons internationales :

Les recommandations de carbone 4

1) Ne pas se tromper de priorité : En 2019, la chaleur générait environ 5 fois plus de GES que la production d’électricité totale en France. Pourtant en 2020, sur les presque 10 Md€ d‘investissements favorables au climat dans le secteur de la production d’énergie, la chaleur représentait 13 % des investissements contre 87 % investis dans la production électrique.

En effet, la chaleur est à la fois plus carbonée et représente à ce jour une quantité annuelle d’énergie servie plus importante que l’électricité.

2) Un réseau d’acteurs compétents et agréés capables de répondre localement aux besoins techniques associés aux filières de production de chaleur renouvelable. À titre de contre-exemple, il n’existe qu’une cinquantaine d’entreprises de forage qualifiées dans toute la France pour la réalisation de forages pour de la géothermie de surface ;

3) De la visibilité (post PPE) et de la communication (pour tous les publics) pour que les filières de production renouvelable soient envisagées et mises à l’étude au début des projets ;

4) Des mécanismes de soutien dimensionnés et orientés selon les besoins et objectifs fixés à chaque filière.

5) Tout arbitrage permettant de décarboner certains usages sans les électrifier semble bon à prendre.

6)Les filières avec combustion sont intéressantes car elles permettent de répondre à des besoins en température très élevée et sont 100 % pilotables. La contrepartie est qu’elles sont sur-sollicitées dans les scénarios de décarbonation et qu’elles se basent sur un gisement fini (conflits d’usages de la biomasse). Il faudra donc en prioriser les usages.

7) Le solaire thermique individuel pour le résidentiel représente actuellement l’essentiel de la capacité installée et il est particulièrement intéressant dans certaines régions françaises (ex : DROM-COM). Toutefois, l’essor des grandes installations de solaire thermique est une opportunité de croissance rapide pour la filière. En effet, l’essentiel des coûts du solaire thermique résidant dans l’investissement initial, les applications à grandes échelles permettent d’optimiser ces coûts et de faire baisser à la fois le prix de la chaleur produite et son empreinte carbone. Le solaire thermique à l’avantage d’utiliser des panneaux manufacturés en Europe dont les filières de production sont structurées et présentent même un solde d’exportation positif en Europe, par opposition au solaire photovoltaïque. 

Quelques projets, notamment dans le tertiaire, couplent le solaire thermique avec du stockage géothermique de surface, inter-saisonnier (par exemple sur champs de sondes) pour maximiser l’utilisation des énergies renouvelables dans la consommation énergétique des bâtiments.

8) La géothermie dispose d’un triple avantage : elle ne présente pas de variabilité saisonnière ; elle répond aux besoins en chaud et en froid (amenés à augmenter) ; elle ne nécessite pas de stockage de chaleur.. Quand elle est possible, la géothermie profonde est particulièrement pertinente à utiliser comme base sur un réseau de chaleur urbain ou industriel. 

9) Biomasse : attention aux conflits d’usage de l’or vert

Après avoir été fortement en hausse sur la période 1990- 2005, le puits de carbone en France a fortement diminué ces dernières années, il est passé de -45MtCO2e au milieu des années 2000, a -35 MtCO2e en 2015, puis la diminution s’est accélérée pour arriver à -14 MtCO2e en 2020.

La diminution du puits est liée principalement à l’effondrement du puits de carbone ,forestier menacé par : • Les sécheresses à répétition • Les crises sanitaires (scolytes, chalarose …) • Le ralentissement de la croissance des peuplements • Une hausse des prélèvements (50,1 Mm3 par an entre 2011 et 2019, contre 42,4 sur la période 2005-2013)

Dans un contexte où le changement climatique et l’effondrement de la biodiversité fragilisent ces puits de carbone, des enjeux importants émergent dans l’adaptation des forêts au changement climatique et la favorisation de la résilience des peuplements pour permettre un maintien voire une régénération du puits forestier.

Il est nécessaire d’identifier et d’actionner les leviers qui permettent une réorientation des usages, qui priorise l’utilisation du bois récolté dans des produits bois à longue durée de vie plutôt qu’à des fins énergétiques comme le montrent les nouveaux critères restrictifs appliqués à la bioénergie exprimés dans la directive européenne sur les énergies renouvelables

Conclusion

Le retard français en matière de chaleur renouvelable s’explique par un manque de structuration de certaines filières, une, enveloppe de financement insuffisante dédiée au Fonds Chaleur et des mécanismes de soutien parfois peu efficaces, lisibles ou incitatifs. Il existe pourtant des solutions, couplées entre elles ou avec du stockage, pour décarboner la chaleur, notamment celle à basse température, qui représente environ 75% des besoins.

Dans un contexte énergétique et géopolitique qui nous pousse à accélérer drastiquement la transition vers des énergies bas-carbone, ces solutions de production de chaleur basse température locales sont pertinentes pour gagner en souveraineté énergétique. Même si la hausse des prix de l’énergie peut faire apparaître leur avantage économique, elles ont besoin d’un soutien financier adapté sur le long-terme pour se déployer à grande échelle. Du côté des consommateurs, c’est l’assurance d’une visibilité sur les prix tout en pouvant sortir des énergies fossiles.

La biomasse agricole : quelles ressources pour quel potentiel énergétique ? Etude de France Stratégie

 Note de synthèse :https://www.strategie.gouv.fr/sites/strategie.gouv.fr/files/atoms/files/fs-ns_-_biomasse_agricole_-_quelles_ressources_pour_quel_potentiel_-_29-07-21.pdf

Etude complète : https://www.strategie.gouv.fr/sites/strategie.gouv.fr/files/atoms/files/fs-dt_-_biomasse_agricole_-_quelles_ressources_pour_quel_potentiel_energetique_-_29-07-21.pdf

But de l’étude : Fondé sur l’analyse des travaux et données statistiques actuellement disponibles, ce travail doit permettre d’évaluer la compatibilité de ces gisements avec les orientations de développement de la biomasse-énergie prévues par la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC). Enfin, pour mieux évaluer le potentiel d’utilisation de la biomasse sur le long terme, un essai de projection est réalisé à l’aide de scénarios de mobilisation à l’horizon 2050.

L’essentiel : les prédictions de la SNBC et de la PPE sont gravement dans les choux !

La biomasse agricole actuellement mobilisée pour des usages énergétiques, tels que la combustion, la méthanisation ou l’usage de biocarburants, représente près de 40 térawattheures (TWh). En tenant compte des disponibilités additionnelles des gisements existants, comme les effluents d’élevage, les résidus de cultures ou les surplus d’herbes, le potentiel énergétique maximal identifié de la biomasse agricole pourrait, en théorie, atteindre 120 TWh. Or, la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) estime un potentiel de production de biomasse agricole proche de 250 TWh. Cet objectif ne pourrait donc pas être atteint en considérant uniquement ces disponibilités supplémentaires.

Pour accroître davantage la biomasse énergétique, il serait nécessaire d’augmenter significativement les prélèvements en résidus de cultures, et de recourir massivement à certaines cultures dédiées. Cependant, le potentiel de ces deux derniers leviers reste très incertain, du fait de leur faisabilité — impliquant, entre autres, une redistribution majeure des terres agricoles — et des impacts associés, tels que les changements d’aff­ectation des sols, qui s’ajoutent à la forte variabilité de la disponibilité de certains résidus ainsi qu’aux besoins prioritaires (alimentation, agronomie, matériaux).

La SAU (superficie agricole utilisée) consacrée à la production de biomasse non alimentaire est estimée actuellement à environ 1,7 Mha (soit 6 % de la SAU totale). Pour couvrir les besoins en biomasse projetés à long terme, il sera nécessaire de recourir massivement aux résidus de cultures, aux surplus d’herbes et aux cultures intermédiaires ne nécessitant pas de nouvelles surfaces spécifiques et récoltables sur un minimum de 15 Mha (plus de 50 % de la SAU estimée en 2050).

Nos constats montrent que la mobilisation de la biomasse agricole dans le but d’atteindre la neutralité carbone est possible, mais qu’elle ne l’est pas aux niveaux fixés par la SNBC

NB : Le constat avait été fait il y a plus de 2 ans par le Collectif National Vigilance Méthanisation : « Une PPE à 10 %, la moyenne basse de l’ADEME, c’est l’équivalent de la surface totale de 6 départements français moyens, qui servirait seulement à remplir le ventre des méthaniseurs »

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/ravages-dans-nos-campagnes-apres-les.html

Autre contraintes et contradictions certaines avec d’autres objectifs

L’exploitation industrielle de la biomasse est sur certains points en contradiction avec l’agroécologie

Certains déterminants externes peuvent avoir des e­ffets sur la disponibilité de biomasse sur le long terme, comme le changement climatique, la baisse du cheptel ou le développement de l’agroécologie, moins productive pour une culture donnée que l’agriculture conventionnelle et impliquant un retour de matière organique dans les sols plus important. Un changement de pratiques agricoles sur le long terme pourrait donc potentiellement influer sur le niveau de disponibilité de certaines ressources et l’équivalent énergétique estimé.

Par ailleurs, cette disponibilité potentielle ne serait totalement effective qu’en anticipant de possibles avancées techniques et un développement accru des filières de valorisation, la majorité des potentiels étant estimée atteinte d’ici à 2040. L’exemple le plus représentatif de cet aspect temporel réside dans la mobilisation effective des effluents d’élevage, gisement difficilement maîtrisable, ne pouvant être atteinte que sur le long terme (à l’horizon 2050)

Plus précisément :

Cultures pérennes et alimentation : Un déploiement à plus grande échelle des cultures pérennes à des fins énergétiques peut cependant soulever des interrogations sur la concurrence avec l’usage alimentaire des sols agricoles. De plus, es monocultures dédiées à la production de biomasse énergie affectent également la biodiversité

Cultures annuelles et compétition des usages : Les résidus de cultures annuelles sont une ressource pouvant potentiellement faire l’objet de plusieurs usages (retours au sol par broyage et enfouissement, alimentation animale, paillage, construction, combustion, méthanisation ou encore biocarburants)….la ressource durablement disponible risque d’être limitée et inférieure aux disponibilités estimées

Effluents d’élevage et problèmes des digestats : les effluents d’élevage, cultures intermédiaires et autres couverts végétaux présentent l’avantage de disposer de gisements potentiellement disponibles sur l’ensemble du territoire. Les impacts d’un retour des ressources prélevées, direct ou indirect sous forme de digestat sur la qualité biologique du sol et les pollutions di­ffuses à long terme restent encore à estimer. Une attention particulière s’impose quant à la présence éventuelle de métaux lourds (chrome, mercure, zinc, cadmium, etc.) à des niveaux critiques dans certains types de digestats. Ces contaminants sont à risque pour la santé humaine, animale ou végétale (pollution diffuse dans les sols et l’eau)

Effet d’un développement des pratiques agroécologiques :  Dans un système agricole (scenario B) où les pratiques agroécologiques ont été développées à plus grande échelle (allongement des rotations, développement des légumineuses, cultures associées, couverts, limitation du travail au sol, développement de l’agroforesterie, etc.) et où l’agriculture biologique représente au moins 60 % de la surface agricole totale cultivée, le recul de l’agriculture conventionnelle se caractérise principalement par une baisse des rendements, en considérant une baisse moyenne de 20 % entre agriculture biologique et conventionnelle.

Le problème des puits de carbone : Selon la SNBC, d’ici à 2050, les puits de carbone naturels devront être multipliés par 2 pour atteindre environ 65 Mt CO2eq.

Les technologies et procédés industriels de captage, de stockage et de réutilisation du carbone représenteraient une absorption de 15 Mt CO2eq en 2050. Le puits total, estimé à 80 Mt CO2eq, repose donc en grande partie sur le stockage naturel du carbone, dans les forêts (35 Mt CO2eq), les produits du bois (20 Mt CO2eq) et les autres terres (10 Mt CO2eq).

Si on exclut la forêt guyanaise, les écosystèmes agricoles et forestiers représentant environ 75 % du territoire français stockeraient actuellement 4 à 5 Gt de carbone (soit 15 à 18 Gt de CO2), dont près d’un tiers dans la biomasse (principalement par le biais des arbres) et plus de deux tiers dans les sols au sens strict. Ce chiffre peut atteindre 25 Gt de CO2 avec les quelque 8 millions d’hectares de la forêt guyanaise.

Ce stockage peut être accru et préservé à condition de s’appuyer sur plusieurs pratiques agricoles (développement de couvertures végétales, agroforesterie, prairies temporaires, plantation de haies, réutilisation du compost et des déchets organiques, etc.),

NB : on aura droit au glyphosate pour les couvertures végétales ? Parce que sinon…

 La méthanisation industrielle gagne par KO contre la méthanisation à la ferme: les projets de méthanisation mis en place par de petites exploitations agricoles d’élevages tendent ainsi à présenter une rentabilité limitée, voire nulle ; le tout dans un contexte de hausse croissante de la place des acteurs non agricoles dans la filière, du fait des contraintes techniques propres aux distributeurs de gaz et tendant à favoriser de grands projets, ce qui limite la capacité des agriculteurs à tirer un revenu satisfaisant de cette activité et aller à l’encontre des intérêts des installations agricoles plus modestes.

D’un point de vue social, l’acceptation de nouvelles voies et unités de valorisation représente aussi un aspect à ne pas négliger. La vision de territoires maillés de méthaniseurs peut se heurter à de nombreuses oppositions liées aux nuisances olfactives et aux impacts environnementaux.

Et surtout reste le problème de la forêt , pas si renouvelable que ça : la durée nécessaire pour obtenir un bilan carbone positif en cas d’augmentation des prélèvements, couramment appelée « dette carbone », peut varier entre dix et cent ans. 

Autres données :

Et on rappellera les épisodes précédents sur les méthaniseurs: Des installations dangereuses et non surveillées par l’administration ; des nuisances importantes en terme d’odeurs, de pollution, de rondes infernales de camion ; le problème des digestats et de la pollution des sols et des eaux ; la diminution de la biodiversité ; les fuites de méthanes qui peuvent rendre complètement illusoires le bénéfice climatique, voir l’inverser …

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/apres-les-margoulins-de-leolien-les_19.html

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/ravages-dans-nos-campagnes-apres-les.html