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Description
Les combustibles gazeux organiques sont des gaz obtenus à partir de matière première végétale. Nous pouvons par exemple citer : ■Le biométhane, ■Le biopropane,
Le Biométhane (publié en 2025 - données 2021)Dans la nouvelle étude à laquelle se rapporte le nouveau jeu de données pour le biométhane, la filière d’injection de biométhane est analysée au travers de l’étude de 6 filières de production de biométhane. En effet, l’ancienne filière "Territoriale & Agricole" est maintenant scindée en 3 filières et les filières Traitement des Ordures Ménagères (sans tri à la source) et Gestion des biodéchets ménagers (avec tri à la source) sont désormais regroupées en une seule filière : • Filière Agricole Territoriale (AT) • Filière Agricole Autonome (AA) • Filière Industriel Territorial (IT) • Filière STEU (Stations d’épuration) • Filière Installation de Stockage des Déchets Non Dangereux (ISDND) • Filière Déchets Ménagers et biodéchets (sans tri à la source)
Ce jeu de données traduit les émissions de GES et la contribution au changement climatique de la production, l’injection et la consommation de 1 kWh PCI de biométhane issu de déchets ou de cultures en France à travers une combustion en chaudière afin de produire de la chaleur.
Ce jeu de données se base sur un mix de filières de production de biométhane, basé sur le mix représentatif de 2021.
Mix moyen de production de biométhane en France en 2021 [144]
En fonction des filières, le facteur d’émission varie sur un intervalle allant de 10,93 g CO2e/kWh PCI (filière ISDND) à 50,12 g CO2e/kWh PCI (filière Biodéchets)
Les principales étapes prises en compte sont : le prétraitement / tri des intrants, la méthanisation, le torchage et traitement de l'air, l'épuration et l'injection dans le réseau, le transport et la distribution et finalement la combustion en chaudière.
 Schéma simplifié des différentes filières de production de biométhane en France [144]
Les filières AA, AT influent davantage sur le facteur d’émission de l’ensemble de la filière biométhane. Elles représentent en effet 80% du mix de production.
Les différences de résultats constatées pour les deux filières ISDND et STEU, avec les plus faibles facteurs d’émissions, s’expliquent par les frontières de leur système plus restreintes que celles des autres filières et le statut des intrants utilisés pour la production de biométhane qui sont des déchets. À savoir, les déchets sont considérés comme ayant une charge environnementale nulle.
L’impact du biométhane est : otrès dépendant des taux d’émissions de méthane : fuites au niveau du digesteur et pertes liées au procédé d’épuration qui structurent de manière conséquente le jeu de données de la filière. odépendant du mix d’intrants dont les caractéristiques sont très diverses. Chaque unité de méthanisation utilise une ration spécifique. Les valeurs de ces paramètres sont structurantes dans l’ACV réalisée.
Différentes technologies de méthanisation (digesteur en voie sèche, digesteur en voie humide et post digesteur), de traitement de l’air (bio-filtres, laveur physico-chimique), et d’épuration du biogaz en biométhane (épuration membranaire, lavage à l’eau, PSA, cryogénie) ont été considérées, en fonction des filières de production de biométhane étudiées.
Différences par rapport à d’autres valeurs publiées •Avec extension des frontières du système Dans l’étude GRDF, une partie de l’analyse réalisée intègre, pour certaines filières de production de biométhane, des émissions évitées par une extension des frontières. Les émissions évitées potentielles seraient par exemple la réduction des émissions liées au traitement des effluents d’élevages, ou la réduction des émissions liée à l’utilisation du digestat à la place d’engrais minéraux …. Cette intégration n’a pas été retenue pour l’intégration dans Base Empreinte étant donné : ▪qu’elle n’entre pas dans la logique souhaitée de construction des jeux de données dans Base Empreinte® ▪qu’elle n’est pas compatible avec la réalisation d’un BEGES organisation ▪que les émissions évitées sont des potentiels
•Par rapport au précédent jeu de données mis à disposition dans la Base Empreinte Bien que l’étude GRDF d’octobre 2023 visait à actualiser la dernière étude (2021) d’analyse du cycle de vie du biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel français, à travers une combustion en chaudière pour la production de chaleur sur la base de données et d’hypothèses sourcées et plus récentes, le nombre important de modification entre cette étude et la précédente ACV induit un grand nombre de facteurs de variation. Les principaux éléments mis à jour sont : ▪Les données à disposition ont évolué : la filière évolue rapidement, elle est en constant développement, la part des différentes typologies de site (agricole, STEU, etc.) et leur composition évoluent. ▪la réglementation pousse à rendre la filière plus vertueuse. Comme le souligne la nouvelle étude, en absence d’analyse d’incertitude, cette mise à jour d’ACV ne permet pas de conclure sur la significativité de la différence observée entre les deux valeurs de facteur d’émission de GES (41,64 g CO2 e/kWh PCI de biométhane versus 44,1 g CO2e/kWh PCI dans la précédente étude).
Conseils d’utilisation •Si vous avez un accord direct avec un industriel qui produit du biogaz (via par exemple un BPA (Biogas Purchase Agreement)), il n'est pas recommandé d'utiliser ce jeu de données. Il convient d'utiliser un jeu de données spécifique à ce processus industriel. En effet, comme souligné dans l'étude GRDF, les fuites de méthane au niveau du digesteur et de l’épuration ainsi que le mix d'intrant considéré influence peuvent influencer fortement la valeur associée à ce jeu de données. •Si vous souhaitez calculer le jeu de donnée pour différentes unités, voici les tableaux des conversions à utiliser :
Rapport PCI/PCS : 0.9 (1 kWh PCS équivaut à 0.9 kWh PCI)
Le Biopropane « HVO »
Cette nouvelle version du FE associé au biopropane provient d'une mise à jour simplifié des facteurs d’émissions de GES associés au biopropane issu d’huiles végétales hydro-traitées (HVO) – Décembre 2024 – ICARE pour France Gaz Liquides L'étude initiale était : Etude Primagaz - I Care & Consult, Proposition de facteurs d’émissions de GES associés au biopropane issu d’huiles végétales hydro-traitées (HVO) à la Base Carbone® de l’ADEME, avril 2021.
Le biopropane relève des conditions d’utilisation classiques équivalentes à celles du propane, indépendamment de son mode de distribution (réseau indépendant, citerne ou bouteille). Les facteurs d’émissions du biopropane « HVO » ont été calculés par une analyse du cycle de vie réalisée en 2020 sur un périmètre allant de la culture des intrants agricoles (ou de la récupération de matières grasses usagées) jusqu’à la combustion du biopropane et publiées dans la Base Carbone® de l’ADEME. Lors de ce projet réalisé en 2020, sept intrants avaient été considérés •Huiles végétales d’origine agricole : 1.Huile de colza 2.Huile de tournesol 3.Huile de palme, produite avec capture de méthane 4.Huile de palme, produite sans capture de méthane •Déchets et résidus d’origine organique issus de l’industrie ou de l’agriculture : 5.Huiles de cuisson usagées (UCO (Used Cooking Oil) en anglais) 6.Graisses animales 7.Résidus du traitement des huiles et des graisses En 2023, cette étude a fait l’objet d’une mise à jour partielle car le mix d’intrants a évolué et ne comporte plus d’huile de colza et de tournesol.
Lors de cette mise à jour simplifiée en 2023, aucune autre évolution que le mix d’intrant n’a été considérée.
Les données fournies comprennent l’impact de l’approvisionnement en matières premières, ainsi que l’impact du processus HVO permettant la production de biopropane et la combustion de celui-ci en chaudière tel que représenté sur le schéma ci-dessous :
Le contenu de chaque étape est détaillé ci-dessous : •Approvisionnement en biomasse : oIntrants d’origine agricole Cette étape comprend les émissions GES : ▪De la production agricole ▪De la production d’huile végétale ▪Du transport vers la bioraffinerie oIntrants d’origine industrielle – sous-produits Cette étape couvre les émissions de GES dues aux intrants qui sont des sous-produits d’origine industrielle utilisés dans le processus HVO. Ces intrants étant considérés comme des sous-produits (un équivalent de déchets), les émissions associées à leur production ont été considérées comme nulles dans le cadre de l’étude réalisée. Seules les émissions dues au traitement (si nécessaire) et au transport sont comptabilisées.
•Processus de transformation Les procédés industriels de transformation en biopropane sont réalisés sur le site de La Mède de Total. Ces procédés comprennent suivant les intrants des étapes de raffinage, de prétraitement, le processus HVO et enfin un processus de purification. Le processus HVO, connu sous le nom d'hydrotraitement, extrait l'oxygène de la biomasse et produit un mélange d'hydrocarbures (biodiesel et biopropane), d'eau et de CO2. Comme stipulé au point 17 de l’annexe V de la Directive 2009/28/CE de l’Union Européenne relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (dite directive « RED »), la règle d’allocation entre le biodiesel et le biopropane lors du processus HVO est une « répartition au prorata de leur contenu énergétique (déterminé par le pouvoir calorifique inférieur dans le cas de coproduits autres que l’électricité) ».
•Distribution Cette étape correspond à la distribution en France à partir de l’usine Total de La Mède. Elle comprend différents transports (par pipeline, par route ou voie ferrée) et plusieurs étapes de stockages intermédiaires. Les données de distribution sont spécifiques à Primagaz, généralisées pour l’ensemble des distributeur de biopropane en France
•Combustion Ce poste correspond à la combustion du propane lors de son utilisation par le client final. Conformément à la Directive RED II annexe V article 13, « les émissions de CO2 résultant du carburant à l’usage sont considérées comme nulles pour les biocarburants et les bioliquides ». Le biopropane est considéré comme un biocarburant (article 2) car l’ensemble de ses intrants proviennent de « biomasse ». L’huile de palme, étant des « produits […] provenant de l’agriculture » et les huiles de cuisson, les graisses animales et les acides gras faisant partie de « la fraction biodégradable des déchets industriels ».
•Si vous souhaitez calculer le jeu de donnée pour différentes unités, voici les tableaux des conversions à utiliser :
Sources : [141] Etude Primagaz, étude GreenFlex / « Proposition de facteurs d’émissions de GES associés au biopropane issu d’huiles végétales hydro-traitées (HVO) à la Base Carbone® de l’ADEME » Sept 2017 actualisé en 2021 [143] Vargas, M. ; Maurice, E. ; Graveaud, F. ; Faure, M. (2017) « Evaluation des impacts GES de l’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel - rapport intermédiaire du 16 mai 2017 [144] « Evaluation multi-indicateurs des impacts environnementaux de l’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel à travers une combustion en chaudière pour produire de la chaleur » - Octobre 2023 – Réalisée par Agrosolutions et CGI Business Consulting pour le compte de GRDF - Etude disponible via le lien suivant : Etude d’analyse du cycle de vie du biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel français- GRDF [146] Clark et al. "PumpTo-Wheels (PTW) methane emission from the heay-duty (HD) transportation sector" - Environ. Sci. Technol. 2017, 51, 2, 968–976 - https://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/acs.est.5b06059
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