L’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) a été saisi le 3 décembre 2018, en application de l’article 6 ter de l’ordonnance n° 58-1100 du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, par la commission des affaires économiques du Sénat, d’une demande d’étude sur la valorisation énergétique des terres agricoles. Comme expliqué ci-après, le champ des investigations de cette étude a été élargi à la production d’énergie dans le secteur agricole.
Les rapporteurs ont préparé en 2019 une étude de faisabilité, adoptée lors de la réunion de l’Office du 17 octobre 2019, sous la forme d’une note de méthodologie pour le rapport sur la production d’énergie dans le secteur agricole. En amont de cette réunion, ils ont conduit plusieurs auditions afin d’éclairer les différentes dimensions du sujet et de mieux délimiter le champ de leurs investigations. Ils ont également adressé des questionnaires aux ministères de l’agriculture et de l’alimentation et de la transition écologique. Ils ont ensuite poursuivi leurs auditions pendant le premier semestre 2020 jusqu’au mois de juin et ont obtenu de nos services économiques à l’étranger des données pour six pays : l’Allemagne, les Pays‑Bas, l’Italie, l’Espagne, le Royaume-Uni et les États-Unis. De telles informations ont permis de constituer une synthèse comparée inédite, objet de la sixième partie du présent rapport.
Les précisions qui suivent sont importantes car le champ des investigations de l’étude a évolué d’un objet initial ‑ la valorisation énergétique des terres agricoles ‑ vers la production d’énergie dans le secteur agricole. Définie par l’Agence de l’environnement et de maîtrise de l’énergie (Ademe), la valorisation énergétique est « destinée aux déchets qui ne peuvent être recyclés ou valorisés sous forme de matière, la valorisation énergétique consiste à récupérer et valoriser l’énergie produite lors du traitement des déchets par combustion ou méthanisation. L’énergie produite est utilisée sous forme de chaleur ou d’électricité. La valorisation énergétique peut être directe : le déchet est brûlé dans une installation dédiée, construite et opérée selon des critères définis afin de minimiser les impacts environnementaux et sanitaires. C’est le mode le plus utilisé actuellement pour les déchets municipaux. Elle peut aussi être différée - pour les déchets industriels de préférence - soit par la production d’un combustible solide de récupération, soit par la production d’un gaz ou d’un coke dans des procédés de gazéification ou de pyrolyse ». Une telle définition aurait conduit à une étude trop restrictive, il a donc été décidé d’élargir le champ des investigations à la production d’énergie dans le secteur agricole.
Si cette définition stricte avait été utilisée, il aurait donc fallu inclure l’utilisation, à des fins de production d’énergie, des produits agricoles ainsi que des déchets et résidus afférents, ce qui aurait mené à la préparation d’un rapport sur les biocarburants et la valorisation de la seule biomasse, à travers par exemple la combustion ‑ biomasse chaleur ‑ et la méthanisation ‑ biogaz ‑ or élargir le champ de l’étude permet d’inclure non seulement l’utilisation des sols agricoles mais aussi des bâtiments et des sous-sols pour tout type de production d’énergie : l’énergie éolienne, l’énergie photovoltaïque, le solaire thermique, les pompes à chaleur, la petite hydroélectricité, etc.
Au moment où la transition énergétique appelle le développement des énergies renouvelables, un tel élargissement est apparu particulièrement judicieux et justifié.
L’Office a consacré ses travaux à l’énergie ou à l’agriculture à plusieurs reprises, mais il n’a jamais consacré de rapport au sujet des relations entre agriculture et production d’énergie, seul un rapport de 1997 sur les perspectives de développement des productions agricoles à usage non alimentaire, rédigé par notre ancien collègue député Robert Galley, mérite d’être mentionné ici car, sans se concentrer sur les aspects énergétiques, il les évoquait sous l’angle des biocarburants et de la valorisation de la biomasse à travers la combustion. Votre rapporteur Roland Courteau avait, de son côté, établi au nom de l’Office en 2016 un rapport tiré d’une audition publique : « De la biomasse à la bioéconomie : une stratégie pour la France ».
Le rapport de l’Office de 1997 sur les perspectives de développement
des productions agricoles à usage non alimentaire
Ce rapport, qui traitait aussi de la filière amidon et de la biomasse chaleur, montrait que l’apparition des biocarburants et des plans gouvernementaux idoines s’inscrivait dans un contexte historique précis, les périodes de crise et/ou de surproduction entrainant un regain d’intérêt pour les utilisations non alimentaires des produits agricoles. Les biocarburants et, en particulier, l’éthanol, étaient soutenus dans une logique de « jachère énergétique ».
La première manifestation de ce phénomène est apparue en France à partir de 1923 avec l’accumulation des stocks d’alcool suite à la Première Guerre mondiale. Les importateurs de pétrole ont alors été contraints d’acheter au Service des alcools des quantités d’alcool représentant 10 % du volume des produits pétroliers importés. La période de l’Occupation, où les approvisionnements en pétrole ont été naturellement très difficiles, a vu resurgir l’éthanol comme carburant. Ce dernier, produit à partir du topinambour comme matière première, a représenté jusqu’à la moitié des carburants consommés. Après-guerre, le pétrole étant revenu, l’écart de son prix et de celui de l’alcool se creusant, le Gouvernement a décidé en 1956 de supprimer la fabrication de carburants à base d’alcool et notamment du super carburant ternaire composé de 15 % d’éthanol, 10 % de benzol et 75 % d’essence, principalement réservé aux transports publics. Seule la R.A.T.P a continué à utiliser ce carburant jusqu’en 1970. En janvier 1981 était présenté le programme Carburols par le ministère de l’industrie, dans le but de diminuer la vulnérabilité stratégique des approvisionnements pétroliers. Les carburants prioritaires de ce plan étaient d’abord le méthanol et l’acétone-butanol et ensuite l’éthanol. Le méthanol devait être issu de produits agricoles alors que l’acétone-butanol devait être produit à partir de plantes saccharifères ou de sous-produits agricoles ligno-cellulosiques, paille, tiges et rafles de maïs. Quant à l’éthanol, il devait être produit à partir du topinambour et surtout des betteraves à sucre. Le contexte financier et la détente sur le marché du pétrole ont eu raison de ce programme après quelques réalisations. Il faut cependant noter que ce sont les crises affectant un produit extérieur à l’agriculture, le pétrole, qui ont entraîné des renouveaux épisodiques d’intérêt pour une utilisation non alimentaire des produits agricoles.
Ce rapport décrivait également les politiques publiques de soutien aux biocarburants, en précisant que les exonérations fiscales ne constituaient pas une perte sèche pour l’État - puisque l’émergence des biocarburants contribuait à utiliser des terres gelées et à maintenir des emplois en milieu rural - mais posaient des difficultés au regard du droit européen (discrimination entre produits nationaux et importés, aides directes et indirectes…) : les lois de finances pour 1992 et 1993 ont ainsi prévu des exonérations de taxes touchant les produits pétroliers, notamment les esters d’huile de colza et de tournesol et pour l’alcool éthylique et ses dérivés, la loi de finances rectificative pour 1993 a ajouté des garanties d’État pour l’amortissement des unités pilotes de production de biocarburants. Cette dernière disposition était fondée sur une directive européenne du 19 octobre 1992 prévoyant la possibilité pour les États membres d’appliquer des exonérations de taux d’accises dans le cadre de projets pilotes visant au développement de produits moins polluants d’origine renouvelable.
Outre les effets sur l’emploi et les revenus, les biocarburants permettaient de diminuer la dépendance extérieure aux produits pétroliers et les importations de produits fossiles.
Source : OPECST.
L’Office n’ayant jamais travaillé directement et globalement sur le sujet de la production d’énergie dans le secteur agricole, il est apparu pertinent d’approfondir ce thème à travers une étude intégrée et approfondie.
Vos rapporteurs ont entendu dresser un tableau des énergies renouvelables issues du monde agricole en France métropolitaine, en mettant l’accent sur les enjeux d’opinion, de revenu pour les agriculteurs, de cadre juridique, d’incitations, de freins et, surtout, de rendement et d’impact environnemental, ces deux derniers points correspondant particulièrement bien à la mission de l’Office d’informer le Parlement des conséquences des choix scientifiques et technologiques.
L’Office ayant en effet pour vocation d’anticiper les questions complexes d’ordre scientifique et technologique qui pourraient se poser au législateur, il doit pouvoir lui fournir des explications circonstanciées sur des enjeux dont les risques et les opportunités auraient été difficiles à identifier sans son éclairage.
Vos rapporteurs ont rencontré 153 personnes lors des auditions qu’ils ont organisées ainsi que lors de différentes visites, notamment sur deux journées au Salon international de l’agriculture 2020 à Paris. La liste des personnes rencontrées figure en annexe du présent rapport.
Outre le rapport précité de 1997 sur les perspectives de développement des productions agricoles à usage non alimentaire rédigé par notre ancien collègue député Robert Galley, vos rapporteurs ont utilisé l’étude de l’Ademe de février 2018 « Agriculture et énergies renouvelables : contributions et opportunités pour les exploitations agricoles »[9], un rapport du ministère de l’agriculture et de l’alimentation de janvier 2011 « Prospective Agriculture et Énergie 2030 »[10] et une « Enquête sur les consommations et les productions d’énergie dans les exploitations agricoles »[11], conduite la même année ; ces trois sources étant parmi les rares documents à se consacrer au sujet du présent rapport, mais le plus souvent en parlant davantage de consommation que de production d’énergie.
Ils ont également consulté plusieurs sites, ouvrages et articles ainsi que les rares statistiques existantes. L’ouvrage de Bernard Pellecuer, Énergies renouvelables et agriculture, est celui qui se rapproche le plus de l’angle adopté par les rapporteurs.
Le ministère de l’agriculture et de l’alimentation établit la statistique agricole annuelle, relative à l’utilisation des terres et aux productions agricoles, le recensement général agricole[14], tous les dix ans, et dispose d’un bureau des statistiques sur les productions et les comptabilités agricoles et de son outil de données publiques Agreste. Malheureusement les statistiques sont le plus souvent relatives à l’utilisation des terres et aux productions agricoles et ne donnent pas d’informations sur la production d’énergie en tant que telle. Il s’agit d’un manque que le présent rapport entend combler dans l’avenir, comme l’indique la proposition n °4 présentée dans la septième partie du rapport.
Le ministère de la transition écologique produit régulièrement de nombreuses statistiques sur la production d’énergie, y compris par source (les biocarburants, la méthanisation, l’énergie éolienne, l’énergie photovoltaïque, l’hydroélectricité, etc.) mais la part du secteur agricole n’est pas isolée dans le processus de production de ces énergies renouvelables.
La pauvreté des données disponibles montre que la question ne fait pas l’objet d’un suivi rigoureux et régulier par les pouvoirs publics.
Employé dans son acception moderne pour la première fois par Jean Bernoulli en 1717, bien que le concept remonte à l’Antiquité, le terme d’énergie renvoie à la « capacité d’un corps ou d’un système à produire du travail mécanique ou son équivalent », plus formellement elle est définie comme « la grandeur physique qui se conserve lors de tout changement d’état d’un système physique ». Selon Jean-Marc Jancovici, cette définition scientifique « ne dit rien d’autre que le fait que dès que le monde qui nous entoure - un système - change, de l’énergie entre en jeu, et la mesure de cette énergie mesure le degré de transformation entre l’avant et l’après ».
Il s’agit donc de la mesure de la capacité d’un système à modifier un état, c’est-à-dire à produire un travail entraînant un mouvement, un rayonnement électromagnétique, de la chaleur ou encore du froid. Nous utilisons l’énergie à travers de multiples manières, parfois sans en être conscients, dans nos corps avec la force musculaire, comme dans le monde physique, sous la forme de solutions de mobilité, de production de chaleur ou de froid, de consommations d’électricité à des fins multiples, comme l’éclairage, la transmission et le traitement d’informations, de machines industrielles et plus rarement domestiques qui tordent, vissent, emboutissent, alèsent, écrasent, étirent, filent, râpent, découpent, etc.
L’énergie se singularise par une caractéristique majeure, bien connue des physiciens, elle ne peut ni se créer, ni se détruire, mais juste se transformer. Dans la continuité des observations d’Anaxagore de Clazomènes et d’Antoine Lavoisier, Julius Robert von Mayer formula en 1842 le premier principe de la thermodynamique, selon lequel, dans toute transformation, il existe une conservation de l’énergie. Ainsi que l’explique Julius Robert von Mayer dans un article[19] de 1842, « au cours d’une transformation quelconque d’un système fermé, la variation de son énergie est égale à la quantité d’énergie échangée avec le milieu extérieur, par transfert thermique (chaleur) et transfert mécanique (travail) ». Cette loi de conservation postulée en mécanique classique, appelée aussi mécanique newtonienne, est démontrable en mécanique lagrangienne par le biais d’un théorème de Noether.
Comme il n’est pas possible de créer de l’énergie, nous ne pouvons donc que profiter de la transformation d’une énergie qui se trouve déjà dans la nature.
Parmi ces énergies présentes à l’état naturel, Jean-Marc Jancovici distingue les matières qui brûlent (bois, pétrole, charbon, gaz), les noyaux fissiles (uranium), les rayonnements déjà présents (soleil), les mouvements déjà présents (vent, marées, chutes d’eau), etc. Il en résulte selon lui que nous ne pouvons pas « consommer » plus d’énergie que ce qui se trouve dans la nature et que si une énergie n’existe que suite à une transformation par les hommes (électricité, hydrogène…), elle n’est pas pour autant une « source » d’énergie. Il s’agit en réalité d’une manière d’utiliser une autre énergie déjà présente dans la nature.
Le vocabulaire courant, ainsi que celui des domaines de l’économie et des politiques publiques, évoquent les concepts de « production d’énergie » et de « consommation d’énergie », mais comme il a été vu l’énergie au sens de la physique n’est ni créée, ni détruite, seulement transformée et transférée. Par commodité, on utilisera dans le présent rapport les notions de production d’énergie et de source d’énergie, mais sans oublier que ce n’est pas strictement rigoureux d’un point de vue scientifique car ni la production d’énergie ni les sources d’énergie n’existent en tant que telles.
Les principales énergies peuvent être distinguées selon les catégories suivantes :
- les énergies fossiles, dont le potentiel est évalué en termes de réserves (pétrole, gaz naturel, charbon) ;
- l’énergie nucléaire (uranium, plutonium…) ;
- les énergies renouvelables ou EnR (hydroélectricité, éolien, photovoltaïque, énergie solaire thermique, énergie thermique récupérée par pompe à chaleur dans l’air, l’eau ou le sol appelée alors géothermie, bois-énergie, biocarburants, biogaz (issu de la biomasse, de résidus et de déchets, etc.).
On parle d’énergies renouvelables car leur renouvellement naturel est assez rapide pour qu’elles puissent être considérées comme inépuisables à l’échelle du temps humain. Certaines d’entre elles sont intermittentes (éolien et énergie solaire photovoltaïque ou thermique). Les installations de production d’énergie renouvelable peuvent combiner la production de chaleur et d’électricité sur une même unité, on parle alors de cogénération.
Il convient de relever que les concepts d’énergie verte et d’énergie durable restent très discutés.
Le premier concept regroupe les énergies qui peuvent être extraites, générées et/ou consommées avec de moindres conséquences sur l’environnement (outre la plupart des énergies renouvelables, certains y incluent l’énergie nucléaire, ce qui ne fait pas l’objet d’un consensus, notamment du fait des déchets nucléaires).
Le second, l’énergie durable, comprend les énergies capables de répondre aux besoins du moment présent sans compromettre la capacité des générations futures à répondre à leurs propres besoins (outre les énergies renouvelables, certains y incluent les technologies permettant d’améliorer l’efficacité énergétique, l’énergie nucléaire et même le charbon avec stockage géologique du CO2, ces trois points faisant l’objet de polémiques).
D’un point de vue historique, la force musculaire humaine et l’énergie de la biomasse utilisable grâce au feu ont été les premiers types d’énergie mobilisés.
Ils se sont enrichis ensuite de l’utilisation de la traction animale, comme celle du cheval, ce qui a constitué un progrès significatif, très utile en agriculture et qui a bénéficié d’outils de plus en plus performants. L’énergie des eaux courantes et du vent pour le transport ou pour des processus agricoles ou industriels simples a ensuite été mobilisée. Le secteur agricole a ainsi recouru massivement à l’énergie hydraulique et à l’énergie éolienne avec les moulins à eau et à vent, dans le même temps que l’humanité se dotait de voiliers, qui ont permis le développement et l’accélération des échanges commerciaux dans le monde.
Les moulins à grain - qu’ils soient à eau ou à vent - appartenaient le plus souvent à de riches investisseurs et non pas aux agriculteurs, qui se contentaient de louer leurs terres pour que des moulins y soient implantés. On retrouve d’ailleurs cette organisation aujourd’hui : si la terre agricole appartient bien au monde agricole, ce n’est pas souvent le cas des installations de production d’énergie qui s’y trouvent.
D’après Didier Roux, délégué à l’information et à la communication de l’Académie des sciences, spécialiste des questions d’énergie, la source principale d’énergie sur terre est le soleil (exception faite de l’énergie nucléaire et de la géothermie- qui est cependant elle aussi d’origine nucléaire sur terre). Le soleil a toujours constitué pour le monde agricole un apport gratuit d’énergie pour faire pousser les plantes mais aussi faire sécher le foin, le tabac ou le bois. Le chauffage au bois-bûche a constitué partout la principale source de chaleur jusqu’à ce que le charbon le remplace au 19e siècle.
La bioéconomie, bien antérieure à la division sociale du travail, tout comme le recours à des ressources renouvelables faisaient auparavant figure d’évidence.
Comme l’explique Rémi Carrilon, « autrefois l’agriculture était nettement polyvalente car, on s’attachait, dans la pauvreté générale, à exploiter tout ce qu’elle pouvait fournir : les aliments d’abord, certes, et aussi les matières premières (bois d’œuvre, fibres, laine, chaumes, suif, soie, cuirs, etc.) et les produits énergétiques (bois de feu, huiles et alcool pour l’éclairage, déchets divers pour le chauffage et la cuisson, etc.) ».
À l’époque contemporaine, l’utilisation de la machine à vapeur, puis celle de l’électricité et des moteurs thermiques (essence ou diesel) ont été des jalons essentiels de la révolution industrielle, en s’appuyant sur les énergies fossiles, charbon, gaz et pétrole en tête. À partir de la seconde moitié du 20e siècle, la maîtrise des réactions de fission nucléaire a permis la production d’électricité dans des centrales nucléaires.
Les énergies fossiles représentent aujourd’hui dans le monde, comme l’indique le graphique ci-après basé sur les dernières données disponibles à la fin de l’année 2019 et qui dresse un bilan pour 2017, 81 % de la consommation d’énergie primaire (pétrole : 32 %, charbon : 27 %, gaz naturel : 22,2 %); le reste de cette consommation d’énergie provenait du nucléaire (4,9 %) et des énergies renouvelables (13,8 %, dont 9,5 % de la biomasse, 2,5 % de l’énergie hydraulique et 1,8 % d’autres énergies renouvelables). Pour certains, les statistiques de l’Agence internationale de l’énergie auraient tendance à sous-évaluer la part des énergies renouvelables électriques, telles que l’hydroélectricité, l’éolien et le photovoltaïque.
Les principales énergies consommées dans le monde
Source : Agence internationale de l’énergie, 2019.
Les données de l’Agence internationale de l’énergie utilisent le million de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep), qui est le multiple de la tonne d’équivalent pétrole (tep), le pétrole étant la source d’énergie la plus utilisée dans le monde. Si l’unité de mesure officielle de l’énergie est le joule, les sources d’énergie possèdent souvent une unité de mesure privilégiée : ainsi, le pétrole et la tonne d’équivalent pétrole (tep), le gaz naturel et le mètre cube, le charbon et la tonne équivalent charbon (tec), ou encore l’électricité et le kilowatt-heure (kWh). Pour les agréger ou les comparer, les unités de base que sont le joule et le tep ou parfois le kWh sont utilisées, toute énergie primaire étant assez souvent convertie en électricité.
Pour mémoire, la conversion entre ces unités de mesure est réalisée de la manière suivante : 1 kWh = 3,6 106 J ; 1 tep = 4,186 1010 J ; 1 tep = 11630 kWh ; 1 kWh = 8,5985 10-5 tep.
En 2018, comme l’indique le graphique ci-après basé sur les dernières données disponibles, parues à la fin de l’été 2019, la France a consommé près de 249 Mtep d’énergie primaire dont 12 % d’énergies renouvelables (contre 6 % en 2006 et 11 % en 2016).
Les principales énergies consommées en France
Source : Service des statistiques du ministère de la transition écologique, 2019.
En dépit de cette part croissante des énergies renouvelables, le nucléaire, les produits pétroliers et le gaz restent, de loin, les sources principales d’énergie. Environ la moitié de ces énergies consommées en France ont été produites sur le territoire national et il en découle des importations considérables qui pèsent sur notre balance commerciale. Environ 40 % de l’énergie primaire est absorbée dans des opérations de conversion, comme la transformation de combustibles fossiles en électricité, ou le transport de l’énergie, à travers des pertes par effet Joule. Aussi, la quantité d’énergie finale restante consommée en France s’est élevée à 142 Mtep. Sur ce total, près de 13 Mtep ne sont pas utilisés en réalité à des fins énergétiques mais pour leurs propriétés chimiques : plastiques, bitumes, etc.
La part des énergies renouvelables est ainsi portée à 16,3 % si elle est rapportée non à l’énergie primaire mais à la consommation finale brute d’énergie (sur une période de 30 ans la croissance des énergies renouvelables est dans ce cadre de 70 %). C’est ce pourcentage qui est utilisé pour mesurer l’atteinte (ou la non atteinte dans le cas de notre pays) des objectifs de développement des énergies renouvelables.
Le mix énergétique français concernant les seules énergies renouvelables se décompose de la manière suivante : bois-énergie 39,6 %, hydraulique 16,7 %, biocarburants 10,2 %, pompes à chaleur 8,9 %, éolien 8,2 %, déchets renouvelables 5,4 %, biogaz 3,5 %, solaire photovoltaïque 3,2 % et 4,4 % d’autres énergies, telles que la géothermie, les résidus de l’agriculture, le solaire thermique, les énergies marines, etc.
Les énergies renouvelables en France
Source : Service des statistiques du ministère de la transition écologique, 2019.
La production d’électricité, distincte de la production et la consommation d’énergie, représente 537,7 TWh en 2019 et continue de reposer en France à plus de 70 % sur l’énergie nucléaire. Au sein de cette production, les énergies renouvelables se répartissent entre l’hydroélectricité (11,2 %), l’éolien (6,3 %), le solaire photovoltaïque (2,2 %) et les bioénergies dont le biogaz (1,8 %).
La production d’électricité en France
Source : Bilan électrique 2019, RTE, 2020.
Les sommets de la Terre, et en particulier le premier sommet à Stockholm, en 1972, ont placé les questions écologiques au cœur des préoccupations internationales. C’est le sommet de 1992, à Rio de Janeiro, qui demeure la plus grande réussite avec la signature de la Déclaration de Rio, visant à assurer une meilleure gestion de la planète. Le sommet de Johannesbourg de 2002 s’est particulièrement intéressé à l’énergie et à l’agriculture, notamment à l’utilisation des énergies renouvelables et à la dégradation des sols.
Le sommet de Rio a engagé un processus d’adoption de protocoles contraignants auprès des États. Le protocole de Kyoto, traité international signé en décembre 1997, a pour objectif la réduction des émissions de gaz à effet de serre des parties signataires : 195 États et l’Union européenne sont concernés. Ce protocole contient un volet agricole, avec un objectif d’augmentation des puits de carbone.
L’Accord de Paris du 12 décembre 2015 qui vise à limiter le réchauffement climatique et les émissions de gaz à effet de serre est entré en vigueur en novembre 2016. Bien que peu contraignant juridiquement (aucune sanction), cet accord a pour ambition de contenir d’ici 2100 le réchauffement climatique en dessous de 2°C par rapport aux niveaux préindustriels, à poursuivre l’action menée pour limiter l’élévation des températures à 1,5°C et à atteindre la neutralité carbone, de manière ambitieuse, dans la deuxième moitié du siècle.
Au niveau européen, les programmations se font autour des différents paquets consécutifs sur le climat et l’énergie. Dès 1996, la Commission européenne publie un livre vert afin de lancer un débat sur les différentes mesures urgentes relatives aux énergies renouvelables tout en fixant les objectifs (12 % de la consommation intérieure brute de sources d’énergie à partir des sources d’énergies renouvelables), cernant les obstacles et les moyens à mettre en œuvre. Par la directive 2001/77/CE (abrogée au 1er janvier 2012 par la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009), l’objectif d’une contribution de 21 % des sources d’énergies renouvelables a été fixé.
Le paquet climat-énergie de 2009 prévoit à l’horizon 2020 un objectif dit « 3 X 20 » : une réduction de 20 % des émissions de GES de l’Union européenne par rapport à 1990, une réduction de 20 % de la consommation énergétique européenne par rapport à l’augmentation tendancielle et, enfin, une part de 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation d’énergie totale. La directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 pour la promotion des énergies renouvelables définit ainsi un cadre commun pour la promotion de la production d’énergie à partir de sources renouvelables. Elle fixe des objectifs nationaux contraignants concernant la part d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie et dans la consommation d’énergie pour les transports. Ces objectifs contribuent à réaliser l’objectif global de 20 % d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de l’UE d’ici à 2020. Les objectifs évoluent entre 10 % d’énergie renouvelable pour Malte et 49 % pour la Suède, notre pays étant à un niveau intermédiaire avec un objectif de 23 %.
En 2014, un nouveau paquet climat-énergie pour 2030 a porté l’objectif de réduction des émissions de GES à 40 % par rapport aux niveaux de 1990, la réduction de la consommation énergétique européenne à 27 % (l’amélioration de l’efficacité énergétique ayant ensuite été portée à au moins 32,5 %) et, enfin, la part des énergies renouvelables à 27 % de la consommation d’énergie totale. La directive 2009/28/CE sera ainsi abrogée avec effet au 1er juillet 2021 par la directive (UE) 2018/2001 du 11 décembre 2018 qui définit un nouvel objectif contraignant encore plus ambitieux de 32 % d’énergies renouvelables à l’horizon 2030, assorti d’une clause de réexamen d’ici à 2023 pour une révision à la hausse de l’objectif. Les réexamens prévus pourront donc conduire, le cas échéant, à augmenter encore ces objectifs. Cette directive n’attribue aucun objectif aux États, ce sont eux qui fixent leurs contributions nationales afin d’atteindre collectivement l’objectif européen mais ils devront, à compter du 1er janvier 2021, se situer chacun à une part d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de chaque État membre supérieure à la part de référence figurant en annexe de la directive 2009/28/CE, soit 23 % pour la France.
Il convient de relever que selon le dernier rapport d’Eurostat sur le mix énergétique européen 18 % des énergies consommées dans l’Union européenne en 2018 étaient renouvelables (pour mémoire cette part représentait 16,3 % en France).
Enfin, le règlement européen sur l’utilisation des terres et la foresterie pour la période 2021-2030 dit « LULUCF » place le stockage du carbone dans les sols parmi les objectifs de l’Union européenne en matière climatique.
Parmi les mesures sectorielles, la directive 2003/30/EC sur la promotion de l’usage des biocarburants peut être citée : elle a fixé en 2003 des objectifs d’incorporation de 2 % en 2005, 5,75 % en 2010 et 10 % en 2020. En 2009, la directive « RED I » a fixé un objectif d’incorporation de 10 % d’EnR dans les transports à l’horizon 2020. Elle a été remplacée en 2018 par la directive « RED II », avec un objectif d’incorporation de 14 % d’EnR dans les transports à l’horizon 2030. Cette directive plafonne l’incorporation des biocarburants de première génération à 7 % et fixe un plancher pour les biocarburants de deuxième génération de 3,5 %.
Selon les dernières données disponibles (2017), les carburants alternatifs à l’essence et au gazole pétroliers représentent 7,7 % des carburants consommés.
Dans les années 1990 et 2000, les autorités françaises se sont engagées en faveur du développement des énergies renouvelables, notamment électriques, telles que l’éolien et le photovoltaïque. Le 15 février 2005, le Président de la République Jacques Chirac a annoncé l’intensification de la recherche « dans six domaines stratégiques : la séquestration du carbone, le véhicule propre, la pile à combustible hydrogène, les biocarburants, le solaire et le photovoltaïque et le bâtiment économe en énergie »[30]. Le Gouvernement a pris l’année suivante un arrêté tarifaire doublant le prix d’achat du KWh pour les installations solaires et photovoltaïques[31].
En cohérence avec les programmations européennes, la loi relative à la transition énergétique pour une croissance verte (LTECV) puis la loi relative à l’énergie et au climat (loi « Énergie-Climat ») ont été promulguées, respectivement le 17 août 2015 et le 8 novembre 2019. La LTECV, selon une logique proche de celle des programmations citées précédemment, vise la réduction des émissions de gaz à effet de serre, la réduction de la consommation énergétique finale, notamment fossile, la rénovation énergétique, la réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité et, pour ce qui nous intéresse ici, l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie : cette part doit représenter selon la loi « Énergie-Climat » 33 % de la consommation en 2030, dont 40 % pour l’électricité, 38 % pour la chaleur, 15 % pour le carburant et 10 % pour le gaz.
La LTECV prévoit l’élaboration d’une Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), élaborée de manière concertée mais sans vote du Parlement, fixant notamment des objectifs de production pour chaque filière énergétique et qui se veut le fondement de l’avenir énergétique de la France. La PPE en vigueur, publiée le 21 avril 2020[33], fixe les objectifs suivants pour les filières d’énergies renouvelables afin de porter la capacité installée de 48,6 GW fin 2017 à 73,5 GW en 2023 et entre 101 et 113 GW en 2028[34].
Les objectifs fixés par la programmation pluriannuelle de l’énergie
(capacité installée en GW)
|
|
2018
(PPE de 2016)
|
2023
(PPE de 2016)
|
2023
(PPE de 2020)
|
2028
(PPE de 2020)
|
|
Hydroélectricité
|
25,3
|
25,8 – 26,05
|
25,7
|
26,4 – 26,7
|
|
Éolien terrestre
|
15
|
21,8 – 26
|
24,1
|
33,2 – 34,7
|
|
Éolien en mer
|
0,5
|
3
|
2,4
|
5,2 – 6,2
|
|
Photovoltaïque
|
10,2
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18,2 – 20,2
|
20,1
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35,1 – 44
|
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Biomasse solide
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0,54
|
0,79 – 1,04
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0,9
|
0,8
|
|
Biogaz-Méthanisation
|
0,137
|
0,237 – 0,3
|
0,27
|
0,34 – 0,41
|
|
Géothermie
|
0,008
|
0,053
|
0,024
|
0,024
|
|
Total
|
52
|
69,88 – 77,093
|
73,5
|
101 à 113
|
Source : OPECST d’après les décrets relatifs à la programmation pluriannuelle de l’énergie publiés le 27 octobre 2016 et le 21 avril 2020.
En plus de la PPE, la LTECV prévoit l’élaboration de la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) qui décrit la feuille de route de la France pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2050, à l’aide d’orientations stratégiques pour respecter les objectifs de lutte contre le changement climatique en formulant des recommandations d’actions, et de fixation de « budgets carbone », qui sont des plafonds d’émissions à ne pas dépasser.
L’État définit et met en œuvre une stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB) qui a notamment pour objectif de permettre l’approvisionnement des installations de production d’énergie, comme les appareils de chauffage domestique au bois, les chaufferies collectives industrielles et tertiaires et les unités de cogénération.
La stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB)
et les schémas régionaux biomasse (SRB)
La stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB) définit des orientations, recommandations et actions concernant les filières de production et de valorisation de la biomasse susceptible d’avoir un usage énergétique, en vue de développer la production de biomasse et d’augmenter sa mobilisation, notamment pour l’approvisionnement des installations de production d’énergie, tout en veillant à une bonne articulation de ses usages et à l’atténuation du changement climatique. Elle identifie les efforts d’amélioration des connaissances à réaliser concernant la biomasse mobilisable et le développement de ses usages non alimentaires. Ce document-cadre n’a pas de portée juridique particulière du type « compatibilité » ou « conformité » mais elle prend en compte les orientations, objectifs et indicateurs des schémas régionaux biomasse.
La stratégie précise les objectifs nationaux de mobilisation de biomasse au plan qualitatif et quantitatif. Ces objectifs chiffrés sont déclinés par région afin d’indiquer dans quelle proportion chaque région peut contribuer à l’atteinte d’une production satisfaisant le besoin national. Le dernier mot revient aux schémas régionaux de biomasse (SRB) qui fixent les objectifs régionaux opérationnels en cohérence avec les spécificités de leur territoire. Sont ainsi fixés les besoins en biomasse pour satisfaire la demande, notamment énergétique, aux horizons 2018 et 2023 puis 2030 et 2050. Parallèlement, la SNMB liste les ressources mobilisables et les objectifs de mobilisation, en bonne synergie avec les autres politiques existantes.
Chaque schéma régional biomasse (SRB), élaboré par le préfet de région et le président du conseil régional appuyés par un comité associant des représentants des élus régionaux, des acteurs économiques et des associations de protection de l’environnement, doit définir, en cohérence avec le plan régional de la forêt et du bois et les objectifs relatifs à l’énergie et au climat fixés par l’Union européenne, des objectifs de développement de l’énergie biomasse. Il détermine les orientations et actions à mettre en œuvre à l’échelle régionale ou infrarégionale pour favoriser le développement des filières de production et de valorisation de la biomasse susceptible d’avoir un usage énergétique, en veillant au respect de la multifonctionnalité des espaces naturels, notamment les espaces agricoles et forestiers. Il prend en compte les objectifs, orientations et indicateurs fixés par la stratégie nationale de mobilisation de la biomasse.
Les SRB opèrent une distinction entre la biomasse qui entre en compétition avec l’usage alimentaire et la biomasse non alimentaire. Ces usages étant potentiellement en concurrence, il est nécessaire, par type de biomasse, de pouvoir les articuler au regard des enjeux environnementaux et socio-économiques, en conservant l’usage alimentaire comme priorité. Les catégories de déchets sont hiérarchisées afin de prioriser certains usages par rapport à d’autres et de prévenir les conflits d’usage.
Source : OPECST.
Selon Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat, « la SNBC, la LTECV et la SNMB sont cohérentes entre elles. Nous avons traduit en particulier le fait qu’il fallait que la vision de l’énergie de demain coïncide avec la vision carbone à moyen terme (2030) et long terme (2050) que propose la SNBC. L’objectif est de décliner la SNBC dans la PPE »[37].
La cohérence entre nos politiques agricoles, la LTECV, la PPE, la SNBC et la SNMB n’allant pas de soi, il est important de conserver une forme de vigilance à ce niveau.
La programmation de l’énergie en Europe et en France
Source : OPECST.
Il convient de relever qu’en France comme dans la plupart des pays européens, les réalisations sont en règle générale en deçà des ambitions affichées.
Les scénarios « NégaWatt 2011 » et « NégaWatt 2017 » sont des scénarios de transition énergétique centrés sur une révision des besoins d’énergie. Ils encouragent le recours aux leviers d’une « politique en rupture avec le dogme de la croissance continue des consommations : sobriété, efficacité énergétique, énergies renouvelables ». Il s’agirait pour la France de diviser par 2 nos consommations finales d’énergie, par 16 nos émissions de CO2 d’origine énergétique, et de réduire radicalement notre dépendance aux énergies fossiles d’ici 2050 en mobilisant fortement les énergies renouvelables, tout en abandonnant progressivement le nucléaire sur deux décennies.
Le scénario NégaWatt (2017)
Source : NégaWatt.
D’après le cabinet de conseil Solagro, qui se base sur le scénario NégaWatt de 2017, la biomasse constituera la principale ressource énergétique en France à l’horizon 2050 avec près de 380 TWh en énergie primaire. Le rapport Afterres 2050, décrit ainsi un scénario prospectif pour le développement des EnR, comme en témoigne le graphique ci-après.
Le scénario Afterres 2050 en matière de bioénergies
Source : Solagro.
Dans un dernier scénario, la « Vision 2030-2050 » de l’Ademe[40], qui reprend certains points du scénario NégaWatt avec une diminution de près de la moitié de la demande énergétique entre 2010 et 2050, et 46 % à 69 % d’énergies renouvelables dans la demande finale en 2050, la répartition serait la suivante :
Comparaison de scénarios prospectifs
Source : Solagro (les variantes SAB et REP signifient « santé alimentation et biodiversité » et « résilience et production », SAB maximise la production bio et REP utilise un modèle plus productif).
L’entreprise GRDF avec « GRDF 2050 », l’Ademe, et GRTgaz ont, en outre, réalisé un scénario prospectif centré sur le gaz, « Un mix de gaz 100 % renouvelable en 2050 ? »[41], dans la continuité des prospectives de NégaWatt et de Solagro, en mettant en évidence un potentiel de 460 TW de gaz renouvelable d’ici à 2050. Ce gaz vert prendrait principalement sa source dans la méthanisation, la pyrogazéification, et l’hydrogène.
Le scénario GRDF, Ademe et GRTgaz en matière de gaz
Source : Ademe.
Marquées historiquement par le protectionnisme et des mesures de soutien, et ce dès le 19e siècle au moins, les politiques agricoles ont connu depuis un siècle deux grandes évolutions : d’une part, la mise en place depuis 1962 de la politique agricole commune (PAC) à l’échelle de l’Union européenne, d’autre part, après 1992 et 1999, la réduction des interventions publiques et l’ouverture croissante aux marchés mondiaux sous l’effet du libre-échange promu lors des négociations commerciales internationales, notamment celles du GATT puis de l’OMC.
L’Union européenne assigne cinq objectifs à la PAC :
- accroître la productivité de l’agriculture en développant le progrès technique et en assurant une utilisation optimale des facteurs de production, notamment de la main d’œuvre ;
- assurer un niveau de vie équitable à la population agricole, notamment par le relèvement du revenu individuel de ceux qui travaillent dans l’agriculture ;
- stabiliser les marchés ;
- garantir la sécurité des approvisionnements ;
- assurer des prix raisonnables aux consommateurs.
L’agriculture contribue aux émissions de gaz à effet de serre (GES). Cependant, elle est victime du réchauffement climatique, comme on le voit avec l’impact de l’instabilité du climat et les phénomènes de sécheresse, et elle peut aussi offrir des solutions contre le réchauffement climatique, en termes d’EnR, d’émission de GES et de stockage du carbone. Elle est un secteur clé dans la transition énergétique et climatique. Les politiques publiques n’intègrent que très progressivement cette évidence et le présent rapport entend contribuer à cette prise de conscience.
Depuis 20 ans, la PAC s’est enrichie d’un volet environnemental, qui se décline tant au niveau du premier pilier (portant sur les mesures de soutien) que du 2e pilier consacré au développement rural. Le versement des aides est ainsi soumis au respect de critères environnementaux, selon un mécanisme appelé « écoconditionnalité » basé sur les BCAE (Bonnes conditions agricoles et environnementales, qui incluent par exemple des normes définies par les États membres concernant la préservation des sols) et les ERMG (Exigences réglementaires en matière de gestion). Le « verdissement », ou « paiement vert », veille à l’observation de trois mesures environnementales (le maintien des prairies permanentes, la diversité des assolements et le maintien ou la création de surfaces d’intérêt écologique-SIE). S’agissant du 2e pilier, la promotion de la protection de l’environnement et du développement durable des territoires ruraux font l’objet de mesures de soutien.
Le rapport précité du ministère de l’agriculture et de l’alimentation, « Prospective Agriculture-Énergie 2030 », publié en 2011, affirme ainsi que « l’énergie en agriculture est trop souvent considérée comme un enjeu secondaire ou conjoncturel. Elle est en réalité une question d’avenir majeure de par ses conséquences économiques pour les exploitations, ses liens aux questions environnementales et climatiques et son influence sur l’organisation des filières et l’aménagement des territoires ». Il est certain que l’agriculture doit rentrer dans la transition énergétique et dans la transition agroécologique pour y jouer un rôle pivot. Les produits et les sols agricoles sont des éléments de première importance dans ces transitions conjuguées. Acteurs de plus en plus engagés en faveur du développement de la bioéconomie et de l’économie circulaire, les agriculteurs sont des acteurs essentiels de la transition agroécologique et de l’économie circulaire, notamment à travers la préservation des sols, le tri des biodéchets et la méthanisation agricole. Comme l’a indiqué Olivier Dauger, co-président de France gaz renouvelables, président de la chambre régionale d’agriculture des Hauts-de-France et de la chambre d’agriculture de l’Aisne, administrateur de la FNSEA en charge des questions climatiques et énergétiques et agriculteur, « l’idée principale est donc de remettre le sol et sa vie au centre du système, en s’intéressant à ce qu’il peut produire, emmagasiner et capter : ce sont les principes mêmes de l’agroécologie ».
L’agriculture doit relever le défi de l’efficacité énergétique et réduire autant que possible sa consommation d’énergie.
L’agriculture fait l’objet d’un suivi assez régulier en France en termes de consommation d’énergie. Comme il sera vu plus loin, ce n’est pas le cas de la production d’énergie. Bien que la consommation d’énergie ne soit pas l’objet du présent rapport, il est intéressant de fournir quelques ordres de grandeur, en matière de consommation directe. L’énergie consommée de manière indirecte – pour la fabrication des machines ou la production des engrais par exemple – n’est pas prise en compte. Elle représente des niveaux de même grandeur que l’énergie directe d’après les données disponibles.
Le secteur agricole consomme environ 4,5 Mtep d’énergie par an, soit moins de 3 % de la consommation finale d’énergie nationale. Un tel chiffre, qui correspond à la seule consommation d’énergie directe, est raisonnable si on le compare à d’autres secteurs, comme en témoigne le tableau suivant.
Le secteur agricole dans la consommation d’énergie en France
En termes de valeur, ces 4,5 Mtep représentent environ 3,3 milliards d’euros, soit une part faible des 45 milliards d’euros de consommations intermédiaires du secteur. Ces dernières sont elles-mêmes inférieures aux 73 milliards d’euros de la production agricole stricto sensu (données 2018).
Selon le service de la donnée et des études statistiques du MTE, la consommation finale d’énergie de l’agriculture varie peu depuis une dizaine d’années et apparaît en particulier peu sensible aux fluctuations de la production agricole. Le mix énergétique est toujours dominé par les produits pétroliers, les combustibles fossiles représentant 74 % de la consommation agricole, suivis par l’électricité (17 %), le gaz (5 %) et les énergies renouvelables et déchets (4 %). Les produits pétroliers concentrent un peu moins de deux tiers de cette dépense, et l’électricité près d’un tiers.
Forme de l’énergie consommée dans le secteur agricole (en Mtep)
Source : service de la donnée et des études statistiques du MTE.
Un graphique plus ancien du ministère de l’agriculture et de l’alimentation montre à cet égard qu’au sein des exploitations le type d’énergie consommée en reflète l’usage principal, qui correspond en effet aux tracteurs et autres machines agricoles.
Si au sein du monde agricole, on évalue la consommation d’énergie par sous-secteur, force est de constater que les charges occasionnées par type d’exploitation sont très inégales : le maraîchage est ainsi un gros consommateur, à l’opposé de la viticulture, les autres cultures étant dans des niveaux de charges intermédiaires.
La consommation d’énergie par type d’exploitation et par énergie
Selon une étude de l’Ademe sur la dépendance globale de l’agriculture à l’énergie, l’énergie représente entre 12 et 20 % des charges variables des exploitations. Cette étude montre que la consommation énergétique de l’activité agricole émet des gaz à effet de serre (GES), dont une part majoritaire provient de processus biologiques et physico-chimiques sur lesquels il existe des leviers d’action, au niveau des sols agricoles, du stockage de carbone dans les sols, de la gestion des déjections animales, de la fermentation entérique, etc. Il existe aussi des consommations d’énergie indirecte dont la maîtrise peut aussi contribuer à la réduction des émissions de GES, par exemple à travers la réduction des quantités d’engrais azotés utilisés.
Parmi les pistes pour réduire la consommation d’énergie en agriculture, on peut relever la réduction du travail du sol, la réduction du chauffage (nécessaire pour la culture de la plupart des légumes hors saison) et la maîtrise de l’élevage voire son redimensionnement (il faut 5 fois plus d’énergie pour produire une unité de protéine animale qu’une unité de protéine végétale). À cet égard, l’agriculture de conservation des sols avec pâturage ou méthanisation des cultures intermédiaires est une voie très prometteuse, notamment car elle permet de stocker davantage de carbone, comme il sera vu plus loin.
L’agriculture de par son type d’activité de production émet un niveau important de GES par rapport à l’énergie qu’elle consomme en comparaison des autres activités économiques. La réduction relative des émissions de gaz à effet de serre (carbone mais plus particulièrement méthane et protoxyde d’azote) est une question sensible dans ce secteur.
Pour mémoire, l’Ademe a consacré un rapport à l’efficacité énergétique en agriculture, publié en février 2019.
Pour accompagner le secteur agricole dans l’atteinte d’objectifs d’efficacité énergétique, donc de réduction de ses consommations énergétiques et de ses émissions de gaz à effet de serre, l’Ademe propose l’outil ClimAgri, qui permet des diagnostics d’évaluation de l’impact énergétique et des émissions de GES liées aux activités agricoles et forestières à l’échelle des territoires.
Deux autres démarches peuvent être données à titre d’illustration d’accompagnement des agriculteurs vers une plus grande efficacité énergétique : un programme piloté par la chambre d’agriculture des Hauts-de-France, ou encore le cercle Énergies nouvelles sur la production de tomates, lancé par Savéol avec notamment l’Ademe, EDF, Région Bretagne et plusieurs entreprises partenaires.
Le ministère de l’agriculture et de l’alimentation, le ministère de la transition écologique et l’Ademe estiment tous les trois qu’environ 20 % de la production d’énergies renouvelables françaises (4,6 Mtep sur les 23 Mtep d’EnR au niveau national) est issue du secteur agricole, ce qui représenterait environ 396 GWh d’énergies renouvelables[47], soit 3,5 % de la production globale d’énergie.
Cette production interne au secteur est, par ailleurs, environ équivalente à la consommation énergétique du secteur de 4,5 Mtep par an (en termes de consommation directe, car la consommation indirecte ‑ fabrication des engrais ou d’autres intrants, etc. ‑ représenterait plutôt le double de la production), en soulignant que l’énergie issue de la seule biomasse propre à l’agriculture, n’en fournit qu’un tiers, soit 15 à 20 %.
En 2015, au moins 50 000 exploitations étaient impliquées en France dans la production d’EnR selon l’Ademe - sur un total de 437 000 exploitations agricoles) - avec une croissance rapide prévue dans les prochaines années (plus de 140 000 à l’horizon 2030 et plus de 280 000 à l’horizon 2050, ce qui devrait représenter la grande majorité des exploitations).
Source : Ademe.
Comme l’ont expliqué le ministère de l’agriculture et de l’alimentation et le ministère de la transition écologique, il n’existe pas d’étude spécifique et exhaustive sur la part de la production d’énergie du seul secteur agricole sur les dernières décennies. Les données disponibles permettent de quantifier le parc et la production d’énergies renouvelables au niveau national, mais ne répartissent pas celle-ci par secteur économique (dont l’agriculture). Le rapport de l’Ademe de 2018 précité est le seul document disponible mais il n’est pas exhaustif et met l’accent sur les opportunités pour les exploitations agricoles en termes de modèles d’affaires.
On peut dénombrer une quinzaine d’EnR produites par le secteur agricole, que l’on peut regrouper en 7 filières.
Les énergies renouvelables dans le secteur agricole
Source : Ademe.
Il faut distinguer les EnR dépendantes de l’espace agricole, qui ont comme support les exploitations mais qui ne s’intègrent pas dans la production (éolien, solaire…), de celles qui s’intègrent dans la production agricole et en dépendent (les biocarburants et la méthanisation), que l’on peut qualifier de « bioénergies ».
Les premières peuvent engendrer des conflits d’usages de la terre et les autres une concurrence entre production alimentaire et non alimentaire, surtout dans le cas des biocarburants : la méthanisation n’a pas ce défaut si elle ne s’accompagne pas de cultures dédiées. L’agrivoltaïsme, dont il sera question plus loin, est une autre façon d’éviter les conflits d’usage. Il est pertinent de chercher des synergies entre le développement de ces énergies et la production alimentaire : les énergies renouvelables doivent s’intégrer dans le système agricole et alimentaire dans son ensemble et s’articuler avec l’activité des exploitations agricoles, y compris en termes de retour au sol des digestats de méthaniseurs et d’utilisation des biodéchets issus de la consommation de nourriture ou du gaspillage.
Le schéma suivant permet ainsi d’avoir une vision d’ensemble de la production d’énergies renouvelables dans le secteur agricole et des valeurs afférentes estimées (selon les seules données disponibles, qui datent de 2015), en distinguant les sources de bioénergies qui proviennent de l’utilisation de produits agricoles (une partie de la biomasse est utilisée pour faire par exemple des biocarburants ou du biogaz) des autres sources d’EnR, qui utilisent les surfaces agricoles pour produire de l’énergie (implantation d’éoliennes, de panneaux photovoltaïques, de pompes à chaleur…).
Agriculture et production d’énergie
Source : OPECST.
En 2050, selon l’Ademe, les bioénergies pourraient à elles seules couvrir 100 % de la consommation d’énergie directe de l’agriculture (contre 50 % aujourd’hui). Dans le détail, cette répartition pourrait évoluer de la manière suivante.
L’avenir de la production d’énergie dans le secteur agricole
Source : Ademe.
Le graphique précédent qui montre un triplement de la production d’EnR entre 2015 et 2050 dans le seul secteur agricole (mais avec une part de l’énergie issue de la biomasse stagnant toujours autour du tiers), est fondé sur les données suivantes.
Source : Ademe.
Dans son rapport précité de 2018, l’Ademe donne une prévision de l’évolution de la part agricole dans la production d’EnR selon trois scénarios (bas-médian-haut), qui pourrait passer de 20 % aujourd’hui à « 18-23-25 % » en 2030 et « 18-23-29 % » en 2050.
La production d’énergies renouvelables par le secteur agricole progresse et devrait être multipliée par 3 entre 2015 et 2050 passant, selon l’Ademe, de 4,6 Mtep à 15,8 Mtep. Un tel niveau reviendrait à une production de 76 TWh en 2020 - ce qui est supérieur aux 52 TWh prédits par la précédente étude de l’Ademe de 2012 « Analyse économique de la dépendance de l’agriculture à l’énergie », ce qui témoigne de l’existence de plusieurs scénarios aux valeurs fluctuantes - notamment avec une forte évolution de la production potentielle d’énergie éolienne (6,4 Mtep à l’horizon 2050), de biogaz (biométhane) avec 4,1 Mtep et de solaire photovoltaïque (1,5 Mtep). Les biocarburants ne seront plus l’énergie la plus produite à partir du périmètre agricole, puisqu’à l’horizon de 2050 c’est l’éolien puis le biogaz qui seraient en tête.
Le schéma ci-après permet d’identifier la part agricole de chaque EnR en France aujourd’hui (les données issues de ce rapport paru en 2018 datent toutefois de 2015).
Part agricole de chaque EnR en France (données 2015)
Source : Ademe.
Selon l’Ademe, le secteur agricole contribuerait à hauteur de 25 % de la production d’EnR hors hydroélectricité et la part agricole dans la production nationale d’EnR (données 2015) se répartit comme suit, par ordre d’importance de cette part : 96 % pour les biocarburants (issus de la biomasse), 83 % pour l’éolien (lié à l’utilisation des terres agricoles), 26 % pour le biogaz (issu de la biomasse), 13 % dans le solaire photovoltaïque (lié à l’utilisation des terres et des bâtiments agricoles), 8 % pour la biomasse chaleur (issue de la biomasse), 3 % dans le solaire thermique et 1 % pour les pompes à chaleur.
Alors que le nombre total d’exploitations impliquées dans la production d’EnR serait d’au moins 50 000, l’Ademe prévoit à l’horizon 2050 près de 280 000 exploitations agricoles produisant des énergies renouvelables. Ce dernier chiffre est cependant surestimé, car il comprend les doubles-comptes liés aux exploitations agricoles produisant plusieurs énergies renouvelables en même temps. Comme la part des exploitations produisant plusieurs EnR n’a pas pu être déterminée, il a été considéré par l’Ademe que la majeure partie des exploitations agricoles françaises seront impliquées dans la production d’une ou plusieurs EnR. Une telle prévision semble cohérente et compatible avec l’atteinte de l’objectif facteur 4 à l’horizon 2050.
L’éolien terrestre a vu sa puissance électrique installée en France augmenter au cours de la dernière décennie, passant de 6 812 MW en 2011 à 16 617 MW en 2019. En outre, la production d’électricité à partir d’éoliennes terrestres en 2019 était de 34,1 TWh, soit 7,2 % de la consommation électrique totale[49].
Le solaire photovoltaïque connaît lui aussi une croissance forte, sa production électrique passant de 8,2 TWh en 2014 à 17,5 TWh en 2019[50].
Enfin, concernant le biogaz, fin décembre 2019, 776 installations de biogaz d’une puissance installée totale de 493 MW étaient raccordées au réseau électrique en France. Cette puissance a augmenté de 40 MW au cours de l’année 2019[51].
Le schéma de synthèse ci-après a pour objet de construire une typologie des sources d’énergie propres au monde agricole en mettant en valeur deux grandes catégories : les énergies produites grâce à la mise à disposition de terres agricoles et les énergies directement liées à la production agricole elle-même, ou bioénergies. Il distingue aussi les énergies intermittentes des autres et précise le risque de conflits d’usage pour chacune.
Typologie des sources d’énergie dans l’agriculture
Source : OPECST.
Il faut préciser que ces conflits d’usage correspondent à la seule situation présente, susceptible d’évoluer, par exemple de la manière suivante :
- une méthanisation raisonnée permettrait d’éviter les conflits d’usage en n’ayant recours qu’aux cultures intermédiaires à valorisation énergétique (CIVE), aux effluents d’élevage et aux déchets ;
- de même, pour les biocarburants de 2e génération, le conflit d’usage sera inexistant ou très modéré.
L’approche territoriale de la production d’énergie dans l’agriculture
La production énergétique des exploitations agricoles est très directement reliée aux enjeux de zones géographiques et à leurs territoires. D’après Bernadette Le Baut-Ferrarese, dans son ouvrage Droit des énergies renouvelables « en un sens, le développement des énergies renouvelables s’inscrit peut-être avant tout dans une logique de développement local. La raison en est simple : dans la très grande majorité des cas, les énergies renouvelables s’appuient sur des ressources de proximité » (p. 50). Les gisements d’EnR (solaire, éolien, biomasse et déchets agricoles…) nécessitent une dissémination de centrales ou d’installations de production sur les territoires, avec le secteur agricole comme acteur essentiel.
Les projets agro-énergétiques doivent donc aussi être pensés dans une logique d’aménagement du territoire, sachant qu’ils mobilisent le plus souvent des « ressources territoriales » (terres agricoles, biomasse, coproduits, déchets, etc.) et deviennent des moteurs du développement économique et social local. L’ouvrage précité de Geneviève Pierre, Agro-énergies dans les territoires, Coopérer pour l’autonomie locale, met bien en valeur cette double inscription territoriale. Deux thèses de doctorat ont pris pour exemple des projets agro-énergétiques pour réinterroger les dimensions et les perspectives du développement territorial. La première a pour auteur Yvan Tritz, et s’intitule « Développement territorial et valorisation en circuit court des ressources énergétiques locales. Vers des systèmes énergétiques agri-territoriaux ? » (thèse de géographie, Lyon 2, 2013). Elle a élaboré un concept-hypothèse pour les projets décentralisés de production d’énergie à partir de biomasse agricole : le « Système énergétique agri-territorial (SEAT) », inspiré des Systèmes productifs locaux (SPL) et des Système agroalimentaires localisés (SYAL), le SEAT devant faire figure d’outil pour analyser les formes locales de développement des bioénergies. La seconde de Carole Garnaud-Joubert « Les énergies renouvelables dans l’agriculture de Charente-Maritime » (thèse de géographie, université de La Rochelle, 2010) prend l’exemple des « énergies renouvelables dans l’agriculture de la Charente-Maritime pour montrer l’émergence en milieu rural d’un nouveau moteur du développement économique et social non dépourvu d’incidences sur l’environnement local ».
Ces deux thèses de doctorat sont disponibles en ligne :
http://theses.univ-lyon2.fr/documents/lyon2/2013/tritz_y/info et
https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00576083/file/TheseJoubert-Garnaud.pdf
Source : OPECST.
L’impact environnemental des EnR est une question de première importance mais plutôt que de l’insérer dans la liste des enjeux généraux qui suit, vos rapporteurs ont choisi de consacrer un chapitre entier à cet impact (chapitre 4), en l’enrichissant de développements connexes sur le stockage du carbone et sur les rendements énergétiques des différentes EnR.
Les problèmes d’acceptabilité sociale des EnR peuvent être traités de plusieurs manières, en faisant état des positions de l’opinion publique, des parties prenantes et des agriculteurs, avec des sondages d’opinion ou avec des approches plus qualitatives.
Si l’on commence avec des sondages généraux, une étude de l’Ademe de novembre 2018 sur « Les Français et l’environnement » montrait que 92 % des Français se déclarent favorables au développement des énergies renouvelables, que 57 % de la population estime que les EnR permettent de lutter contre le réchauffement climatique, que 56 % des Français estiment que les EnR évitent la pollution de l’air, des sols et de l’eau, que 43 % redoutent l’intermittence inhérente à la production de certaines EnR, que 34 % pointent des impacts sur les paysages, que 27 % pensent que les EnR ne sont pas vraiment écologiques, que 85 % de la population considère que même si elle coûte un peu plus cher, la production locale d’énergie d’origine renouvelable est souhaitable et que 54 % des Français déclarent qu’ils seraient prêts à soutenir le développement des EnR dans leur région en investissant une partie de leur épargne. De même, d’après un sondage Harris Interactive d’octobre 2018 pour La Heinrich-Böll-Stiftung France et la Fabrique écologique, 91 % des Français estiment que la transition énergétique est un enjeu important voire prioritaire, 83 % priorisent un investissement dans les énergies renouvelables plutôt que dans le nucléaire et 60 % pensent qu’il faut refuser les projets ayant un impact positif pour l’emploi mais négatif sur le climat.
La question de la multifonctionnalité de l’agriculture et de la vocation des agriculteurs à fournir à la société des biens autres qu’alimentaires font débat au sein de la profession agricole, notamment au sujet de la production d’énergie, par exemple avec les biocarburants. Vos rapporteurs ont pu mesurer l’ampleur de ce débat en rencontrant la diversité du monde agricole et ses trois principaux syndicats.
Le rendement énergétique de ces cultures et leurs impacts environnementaux sont d’autres sujets régulièrement débattus, parfois avec l’expression de tensions (cf. chapitre 4 du présent rapport). Si la perspective de nouvelles activités et de nouveaux débouchés économiques conforte l’attitude entrepreneuriale d’une partie des agriculteurs, l’attachement à la fourniture quasi exclusive de biens alimentaires est prégnant pour d’autres. Ce débat se retrouve au sein de la société comme dans les choix des décideurs, au niveau national comme local : certaines collectivités territoriales soutiennent l’approvisionnement en produits alimentaires de proximité alors que d’autres favorisent le développement de filières industrielles. Les deux logiques peuvent d’ailleurs cohabiter sur un même territoire.
Pour Geneviève Pierre, dans son ouvrage précité Agro-énergies dans les territoires, Coopérer pour l’autonomie locale, les « projets agro-énergétiques, multidimensionnels ‑ de l’entrepreneuriat agricole à l’expérimentation en machinisme, à l’autonomie alimentaire et énergétique, à la diversification et à la multifonctionnalité agricole ‑, questionnent les identités professionnelles ». Parallèlement, l’approche multifonctionnelle de l’agriculture, par l’agroforesterie et par l’entretien du paysage bocager et de la haie débouchant sur la production de bois déchiqueté, participe de l’insertion de l’exploitation agricole dans son territoire.
La Commission européenne a publié en 2012 une étude commandée à un cabinet de conseil consacrée à « l’impact des énergies renouvelables sur les agriculteurs européens »[52]. Cette étude, plus large que les seules questions d’opinion, est présentée dans le chapitre 6 du présent rapport. Sur les questions d’acceptabilité par le monde agricole, il faut observer que si l’intervention d’entreprises externes peut avoir de réels avantages (moins d’endettement, prise en charge des autorisations et des raccordements…), les agriculteurs se montrent réservés voire hostiles à l’intervention d’acteurs tiers. La plupart des agriculteurs affirment investir dans ces projets pour des raisons économiques et notamment la volonté de diversifier leurs sources de revenu, dans le contexte de la volatilité des prix des matières agricoles. S’ils constatent que les investissements dans les EnR augmentent les revenus de leur exploitation, ils subissent aussi une masse de travail accrue, surtout s’agissant des énergies issues de la biomasse.
Un tel constat est également établi par un rapport d’étudiants de Sciences Po Rennes sur les EnR et les agriculteurs. Il montre que le développement des EnR peut présenter un risque pour les agriculteurs car il s’agit d’une activité chronophage : parce qu’ils ont déjà une activité à plein temps, les agriculteurs peuvent éprouver des difficultés à monter un projet d’EnR. S’ils y consacrent trop de temps, ils risquent de ne plus pouvoir faire leur métier d’agriculteur correctement. Au contraire, s’ils n’y passent pas suffisamment de temps, ils s’exposent à la prédation d’acteurs du secteur des EnR. Toutefois, il faut garder à l’idée que la surcharge de travail est le plus souvent temporaire. Elle intervient surtout en phase d’émergence, de pré-faisabilité et de développement du projet.
Ce rapport de Sciences Po Rennes souligne aussi que la production d’énergie étant une activité spéculative et concurrentielle, les agriculteurs, dont les EnR ne sont pas le cœur de métier, sont vulnérables face à des acteurs qui enchaînent les projets. Les développeurs éoliens joueraient ainsi de cette faiblesse lors de la signature des promesses de bail en dissimulant le fait que tous les agriculteurs qui ont signé n’auront pas forcément une éolienne sur leur terrain et donc que les revenus promis n’iront qu’à quelques-uns. Ces pratiques seraient destructrices pour la solidarité locale. En traitant de manière bilatérale et non transparente, certains développeurs attisent des tensions entre agriculteurs, concurrents pour recevoir une éolienne et toucher un loyer.
L’atelier citoyen organisé par nos collègues députés Philippe Bolo et Matthieu Orphelin dans le cadre du débat public relatif à la PPE a permis d’évaluer la vision du public sur diverses affirmations concernant le développement de la production d’énergies renouvelables par les agriculteurs. Les participants à l’étude étaient amenés à attribuer des points entre 5 et 20 sur diverses affirmations. L’affirmation ayant reçu le plus de points (269 points pour 44 participants) était la possibilité pour les agriculteurs de diversifier leurs revenus agricoles en contribuant au développement des énergies renouvelables. En deuxième plan venait la contribution des agriculteurs à l’autonomie énergétique (179 points pour 45 participants) suivie de la possibilité de créer de l’activité économique sur le territoire (175 points pour 41 participants). Enfin, la possibilité de donner à l’agriculture l’image d’une activité qui agit pour l’environnement (136 points pour 35 participants) précède la dernière affirmation qui est celle d’impliquer les agriculteurs dans les objectifs nationaux pour le climat (109 points pour 33 participants).
Avec 20 % de la production française d’EnR et un développement attendu très important, la production d’énergie constitue une activité stratégique pour l’agriculture de même que cette dernière représente un secteur stratégique pour le développement des EnR en France. Il faut donc l’organiser, la suivre et l’animer, car elle représentera un enjeu économique et financier croissant pour les agriculteurs : une source de revenus avec la vente des énergies produites et, dans une moindre mesure, un gisement d’emplois mais aussi des besoins d’investissements considérables, des économies sur les dépenses d’énergie (renforcement de l’autonomie énergétique des exploitations à travers l’autoconsommation et la récupération de l’énergie sous forme d’électricité, de gaz, de carburants ou de chaleur), des économies sur d’autres intrants (engrais et amendements…) via le retour au sol des digestats, etc.
La production d’EnR a représenté des recettes de l’ordre d’1,366 milliard d’euros (données 2015), elle rapporte donc au monde agricole l’équivalent de 2 % du chiffre d’affaires du secteur. Ce chiffre d’affaires est développé principalement par la vente de biomasse pour les biocarburants (1 057 millions d’euros), mais aussi par le photovoltaïque (105 millions), la méthanisation (88 millions) et la production de biomasse pour la combustion (85 millions). à ce chiffre d’affaires, s’ajoutent 112 millions d’euros d’économies sur la facture énergétique des exploitations par l’autoconsommation de biomasse, la mise en place d’installations de solaire thermique et de pompes à chaleur, soit 3,4 % des dépenses énergétiques.
Si, cette production n’est que peu génératrice d’emplois directs supplémentaires, elle permet d’accroître le revenu global des agriculteurs avec des revenus supplémentaires et diversifiés, relativement stables car non soumis aux facteurs de volatilité des prix internationaux, participant ainsi à l’équilibre économique des exploitations et à l’amélioration de la compétitivité du secteur agricole.
Les montants sont très variables, pouvant aller de quelques milliers d’euros de réduction de leur facture énergétique à plus de 15 000 euros annuels de revenus complémentaires. Ces chiffres sont à mettre en perspective avec le revenu courant avant impôts (RCAI) agricole moyen, évalué à 30 360 euros par l’Insee en 2018 pour l’ensemble des filières. Ces chiffres ne doivent pas masquer les écarts considérables entre agriculteurs et les pertes de certains agriculteurs, notamment dans le domaine de la méthanisation qui reste un procédé complexe et soumis à plusieurs incertitudes, comme la variation des intrants.
Les bénéfices économiques des EnR pour les agriculteurs devraient toutefois s’accentuer. L’agriculteur aura de plus en plus un rôle de producteur d’énergie qui dépasse celui de producteur de produits destinés à l’alimentation, qui doit rester sa fonction première. Pour le rapport précité de l’IHEST, il s’agira de plus en plus d’un « énergieculteur ».
La production d’énergies renouvelables à travers la production d’électricité, de biocarburants, ou de biogaz représenterait un complément de revenu pour plus de 50 000 exploitants agricoles[55], ce chiffre n’étant qu’un ordre de grandeur imprécis compte tenu de la faiblesse des données disponibles. Selon l’énergie produite, le modèle d’affaires n’est pas le même pour l’agriculteur, comme le montre bien l’étude de l’Ademe précitée de 2018. La source de revenu qui en résulte n’est donc pas de même ordre non plus. Pour les rapporteurs, il ne peut s’agir que de compléments de revenus et en aucun cas de la source principale de rémunération des exploitants agricoles.
Quatre principaux modèles d’affaires, plus ou moins intégrés au système agricole de l’exploitation, peuvent être distingués :
- l’autoconsommation d’énergies renouvelables (chaleur, électricité ou gaz) pour réduire la facture énergétique de l’exploitation (géothermie, solaire thermique, photovoltaïque, méthanisation) ;
- la production et la vente de biomasse pour la production d’énergies renouvelables (cultures pour les biocarburants et la méthanisation, bois pour la chaleur) ;
- la vente d’électricité ou gaz directement sur les réseaux (photovoltaïque, méthanisation) ;
- la mise à disposition de surfaces (éolien, photovoltaïque).
Il serait pertinent, par ailleurs, de favoriser autant que faire se peut l’autoconsommation, qui facilite les circuits courts et permet une plus grande autonomie énergétique dans l’agriculture. L’autoconsommation est cependant soumise à un cadre juridique complexe et peu incitatif.
L’accès au foncier agricole est un enjeu majeur du développement des énergies renouvelables dans le secteur agricole. En outre, certaines énergies sont plus demandeuses en terres agricoles que d’autres, et peuvent donc entraîner davantage de conflits d’usage ou de modification de la qualité des sols. Le tableau ci-après récapitule l’espace occupé par les principales énergies développées en milieu agricole en France, en 2015[56] :
Les surfaces agricoles mobilisées pour la production d’énergie
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Surface agricole totale
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28 000 000 d’ha[57]
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100 %
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Type d’énergie
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Surfaces agricoles mobilisées (en ha)
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Part de la surface agricole totale (en %)
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Photovoltaïque au sol
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450
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0,0016 %
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Éolien
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583
|
0,0021 %
|
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Méthanisation (cultures dédiées)
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14 850
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0,0530 %
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|
Biocarburants
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769 000
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2,7464 %
|
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Total
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784 883
|
2,8031 %
|
Source : OPECST d’après les données de l’Ademe.
Ainsi, le photovoltaïque au sol utilise peu de foncier productif au sol, notamment car son développement est encadré par la circulaire du 18 décembre 2009 relative au développement et au contrôle des centrales photovoltaïques au sol.
La méthanisation, certes plus demandeuse en foncier productif, reste limitée grâce au décret n° 2016-929 du 7 juillet 2016 pris pour l’application de l’article L. 541-39 du code de l’environnement, qui limite la part d’intrants provenant de cultures dédiées à 15 % du tonnage brut total des intrants. L’absence de plafonnement du niveau de cultures dédiées conduirait à une plus grande utilisation de terres agricoles.
Enfin, les biocarburants détiennent un record, ce qui met en lumière les risques de conflits d’usage de cette production d’énergie, avec 769 000 hectares de surfaces agricoles mobilisées en France, cette superficie ne représentant toutefois que 2,7 % de la surface agricole utile (SAU).
L’activité agricole est définie dans l’article L. 311-1 du code rural : « sont réputées agricoles toutes les activités correspondant à la maîtrise et à l’exploitation d’un cycle biologique de caractère végétal ou animal et constituant une ou plusieurs étapes nécessaires au déroulement de ce cycle ainsi que les activités exercées par un exploitant agricole qui sont dans le prolongement de l’acte de production ou qui ont pour support l’exploitation. Les activités de cultures marines et d’exploitation de marais salants sont réputées agricoles, nonobstant le statut social dont relèvent ceux qui les pratiquent. Il en est de même des activités de préparation et d’entraînement des équidés domestiques en vue de leur exploitation, à l’exclusion des activités de spectacle. Il en est de même de la production et, le cas échéant, de la commercialisation, par un ou plusieurs exploitants agricoles, de biogaz, d’électricité et de chaleur par la méthanisation, lorsque cette production est issue pour au moins 50 % de matières provenant d’exploitations agricoles ». Depuis la loi de modernisation de l’agriculture du 27 juillet 2010, les activités de production et de commercialisation, par un exploitant agricole, de biogaz, d’électricité et de chaleur par la méthanisation, sont réputées agricoles.
Un plancher de moitié d’intrants agricoles est exigé pour pouvoir définir la production d’énergie comme activité agricole : les matières utilisées (déchets agricoles organiques, effluents d’élevage...) doivent provenir d’exploitations agricoles à hauteur de 50 % au minimum. Le décret du 16 février 2011 (article D. 311-18 du code rural) détermine les critères liés à la qualité d’exploitant ainsi que les critères applicables à la provenance des matières premières. Cette mesure a pour but de faciliter l’encadrement juridique et fiscal des projets de production et de commercialisation agricoles de biogaz, d’électricité et de chaleur par la méthanisation.
Il résulte de cette disposition que tous les revenus tirés de la commercialisation de ces productions d’énergie peuvent être considérés comme des revenus agricoles, au prorata de la participation de l’exploitant agricole dans la structure exploitant et commercialisant l’énergie produite, et être rattachés au régime avantageux des bénéfices agricoles (BA).
Dans le cas de démarches collectives de production d’énergie, plusieurs agriculteurs peuvent s’associer pour monter une installation. Ces démarches relèvent du cas par cas et du volontariat, mais sont aujourd’hui fréquentes, surtout dans la méthanisation agricole. Des projets peuvent également être montés avec des partenaires non agricoles, mais l’activité de méthanisation ne peut alors pas toujours être qualifiée d’agricole en raison des dispositions de l’article L. 311-1 du code rural.
Dès 2011, le rapport précité du ministère de l’agriculture et de l’alimentation « Prospective Agriculture et Énergie 2030 » montrait que des politiques incitatives permettent de donner une impulsion à la production d’énergie dans le secteur agricole. Par exemple, l’essor des biocarburants a notamment été permis par « un contexte politique très incitatif » : autorisation de cultures non alimentaires sur les jachères, subvention aux cultures énergétiques instaurée en 2004 (supprimée depuis), dispositions fiscales incitatives (mécanisme d’exonération puis de réduction de TICPE et incitation basée sur la taxe générale sur les activités polluantes ou TGAP renommée taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants ou TIRIB en 2019), objectifs d’incorporation ambitieux, etc.
Il faut rappeler que ces filières énergétiques ont besoin de soutiens publics, par exemple à travers le prix d’achat de l’électricité produite (tarifs d’achat), sachant qu’il n’est que peu probable que les seuls contrats de vente à EDF soient suffisants pour assurer le développement de ces filières.
L’agriculture bénéficie traditionnellement de nombreuses incitations fiscales notamment concernant l’amortissement du matériel. Depuis 2002, un régime fiscal incitatif d’amortissements dégressifs s’applique ainsi à la méthanisation, à la valorisation de la biomasse, à l’éolien, au photovoltaïque, au solaire thermique et aux pompes à chaleur.
Au cours de la décennie écoulée et afin d’encourager la production de ces énergies renouvelables, plusieurs mesures ont été prises :
- depuis 2010, des tarifs d’achat de l’électricité produite par méthanisation, photovoltaïsme, ou biomasse ;
- depuis 2011, des tarifs d’achat pour le biométhane injecté dans les réseaux gaziers ;
- depuis 2016, des appels d’offre CRE pour la production d’électricité renouvelable issue de méthanisation ;
- depuis 2011, des garanties d’origine sur la méthanisation, l’éolien et le photovoltaïque ;
- depuis 2009, des subventions (aides Ademe à travers le fonds déchets et le fonds chaleur) pour la méthanisation, la pompe à chaleur, le solaire thermique et la biomasse ;
- des compléments de rémunération sur l’éolien depuis 2016 et le photovoltaïque depuis 2017 ;
- des participations au financement de projets par la BPI et la CDC ;
- des aides des régions ;
- des aides européennes (via le FEADER et le FEDER) sont également mobilisées pour des projets d’infrastructures de production d’énergies renouvelables, surtout dans la méthanisation, le programme Leader sur la valorisation des ressources naturelles et de culture a également pu être mobilisé.
Parmi ces incitations, les principales concernent les tarifs d’achat de l’énergie par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui a pour principale mission de veiller au bon fonctionnement du marché de l’énergie. Pour cela, celle-ci régule les réseaux de gaz et d’électricité en fixant leurs tarifs, et met en œuvre des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables en instruisant des appels d’offres. Ces soutiens peuvent prendre la forme d’obligation d’achat en guichet ouvert à un tarif fixé en amont[58], ou d’un complément de rémunération, qualifié de prime variable[59]. Ainsi, la CRE exprime un avis concernant les arrêtés déterminant le niveau des tarifs d’achat de l’énergie produite par des petites installations. Ces installations, éligibles à l’obligation d’achat, sont définies aux articles D. 314‑15 et D. 314‑23 du code de l’énergie. Peuvent ainsi bénéficier d’un soutien attribué par guichet ouvert :
- certaines installations utilisant l’énergie mécanique du vent implantées à terre bien que les éoliennes ne fassent plus partie du dispositif de l’obligation d’achat. En effet, les injections d’électricité produite par des installations ne possédant aucun aérogénérateur de puissance nominale supérieure à 3 MW et dans la limite de six aérogénérateurs sont éligibles à un complément de rémunération, dont le montant est défini par contrat[60] ;
- les installations utilisant l’énergie solaire photovoltaïque implantées sur bâtiment d’une puissance crête installée inférieure ou égale à 100 kilowatts. Les injections d’électricité pour les installations de ce type inférieures à 9 kWc sont rémunérées 10,0 c€/kWh, et 0,06 c€/kWh pour les installations inférieures à 100 kWc[61] ;
- les installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute implantées sur le territoire métropolitain continental d’une puissance installée strictement inférieure à 500 kW. Le tarif de référence du biogaz se situe entre 64 et 95 €/MWh en fonction du type de production et de la taille de l’installation, auxquels s’ajoute une prime de 5 à 39 €/MWh en fonction de la nature des intrants et de la taille de l’installation. Les injections d’électricité pour les installations de ce type sont rémunérées 175 €/MWh pour les installations dont la puissance électrique maximale installée est inférieure à 0,08 MW (80 kW), et 150 €/MWh pour les installations dont la puissance électrique maximale installée est égale à 0,5 MW (pour mémoire le rachat est à 70 €/MWh pour une puissance installée supérieure à 1 MW). Une prime de 50 €/MWh est offerte pour une valeur de traitement des effluents d’élevage supérieure à 60 %[62] ;
- les installations injectant du biométhane dans les réseaux de gaz naturel. Les injections de gaz pour les installations de ce type sont rémunérées entre 80 et 120€/MWh (4,5 c€/kWh PCS et 9,5 c€/kWh PCS) selon la taille de l’installation[63] ;
- les installations utilisant l’énergie hydraulique des lacs, des cours d’eau et des eaux captées gravitairement. Les injections d’électricité pour les installations de ce type sont rémunérées entre 80 €/MWh et 122 €/MWh en fonction de l’installation[64] ;
- les installations utilisant à titre principal l’énergie extraite de gîtes géothermiques. Ces dernières ne font pas partie du dispositif de l’obligation d’achat. Toutefois, les injections d’électricité produite par ce type d’installations sont éligibles à un complément de rémunération, dont le montant est défini par contrat[65].
Les installations n’entrant pas dans le cadre du guichet ouvert doivent suivre « les procédures de mise en concurrence, qui peuvent prendre la forme d’appels d’offres ou de dialogues concurrentiels, et où le soutien est attribué aux lauréats de ces procédures »[66]. Ces derniers signent alors un contrat d’achat de leur production avec Électricité de France (EDF) ou avec une entreprise locale de distribution d’électricité et de gaz (ELD). De cette manière, le prix d’achat n’est pas administré, et découle de la mise en concurrence des producteurs.
C’est la CRE qui a la charge de mettre en œuvre ces appels d’offres[67]. De manière générale, la CRE recommande de privilégier le recours aux appels d’offres plutôt que le système de tarif d’achat unique lorsque les filières sont matures, comme pour l’éolien et le photovoltaïque, tandis que pour la filière biomasse il serait plus pertinent de développer des mécanismes de soutien régionaux plutôt que nationaux[68]. Les appels d’offres sont classés par catégories, afin de mettre en concurrence des installations de même type :
- la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent, implantées à terre ;
- la réalisation et l’exploitation d’installations hydroélectriques - développement de la petite hydroélectricité ;
- la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergie solaire photovoltaïque ou éolienne situées en métropole continentale ;
- la réalisation et l’exploitation de nouvelles installations de cogénération d’électricité et de chaleur à partir de biomasse situées en France métropolitaine continentale.
La CRE préconise de privilégier les appels d’offres à condition de prendre en compte les disparités régionales en termes d’approvisionnement ou de débouchés pour la production de chaleur, ou bien d’instaurer un tarif d’achat régionalisé, comportant des clauses contraignantes en matière de contrôle des plans d’approvisionnement de l’installation.
Aujourd’hui, la majorité des parcs d’éolien terrestre bénéficient des tarifs d’achat du guichet fermé fin 2016 et les petits projets de moins de six mâts et de moins de 3 MWh peuvent encore bénéficier de ce tarif. En revanche, les nouveaux projets de gros parcs éoliens doivent faire l’objet d’appels d’offres. Une réforme en cours devrait conduire à réduire encore le champ des parcs éligibles. Il semble donc qu’il soit de moins en moins intéressant de construire des parcs nouveaux puisque le tarif est de plus en plus réduit à sa portion congrue.
La piste de nouveaux mécanismes de soutien pour l’éolien terrestre est en débat : pour favoriser son acceptabilité, le Gouvernement souhaite faire émerger le « repowering », c’est-à-dire la réingénierie des parcs existants. Soit les parcs seront entièrement nouveaux et ils entreront dans le mécanisme d’appels d’offres, soit un mécanisme de soutien au réinvestissement sera mis en place. Ce « repowering » des parcs éoliens constitue une solution moins coûteuse, qui limite les problèmes d’acceptabilité sociale, puisque l’on remet des éoliennes là où il y en avait déjà. Le renouvellement des parcs est donc un axe intéressant, qui se pratique dans d’autres pays et qui permet d’augmenter les puissances, les capacités et les durées de production sans créer de nouveaux parcs.
Il peut enfin être remarqué que certaines installations de méthanisation agricole bénéficient d’une exonération de taxe foncière et de cotisation foncière des entreprises (CFE) et qu’en 2013, le Plan énergie méthanisation autonomie azote (EMAA) a eu pour but de développer un modèle français de la méthanisation agricole avec « 1 000 méthaniseurs à la ferme » à l’horizon 2020, en privilégiant des installations collectives, des circuits d’approvisionnement courts et des technologies et savoir-faire français. Il prévoit notamment d’optimiser le tarif d’achat pour l’électricité produite à partir de biogaz, de simplifier les procédures administratives pour le développement des projets de méthanisation ou encore d’accompagner les porteurs de projets. Ses objectifs n’ont pas été atteints.
Le dispositif de soutien à la méthanisation agricole vient d’être renforcé en 2019 par la mise en place par le ministère de l’agriculture et de l’alimentation d’un fonds de garantie abondé de 25 millions d’euros, qui permettra à BPI France de proposer 100 millions d’euros de prêts sans sûreté ni caution personnelle aux agriculteurs portant un projet de méthanisation agricole pour les aider à boucler leur tour de table financier, avec l’objectif de faire émerger 400 nouveaux projets sur cinq ans.
Précédemment, le plan de performance énergétique des exploitations agricoles (2009-2013) avait permis d’accompagner le développement de 132 projets de méthanisation agricole pour un montant de subventions accordées par le ministère de l’agriculture et de l’alimentation de 28 millions d’euros, complété de 38 millions d’euros en provenance de l’Ademe, des collectivités, des fonds européens (FEADER/FEDER) et, ponctuellement, des agences de l’eau. Ce plan a également permis d’accompagner le développement de chaudières biomasse (149 dossiers), de pompes à chaleur (270 dossiers), de séchage en grange (126 dossiers), de chauffe-eau solaire (343 dossiers) et de production d’énergie en site isolé / autoconsommation (53 dossiers).
Geneviève Pierre, dans l’ouvrage précité Agro-énergies dans les territoires, Coopérer pour l’autonomie locale, remarque que les projets agroénergétiques bénéficient aussi d’un contexte de promotion des énergies renouvelables et de diminution des GES supporté par des dispositifs d’action publique français comme le pôle d’excellence rurale (PER) « bio ressources », et des plans climat énergie territorial (PCET) dans les collectivités.
La biomasse est la fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture, y compris les substances végétales et animales issues de la terre et de la mer, de la sylviculture et des industries connexes, ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et ménagers. Elle peut être une source d’énergie (chaleur et/ou électricité) par combustion directe (avec le bois énergie par exemple) ou par valorisation énergétique après méthanisation. Comme le rappelle Geneviève Pierre dans son ouvrage précité, la fermentation du fumier a été expérimentée dès le début du 19e siècle : « en Europe, dans les années 1940 et aujourd’hui en Chine, Inde, Asie du sud-est, des digesteurs familiaux, en grande partie auto-construits, sont largement développés. De nos jours, les digesteurs utilisés en Europe s’apparentent à des installations industrielles ».
Aujourd’hui, en France, la biomasse est redécouverte, sous l’angle de ce moment charnière qu’est la transition énergétique qui coïncide avec celui de la transition agroécologique. Elle présente de nombreux avantages, étant une des rares alternatives au pétrole pour beaucoup d’usages. Elle est, de plus, durable et renouvelable dans la mesure où la photosynthèse peut en produire en quelque sorte indéfiniment à partir de l’énergie solaire, sous réserve toutefois de la disponibilité de divers éléments (carbone, azote, phosphore…) et d’eau. Elle n’est pas délocalisable, très rarement dépendante de marchés extérieurs ou de problèmes géopolitiques. Enfin, elle ne présente aucun risque majeur (comme les accidents nucléaires ou les marées noires…) ni de produit de déchets difficiles à gérer à long terme, à la différence du nucléaire. En outre, elle conforte les exploitations agricoles dans leur fonction première de production de matières premières.
La méthanisation est un processus de transformation biologique anaérobie (en absence d’oxygène), i.e. de décomposition de matières organiques qui conduit à la production de biogaz et de digestat. Outre la production d’énergie de récupération, elle est un moyen intéressant de valorisation des déchets organiques : elle a d’ailleurs été conçue et mise en place avant tout pour des questions de traitement de déchets. Elle se produit naturellement dans les gaz des marais, lieu de décomposition de matières végétales et animales, et génère entre autres du biogaz, et peut aussi être provoquée volontairement et se dérouler de manière supervisée en enceinte fermée appelée digesteur, fermenteur ou réacteur (avec un processus d’une durée d’environ 40 jours).
La méthanisation peut être mise en œuvre dans le secteur agricole, dans le secteur industriel, dans les installations de stockage des déchets non dangereux ou pour le traitement des boues urbaines. Les intrants sont donc des déchets agricoles – essentiellement les effluents d’élevage –, des déchets industriels et des déchets issus des stations d’épuration et des stations de traitement d’ordures ménagères. Elle contribue donc à dépolluer, mais elle fabrique aussi du biogaz transformable en méthane, vecteur d’énergie.
Le biogaz est le gaz issu de la fermentation anaérobie de matières organiques, composé pour l’essentiel de méthane (environ 50-60 %) et de dioxyde de carbone (environ 40-50 %), et contenant notamment des traces de protoxyde d’azote et d’hydrogène sulfuré. Le biogaz est largement d’origine agricole, mais il peut aussi être issu de milieux industriels, de boues d’épuration ou de déchets ménagers. Outre l’intérêt de traiter des déchets (ménagers, déjections animales, effluents industriels), les unités de méthanisation présentent des atouts énergétiques : le biogaz généré peut être transformé en chaleur, en électricité dans des centrales à gaz ou en carburant pour véhicules.
En effet, comme pour la biomasse, la combustion du biogaz permet la production d’énergie soit sous forme de chaleur simple, soit sous forme de chaleur et d’électricité : on parle alors de cogénération. Après épuration (nécessitant un étage de séparation du CO2), le biogaz devenu biométhane peut être injecté dans le réseau de distribution ou de transport de gaz naturel : il sera alors question d’injection. En fonction de la proximité du réseau et de la structuration des filières de traitement des déchets, les méthaniseurs ont le choix d’utiliser le biogaz pour produire de l’électricité et de la chaleur ou de l’injecter directement dans le réseau de gaz naturel. L’Ademe oriente les projets vers les options techniques les plus adaptées et assure un suivi de la filière.
En outre, comme l’explique Bernard Pellecuer, dans l’ouvrage précité Énergies renouvelables et agriculture, le « déchet de la méthanisation que l’on appelle le digestat, devient en fait un coproduit : répandu sur les terres agricoles, il devient un excellent amendement minéral, sans odeur, remplaçant avantageusement le fumier et le lisier. Et l’on fait coup double : apport d’engrais (minéraux – NPK – et matière organique non dégradée – lignine) et gestion de l’azote plus fine qui ne peut être que bénéfique pour les nappes phréatiques ».
Les réactions biochimiques dans le processus de méthanisation sont endothermiques, c’est-à-dire qu’il est nécessaire de chauffer le digesteur (soit un coût de consommation de l’ordre de 15 % de l’énergie produite). Les technologies mises en œuvre dans la méthanisation sont très nombreuses. Deux grandes familles peuvent être distinguées selon la teneur en matière sèche du substrat :
- les procédés par voie humide (< 15 % de matière sèche) appelés aussi « infiniment mélangés » essentiellement pour les boues et lisiers. Les déchets solides nécessitent une dilution ;
- les procédés par voie sèche (15 à 40 % de matière sèche) pour les déchets solides, représentent des volumes moindres mais la circulation de la matière par pompage et brassage nécessite d’être parfaitement maîtrisée.
Selon le choix de température de la réaction, on parle de méthanisation mésophile (35 à 40°C) ou thermophile (50 à 65°C). La première est plus facile à maîtriser que la seconde (les réactions sont plus stables) et consomme moins d’énergie (autour de 15 % au lieu de 30 %), mais elle est plus lente et a un rendement moindre.
Les étapes de la méthanisation
Source : OPECST.
On doit distinguer plusieurs modèles d’unités de méthanisation agricole[72], de taille variable (de 30 kW à 2 000 kW de puissance électrique installée) et utilisant une quantité de substrats allant de de 2 000 à 75 000 tonnes. Le matériel est surtout issu de technologies étrangères (Allemagne, Italie, Belgique, Hollande…) notamment concernant les digesteurs. La filière française est principalement composée d’intégrateurs, de sociétés de montage de projets, de bureaux d’études, d’exploitation et de maintenance et, dans une moindre mesure, d’équipementiers, en particulier pour la purification des gaz.
Outre le biogaz, de plus en plus souvent injecté dans le réseau de gaz, les usages de la chaleur sont variés ainsi que l’explique Geneviève Pierre dans son ouvrage précité : autoconsommation pour le chauffage des bâtiments d’élevage (porcheries, poulaillers), des serres, production d’eau chaude sanitaire, séchage du digestat, chauffage d’habitations ou d’une maison de retraite. La chaleur est donc valorisée sur l’exploitation mais aussi au profit de fermes voisines, voire d’habitations. Des projets d’éleveurs se construisent sur l’utilisation des déjections animales (exemple des lisiers) auxquelles on ajoute des co‑substrats extérieurs à l’exploitation (issus des collectivités et/ou des industriels) et des résidus de culture, voire des cultures énergétiques. Des projets de territoire multi-acteurs associent le traitement de déjections animales, de déchets de collectivités et de déchets industriels.
Pour Olivier Dauger, co-président de France gaz renouvelables, président de la chambre régionale d’agriculture des Hauts-de-France et de la chambre d’agriculture de l’Aisne, « le gaz vert a l’avantage de pouvoir être stocké, de pouvoir profiter des réseaux déjà existants qui n’ont donc pas besoin d’être construits, et ne dépend pas du climat pour être producteur d’électricité ». Le comité de prospective de la Commission de régulation de l’électricité (CRE) a rendu un rapport sur le gaz vert en 2019 dans lequel la méthanisation est qualifiée de technologie prometteuse, surtout en accompagnant son essor, en développant des cultures intermédiaires à vocation énergétique (CIVE).
La méthanisation dans le secteur agricole
Source : OPECST.
La France reste très en retard sur ses objectifs, notamment en nombre d’installations, avec environ 600 méthaniseurs qui devraient être en fonctionnement cette année alors que le plan énergie méthanisation autonomie azote (EMAA) visait « 1 000 méthaniseurs à la ferme » à l’horizon 2020. Les raisons sont multiples : choix de ne pas recourir à des cultures dédiées comme en Allemagne et de cibler les déchets (effluents et déjections animales, déchets verts…), ce qui a complexifié la maîtrise des procédés en raison d’une forte variabilité des intrants et de leurs spécificités (d’où une certaine fragilité de l’équilibre biologique du digesteur) ; absence de filière industrielle et de technologies adaptées aux intrants des exploitations agricoles françaises (l’implantation de technologies étrangères notamment allemandes inadaptées ayant entraîné des surcoûts voire des problèmes de casse dus aux indésirables tels que des pierres) ; pertes financières ayant entraîné quelques agriculteurs ou des entreprises à la faillite ; lourdeur administrative du montage des dossiers ; réticence des banques par méconnaissance du secteur ; congestion du réseau de transport de gaz qui crée un goulot d’étranglement (il n’existe pas de rebours entre le réseau de distribution et de transport) ; acceptabilité insuffisante des populations locales qui ont pu retarder des projets…
En dépit de coûts de production importants (entre 90 euros et 120 euros/MWh, contre un prix du gaz naturel aujourd’hui inférieur à 25 euros/MWh et évalué à 33,2 euros/MWh en 2030 par l’AIE), la filière biogaz a connu un développement rapide ces dernières années en France, notamment avec l’injection dans le réseau, ceci après un démarrage très lent dans les années 1990 et 2000.
Ces données s’arrêtent en 2018 mais en utilisant le « Tableau de bord biométhane injecté dans les réseaux de gaz » du premier trimestre 2020, issu des données collectées par les fournisseurs de réseau, GRTgaz et GRDF, on voit que la filière biogaz se développe nettement : au 31 mars 2020, 139 installations ont injecté du biométhane, après production et épuration de biogaz dans les réseaux de gaz naturel. Leur capacité s’élève à 2,5 TWh/an, en progression de 15 % par rapport à la fin de l’année 2019 (444 GWh au premier trimestre 2020, soit une hausse de 76 % par rapport au premier trimestre 2019). Les seules nouvelles installations ont atteint au premier trimestre une capacité d’injection supplémentaire dans les réseaux de 324 GWh/an, en nette hausse par rapport au premier trimestre 2019 (155 GWh/an). À la fin mars 2020, la capacité des 1 134 projets en file d’attente dépasse 25 TWh/an, soit une hausse de 3 % par rapport à fin 2019.
Le parc est constitué à 55 % de petites installations d’une puissance inférieure à 15 GWh/an, qui ne représentent que 30 % de la capacité totale installée. Les unités de méthanisation cumulent environ 81 % de la capacité totale du parc.
Quatre régions, Hauts-de-France, Grand Est, Bretagne et Île-de-France, concentrent 51 % des capacités installées à fin mars 2020 et 55 % des injections du premier trimestre 2020.
Les capacités de production des nouveaux méthaniseurs par trimestre
Source : Thomas Blosseville d’après le service des données et études statistiques (SDES) du MTE.
Le marché potentiel estimé par l’Ademe représente entre 60 000 et 70 000 exploitations qui pourraient potentiellement s’équiper d’un méthaniseur s’il existait une offre technologique pertinente et viable économiquement. Le renforcement de la filière industrielle française, la réduction des coûts d’exploitation et le développement de la petite méthanisation constituent les principaux défis du secteur.
Les pistes de R&D portent sur une conception en rupture notamment au niveau du digesteur mais aussi de la valorisation du biogaz en remplaçant le groupe électrogène (inadapté pour des petites puissances) par des moteurs à combustion externe (fabriqués par Ericsson ou Stirling) ou une pile à combustible haute température de type « SOFC ». Le design to cost, l’intégration énergétique et le génie industriel sont des approches essentielles au développement de solutions de petite méthanisation efficientes, robustes et viables.
La méthanisation, qui repose sur un procédé de digestion biologique des matières, justifie des efforts de recherche, notamment pour adapter la technologie aux intrants des exploitations françaises (lisier, fumier, CIVE, tontes…). Cet effort est encore plus justifié pour la petite méthanisation à l’échelle de la ferme en raison d’une offre commerciale insuffisante et d’une fragilité de la filière industrielle. La petite méthanisation à l’échelle de la ferme est une voie prometteuse pour accéder plus largement aux gisements agricoles. La fragilité de la filière industrielle et le manque de R&D dans le domaine freinent l’émergence de solutions technologiques françaises économiquement viables.
La vision de l’association des agriculteurs méthaniseurs de France (AAMF)
La méthanisation agricole doit rester cohérente vis-à-vis des spécificités de son territoire pour lui garantir un juste retour de valeur ajoutée (avec des garanties d’origine valorisées en local, la mise en place de stations BioGNV, etc.), les habitants doivent pouvoir voir le lien entre la méthanisation et la production d’énergie renouvelable. En plus de la vocation alimentaire, les agriculteurs-méthaniseurs et les acteurs du territoire peuvent ainsi contribuer à la transition agricole, économique, énergétique, climatique et sociétale :
1. Transition agricole par l’amélioration de la fertilité des sols via une utilisation raisonnée du digestat, le changement des pratiques agricoles, le développement de valeurs et de compétences sur nos exploitations.
2. Transition économique par l’amélioration de la résilience des exploitations : valorisation des matières organiques du territoire, diversification des sources de revenus, plus d’autonomie.
3. Transition énergétique par la production d’énergies renouvelables pilotées pour répondre aux besoins du mix des énergies vertes.
4. Transition climatique par le stockage du carbone dans les sols par la réduction des émissions de gaz à effet de serre.
5. Transition sociétale par le renforcement du tissu social et la création d’une économie circulaire en réponse aux attentes de la société.
La PPE met un coup d’arrêt à la filière, et la baisse des tarifs annoncée a incité les porteurs de projet à se précipiter à signer les contrats d’achat, or après signature du contrat d’achat, le porteur de projet a trois ans pour construire et injecter. Or, la filière n’a pas la capacité de construire la totalité des projets signés à l’horizon de trois ans (risque de baisse de la qualité des prestations et de hausse des coûts de construction de 30 à 50 %). Alors que la cogénération est trop laissée de côté par les pouvoirs publics, une baisse des tarifs de rachat pourrait faire disparaître la filière injection. Le biométhane est vu comme une énergie chère, c’est vrai si l’on compare son prix aux autres énergies, mais on ne mesure pas dans son prix ses services annexes : le stockage de carbone, la gestion des déchets, etc. La méthanisation ne présente pas qu’un intérêt énergétique mais de nombreux autres intérêts, elle apporte beaucoup plus aux territoires qu’un gaz fossile importé (résilience des exploitations, stockage de carbone, économies d’engrais et de produits phytosanitaires...). Elle doit permettre une rémunération complémentaire pour les exploitations agricoles. Elle devra être vue demain come le pilote des différentes énergies renouvelables pour moduler production et consommation. Il faudra laisser aux méthaniseurs la possibilité d’évoluer vers d’autres technologies de production (méthanation, pyrogazéification) et de valorisation énergétique (valorisation partagée injection/cogénération).
Source : AAMF.
Le terme d’« acceptabilité sociale » est largement employé et sera utilisé dans le présent rapport, même s’il est vrai que les sciences sociales peuvent parfois se montrer réservées sur l’usage de cette notion qui peut apparaître peu respectueuse des acteurs qui n’auraient qu’à accepter les innovations technologiques et les évolutions économiques. Il n’est pas utilisé ici avec cette connotation et s’apparente plutôt au concept de perception, positive ou négative, des différents modes de production d’énergie de la part des populations concernées.
Selon le sondage de l’Ademe « Les Français et l’environnement » de novembre 2018, 19 % de la population se déclare favorable au développement de l’énergie biomasse lorsqu’elle recouvre les filières biogaz et biocarburants. Si la question est posée plus directement en excluant les biocarburants, on voit un intérêt plus marqué : 35 % des Français accepteraient en effet qu’un méthaniseur soit installé à moins d’un kilomètre de leur domicile.
Les méthaniseurs n’induisent aucune pollution visuelle ou sonore, à la différence d’autres installations d’EnR. Par ailleurs, le manque de connaissances engendre aussi des réticences. Les risques olfactifs des méthaniseurs doivent être relativisés : leurs odeurs sont souvent dénoncées, mais en réalité un digestat n’a pas d’odeur contrairement à un effluent. Dans les quelques cas de méthaniseurs odorants, la gestion des problèmes d’odeur est souvent liée au non-respect du protocole de méthanisation. Lorsque le processus n’a pas été mené à son terme, le contenu du méthaniseur continue à émettre des odeurs.
La longueur des montages des projets alimente aussi des doutes sur le terrain, surtout quand les durées sont de cinq ans ou plus. Les riverains s’interrogeraient et remettraient de plus en plus en doute les projets le temps passant.
Le ministère de la transition écologique (MTE) a consacré un rapport d’expertise sur le cas du méthaniseur BioQuercy, à Gramat dans le Lot, suite aux difficultés constatées dans ses conditions d’exploitation en vue de dessiner des pistes d’avenir. Ce rapport met en exergue trois axes de contestation :
- les difficultés de l’exploitant à maîtriser les odeurs liées à la composition particulière du méthaniseur, et des odeurs du digestat lors de l’épandage ;
- les caractéristiques du digestat, conforme à la réglementation mais dont les particularités suscitent des suspicions sur de potentiels impacts sur la biodiversité ;
- la nature karstique des causses du Quercy qui exacerbe les craintes d’une vulnérabilité des eaux et du sol aux épandages du digestat, et le risque de pollution des milieux aquatiques.
Il dresse ensuite une série de recommandations pour limiter ces contestations :
- s’assurer du respect de la réglementation, et confier l’inspection et le suivi de l’ensemble du stockage du digestat, y compris chez les agriculteurs, au service chargé de l’inspection de l’unité de méthanisation. L’arrêté préfectoral MED E 2018-155 signé le 27 juin 2018 explicite que l’exploitant du méthaniseur « reste responsable de ses déchets particulièrement du digestat, jusqu’à leur valorisation ou élimination définitive » ;
- améliorer la traçabilité des entrées de produits et de sortie du digestat. Une liste de 29 codes de nomenclature des déchets admissibles est établie. La conformité des intrants est encadrée par les certificats d’approvisionnements en produits (CAPs), la validation des sorties des abattoirs et la traçabilité et le contrôle visuel systématique des chargements livrés à l’unité BioQuercy ;
- améliorer la mise en ligne des autocontrôles sur le digestat ;
- améliorer le suivi du plan d’épandage en intégrant, dans le plan prévisionnel d’épandage de chaque agriculteur les modalités de fertilisation des zones inaptes à l’épandage du digestat et en vérifiant le respect des conditions climatiques des épandages réalisés ;
- systématiser l’utilisation du filtre à charbon actif et prévoir, si c’est techniquement réalisable, un couplage en série avec le biofiltre ;
- mettre en place un dispositif de veille et de signalement d’observations à la commission locale de suivi ;
- mettre en place un observatoire scientifique participatif de la méthanisation permettant de suivre les mortalités apicoles, mettre à jour d’éventuelles relations avec les épandages du digestat ; caractériser l’évolution de la microfaune du sol sous différents modes de fertilisation ; étudier la dynamique d’infiltration du digestat ; suivre la qualité des eaux souterraines sur les causses du Quercy et développer les méthodes permettant d’identifier et séparer les causes possibles d’atteinte à cette qualité ; caractériser la valeur agronomique du digestat ;
- mettre en place des équipements nécessaires au traitement des odeurs et la justification de leur efficacité par la mesure dans les différents rejets à l’atmosphère de la teneur en composés soufrés, ammoniac et concentration d’odeurs.
Le consultant Philippe Vervier a rapporté une étude de sa société Acceptables Avenirs consacrée à l’acceptabilité sociétale des projets de méthanisation autour de ce même méthaniseur de Gramat, dans le Lot : suite à de nombreuses contestations, le laboratoire de sociologie CERTOP de Toulouse et sa société ont, avec le soutien de l’Ademe, mené une étude sur les origines de ces contestations et des recommandations à suivre afin d’améliorer l’acceptabilité sociale des méthaniseurs. L’étude conclut sur le fait que l’acceptabilité du projet est liée à trois principaux facteurs :
- sa taille, car elle a un impact proportionnel sur les transports routiers et sur les risques olfactifs générés ;
- son portage, qui conditionne la capacité du projet à s’inscrire dans une économie locale et circulaire ;
- les modalités de son développement, qui doivent répondre à l’exigence croissante de la société d’une implication citoyenne en amont et d’une forte crédibilité technico-économique.
Ainsi, l’étude recommande d’adopter une approche participative d’anticipation des nuisances potentielles et de définition et mise en œuvre d’actions destinées à les prévenir. C’est pourquoi, elle recommande de réaliser :
- une vérification de différents points le plus en amont possible, notamment en évaluant l’adéquation entre la taille du projet, son portage et ses modalités de développement, et le niveau d’implication des parties prenantes (les riverains, les associations de protection de l’environnement, les agriculteurs eux-mêmes…) ;
- un dialogue avec les parties prenantes afin de répondre aux questionnements et craintes liés au développement du projet de méthanisation.
Carburants liquides produits à partir de matériaux organiques non fossiles provenant de la biomasse, les biocarburants – également parfois appelés agrocarburants ou « biofuels » en anglais – sont très majoritairement issus du monde agricole. En effet, en France, 96 % de la production de biocarburants est issue de l’agriculture, les 4 % restants étant produits à base de déchets organiques.
Deux générations de biocarburants existent dans le monde agricole, la seconde devant plus ou moins remplacer la première.
La première génération en compétition avec l’alimentation est constituée d’alcools, d’huiles, d’esters d’huiles ou d’hydrocarbures, obtenus après transformation de produits agricoles destinés habituellement à l’alimentation humaine ou animale (les produits agricoles utilisés proviennent notamment de plantes sucrières, amylacées ou oléagineuses : colza, tournesol, betterave, maïs, blé…).
La deuxième génération est issue de composés lignocellulosiques oxygénés ou d’hydrocarbures qui sont obtenus à partir de bois, de cultures spécifiques à croissance rapide non destinées à l’alimentation humaine ou animale, de résidus agricoles et forestiers ou de déchets ménagers. Elle est rarement en compétition avec l’alimentation contrairement à la première génération mais peut entrer en concurrence avec d’autres usages des territoires, notamment vis-à-vis de la conservation d’espaces (semi-)naturels et de la biodiversité associée, ou avec d’autres usages de la biomasse, comme la construction, la chimie verte ou le chauffage. Ses ressources sont aussi limitées.
La troisième génération utilise des micro-algues ou des cyanobactéries pour leurs acides gras qui sont ensuite convertis en biocarburants. Cette ressource n’est ni d’origine agricole ni en compétition avec l’alimentation, même s’il faut préciser que la culture de ces organismes nécessite beaucoup d’intrants (azote, phosphore…), ce qui peut concurrencer des usages à destination du monde agricole.
Le schéma suivant rappelle la typologie des biocarburants issus de l’agriculture, qui se répartissent donc entre deux générations.
Typologie des biocarburants issus de l’agriculture
Source : OPECST.
De fait, deux filières principales existent aujourd’hui :
- la filière huile et dérivés, reposant sur l’huile végétale mais aussi des graisses animales ou des acides gras divers, avec comme type de carburant final, le biogazole (ou biodiesel) ;
- la filière alcool comme le bioéthanol, produit à partir de sucres, d’amidon, de cellulose ou de lignine hydrolysés, avec comme type de carburant final, l’essence via une incorporation.
Sans être populaires, les biocarburants ne posent pas de réels problèmes d’acceptabilité sociale, bien que leur première génération impacte fortement l’usage des terres et les prix des matières premières agricoles.
Ces risques de conflits d’usage et de concurrence avec l’alimentation incitent donc à recourir avec prudence aux biocarburants de première génération, le changement d’affectation des sols étant la première cause d’extinction de la biodiversité au niveau mondial.
Selon un sondage de l’Ademe de novembre 2018, seule 19 % de la population se déclare favorable au développement de l’énergie biomasse lorsqu’elle recouvre les filières biogaz et biocarburants. À l’avenir, de nombreux secteurs pourraient utiliser davantage de biocarburants (aéronautique, transport maritime…) mais il n’est pas sûr que le secteur agricole (à l’échelle nationale mais aussi sur un plan mondial) soit en capacité d’accompagner cette demande sans induire des tensions sur les produits alimentaires, ce qui conduira évidemment à une acceptabilité sociale moindre.
Comme l’a montré en 2014 un rapport commun de l’Académie de l’Air et de l’Espace et de l’Académie des Technologies intitulé « Quel avenir pour les biocarburants aéronautiques ? », les vols commerciaux utilisent aujourd’hui exclusivement du jet fuel, extrait du pétrole. Or les prévisions de forte augmentation du trafic aérien ainsi que les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre encouragent le secteur aéronautique à s’intéresser aux biojet fuels. De plus, la recherche d’indépendance aux hydrocarbures fossiles pousse à identifier des alternatives. À l’échelle internationale, l’objectif est la réduction de l’empreinte carbone du transport aérien. À l’échelle nationale, c’est principalement un objectif d’indépendance énergétique qui pousse les États à se lancer dans le développement du biojet fuel.
Aujourd’hui, les États-Unis et la France se situent à la pointe des technologies dans le domaine des biocarburants mais aucun accord international ni mandat d’incorporation n’est en vigueur. Des filières sont toutefois en cours de développement à partir de sucres, amidons, lipides ou de matière lignocellulosique. Puisque les « biojet fuels » actuels ne sont pas encore totalement miscibles dans le jet fuel commercial, on procède à un mélange (50/50).
Il faut reconnaître que la question de la disponibilité de la matière première nécessaire à la production de biomasse se pose étant donné la demande importante du secteur aéronautique. Le gain environnemental réel de ces biocarburants fait aussi débat. De plus, le biojet fuel est au minimum 30 % plus cher que le diesel fossile et le prix des matières premières reste comme toujours soumis à des incertitudes. Même si les entreprises aériennes bénéficient déjà d’une fiscalité très généreuse pour leurs carburants, le prix des carburants est toujours perçu comme trop élevé et la situation ne s’améliorera pas avec des biocarburants encore plus chers. Il pourrait exister une concurrence d’usage entre l’aviation commerciale et les secteurs demandeurs de biomasse, notamment le transport routier.
Le rapport commun précité jugeait que la France possède toutes les forces pour être un acteur majeur du domaine des biojet fuels mais que le cadre législatif et financier reste à construire. Il préconisait donc l’inclusion claire du domaine aéronautique dans le champ de la directive énergies renouvelables, car il est difficile de se limiter à l’échelle nationale étant donné la dimension internationale du transport aérien.
La directive européenne sur les énergies renouvelables de 2018[78] a tenu compte de ce nouvel enjeu des biojet fuels. Ainsi, elle dispose que « certains États membres voient l’aviation occuper une part importante de leur consommation finale brute d’énergie. Étant donné les contraintes techniques et réglementaires qui empêchent actuellement l’utilisation commerciale des biocarburants dans l’aviation, il y a donc lieu d’octroyer à ces États membres une dérogation partielle dans le calcul de la consommation d’énergie finale brute dans le secteur du transport aérien national afin de leur permettre d’exclure de ce calcul la quantité dépassant une fois et demie la moyenne de l’Union de la consommation finale brute d’énergie dans l’aviation en 2005, telle qu’évaluée par Eurostat, soit 6,18 %. Vu leur caractère insulaire et périphérique, Chypre et Malte dépendent en particulier de l’aviation en tant que mode de transport essentiel pour leurs citoyens et pour leur économie. Dès lors, leur consommation finale brute d’énergie dans le secteur du transport aérien national est élevée, et ce de façon disproportionnée, représentant plus de trois fois la moyenne de l’Union en 2005. Ils sont par conséquent touchés de façon disproportionnée par les actuelles contraintes technologiques et réglementaires. Il y a donc lieu de prévoir qu’ils bénéficient d’une exemption couvrant la quantité correspondant à leur dépassement de la moyenne de l’Union pour la consommation finale brute d’énergie dans l’aviation en 2005, évaluée par Eurostat, soit 4,12 % ».
En amont, la Commission européenne avait énoncé dans sa communication du 20 juillet 2016 intitulée « Une stratégie européenne pour une mobilité à faible taux d’émissions » l’importance particulière, à moyen terme, des biocarburants avancés et des carburants liquides et gazeux renouvelables d’origine non biologique pour le secteur de l’aviation.
L’énergie éolienne est produite à partir de la force du vent, grâce à une installation appelée éolienne qui transforme l’énergie mécanique du vent en énergie électrique. Reliée à un générateur, elle est constituée d’un mât sur lequel est fixée une hélice que fait tourner le vent. Il existe deux catégories d’installations : les éoliennes terrestres et marines, dites éolien en mer ou offshore.
On distingue trois grandes catégories d’éoliennes : les grandes éoliennes (mât de l’ordre de 90 m pour des pales de 50 m pour les éoliennes installées actuellement), les petites éoliennes (mât de 10 à 35 m) et les éoliennes de puissance intermédiaire (mât d’environ 50 m) assez peu répandues.
En raison du besoin d’espace pour l’implantation de parcs éoliens, le secteur agricole supporte la majeure partie des parcs éoliens terrestres : 83,2 %.
Pour cette même raison, toutes les filières agricoles ne sont pas en situation d’être impliquées dans l’installation d’éoliennes. Les parcs se situent ainsi à 53 % sur des terrains d’exploitations de grandes cultures, à 16 % de polycultures-élevages et 21 % d’élevages bovins.
Le modèle de l’énergie éolienne dans l’agriculture
Source : OPECST.
Dans le secteur agricole, il existe aussi de petites installations éoliennes pour lesquelles on parle de « petit éolien », avec des mâts de 10 à 35 m. Dans une logique d’autoconsommation et de circuits courts, elles sont intéressantes, bien que leur rendement modéré les rende parfois coûteuses.
Outre leur forte intermittence, la fabrication des composants et leur transport (ce sont surtout des matériels importés), les difficultés à recycler certaines des matières utilisées, le fait qu’une éolienne tourne en moyenne 2 000 heures par an et soit un tiers du temps en maintenance, ces installations impliquent des pollutions sonores, visuelles et ont un impact à l’ampleur discuté sur la faune.
Dans le sondage de l’Ademe « Les Français et l’environnement » de novembre 2018, seuls 36 % des Français plaident pour le développement de l’énergie éolienne et 43 % des Français accepteraient qu’un parc éolien soit installé à moins d’un kilomètre de leur domicile. Parmi ces personnes, 75 % expliquent leur refus par les nuisances sonores. D’après un sondage Harris Interactive précité, 73 % de l’ensemble des Français ont néanmoins une bonne ou très bonne image de l’énergie éolienne, notamment chez les 18‑49 ans et 80 % des riverains ont une bonne ou très bonne image de l’énergie éolienne. C’est en Occitanie (86 %), en Normandie (89 %), en Bretagne (82 %) et en Pays de la Loire (84 %) que les riverains ont davantage une bonne image de l’énergie éolienne.
De manière générale, les sondages montrent tous que les riverains d’éoliennes attribuent plus que l’ensemble des Français la plupart des qualificatifs positifs attribués aux éoliennes. 68 % des Français estiment que l’installation d’un parc à proximité de leur territoire serait une bonne chose, 85 % des riverains qui étaient favorables au moment de l’installation d’un parc éolien considèrent toujours que cela est une bonne chose après la mise en service et 48 % des riverains qui étaient opposés au moment de l’installation considèrent toujours que cela est une mauvaise chose.
Il existe donc un écart manifeste entre la bonne image de l’éolien chez les riverains et le fait que 70 % des projets d’installation d’éoliennes donnent lieu à des recours, ce qui peut paraître contradictoire.
Les professionnels du secteur éolien font valoir que ce taux serait sans rapport direct avec la réalité du terrain en raison d’une opposition organisée de certaines associations derrière les contestations individuelles. Ces associations expliqueraient comment déposer des recours de façon systématique, en détaillant la procédure à suivre et en fournissant des argumentaires. Quoiqu’il en soit, il faut retenir que 95 % de ces recours échouent.
Les effets de la présence de parcs éoliens sur la faune sont traités dans le chapitre IV du présent rapport.
L’énergie solaire est une énergie provenant du soleil, fonction de l’ensoleillement qui est lui-même variable d’une région à l’autre et selon la saison.
L’ensoleillement, à l’origine de la vie terrestre, peut être transformé en énergie calorique (solaire thermique ou énergie calorifique car la chaleur est récupérée par un absorbeur qui chauffe un caloporteur) ou bien en énergie électrique, le caloporteur chaud étant envoyé dans un système de conversion thermodynamique générant de l’électricité (ou énergie solaire thermodynamique).
La technologie solaire thermodynamique nécessite un rayonnement direct important, et son usage est donc limité au sud de la France.
L’énergie solaire photovoltaïque transforme spécifiquement le rayonnement solaire en électricité grâce à des cellules photovoltaïques. Fonctionnant avec des rayonnements diffus, elle peut être implantée sur tout le territoire métropolitain.
Le solaire thermique
Le solaire thermique, qui représente 3 % de la production d’EnR du secteur agricole, repose sur des capteurs qui permettent de récupérer la chaleur solaire pour la transférer à un fluide caloporteur qui, au travers d’un échangeur, va chauffer de l’eau ou un autre fluide. Il existe également des capteurs à air permettant un chauffage direct. Les capteurs peuvent être à concentration via différents procédés pour atteindre des températures de 150 à 200°C pour des capteurs plans à tubes sous vide avec réflecteurs, et 200 à 400°C pour les capteurs avec collecteurs. Il existe enfin des capteurs hybrides photovoltaïques thermiques.
Un système de stockage est le plus souvent associé aux installations de solaire thermique, ainsi qu’un système de production d’appoint, pour permettre une fourniture à la demande. Le cas le plus connu est celui des chauffe-eau solaires, mais il existe également des applications industrielles, et des usages de chauffage urbain, auquel cas le réseau constitue une forme de stockage comme pour le photovoltaïque. Il peut toutefois être nécessaire d’ajouter des systèmes de stockage thermique spécifiques, y compris en zone urbaine, pour compenser l’intermittence de la source de production solaire. Les panneaux solaires thermiques sont majoritairement utilisés par les agriculteurs pour produire de l’eau chaude afin de laver les bâtiments et le matériel dans des ateliers de transformation présents sur les exploitations, et produire de l’air chaud afin de chauffer des bâtiments ou sécher des cultures.
Le solaire thermique a connu une pénétration très lente en raison de son coût élevé par rapport aux énergies fossiles (comme le gaz) mais aussi à la biomasse et à la cogénération notamment des groupes électrogènes des installations de méthanisation. Il n’implique aucune emprise au sol si les panneaux sont installés en toiture, ce qui est très souvent le cas. Il permettra une maîtrise des charges énergétiques (en lien avec le renchérissement des énergies fossiles) et participera de plus en plus à renforcer l’autonomie énergétique des exploitations en demandant peu d’entretien et de maintenance.
Il existe des industriels français ou installés en France sur toute la filière : Viessmann, Groupe Vaillant, Giordano et BDR Therma pour les capteurs solaires ; Dualsun, Systovi et GSE pour les capteurs solaires hybrides photovoltaïques et thermiques ; Newheat et Sunti pour l’installation et l’exploitation… L’unité de fabrication de Viessman pour l’Europe est en Moselle et développe actuellement un grand capteur pour les applications industrielles et réseaux de chaleur. Bien que la plupart des composants viennent de France ou d’Europe, les tubes sous-vides viennent pour la plupart de Chine. De nouvelles technologies émergent visant à améliorer et optimiser les rendements selon les conditions d’irradiation et les gammes de température à produire.
Source : OPECST d’après des informations du CEA.
Découvert en 1839 par le physicien français Edmond Becquerel, le photovoltaïque est lié à l’effet photoélectrique par lequel des particules de lumière (photons) pénètrent dans une matrice semi-conductrice, sont absorbées par un matériau (par exemple un semi-conducteur), et extraient des électrons. Après avoir été collectés dans la jonction, ces photons se déplacent et créent un courant électrique continu[79].
Un panneau photovoltaïque (PV) repose sur un module composé de cellules photovoltaïques qui transforment l’énergie solaire en courant électrique continue. Ces cellules photovoltaïques sont des composants électroniques composés de matériaux semi-conducteurs tels que du silicium qui, lorsqu’il reçoit les photons de la lumière du soleil, transmet son énergie aux électrons des semi-conducteurs qui génèrent alors une tension électrique. Enfin, pour pouvoir être transformé en courant alternatif il est nécessaire d’utiliser un onduleur, qui transforme le courant continu en courant alternatif, afin de pouvoir alimenter le réseau public de distribution d’électricité ou d’être auto-consommé. Au total, il faut retenir que les cellules photovoltaïques utilisent l’effet photoélectrique pour générer directement de l’énergie à partir de la lumière du soleil. Leur rendement dépend très largement du semi-conducteur utilisé, il est en général situé entre 10 et 20 %.
Les technologies photovoltaïques peuvent être distinguées en trois générations : le silicium mono-cristallin ou poly-cristallin, qui est la filière la plus répandue, les technologies de couches minces, et les nouvelles générations telles que les cellules polymères photovoltaïques ou à base de nanoparticules.
C’est en 1953 que le physicien Gerald Pearson et le chimiste Calvin Fuller sont parvenus à réaliser la première cellule photovoltaïque à base de silicium, capable de transformer les rayons du soleil en électricité[80]. L’amélioration du cœur de cette technologie revient à optimiser le rendement et l’efficacité de cette cellule photovoltaïque. Les panneaux photovoltaïques ou PV voient leur première apparition en 1958, dans le domaine de l’industrie spatiale, avec le lancement dans l’espace d’un satellite équipé d’une batterie électrochimique, et de panneaux solaires.
La baisse des coûts des PV et du silicium est alors devenue un enjeu majeur afin de développer cette technologie sur terre, de manière à que le solaire devienne plus compétitif que les combustibles fossiles.
L’essentiel du marché est couvert par deux grandes technologies, le silicium cristallin qui représente 95 % du marché et les couches minces à base de tellurure de cadmium (CdTe ou CIGS en couche mince le plus souvent) pour 4 % du marché.
Ces technologies ont bénéficié d’améliorations continues et permettent d’atteindre en moyenne des rendements de conversion de l’ordre de 15 à 20 % pour les modules commerciaux en silicium cristallin et 14 à 18 % pour les modules commerciaux en CdTe. Cette amélioration continue des performances - y compris pour les onduleurs - s’accompagne de gains substantiels en fiabilité avec des modules garantis 25 ans (voire 30 ans pour certains fabricants) et surtout une baisse des coûts qui ne cesse de s’accélérer avec un marché qui connait une croissance très rapide. La recherche et l’innovation ont permis de baisser le coût des modules solaires de 20 $ par watt-pic en 1973 à 1,5 $ par watt-pic en 2009[81], pour tomber à moins de 1 $ le watt-pic aujourd’hui. Ces modules sont majoritairement produits à base de silicium monocristallin dont le rendement et le coût sont plus élevés, et polycristallin dont le rendement et le coût sont plus faibles. Enfin, des progrès sont également visibles pour les cellules solaires à couche mince, dont le coût est de 0,76 $ par watt et dont le rendement atteint environ 20 %.
Toutefois, selon le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), et notamment son Laboratoire d’innovation pour les technologies des énergies nouvelles et les nanomatériaux (LITEN), ces technologies à base de silicium sont amenées à devenir obsolètes, et à être remplacées par de nouvelles technologies au croisement du solaire et de la micro-électronique, l’hétérojonction. Cette structutre de cellules est particulièrement adaptée à une utilisation bifaciale : les photons sont collectés sur les deux faces de la cellule, la face arrière recevant les photons réfléchis sur le sol ou une surface située derrière la cellule, augmentant ainsi le rendement du panneau, avec la mise en contact de matériaux différents, tels que du silicium monocristallin et du silicium amorphe, contrairement à l’homojonction qui repose sur un seul matériau. Une première usine de panneaux solaires se concentrant sur la production de ces modules avec des cellules solaires bifaciales en technologie à hétérojonction a ouvert récemment en Italie, à Catane.
Cette technologie offre plusieurs avantages concernant l’industrialisation du photovoltaïque : elle est bifaciale, ce qui permet la captation de 30 % de lumière en plus, possède des rendements de conversion pouvant atteindre 26 % (au lieu de 20 %), une architecture simple du composant, un impact économique et environnemental amoindri, un nombre réduit d’étapes nécessaires à sa fabrication et son intégration, utilisant des procédés propices à des cadences élevées et de l’automatisation, et un levelized cost of energy (LCOE) intéressant. Cette technologie pemet de fabriquer des cellules de faibles épaisseurs, qui pourront être intégrées dans des modules flexibles pouvant épouser différents types de formes géométriques.
Enfin, selon le CEA-LITEN, l’amélioration des technologies autour du photovoltaïque, par l’augmentation de rendement résultant, va permettre de limiter la compétition entre le solaire et le foncier agricole. Une fois le cœur de ces technologies sécurisé, il est possible selon ce laboratoire « de s’intéresser à leur intégration, leur encapsulation et leur asservissement intelligent dans le monde rural ».
Il faut souligner que la production de cellules et modules photovoltaïques a quasiment disparu de France et même d’Europe. Le marché du solaire est devenu un marché mondial non seulement au niveau des cellules et modules mais également pour tous les composants, onduleurs et trackers ; seuls les châssis métalliques fixes sont le plus souvent approvisionnés localement. En France il reste toutefois quelques industriels fabricants de modules disposant de capacités de production annuelle de l’ordre de 20 à 200 MW. Parmi eux, Reden Solar qui présente la particularité d’être producteur de modules PV mais aussi installateur, et qui est très présent dans le secteur agricole. Les trackers à un axe connaissent un fort développement en général et sont en particulier un élément clef pour l’agrivoltaïque dynamique. Exosun, récemment acquis par Arcelor Mittal, est un acteur français important du secteur.
L’essor du photovoltaïque dans le monde agricole (13 % de la production totale d’électricité PV) est récent tout comme l’est l’essor du photovoltaïque en général.
Différents types d’installations PV existent pour le secteur agricole, et sont, des plus au moins répandues :
- le PV posé sur ou intégré aux toitures des bâtiments agricoles (hangars par exemple), souvent des moyennes et grandes toitures allant de 3 kWc (~30 m²) à 100 kWc (~800 m²) ;
- les centrales au sol, qui sauf exceptions ne peuvent pas être installées sur des surfaces agricoles en production. Dans quelques cas, des centrales PV et une production agricole coexistent sur le même terrain ;
- les serres à parois fermées ;
- les serres à parois ouvertes ou avec filet ou film plastique.
Le photovoltaïque a connu un certain décollage à partir des années 2007-2008 bien qu’il bénéficie de tarifs de rachat depuis 2002. La structure du parc photovoltaïque français est marquée par la prédominance des installations de petites tailles (moins de 100 kW, souvent liées au résidentiel et aux moyennes toitures) mais de plus grandes installations en toitures ou au sol connaissent une croissance ininterrompue depuis 2010.
L’utilisation de panneaux photovoltaïques dans le secteur agricole
Source : OPECST.
Dans le secteur agricole plusieurs types d’installations photovoltaïques sont présentes, avec un couplage plus ou moins important avec la production agricole, une occupation inégale des terres et des risques variables de conflits d’usage. Les différents types d’installation recensées par le syndicat des énergies renouvelables (SER) sont illustrés ci-après.
Ces différents types d’installation se retrouvent dans les familles des appels d’offre de la CRE : « Installations au sol », « Installations sur bâtiments » et « PV innovant » mais qui sont malheureusement englobées parmi des installations non-agricoles. En 2015, l’Ademe estimait que 13 % de la production photovoltaïque était issue du monde agricole, essentiellement provenant d’installations sur hangars. Depuis les serres solaires et l’agrivoltaïque dynamique connaissent un certain essor et démontrent peu à peu les synergies possibles entre production agricole et production photovoltaïque (PV). Deux appels d’offres PV innovants (en janvier 2018 et avril 2020) ont visé spécifiquement l’agrivoltaïque dynamique. Pour mémoire, en France, le prix moyen de l’électricité PV varie de 57 euros/MWh pour les plus grandes centrales au sol à 88 euros/MWh pour les ombrières solaires.
L’installation de panneaux photovoltaïques sur les toitures des bâtiments d’élevage impose des contraintes spécifiques afin de garantir des bonnes conditions zootechniques dans les bâtiments (notamment en termes de ventilation). Les agriculteurs se retrouvent en concurrence lors de la réponse aux appels d’offres avec des « bâtiments » qui peuvent être de simples hangars et n’ont pas à supporter ces surcoûts spécifiques.
De même, l’installation de panneaux photovoltaïques sur les toitures de serres impose des contraintes phytotechniques, afin de permettre la croissance des plantes sous la serre. L’opacité des panneaux est une contrainte forte, et les investissements dans des panneaux semi-transparents et/ou pilotables induisent des surcoûts spécifiques.
Prix de l’électricité photovoltaïque dans les appels d’offres de la CRE
Source : CRE.
Lorsque l’agriculteur produit directement des EnR avec revente d’énergie PV, il perçoit les revenus tirés de la production d’énergie. Cette situation est profitable à l’agriculteur, la production d’énergie renouvelable étant soutenue dans des conditions permettant sa rentabilité. De même, lorsque l’agriculteur produit des EnR en autoconsommation, il peut réduire sa facture énergétique en conséquence. Cette situation est profitable à l’agriculteur lorsqu’il existe un dispositif de soutien à l’autoconsommation.
Lorsque l’agriculteur n’est pas lui-même le producteur d’énergie, ou n’est pas au capital de l’installation de production d’énergie (exemples : bail emphytéotique pour l’implantation de bâtiments avec toiture solaire photovoltaïque ou simple apport d’intrants pour un méthaniseur extérieur à l’exploitation), il ne touche aucun revenu direct de la vente d’énergie. Sa rémunération dépend donc des contrats (de droit privé) passés avec l’énergéticien et/ou le développeur et/ou le propriétaire de l’installation.
Les schémas suivants présentent les deux cas de figure : production PV par un agriculteur et production PV par un développeur.
Source : OPECST.
Source : OPECST.
Le sondage de l’Ademe « Les Français et l’environnement » précité, montre que 60 % des Français plaident pour le développement de l’énergie solaire et que 90 % des Français accepteraient qu’une centrale photovoltaïque soit installée à moins d’un kilomètre de leur domicile. L’énergie photovoltaïque est donc particulièrement bien acceptée.
L’énergie hydraulique est l’énergie fournie par le mouvement de l’eau, sous toutes ses formes : cours d’eau, chutes d’eau, marées... Ce n’est qu’au 19e siècle que l’énergie mécanique rotative des roues à eau ou des turbines est transformée en énergie électrique avec l’hydroélectricité.
Deuxième source de production d’électricité en France, après l’énergie nucléaire, l’hydroélectricité est donc la première source d’énergie renouvelable. La construction de nouvelles installations hydroélectriques d’envergure est délicate car de nombreux sites pertinents ont été pourvus en barrages, en raison également de contraintes géographiques et parce que des cours d’eau sont protégés par des obligations réglementaires.
Dans le secteur agricole, il s’agit essentiellement de petites installations hydroélectriques établies sur les cours d’eau qui traversent les terres d’une exploitation, on parle alors de « petite hydroélectricité ».
La géothermie est une énergie emmagasinée sous forme de chaleur sous la surface de la terre solide. Il existe différents types de géothermie avec deux grands domaines : la production de chaleur et/ou la production de froid, et la production d’électricité. On distingue - pour un usage exclusivement thermique - la géothermie très basse énergie de la géothermie basse énergie. Pour la production d’électricité, trois techniques cohabitent : la géothermie haute énergie, la géothermie moyenne énergie et la géothermie profonde.
Les pompes à chaleur (PAC) permettent pour 1 kWh d’énergie consommée d’en restituer de 2 à 4,5 sous forme de chaleur selon la source utilisée (air, sol superficiel, roche profonde) et la performance de la pompe à chaleur.
Les récupérateurs de chaleur (RC), qui ne sont pas à proprement parler de la géothermie mais un procédé améliorant l’efficacité énergétique, permettent de récupérer la chaleur générée par un process (comme le refroidissement du lait) pour la transférer à un autre (par exemple de l’eau) par l’intermédiaire d’un processus passif (simple contact entre produit émetteur et produit récepteur). La géothermie utilisée en agriculture repose sur les principes des pompes à chaleur et des récupérateurs de chaleur.
L’impact environnemental est discuté comme il sera vu plus loin et l’acceptabilité sociale de la géothermie reste donc incertaine dans l’avenir.
Le secteur des énergies renouvelables fait l’objet de nombreuses recherches, et présente donc des innovations technologiques dans la plupart des filières énergétiques que compte le secteur agricole.
Pour un point général sur la recherche en matière d’énergies renouvelables, un rapport récent de l’Office préconise de concentrer les investissements sur quelques technologies choisies et maîtrisées, en se positionnant sur des marchés mondiaux stratégiques et en prenant en compte le retour d’expérience des filières des batteries et des panneaux solaires.
Le stockage de l’énergie et en particulier de l’électricité est à développer compte-tenu de l’essor nécessaire des énergies renouvelables, dont certaines souffrent du défaut d’être intermittentes (éolien et solaire). La question dépasse le monde agricole. La seule gestion « intelligente » de l’énergie par l’association entre sources de production variables, sources de base (nucléaire), et sources d’appoint (hydraulique, centrales thermiques) ne sera pas suffisante dans le cas d’un taux d’insertion élevé d’énergies renouvelables, bien que souhaitable (idée de smart grids). De même, le foisonnement, c’est-à-dire la répartition des installations sur le territoire dans des zones climatiques différentes, est souhaitable mais pas suffisant non plus. Dans tous les cas, le développement de ces sources d’énergie demandera une adaptation des réseaux de distribution.
L’électricité, par elle-même, ne se stockant pas, il est nécessaire de la transformer sous forme d’énergie de nature chimique, électrochimique ou mécanique. D’après Christophe Gégout, président de l’Alliance nationale de coordination de la recherche pour l’énergie (Ancre), « il va nous falloir développer des innovations de rupture en matière de stockage de l’électricité pour accompagner la montée en puissance des énergies renouvelables ». Notre collègue Angèle Préville, sénatrice, a consacré une note de l’Office à ce sujet.
Il faut toujours distinguer les problématiques de stockage de l’électricité de celles de stockage de la chaleur, cette dernière ayant un grand avenir face au défi de l’inter-saisonnier, qui va devenir de plus en plus crucial.
Différents modes de stockage existent, parmi lesquels les STEP, les batteries, l’air comprimé et l’hydrogène. Les technologies « power to gas » permettent de stocker l’électricité sous forme de gaz : il s’agit de produire, par électrolyse de l’eau (la molécule d’eau est cassée sous l’action de l’énergie électrique avec l’aide de métaux rares comme le platine), du dihydrogène ‑ ou H2 plus petite molécule existante plus communément appelée hydrogène ‑ pouvant être stocké (ce qui peut poser des problèmes de sécurité), transporté, et ensuite utilisé dans différents usages : mobilité, hydrogène, ou production d’électricité par l’intermédiaire de piles à combustibles (PAC).
L’hydrogène pourrait aussi être utilisé comme un carburant propre pour les voitures sans émission de polluants, ni de CO2, puisqu’il se transforme au contact de l’oxygène simplement en électricité et en eau : c’est la mobilité hydrogène.
Il peut être relevé que l’Académie des technologies a rendu public en juillet 2020 un rapport sur l’hydrogène et qu’en 2014, l’Ademe, GRDF et GRTgaz avait produit une étude sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire.
Mélangé au CO2 issu d’activités industrielles (ce qui permet de valoriser du CO2), dans le processus de méthanation, procédé utilisé par Berthelot dès 1869, il se transforme en méthane de synthèse ou « syngas » qui peut être injecté dans le réseau de gaz. La méthanation est en effet un processus de production de méthane de synthèse (CH4) à partir de dihydrogène (H2) et de monoxyde de carbone (CO) ou de dioxyde de carbone (CO2) en présence d’un catalyseur, cette conversion catalytique étant appelée « réaction de Sabatier ». Il s’agit d’un outil de valorisation de l’électricité excédentaire qui est à développer. GRTgaz a installé à Fos‑sur‑Mer (Bouches-du-Rhône) le démonstrateur Jupiter 1 000 qui utilise l’électrolyseur McPhy a commencé à injecter sa production d’hydrogène dans le réseau de gaz le 20 février 2020 et devrait injecter de manière imminente du méthane de synthèse grâce à des technologies de capture de CO2 élaborées par Leroux & Lotz Technologies et au réacteur de méthanation d’Atmosta. Dans le futur, les progrès des catalyseurs nécessaires à la méthanation devraient permettre une production de méthane optimisée et à plus grande échelle.
D’autres technologies de stockage de l’énergie sont encore à l’état de simples pistes : supercondensateurs, turbomachines, piles à combustible à oxyde solide (« Solid Oxide Fuel Cell ») qui permet de consommer une grande variété de combustibles contenant un mix d’hydrogène et de carbone (gaz naturel, gaz de houille, biogaz…), batteries rechargeables à flux (« Redox Flow »), vaporeformage…
La méthanation, processus de production de méthane de synthèse à partir de dihydrogène et de monoxyde de carbone ou de dioxyde de carbone en présence soit d’un catalyseur (méthanation catalytique) soit de microorganismes (méthanation biologique), est un outil de conversion de l’électricité en cours de développement. Dès lors qu’on vise à produire du biogaz, il est pertinent de coupler la méthanisation avec la méthanation afin de valoriser le CO2 issu de la méthanisation et de stocker de l’énergie (un méthaniseur produit de l’ordre de 50 % de biogaz et 50 % de CO2).
Des pistes innovantes existent dans plusieurs pays et la France n’est pas en retard, comme en témoigne le cas de MéthyCentre, premier démonstrateur « power to gas », couplé à de la méthanation, implanté sur notre sol, en cours de construction par Storengy (filiale d’Engie) dans un projet auquel participe le CEA-Liten et qui est soutenu par l’Ademe via les investissements d’avenir et la région Centre-Val de Loire réunissant plusieurs partenaires industriels, technologiques, agricoles et publics.
Le projet MéthyCentre a pour objectif de démontrer la faisabilité technique et économique de la méthanation qui permet d’obtenir du gaz d’origine renouvelable, substituable au gaz d’origine fossile. Il s’agit de coupler une unité de méthanisation à une installation de méthanation. Le procédé de méthanisation produit un biogaz, composé environ à 50 % de méthane, et 50 % de dioxyde de carbone. Ce dioxyde de carbone peut à nouveau être valorisé en étant injecté avec de l’hydrogène dans un réacteur de méthanation qui réalise la synthèse catalytique du méthane[95].
Grâce à l’utilisation combinée de la méthanisation et de la méthanation (power to gas), MéthyCentre mettra à disposition des consommateurs du méthane renouvelable (gaz naturel) et de l’hydrogène à partir de 2021. Les matières organiques valorisées par méthanisation proviendront d’exploitations agricoles situées autour du site, en Indre-et-Loire et en Loir-et-Cher. Le méthane produit sera injecté dans le réseau de gaz local pour répondre aux besoins domestiques (chauffage, eau chaude sanitaire, cuisson) et industriels (chaleur, chimie) ainsi que les besoins en carburant des transports. L’hydrogène sera proposé pour les véhicules ou livré en bonbonnes.
Le couplage méthanisation-méthanation
Source : Storengy.
Les progrès autour de l’agrivoltaïsme sont un exemple probant des innovations technologiques qui entourent la production d’énergie dans le secteur agricole. En réalisant une co-production de deux activités sur le même sol, à savoir une production énergétique et une production alimentaire, l’agrivoltaïsme est une innovation en soi. Les panneaux solaires, positionnés en hauteur, apportent une protection aux cultures agricoles tout en produisant de l’énergie verte. Cela crée une synergie entre la production agricole et la production électrique.
Ces panneaux photovoltaïques, à l’inverse des panneaux sur toiture, sont le plus souvent dynamiques et mobiles à plus ou moins 90° : en position d’ombrage maximum, les plantes sont protégées d’un excès de soleil. Les panneaux peuvent également s’effacer afin d’apporter un ensoleillement maximum, ou se positionner à l’horizontale pour préserver la température au sol. Ils peuvent avoir un recours important au numérique et à d’autres nouvelles technologies comme l’intelligence artificielle.
La filiale de Sun’R nommée Sun’Agri développe ainsi des projets agrivoltaïques avec des panneaux photovoltaïques intelligents. Un algorithme permet d’orienter les panneaux afin d’optimiser dynamiquement la croissance de la plante par photosynthèse. Plusieurs modèles existent : des modèles agronomiques permettant de décrire l’assimilation photosynthétique des plantes sous ombrage fluctuant, des modèles de comportement hydrique, des prévisions météorologiques, et des modèles d’optimisation du positionnement des panneaux permettant de calculer la trajectoire optimale des panneaux au cours de l’heure et de la journée[96]. Ces structures sont dotées de trackers, permettant l’inclinaison intelligente des panneaux afin de laisser passer un maximum de lumière disponible à la culture en période de photosynthèse. Le cas de l’entreprise Ombrea peut aussi être cité.
Depuis dix ans, des recherches sont engagées sur la récupération et la valorisation de la chaleur fatale produite par les panneaux photovoltaïques, ce qui constitue un usage méconnu de ces panneaux. L’entreprise Base Innovation s’est ainsi spécialisée sur ce créneau à destination du marché du séchage, qui concerne surtout le fourrage pour les agriculteurs, mais aussi le séchage du bois ou de boues de stations d’épuration.
D’autres innovations, encore à l’étude, entourent la production d’énergie dans le secteur agricole, à l’image du couplage d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques afin de pallier l’intermittence de ces énergies qui pourraient vraisemblablement être complémentaires, ou de l’installation d’un électrolyseur à la base d’un système photovoltaïque ou d’une éolienne, qui est l’une des pistes récentes d’innovations technologiques au stade amont.
La méthanisation fait aussi l’objet d’innovations technologiques autre que la méthanation : le projet Trackyleaks a ainsi développé une méthode de détection et de quantification par caméra infrarouge des fuites de méthane des digesteurs, dans le but de conforter la pertinence environnementale des unités de méthanisation. L’Ademe estime que l’automatisation des torchères, se déclenchant en amont des soupapes de sécurité, apparaît comme une perspective réaliste d’innovation technologique pour optimiser l’impact environnemental de la méthanisation et pourrait faire l’objet d’une étude technico-économique.
L’identification de nouvelles sources d’énergie ou de nouveaux modes de conversion de l’énergie pourra peut-être faire partie des futures innovations.
Au niveau mondial, toutes activités confondues, l’agriculture représentait 13,5 % des émissions de CO2 en 2017 selon le GIEC. En France, la contribution du secteur agriculture-forêt aux émissions de GES est significative avec environ 20 % des émissions nationales. Ce secteur est très carboné du fait d’une consommation élevée d’énergie primaire fossile, de l’utilisation massive d’engrais azoté issu de l’industrie pétrochimique et de l’élevage. La question avait justifié en 2012 le lancement du plan « Énergie Méthanisation Autonomie Azote » (EMAA) ayant pour objet la production de biogaz et la réduction de la consommation d’engrais azotés par l’utilisation du digestat et du lixiviat comme amendements agricoles (l’intégralité de l’azote qui rentre dans un méthaniseur en ressort dans le digestat).
Selon le rapport du Haut Conseil pour le climat de 2019, le secteur de l’agriculture aurait vu en 2018 sa part des émissions de GES s’établir à 19 %. Les émissions de ce secteur proviennent de l’élevage (48 %), des cultures (41 %), ainsi que des tracteurs, engins et chaudières agricoles (11 %). Les émissions de l’agriculture sont avant tout liées à des processus biologiques. Il s’agit de CH4 (45 % des émissions de GES de l’agriculture en CO2e) émis par la fermentation entérique des ruminants et pour une moindre part par les déjections animales et leur gestion. Il s’agit également de N2O (43 % des émissions en CO2e) principalement émis par les sols agricoles après fertilisation azotée minérale ou organique. Les émissions restantes correspondent à du CO2 (12 % des émissions) provenant de la consommation d’énergie (produits pétroliers et gaz naturel) des tracteurs et engins utilisés sur les exploitations agricoles, ainsi que des chaudières pour le chauffage des serres agricoles.
Dans le monde, selon le GIEC (rapport sur les terres de 2019), les émissions liées aux activités agricoles, forestières et autres activités liées à l’usage des terres (AFOLU) ont représenté environ 23 % du total net des émissions anthropiques de GES.
Pour identifier et quantifier l’impact environnemental des énergies renouvelables, il faut évaluer les taux d’émission de gaz à effet de serre (GES) lors de la production d’énergie et par exemple d’électricité. Selon l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), « l’analyse du cycle de vie (ACV) est l’outil le plus abouti en matière d’évaluation globale et multicritère des impacts environnementaux »[100]. Ainsi, ce ne sont pas seulement les émissions de GES lors de la production d’électricité qui sont quantifiées, mais toutes les étapes du cycle de vie d’un produit, de l’extraction et du traitement des matières premières, des processus de fabrication, du transport et de la distribution, de l’utilisation et de la réutilisation du produit fini et, finalement, du recyclage et de la gestion des déchets en fin de vie.
Une méthodologie complexe, que les professionnels semblent unanimement juger difficile à mettre en œuvre, a été établie depuis 1997 par une série de normes internationales, qui ont fixé les principes généraux et les bases méthodologiques et déontologiques exigées pour la réalisation des évaluations ACV, favorisant une harmonisation de la méthodologie employée, une meilleure robustesse et fiabilité des résultats, ainsi qu’une communication plus formalisée.
L’ACV facilite les comparaisons entre systèmes par la quantification des contributions aux impacts environnementaux de chaque système par étape de cycle de vie ou par sous-système (composants, matériaux utilisés, procédés…), afin de dégager des pistes d’amélioration du bilan environnemental du système considéré. Il s’agit à la fois d’une procédure, c’est-à-dire d’une suite d’étapes standardisées, et d’un modèle mathématique de transformations permettant de faire correspondre des flux à leurs impacts environnementaux.
Le schéma ci-après sur l’impact environnemental des énergies renouvelables utilise l’approche ACV et témoigne de l’importance de l’amont et de l’aval dans les étapes du cycle de vie d’un produit ou d’une énergie.
L’approche ACV de l’impact environnemental des EnR
Source : Ademe.
En suivant cette méthodologie, une énergie renouvelable peut avoir un impact carbone nul dans son processus de production d’électricité, mais engendrer des effets négatifs sur l’environnement en amont ou en aval. Par exemple, l’installation de l’énergie éolienne nécessite des terres rares, dont la Chine concentre 86 % de la production mondiale, par exemple du néodyme, principalement extrait en Chine. Selon l’Ademe, seule une faible part des éoliennes terrestres en utilise en France, environ 3 % pour les éoliennes utilisant des générateurs « à aimants permanents » qui concentrent la totalité des terres rares de la filière. Il est du reste possible de substituer au néodyme d’autres solutions, comme les génératrices asynchrones ou les génératrices synchrones sans aimant permanent, qui sont des génératrices transformant l’énergie mécanique en énergie électrique en étant entraînées au-delà de la vitesse de synchronisme. Le solaire photovoltaïque, quant à lui, utilise des métaux critiques, tels l’indium ou encore l’argent, qui ne sont pas des terres rares, et ne sont utilisés que dans une faible part des technologies solaires photovoltaïques, la majorité (80 % à 90 %) recourant au silicium.
Enfin, toute installation de production d’électricité d’origine renouvelable ayant besoin de transport dans sa fabrication, les énergies renouvelables ont toutes un impact environnemental en termes d’émissions de GES et d’empreinte carbone. À ce titre, et afin d’atteindre les objectifs de zéro émission carbone d’ici à 2050, il est pertinent de comparer les énergies renouvelables entre elles afin de déterminer l’impact environnemental relatif des technologies actuelles.
Selon l’Ademe, la filière biogaz émet en moyenne 11 g CO2 eq/kWh. La filière biogaz émet des émissions directes de gaz à effet de serre à plusieurs égards, notamment lors du stockage des déchets solides organiques, ou lors de fuites de biogaz, qui est composé de CO2 et de CH4. Ce dernier gaz a un potentiel de réchauffement global 25 fois plus élevé que le dioxyde de carbone. De plus, la méthanisation, dans l’ensemble de son cycle de vie, émet des gaz à effet de serre dans le fonctionnement même de son dispositif, à savoir les transports, l’énergie utilisée sur le site, la construction du digesteur et sa maintenance. En outre, l’épandage du digestat traité, parce qu’il génère des émissions d’ammoniac et un lessivage de nitrates, est responsable d’eutrophisation et d’acidification.
Il faut aussi tenir compte de fuites de gaz à effet de serre dans le processus de méthanisation lui-même. En effet, la méthanisation, comprise comme dégradation de matières organiques par des bactéries anaérobies, conduit à la production de biogaz, composé de plusieurs gaz à effet de serre[106] :
- de 50 % à 70 % de méthane (CH4) ;
- de 20 % à 50 % de gaz carbonique (CO2) ;
- de quelques traces de protoxyde d’azote (N2O).
Le stockage des effluents d’élevage, qui n’est pas l’unique source de rejet direct de gaz à effet de serre (GES), s’accompagne d’un rejet direct vers l’atmosphère de ces GES ; en l’occurrence, le CH4 représente 13,7 millions de TgCO2e en 2010, soit 13 % des émissions totales du secteur agricole français[107], le CH4 représentant 45 % des émissions de GES de l’agriculture en CO2e. La réduction des durées de stockage liées à la méthanisation permet alors de réduire ces émissions. Toutefois, des fuites subsistent, notamment dues au manque ou aux problèmes d’étanchéité des équipements de méthanisation. Le gain environnemental de la méthanisation peut donc être mis à défaut si le manque de rigueur dans les étapes de stockage du biogaz conduit à observer des émissions atmosphériques. En 2006, le GIEC a estimé ces fuites entre 0 et 10 %, et préconise une valeur par défaut de 5 % en l’absence de données spécifiques. La durée de vie du méthane dans l’atmosphère est bien inférieure à celle du gaz carbonique, à savoir en moyenne 12 ans contre 100 ans[108]. A l’inverse, le pouvoir de réchauffement global (PRG) du CH4 est 25 fois supérieur au CO2.
L’Ademe a développé le projet Trackyleaks permettant la visualisation des fuites de biogaz et, en particulier, des émissions de méthane par caméra infrarouge dans le but de conforter la pertinence environnementale des unités de méthanisation.
Il existe ainsi de nouveaux enjeux technologiques à relever, comme une meilleure conception des méthaniseurs ou l’automatisation de torchères en amont des soupapes de sécurité, qui apparaît, selon l’Ademe, comme une solution pour optimiser l’impact environnemental de la méthanisation.
L’évaluation du bilan énergétique et environnemental des biocarburants est complexe. En effet, l’ACV peut se réaliser « du puits au réservoir », dans laquelle l’unité de mesure utilisée est le g CO2 eq/kWh, ou elle peut être réalisée « du puits à la roue », dans laquelle l’unité de mesure utilisée peut être le g CO2 eq/kWh, à l’instar de ce que fait l’Ademe, ou encore le g CO2/km, à l’instar des pratiques de General Motors ou Concawe. Enfin, les biocarburants n’ont pas strictement la même empreinte carbone selon les ressources utilisées (blé, betterave, colza, tournesol…), et les émissions de GES peuvent aller du simple au double selon la matière première utilisée.
Les biocarburants de première génération sont produits à partir de produits agricoles alimentaires et présentent donc les externalités environnementales négatives associées à ces cultures (impacts de l’utilisation de pesticides ou d’engrais chimiques par exemple).
L’Ademe « souligne également l’impact des changements d’affectations des sols, qui peut être discriminant. Ainsi, lorsque le développement de cultures utilisées pour la production de biocarburants aboutit, directement ou indirectement, à la disparition des prairies, de zones humides ou de forêts primaires, le bilan des émissions de GES des biocarburants peut s’alourdir jusqu’à devenir négatif par rapport aux carburants fossiles »[109].
Le tableau ci-dessous publié par l’Ademe[110] compare les émissions de GES de divers carburants en fonction de leur matière première, et de l’organisme d’évaluation :
Toutefois, l’Ademe considère que, compte-tenu de la différence de méthodologie dans la comptabilisation du cycle du carbone, les comparaisons ne peuvent être faites qu’entre les émissions de GES à l’étape de la combustion, en considérant l’étape de combustion totale. Les données des biocarburants évoluent faiblement après combustion, tandis que les carburants classiques voient leurs émissions de CO2 exploser, comme l’illustre le tableau suivant :
Les valeurs en g CO2/MJ seront précisées en g CO2/kWh dans la synthèse figurant à la fin de la présente partie, à titre de comparaison avec les autres énergies renouvelables.
L’Ademe a réalisé en 2015 un dossier portant sur les « impacts environnementaux de l’éolien français »[111]. Celui-ci met en exergue les différentes étapes du cycle de vie d’une installation éolienne (fabrication des composants du système, installation du système, utilisation, maintenance, et désinstallation du système), afin d’évaluer leur impact sur l’environnement, en termes d’acidification du sol ou de l’eau, de l’utilisation de ces derniers, et d’émissions de dioxyde de carbone (CO2).
S’agissant de l’éolien terrestre, l’Ademe s’est appuyée sur les données récoltées auprès de 3 658 éoliennes, ayant une capacité totale de 7 111 MW, soit 87,2 % du parc éolien effectif en 2013. Les résultats de l’analyse du cycle de vie (ACV) montrent un taux d’émission faible par rapport au mix énergétique français : 12,7 g CO2 eq/kWh pour le parc français, contre en moyenne 79 g CO2/kWh pour le mix français de 2011.
Concernant les autres impacts sur l’environnement de l’éolien, l’Ademe les a résumés avec le graphique suivant.
Les impacts sur l’environnement de l’éolien, hors GES
Source : Ademe.
Ainsi, l’éolien, faible consommateur en eau et peu impactant en termes d’acidification, engendre une large artificialisation des sols : l’Ademe suppose qu’en moyenne le sol ne retrouvera pas ses fonctions avant 40 ans.
L’ACV permet de montrer les étapes les plus impactantes. En l’occurrence, la fabrication des composants, demandeuse en ressources fossiles, est l’étape ayant le plus d’impacts environnementaux durant la vie d’une installation éolienne, comme le montre le graphique suivant de l’Ademe.
Les impacts sur l’environnement de l’éolien selon une ACV
Source : Ademe.
Toutefois, le recyclage réalisé après le démantèlement des installations permet de réduire cet impact.
L’impact sur l’environnement de l’éolien maritime est largement similaire à celui engendré par l’éolien terrestre dans le détail de son ACV, avec toutefois des émissions de carbone de l’ordre de 14,8 g CO2 eq/kWh, contre 12,7 g CO2 eq/kWh pour l’éolien terrestre.
Enfin, le taux de retour énergétique en ACV, c’est-à-dire le temps qu’il a fallu à l’installation pour produire la quantité d’énergie qu’elle a consommée dans son cycle de vie, montre que l’énergie éolienne est plutôt efficiente : ce taux de retour correspond à 12 mois pour les installations terrestres et 14 mois pour les maritimes.
Par ailleurs, les effets de la présence de parcs éoliens sur la faune, y compris sur les élevages, sont d’une ampleur débattue.
Les risques de l’éolien pour l’élevage selon le GPSE
Le Groupe permanent pour la sécurité électrique en milieu agricole (GPSE) propose une démarche d’analyse qui s’appuie sur des expertises sur la sécurité électrique et sur les phénomènes parasites dans les exploitations agricoles. à la lumière des connaissances scientifiques, il s’intéresse aux problématiques zootechniques, vétérinaires et électriques, ce qui lui a permis d’indiquer dans son dossier « Courants parasites en élevage » que les courants parasites « peuvent provoquer de l’inconfort qui, dans certains cas, est cause de stress (...) et peut amoindrir leur résistance aux maladies »[113]. De plus, le GPSE relève que la perception de phénomènes électriques chez les animaux ne signifie pas systématiquement une perturbation de la santé ou une altération de la production, même si elle est révélatrice de l’existence d’un dysfonctionnement de nature électrique. Concernant plus particulièrement la présence de parcs éoliens à proximité des élevages, un compte-rendu établi par l’Agence Tact en janvier 2017 dans le cadre d’un groupe de travail pour à la mairie de Jans fait référence à une expertise approfondie de 18 mois du GPSE qui n’établit aucun lien entre les troubles constatés sur les exploitations de la commune de Jans et la présence d’un parc éolien[114].
Toutefois, une autre expertise du GPSE fait état d’audits contredisant cet avis. Suite à l’installation de parcs éoliens en Loire-Atlantique en 2012, des audits vétérinaires et zootechniques montrent une augmentation de l’incidence des mammites et une dégradation de la qualité du lait. Les mêmes audits ont démontré une perte de production, un retard de croissance des jeunes bovins, et de nombreux troubles du comportement animal. La conclusion de l’avis indique que « l’ensemble des résultats obtenus confirme la concomitance de l’installation et de la mise en service des éoliennes avec l’altération des performances et les troubles du comportement des animaux dans les deux élevages analysés »[115]. Une question orale de notre collègue sénateur Christophe Priou fait référence à cette expertise : « un relevé de conclusions, suite à un audit conduit dans le cadre du GPSE en coordination avec la chambre d’agriculture de la Loire-Atlantique, fait apparaître une corrélation entre les anomalies relevées par le robot de traite et la production du site éolien »[116].
Source : OPECST.
Notre collègue député Yves Daniel avait interpelé le Gouvernement en 2014 à propos des ondes émises par les éoliennes [117] : « [il] attire l’attention de Mme la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie sur les éventuelles nuisances environnementales et sanitaires des ondes émises par les éoliennes. La protection de l’environnement et de la santé publique est l’un des objectifs majeurs du projet de loi de transition énergétique pour une croissance verte. Or il semblerait que, dans certains cas, les ondes émises par les éoliennes et véhiculées par le sol, notamment via les nappes phréatiques, interfèrent sur la santé des troupeaux des élevages agricoles et, plus grave encore, sur celle des habitants. Ainsi, dans sa circonscription, plusieurs agriculteurs installés à proximité d’un champ d’éoliennes perdent des bêtes, voient la production de lait de ces dernières diminuer et sont confrontés à des vêlages difficiles. Leur activité agricole s’en trouve fortement impactée : ils subissent des pertes importantes, tant au niveau financier qu’au niveau de leurs animaux, pertes qui ne sont pas prises en charge par les constructeurs de parcs éoliens, bien que la loi les y oblige. En outre, plusieurs habitants ont vu survenir diverses affections de santé depuis la mise en service de ce parc éolien ». Dans sa réponse, le Gouvernement a rappelé que les éoliennes pouvaient émettre des ondes électromagnétiques mais que les mesures réalisées sont inférieures à la limite réglementaire. Il a invité à mobiliser davantage le GPSE afin d’identifier et de diagnostiquer les problèmes pathologiques des animaux d’élevage.
L’ANSES a consacré une étude aux effets des infrasons[118], qui relève que les connaissances actuelles en matière d’effets potentiels sur la santé liés à l’exposition aux infrasons ne justifient ni de modifier les valeurs limites d’exposition au bruit existantes, ni d’introduire de limites spécifiques aux infrasons et basses fréquences sonores.
Une analyse de la littérature scientifique[119] montre que la filière éolienne terrestre génère des mortalités significatives chez les oiseaux et les chauves-souris (par collisions mais aussi par barotraumatisme), notamment chez les espèces migratrices, dont on ne mesure pas encore les conséquences sur le fonctionnement de ces populations, en particulier sur des populations déjà affaiblies par ailleurs (cas des grands migrateurs), mais aussi des effets en cascade sur les autres espèces.
L’énergie photovoltaïque, à l’inverse de l’éolien, dispose de chiffres moins précis au sujet de son impact environnemental. Le photovoltaïque n’a pas fait l’objet d’une étude approfondie sur son impact environnemental par l’Ademe.
Selon le CEA, le photovoltaïque a bénéficié de progrès techniques importants ces dernières années du point de vue de son impact environnemental et ce du fait d’économies de matières et de procédés industriels moins énergivores, surtout concernant la fabrication de wafers de silicium, et également en raison de l’augmentation du rendement de conversion des modules PV. Ainsi, une diminution du contenu carbone de l’électricité PV de plus de 40 % a été réalisée en dix ans.
En 2013, l’Ademe estimait qu’un système photovoltaïque (PV) émet, sur l’ensemble de sa durée de vie, 20 à 80 g CO2 eq/kWh[120]. Ce chiffre est variable selon le type de système et l’ensoleillement du site, mais s’approche donc parfois des émissions moyennes du mix électrique français qui, cette année-là, étaient de 86 g CO2 eq/kWh.
En outre, l’utilisation pendant la fabrication de procédés et de matériaux générant moins de CO2, et le recyclage des déchets de fabrication permettent de réduire l’empreinte carbone des nouveaux systèmes photovoltaïques.
Le cabinet de consultants spécialisé en ACV des systèmes photovoltaïques, SmartGreenScans, a publié en 2014 une étude comparant les émissions de carbone des installations PV de plusieurs pays européens en utilisant la méthode de l’ACV, confirmant partiellement la précédente étude de l’Ademe. Tout d’abord, l’empreinte carbone moyenne des systèmes PV est estimée à 55 g CO2 eq/kWh au niveau mondial[121]. Ces experts expliquent néanmoins certains écarts importants : Chypre, grâce à son ensoleillement, est le pays dont l’empreinte carbone des systèmes PV est la plus basse avec 38 g CO2 eq/kWh, tandis que l’Islande bat les records européens avec une empreinte carbone s’élevant à 89 g CO2 eq/kWh, notamment du fait de son faible ensoleillement.
La France, quant à elle, se situe dans la moyenne mondiale, avec une empreinte carbone des systèmes PV à hauteur de 56 g CO2 eq/kWh, selon la même étude. Dans les régions fortement ensoleillées, l’empreinte carbone est amoindrie. Ainsi, la Corse, avec un rayonnement solaire à hauteur de 1 846 kWh/m2/an soit le plus élevé en France métropolitaine, est la région dont l’empreinte carbone des systèmes photovoltaïques est la plus basse, avec 46 g CO2eq/kWh.
Certains procédés de fabrication font actuellement l’objet de recherches afin de réduire le bilan carbone des systèmes PV, notamment lors de l’étape de purification du silicium, ainsi que lors des étapes qui requièrent l’utilisation de gaz et de produits chimiques pour la fabrication des cellules photovoltaïques, générant un certain nombre de déchets.
L’impact environnemental du photovoltaïque en France ne se réduit pas à son empreinte carbone, déjà plus élevée que l’éolien. En effet, l’Ademe estime que les centrales photovoltaïques au sol nécessitent une grande surface, ce qui peut entraîner un conflit d’usage avec des terres agricoles ou forestières. Elle précise notamment que « le déboisement d’une forêt, lieu de stockage du CO2, pour un projet de centrale solaire au sol pourra avoir un impact négatif en termes de bilan carbone »[122]. Il convient de souligner que si les capacités de production du photovoltaïque sont intégrées au bâti (hangars agricoles, serres…), il n’y aucun conflit d’usage : aussi, c’est ce type de solutions qu’il conviendra de développer. D’ailleurs la PPE prévoit qu’un tiers des installations annuelles (en puissance installée) le soit sur bâtiments. L’agrivoltaïque dynamique ouvre une voie très prometteuse en conciliant production agricole et production d’énergie renouvelable.
Enfin, le taux de retour énergétique d’un système PV se situe entre un et trois ans d’exploitation selon la technologie de module et sa région d’installation, rendant donc cette énergie renouvelable moins efficiente que l’éolien.
Il existe peu d’études concernant l’analyse du cycle de vie de la filière hydroélectrique, ou en tous cas peu détaillées. Dans son avis publié en 2017 sur les énergies renouvelables, l’Ademe estime que la filière hydraulique émet 4 g CO2 eq/kWh, ce qui fait d’elle l’énergie la moins carbonée durant l’ensemble de son cycle de vie[123].
La remarque formulée pour le biogaz, les biocarburants et l’hydroélectricité se confirme aussi pour la géothermie : l’Ademe a publié en 2014 son étude « Base Carbone », détaillant avec précision les émissions de GES des filières éoliennes et photovoltaïques, sans réaliser d’études aussi approfondies pour les autres énergies renouvelables.
Ainsi, en 2014, l’Ademe fait état d’une émission de 38 g CO2 eq/kWh pour la filière géothermique française[124].
Pour certains, qui s’apparentent à des soutiens à la géothermie, cette dernière n’aurait que des impacts positifs. Cependant, pour d’autres (des collectivités locales, des associations de défense de l’environnement, etc.) elle aurait des impacts négatifs sur l’environnement : le dégagement de vapeur de soufre (notamment de sulfure d’hydrogène), l’utilisation éventuelle de fréon pour certaines pompes à chaleur ou, encore, un forage parfois profond, qui peut nécessiter des fracturations de la roche, des injections de produits chimiques, et la mise en réseau de nappes différentes. De plus, selon Consoglobe, il ne s’agirait pas d’une « énergie 100 % renouvelable », dans la mesure où la géothermie nécessite un générateur, donc de l’électricité dont la provenance n’est pas forcément renouvelable. France Nature Environnement et le CLER dénoncent par ailleurs la faible rentabilité énergétique des systèmes géothermiques, pour des coûts économiques et environnementaux élevés.
Les chiffres cités plus haut sont amenés à évoluer dans le temps, parfois géographiquement comme le montre le photovoltaïque, selon les études, ou encore selon les méthodes utilisées. Cette synthèse a pour vocation de présenter ces valeurs comme des ordres de grandeur, afin d’établir une hiérarchie des énergies les moins carbonées selon plusieurs études ACV, comme le montre le graphique de l’Ademe[125] :
Comparaison des émissions de GES des sources d’énergie en ACV
Source : Ademe.
Le tableau ci-après construit par l’Office établit une hiérarchie des sources d’énergie pour leurs émissions de GES, des plus vertueuses aux moins vertueuses, en tenant compte des biocarburants et du biogaz, ce qui n’était pas le cas dans le graphique précédent de l’Ademe.
Classement des sources d’énergie selon leurs émissions de GES en ACV
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Énergies
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Émissions de GES
(en g CO2 eq/kWh)
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Hydroélectricité
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4
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Biogaz
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11
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Éolien terrestre
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12,7
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Éolien maritime
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14,8
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Géothermie
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38 - 45
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Photovoltaïque
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48 - 55
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Biodiesel (tournesol)
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72
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Biodiesel (colza)
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86,4
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Bioéthanol (blé/betterave)
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122,4
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Source : OPECST d’après plusieurs études de l’Ademe.
Avoir une approche transversale des questions environnementales en considérant simultanément les questions d’énergie, d’émission de gaz à effet de serre (GES) et de stockage du carbone est essentiel. C’est pourquoi une partie du présent rapport est consacrée à ce dernier point, sachant qu’il faudra toujours privilégier les solutions qui permettent, en même temps, de produire le plus d’énergie, de réduire le plus possible les GES (dont le CO2), de maintenir la biodiversité et de stocker le plus possible de carbone dans les sols, ce qui est bénéfique pour le changement climatique comme pour l’alimentation.
La question du stockage du carbone dans les sols a fait l’objet de la note scientifique n° 3 de l’Office[127], « Stocker plus de carbone dans les sols : un enjeu pour le climat et pour l’alimentation », réalisée par votre rapporteur Roland Courteau. Le fait de stocker plus de carbone dans les sols présente en effet l’intérêt de compenser les émissions anthropiques de CO2 mais aussi de renforcer la sécurité alimentaire car le niveau de carbone des sols a des effets majeurs sur la fertilité de ceux-ci et donc sur la productivité agricole. Il est important dans cette partie sur les impacts environnementaux de la production d’énergie dans le secteur agricole de rappeler que l’agriculture est à plusieurs titres un levier essentiel de la lutte contre le réchauffement climatique.
Les sols, importants réservoirs de carbone (C) sous la forme de matière organique (MO), représentent un élément essentiel, bien que longtemps sous-estimé, de la lutte contre le réchauffement climatique et de la sécurité alimentaire.
En effet, bien que les sols soient trop souvent vus comme de simples surfaces, ils forment des volumes aux propriétés physico-chimiques complexes et nécessaires à la vie. Ainsi, leur préservation est importante non seulement à l’échelon local car des évolutions, mêmes faibles, du stock de carbone des sols ont des effets majeurs sur leur fertilité, et donc sur la productivité agricole, mais aussi au niveau global, à travers le cycle mondial des gaz à effet de serre (GES). Le sol est émetteur de GES, sous la forme de dioxyde de carbone (CO2), lorsque les matières organiques s’y dégradent mais, en même temps, il contribue au stockage de carbone lorsqu’elles s’y accumulent, la matière organique des sols étant constituée pour plus de 50 % de carbone.
Dans certaines conditions, le sol peut stocker plus qu’il n’émet. Il y a, au total, plus de carbone dans le sol que dans la végétation qui le recouvre et l’atmosphère réunies, puisqu’il s’agit d’un minimum estimé de 1 500 milliards de tonnes de carbone dans la matière organique des sols mondiaux, soit deux à trois fois le carbone du CO2 atmosphérique - certaines estimations parlant même de 2 400 milliards de tonnes de carbone dans les sols, alors qu’on ne dénombre que 829 milliards de tonnes de CO2 atmosphérique.
Flux et stocks de carbone
Source : Castagnon/IPCC.
Le climat influe sur la teneur en carbone organique des sols en jouant sur les entrées, à travers la productivité végétale par exemple, et sur les sorties, par l’intermédiaire de l’activité biologique et de l’érosion. Le sol fait figure d’acteur-clé dans les cycles biogéochimiques du carbone. Les flux de carbone dans les sols dépendent de nombreux facteurs : nature des écosystèmes ; nature et quantité des apports de matières organiques ; activité biologique dont dépendent à la fois l’humification et la minéralisation, l’équilibre entre les deux étant principalement fonction des conditions physicochimiques, de la température et des possibilités de liaisons entre les matières organiques et des particules minérales. L’augmentation de la température, la diminution de l’humidité des sols ou encore le travail mécanique du sol favorisent la minéralisation.
Les sols sont marqués par une grande diversité : la quantité maximale de matière organique qui y est contenue peut fluctuer fortement d’un écosystème à un autre, suivant les variations des différents facteurs évoqués. Selon la nature du sol et son usage, le stockage de carbone dans les sols est très inégal : entre tourbières, sols forestiers, sols agricoles, ou encore sols dégradés, artificialisés, voire imperméabilisés, les écarts sont grands.
Stock de carbone dans les sols selon l’usage
Source : Ademe (valeur pour les 30 premiers cm de sol).
Le temps de résidence du carbone dans le sol est en moyenne de quelques décennies mais il est très variable puisqu’il peut aller, pour un même sol, de quelques heures à plusieurs millénaires, sous l’effet de plusieurs facteurs. Ce temps est augmenté par l’association de la matière organique aux particules minérales du sol, en particulier aux argiles, car elles assurent une protection physique et physicochimique vis-à-vis des micro-organismes décomposeurs. La protection physique des matières organiques est un processus dont l’amplitude est complexe à estimer, et qui est susceptible d’être affectée par les pratiques culturales comme par les changements climatiques. Ainsi, un broyage fin des agrégats du sol s’accompagne d’une minéralisation accrue du carbone organique. Favorisée par le travail mécanique et l’absence de couverture végétale, l’érosion est, sous l’effet du ruissellement, un facteur de destruction des sols et de perte de MO.
La dégradation des sols, par destruction du complexe organo-minéral ou par érosion, réduit leur capacité à stocker le carbone et leur rendement de produits agricoles et forestiers. Elle aboutit, au pire, à la désertification. Il faut pourtant plusieurs milliers d’années pour « faire un sol ». Le sol est donc une ressource non renouvelable à l’échelle de temps des activités humaines. Aujourd’hui, 25 % des sols de la planète sont fortement dégradés (41 % pour les sols cultivés) auxquels s’ajoutent chaque année 12 millions d’hectares supplémentaires. L’artificialisation des sols a pour conséquences : leur imperméabilisation (ils ne rendent alors plus d’autre service que de supporter les constructions et les voies de transport), la fragmentation des milieux et une atteinte à la biodiversité, un mitage de l’espace agricole et une moindre régulation des flux d’eau (aggravation des inondations) et des températures chaudes en ville.
L’épaisseur du sol est elle aussi très diverse, puisqu’elle peut aller de quelques centimètres à quelques mètres tout en jouant un rôle essentiel, mais différencié, selon sa profondeur et sa nature physicochimique dans les cycles de l’eau, du carbone, du phosphore et de l’azote. L’utilisation des sols pour stocker davantage de carbone, grâce aux matières organiques qu’ils contiennent, rend nécessaire d’évaluer le niveau maximal de matières organiques qu’un sol peut contenir, sachant que ce niveau dépend de nombreux facteurs : du bilan humidification/minéralisation, des apports de matières organiques et de destruction de l’humus à la suite de sa minéralisation, mais aussi de son épaisseur (les apports de matières organiques y sont intégrés), de sa minéralogie ou, encore, de la granulométrie de ses particules (argiles, limons, sables…).
Les méthodes de quantification du carbone dans le sol relèvent de deux types : des méthodes de laboratoire, dites « classiques », qui s’appuient sur la combustion sèche ou l’oxydation sulfochromique d’un échantillon de sol, et des mesures spectroscopiques (ultraviolet-visible et infrarouges), d’utilisation plus récente pour ce qui concerne la quantification du carbone du sol. Ces mesures reposent sur le traitement du spectre de réflectance du sol qui dépend, entre autres paramètres influents, de sa teneur en matière organique. Les résultats varient selon les différentes profondeurs de sol retenues : 30 ou 40 premiers centimètres, un mètre, deux mètres…
En France, les sols agricoles et forestiers (environ 80 % du territoire) stockent actuellement 4 à 5 Gt de carbone (soit 15 à 18 Gt de CO2) dont près d’un tiers dans la biomasse (arbres principalement) et plus des deux tiers dans les sols au sens strict, et toute variation positive ou négative de ce stock influe sur les émissions nationales de GES. Pour mémoire, ces émissions sont estimées à 0,5 Gt CO2 éq/an (valeur 2011). Les dynamiques d’évolution des stocks de carbone dans nos sols présentent cependant de fortes incertitudes.
Une étude réalisée en 2019 par l’INRAE pour l’Ademe a permis d’enrichir et d’actualiser ces données :
Source : INRAE.
Stocker plus de carbone dans les sols présente un intérêt pour compenser les émissions anthropiques de CO2 face au réchauffement climatique et pour la sécurité alimentaire car la présence accrue de matière organique améliore la structure physico-chimique du sol, sa résistance à l’érosion et sa fertilité, donc le rendement des cultures.
L’amélioration des connaissances scientifiques sur le stockage du carbone dans les sols, en particulier sur l’âge du carbone stocké et les cycles biogéochimiques à différentes échelles de temps et d’espace, reste nécessaire. En effet, selon le contexte, une même pratique favorable au stockage de carbone n’engendre pas le même effet. Par exemple, les tourbières, certaines prairies ou forêts approchent déjà un niveau de stockage maximal. Les efforts ne pourront donc porter que sur une partie des sols. L’étude précitée de l’INRAE pour l’Ademe a permis de préciser ces enjeux.
Par ailleurs, la saturation ou niveau maximal de capacité de stockage globale demeure incertaine. Un stockage additionnel de carbone ne serait donc qu’une solution pertinente à moyen terme, limitée dans le temps, car les sols atteindraient un nouvel équilibre après quelques décennies jusqu’à saturation de leurs capacités (la durée d’atteinte de ce nouvel équilibre peut être de 20 ans comme de plus de 100 ans, selon les conditions).
De plus, stocker plus de carbone suppose une disponibilité accrue d’azote (N) et de phosphore (P) pour permettre la croissance des végétaux et pour stabiliser la MO, ce qui - pour éviter des engrais de synthèse - plaide pour le recyclage des effluents et la culture de légumineuses. L’émission d’autres GES, comme le méthane (CH4) et les oxydes d’azote (NOx), doit être surveillée, afin qu’un effort en matière de stockage de carbone dans les sols ne conduise pas à les augmenter.
La réflexion internationale se poursuit depuis le protocole de Kyoto, qui vise à augmenter les puits de carbone et a complété en 1997 la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC), adoptée lors du Sommet de la Terre à Rio de Janeiro en 1992. Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) intègre de plus en plus le rôle des sols dans ses analyses, à l’image de trois de ses rapports spéciaux récents portant sur le réchauffement de 1,5°C, les changements climatiques et les océans et la cryosphère et, enfin, les liens entre le changement climatique, la désertification, la dégradation des terres, la gestion durable des terres, la sécurité alimentaire et les flux de GES dans les écosystèmes terrestres. La FAO a conduit un travail spécifique sur le sujet.
L’Union européenne, qui s’est engagée à réduire d’ici à 2030 d’au moins 40 % ses émissions de GES par rapport à 1990, donne une place grandissante au stockage du carbone dans les sols : le règlement européen « LULUCF » (pour land use, land use change and forestry) fait du carbone des sols l’un des objectifs de l’Union en matière climatique ; le projet de directive sur la protection des sols, aujourd’hui abandonné, avait identifié en 2006 la diminution de la MO des sols comme l’une des huit menaces contre lesquelles lutter, la mission « Soil health and food » en cours dans le cadre d’Horizon Europe et du Pacte vert pourrait ressusciter un projet de directive du même ordre ; et, depuis 2017, les mesures agro-environnementales et climatiques (MAEC) de la politique agricole commune (PAC) sont enrichies d’une MAEC « sols », visant la réduction du travail du sol, la mise en place de couverts végétaux et la diversification des rotations culturales dans le but, notamment, d’accroître la MO des sols.
En France, la politique d’atténuation du changement climatique s’incarne comme il a été vu dans le présent rapport dans la stratégie nationale bas carbone (SNBC), la stratégie pour la bioéconomie et la stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB) prévues par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) du 17 août 2015. La SNBC a recours au label « bas carbone » et la SNMB inclut un volet sur la séquestration du carbone. La question est sensible car la SNMB pourrait avoir de nombreuses incidences négatives sur l’enjeu de protection de la qualité des sols : la valorisation économique de la biomasse est souvent supérieure au maintien des sols en l’état, faute d’incitations spécifiques (dans le cas où prélever plus de bois s’accompagne d’une promotion de l’agroforesterie, cette valorisation peut toutefois être bénéfique). La tendance à l’artificialisation du foncier agricole et le développement d’usages non alimentaires de la biomasse issue de l’agriculture et de la forêt impliquent une vigilance particulière sur les conflits d’usages qui peuvent être engendrés. La mise en œuvre nationale de l’initiative « 4 pour 1 000 » sera donc à suivre avec attention et nécessitera un effort en matière de recherche sur un plan national, européen et international.
En 2020, est lancé le programme européen sur la gestion durable des sols agricoles (European Joint Programming Cofund on Agricultural Soil Management ou EJP SOIL) « Vers une gestion climato-intelligente et durable des sols agricoles », coordonné par Claire Chenu de l’INRAE. Il s’agit d’un programme d’envergure de 5 ans, avec 26 partenaires dans 24 pays européens. Son principal objectif est de créer un environnement de recherche propice à l’amélioration de la contribution des sols agricoles aux défis sociétaux clés. Pour cela, il développera et déploiera une feuille de route de recherche sur les sols agricoles. Cette feuille de route sera élaborée conjointement avec des acteurs de la gestion des sols agricoles, des acteurs des politiques publiques et la communauté scientifique. Le programme soutiendra le développement de connaissances en organisant des appels d’offres internes (au sein de son consortium) ou externes. L’harmonisation et le développement d’informations spatialisées sur les sols y occupent une place essentielle. Les activités de partage et de transfert des connaissances seront axées sur le renforcement des capacités des jeunes scientifiques, l’échange entre communauté scientifique et agriculteurs et la sensibilisation du grand public.
L’initiative « 4 pour 1 000 »
Lancée le 1er décembre 2015 dans le cadre de la Cop21, cette initiative ambitieuse vise à contribuer à compenser les émissions nettes de CO2 dans l’atmosphère à l’échelle mondiale (4,3 milliards de tonnes de carbone par an), par une augmentation annuelle de 0,4 % ou 4 pour 1 000 du stock de carbone des sols. Cette cible représente, selon le mode de calcul, 3,4 milliards de tonnes de carbone sur un total de 860 milliards dans les 40 premiers cm de sol, ou 6,3 milliards sur un total de 1 580 milliards dans le premier mètre de sol. Ces deux résultats différents expliquent une partie des controverses autour de l’initiative.
Cette initiative pour le climat et la sécurité alimentaire vise à fédérer les acteurs publics et privés volontaires (États, collectivités, entreprises, organismes de recherche, ONG…). Elle regroupe environ 150 membres dans un consortium, dont le président est Ibrahim Mayaki et le vice-président Stéphane Le Foll, et 281 partenaires réunis dans un forum consultatif. Elle s’appuie aussi sur un comité scientifique et technique (CST) de quatorze membres dont les membres français sont Claire Chenu, professeur à AgroParisTech, et Jean‑François Soussana, vice-président de l’INRAE.
La France est particulièrement engagée dans la mise en œuvre de l’initiative, avec un projet agro-écologique national, à travers des projets et des recherches, et un suivi du « 4 pour 1 000 France » autour de l’INRAE, de l’Ademe et d’Arvalis, dans le but d’identifier les pratiques agricoles et sylvicoles adaptées, d’évaluer leur coût, de chiffrer et de cartographier le potentiel de stockage, de quantifier les autres effets induits (rendement, émissions d’autres GES, lessivage de nitrate, consommation d’eau…), d’identifier les freins à l’adoption et de proposer des politiques incitatives.
L’objectif mondial de stockage fixé par l’initiative est élevé et sera difficile à évaluer chaque année. Il doit donc plutôt être vu comme un horizon vers lequel tendre, en complément des efforts de réduction globale des émissions de gaz à effet de serre.
Source : OPECST.
Il existe plusieurs manières d’étudier et comparer les énergies entre elles, leurs caractéristiques étant diverses. En effet, il est possible de comparer les énergies sous l’angle de leur efficacité énergétique, de leur rendement, de leurs coûts de production, des revenus qu’elles génèrent, de leur impact environnemental comme nous venons de le voir, ou encore des avantages et inconvénients qu’elles offrent. Le rendement est défini d’un point de vue scientifique comme une grandeur sans dimension qui caractérise l’efficacité d’une transformation, physique ou chimique, le plus souvent la conversion d’une forme d’énergie en une autre. Il s’agit donc d’un rapport entre l’efficacité énergétique d’un système et son efficacité théorique maximale (on parle alors de « rendement comparatif »). De manière plus limitée, le rendement mesure le rapport entre l’énergie recueillie en sortie et l’énergie fournie en entrée (on parle alors de « rendement de conversion »), ce qui conduit à ne plus distinguer l’efficacité thermodynamique du rendement thermodynamique. En pratique, il faut de plus distinguer le rendement effectif (ou « industriel »), effectivement mesuré, du rendement thermodynamique issu de la théorie et du calcul.
Ces différentes définitions du rendement rendent son évaluation concrète plus délicate mais il est intéressant d’étudier les énergies en fonction de leurs rendements, voire de leurs rentabilités économiques, car ces deux facteurs sont généralement liés.
Il existe donc plusieurs manières de calculer les rendements énergétiques. Selon Total, le rendement énergétique d’une machine correspond au « rapport entre la valeur énergétique d’une masse de matière produite et la valeur énergétique ingérée pour produire cette masse ». En d’autres termes, le rendement énergétique reflète la capacité d’une machine ou d’un matériau à fournir de l’énergie et mesure ainsi son efficacité énergétique. Pour calculer le rendement énergétique, il faut donc diviser la quantité d’’énergie obtenue (énergie utile) par une machine, un appareil ou un matériau par la quantité d’énergie de départ consommée (énergie absorbée). »
Ainsi un rendement énergétique est nécessairement compris entre 0 et 1. Un rendement de 100 % serait le fait d’un système idéal qui n’a pas encore été observé à ce jour, conformément à la première loi de la thermodynamique citée en ouverture du présent rapport.
C’est pourquoi il est déconseillé d’utiliser le terme de rendement énergétique pour des machines qui permettent de recevoir et d’utiliser plus d’énergie qu’elles n’en utilisent, comme les pompes à chaleur par exemple. On parle alors d’efficacité énergétique (ou de coefficient de performance, COP). L’amalgame entre rendement thermodynamique et efficacité énergétique est cependant si courant qu’il est accepté comme le montre la définition précédente de Total.
La notion de rendement énergétique s’applique à une chaîne énergétique déterminée. Par exemple, en faisant circuler un courant électrique dans une ampoule, on peut déterminer la part de l’énergie produite sous forme de lumière et la part perdue sous forme de chaleur. Il suffit de diviser l’énergie produite sous forme de chaleur par l’énergie consommée en électricité pour obtenir le rendement de l’ampoule.
De la même manière, on peut déterminer pour une éolienne ou pour un panneau photovoltaïque la capacité de la technologie à transformer l’énergie qu’elle reçoit sous forme de vent ou de rayonnement solaire en énergie électrique.
Cependant, la notion de rendement énergétique reste liée à une technologie donnée et limite le calcul à l’énergie captée et l’énergie produite, sans prendre en considération l’énergie consommée pour construire la machine et les réseaux de transport d’électricité ensuite : elle n’incorpore pas dans son calcul l’énergie utilisée pour produire l’énergie utilisable. Ainsi, le rendement s’intéresse à la capacité de l’éolienne à produire de l’énergie électrique à partir du vent mais ne prend pas en compte la consommation d’énergie nécessaire à la fabrication et à l’installation de l’éolienne, à son entretien et aux pertes liées à la distribution de l’énergie depuis l’éolienne jusqu’au consommateur final. Il faudrait au final pouvoir être en mesure de fournir des analyses de cycle de vie (ACV) du rendement énergétique.
Pour s’inscrire dans une vision plus large de la consommation et de la production d’énergie du captage de l’énergie primaire jusqu’à son utilisation finale, l’emploi du taux de retour énergétique (TRE), qui correspond à l’acronyme anglais EROEI (Energy Returned on Energy Invested) semble plus approprié. Il s’agit d’un concept fréquemment utilisé, aux implications complexes, mais qui présente un intérêt plus grand pour le présent rapport et utilise une approche moins éloignée de celle des ACV, sans en utiliser l’étendue et toute la rigueur.
La formule du taux de retour énergétique est la suivante :
L’énergie utilisable est définie comme la somme de l’énergie nette et de l’énergie dépensée, ce qui donne :
Soit :
1
Le TRE est logiquement supérieur ou égal à 1. Pour un processus ayant un TRE de 10, cela signifie que l’emploi d’une quantité d’énergie donnée d’énergie permet la production nette de 9 fois cette quantité. Un TRE élevé garantit un profit économique important : il est plus avantageux économiquement d’extraire la quantité d’énergie en investissant le moins d’énergie possible.
Si ce rapport est inférieur à 1, cela signifie que la quantité d’énergie produite utilisable est inférieure à l’énergie dépensée pour la produire. Une telle solution ne serait donc pas viable énergétiquement car elle consomme plus qu’elle ne produit[146].
La comparaison des différentes énergies avec le TRE n’est pas aisée, cette formule ne précisant pas jusqu’où il faut remonter dans la chaîne d’opérations intervenant dans l’exploitation d’une source d’énergie. Cela engendre des différences importantes entre les TRE d’une même énergie selon l’étude réalisée.
Dans son ouvrage Transition énergétique, paru en 2018, Bertrand Cassoret explique qu’on « constate ainsi de grosses différences entre les études concernant le nucléaire, le charbon et le gaz. Pour le nucléaire, les chiffres vont de 5 à 100 selon les ouvrages ». De même, Charles Hall, un scientifique américain, et Pedro Prieto, un ingénieur espagnol spécialisé dans le photovoltaïque, l’illustrent dans un livre publié en 2012 et intitulé Spain’s Photovoltaic Revolution, The Energy Return on Investment.
Si l’on ne tient compte, comme investissement énergétique, que des panneaux et de leur installation technique (hors main d’œuvre), le rendement énergétique de panneaux photovoltaïques est à 8 pour 1. En revanche si l’on prend en compte toute la chaîne comprenant le transport des matériels, les fondations, les liaisons au réseau, l’entretien et la maintenance, la main d’œuvre et la compensation des variations de production (nuit, mauvais temps, etc…) par des centrales à gaz déjà existantes, ce rendement baisse à 2 pour 1. Cela ne prend pas en compte le fait que si les capacités installées augmentaient massivement, il faudrait mettre en place des capacités de stockage ou de compensation supplémentaires pour gérer les variations de la production.
Afin de comparer de manière optimale les énergies entre elles, il est nécessaire de respecter les mêmes règles de calcul : il ne serait par exemple pas judicieux de comparer le TRE du photovoltaïque en s’intéressant seulement à l’installation des panneaux comme énergie dépensée, avec l’éolien en prenant en compte toute l’énergie dépensée dans la construction de l’éolienne (liaison au réseau, transport des matériels, etc.).
Le TRE ne permet en effet une comparaison efficace des différentes sources d’énergie entre elles qu’à condition de respecter les mêmes critères de calcul, sachant que ces critères ne font pas consensus dans le monde scientifique et dans le monde économique. La réponse à la question des éléments consommateurs d’énergie que l’on prend en compte dans le calcul du TRE n’est toujours pas tranchée. Il faudrait dans l’idéal savoir déterminer avec précisions jusqu’où remonter la chaîne d’opération permettant la production de chaque énergie.
La complexité du calcul des taux de retour énergétique
