1. Etat du parc au 31 décembre 2012
 Les installations qui produisent de l'électricité à partir du biogaz sont de deux types : les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND) et les installations de méthanisation agricole.
 Depuis la mise en place du tarif d'achat de 2006, la filière biogaz se développe à un rythme régulier d'environ 28 MW en moyenne installés par an.
 Au 31 décembre 2012, le parc des installations de production d'électricité à partir de biogaz bénéficiant d'un dispositif de soutien comptait 222 installations, pour une puissance cumulée de 217,7 MW. Parmi celles-ci, 221 installations bénéficient d'un tarif d'achat, une installation est issue d'une procédure d'appel d'offres.
 En 2012, 61 installations ont été mises en service dans le cadre de l'obligation d'achat. Leur répartition en fonction de la puissance est donnée dans le tableau ci-dessous.
Nombre d'installations de production d'électricité à partir de biogaz
mises en service en 2012 dans le cadre de l'obligation d'achat
PUISSANCE
< 50 kW
ENTRE 50 ET 150 kW
ENTRE 150 ET 300 kW
ENTRE 300 ET 1 000 kW
PLUS DE 1 000 kW
Arrêté du 19 mai 2011
5
10
19
6
12
Arrêté du 26 juillet 2006
0
3
1
2
3
 Depuis 2006, la puissance moyenne des installations mises en service est en baisse constante, passant de 2 054 kW à 504 kW en 2012.
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 182 du 07/08/2013 texte numéro 80

2. Description de la modification proposée
 La présence d'effluents d'élevage est indispensable au bon fonctionnement du processus de méthanisation dans les installations agricoles. Cependant, leur pouvoir méthanogène est faible. De manière à inciter les producteurs à utiliser les effluents au-delà du volume strictement nécessaire, et, ainsi, de réduire l'utilisation d'autres intrants qui pourraient être affectés à un usage différent, une prime spécifique a été introduite dans l'arrêté tarifaire biogaz du 19 mai 2011.
 Le projet d'arrêté envisagé modifie la valeur maximale de la prime pour le traitement d'effluents d'élevage, comme indiqué dans le tableau ci-dessous. Il ne modifie pas le calcul de la valeur de la prime dont peut bénéficier une installation, qui reste définie en fonction de la proportion d'effluents d'élevage dans l'approvisionnement.
PUISSANCE ÉLECTRIQUE
maximale installée
PRIME MAX (c€/kWh)
Arrêté du 19 mai 2011
PRIME MAX (c€/kWh)
Projet d'arrêté
Pmax ≤ 150 kW
2,6
2,6
Pmax ≤ 300 kW
―
2,6
Pmax = 300 kW
2,1
2,6
Pmax = 500 kW
1,53
2,1
Pmax ≥ 1 000 kW
0
0
 Les valeurs intermédiaires de la prime maximale sont déterminées par interpolation linéaire.
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 182 du 07/08/2013 texte numéro 80

3. Analyse de rentabilité
 L'article L. 314-7 du code de l'énergie dispose que le niveau des tarifs d'achat « ne peut conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations bénéficiant de ces conditions d'achat excède une rémunération normale des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités et de la garantie dont bénéficient ces installations d'écouler l'intégralité de leur production à un tarif déterminé ».
 L'analyse de rentabilité a été réalisée sur les installations de méthanisation agricole, visées par la modification tarifaire envisagée.
3.1. Hypothèses techniques
 Les caractéristiques techniques des installations ayant fait l'objet d'une analyse de rentabilité sont détaillées dans le tableau ci-après :
Puissance électrique installée (kW)
[50 ; 2 000]
Disponibilité (h/an)
7 500
Efficacité énergétique (%)
[35 ; 70] (*)
Autoconsommation de la chaleur produite (%)
[20 ; 35]
Nature des intrants dans la centrale de production d'électricité
Déchets agricoles, industriels et ménagers (codigestion).
La proportion d'effluents d'élevage varie de 20 à 60 % du tonnage entrant

 (*) Une efficacité énergétique de 35 % correspond à une installation ne produisant que de l'électricité, tandis qu'une valeur de 70 % correspond à une installation de cogénération valorisant une partie importante du biogaz sous forme de chaleur.
3.2. Hypothèses économiques
 L'analyse de rentabilité des tarifs envisagés compare le taux de rentabilité interne du capital investi après impôts (TRI projet) avec le coût moyen pondéré du capital pris comme référence, qui est estimé à 5,1 % sur la base du coût du capital moyen d'un échantillon d'entreprises du secteur des énergies renouvelables.
 Les données utilisées par la CRE pour établir son avis du 28 avril 2011, issues d'études commandées par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) (2), n'ont pas été mises à jour. Par ailleurs, compte tenu des délais dont elle dispose pour rédiger son avis, la CRE n'a pas été en mesure de recueillir les données nécessaires à l'évaluation des coûts actuels.
 Aucune subvention ou aide à l'investissement n'est considérée dans le calcul. En outre, aucune baisse de revenus liée aux redevances (3) que le producteur perçoit pour le traitement des déchets n'est prise en compte à moyen terme. En effet, si une telle baisse était retenue dans la détermination du niveau des tarifs, les exploitants auraient la possibilité d'accepter des rémunérations plus faibles pour le traitement des déchets grâce à des tarifs d'achat plus élevés. De plus, prendre en compte une telle baisse reviendrait à faire financer le traitement des déchets, obligation de nature réglementaire, par la contribution au service public de l'électricité.
 (2) « Expertise de la rentabilité des projets de méthanisation rurale », rapport final, 2010, étude réalisée pour le compte de l'ADEME par SOLAGRO, EREP, PSPC, SOGREAH, PERI G et « Etude de marché de la méthanisation et de la valorisation du biogaz », rapport final, 2010, Etude réalisée pour le compte de l'ADEME et GrDF par Ernst et Young. Ces travaux n'ont pas été actualisés.
 (3) Le niveau des redevances pour le traitement des déchets répond à une logique de marché et son prix est très volatil selon les régions.