Le secteur du biogaz utilise de nombreuses unités, issues à la fois de l’agronomie, de la physique des gaz, et de l’énergie.
Cette diversité rend parfois difficile la lecture de documents techniques, d’articles de presse, ou de rapports publics.

Il arrive fréquemment que des notions soient confondues : par exemple, le kilowattheure (kWh) et le mégajoule (MJ), le pouvoir calorifique supérieur (PCS) et le pouvoir calorifique inférieur (PCI), ou encore entre biogaz brut et biométhane injecté.
D’autres notions, comme le Nm³ (mètre cube normalisé), sont utilisées sans toujours être expliquées, alors qu’elles apparaissent systématiquement dans les chiffres de production ou d’injection.

Ce flou peut nuire à la bonne compréhension du fonctionnement d’une installation, à l’évaluation de son impact énergétique, ou à la communication auprès du grand public.

L’objectif de cet article est de présenter de manière claire et structurée les principales unités utilisées dans le domaine de la méthanisation :

• celles relatives aux intrants (matière sèche, matière organique, potentiel méthanogène),
• à la production de biogaz,
• à la valorisation en biométhane ou en électricité,
• ainsi qu’aux notions fondamentales d’énergie primaire, finale et utile.

Des exemples concrets et des renvois au glossaire CH4.bio sont intégrés pour faciliter la compréhension. Un convertisseur d’unités est également en préparation pour accompagner cette démarche.

Ce visuel présente les principales étapes d’un projet de méthanisation et les unités utilisées pour mesurer chaque flux : de la matière brute aux énergies produites (biométhane, chaleur, électricité), en passant par le digestat et les émissions de GES

Les unités utilisées pour caractériser les intrants

Avant de produire du biogaz, il faut caractériser la matière utilisée. Dans le cadre d’un projet de méthanisation, cette étape est essentielle pour estimer le potentiel de production énergétique d’une installation.
Les unités utilisées à ce stade ne sont pas des unités d’énergie, mais des unités de masse et de composition.

Tonne de matière brute (t MB)

La tonne de matière brute désigne la masse totale d’un intrant, tel qu’il est collecté ou apporté au méthaniseur. Elle comprend :

• la matière sèche (solides),
• et la matière humide (eau contenue dans le produit).

C’est l’unité de base utilisée pour raisonner les volumes entrants dans une installation, et pour exprimer certains rendements (ex. : Nm³/t MB).

Taux de matière sèche (MS)

Le taux de matière sèche est exprimé en pourcentage de la matière brute. Il correspond à la fraction résiduelle d’un intrant après élimination de l’eau par séchage.
Par exemple, un fumier à 25 % de MS contient 75 % d’eau et 25 % de matière réellement exploitable.

Ce paramètre est fondamental pour le dimensionnement des équipements (pompes, trémies, agitateurs), l’établissement du bilan matière, et la gestion des mélanges. Il permet aussi de classer les intrants selon leur consistance :

• Solide : plus de 20 % de MS,
• Pâteux : entre 10 et 20 %,
• Liquide : moins de 10 %.

Cependant, cette classification reste indicative. Le comportement physique d’un intrant (fluidité, pompabilité, besoin de broyage) dépend aussi de sa nature intrinsèque.
Par exemple, une huile végétale est parfaitement fluide, mais son taux de matière sèche est proche de 100 %.
À l’inverse, certains substrats riches en fibres ou en particules grossières peuvent présenter une texture visqueuse ou bloquante, même à faible MS.

Enfin, c’est bien la matière sèche, et plus précisément sa fraction organique, qui porte l’énergie valorisable par méthanisation. C’est cette fraction qui sera dégradée par les micro-organismes pour produire du biogaz.

Matière organique (MO)

Dans la matière sèche d’un intrant, seule une partie est véritablement valorisable en méthanisation : la matière organique.
Également appelée matière volatile, elle est constituée de composés biodégradables (glucides, lipides, protéines…) que les micro-organismes transforment en biogaz par fermentation anaérobie.

Le taux de matière organique est exprimé en pourcentage de la matière sèche. Plus ce taux est élevé, plus le substrat est riche en énergie potentielle. C’est pourquoi les co-produits agroalimentaires très concentrés (graisses, huiles, lactosérum…) présentent souvent un rendement méthanogène bien supérieur à celui des fumiers ou des matières fibreuses.

Toutefois, un excès de matière organique, notamment très azotée, peut générer un déséquilibre du milieu de digestion. Lors de la dégradation des protéines, l’azote qu’elles contiennent est libéré sous forme d’azote ammoniacal (NH₄⁺). En concentration trop élevée, ce composé peut inhiber l’activité des bactéries méthanogènes, réduisant ainsi la production de biogaz.
C’est pourquoi il est essentiel de surveiller le rapport C/N (carbone/azote) dans les mélanges, et de raisonner les apports d’intrants en conséquence.

Matière minérale

La matière minérale correspond à la fraction non biodégradable de la matière sèche. Elle inclut les cendres, les sables, les résidus terreux, ainsi que certains minéraux dissous. Cette fraction ne produit pas de biogaz, mais peut avoir un impact technique : abrasion des équipements, dépôts dans le digesteur, ou augmentation des cendres dans le digestat.

Un intrant trop riche en matière minérale présente donc un intérêt énergétique limité et peut nécessiter des ajustements spécifiques pour être valorisé efficacement.

Pouvoir méthanogène

Le Pouvoir méthanogène représente la quantité maximale de méthane qu’un intrant peut produire lors de sa dégradation par méthanisation. C’est une donnée essentielle pour estimer la production de biogaz d’une installation, définir les recettes d’intrants, et justifier les équilibres économiques d’un projet.

Il est généralement exprimé en Nm³CH₄ par tonne de matière brute (Nm³/t MB), par tonne de matière sèche (Nm³/t MS) ou par tonne de matière organique (Nm³/t MO) . Il peut aussi être converti en énergie, en mégajoules (MJ) ou kilowattheures (kWh) par tonne.

Le pouvoir méthanogène peut être obtenu :

• par mesure directe en laboratoire, selon un protocole appelé BMP (Biochemical Methane Potential),
• ou par estimation à partir de données bibliographiques ou de la composition chimique de l’intrant (teneur en C, H, O, N…).

Le BMP est la méthode de référence pour déterminer le pouvoir méthanogène dans des conditions contrôlées. Il donne une valeur théorique maximale, qui peut différer de la réalité sur site en fonction du type de digesteur, du temps de séjour ou du mélange d’intrants.

Quelques ordres de grandeur :

• Lisier bovin : 10 à 20 Nm³CH₄/t MB
• Fumier : 20 à 40 Nm³CH₄/t MB
• Maïs ensilé : ~200 Nm³CH₄/t MB
• Graisses alimentaires : jusqu’à 500-600 Nm³CH₄/t MB

Ce visuel montre la contribution énergétique de chaque type d’intrant dans une unité de méthanisation. On y voit clairement que les coproduits agroalimentaires et les cultures intermédiaires ont un potentiel méthanogène bien supérieur à celui du fumier bovin.

Les unités utilisées pour mesurer le biogaz brut

Le biogaz brut est le gaz issu de la fermentation anaérobie des intrants. Il contient principalement du méthane (CH₄) et du dioxyde de carbone (CO₂), mais aussi des traces d’autres composés comme l’hydrogène sulfuré ou la vapeur d’eau.
Avant toute valorisation, ce gaz est mesuré, analysé et suivi à l’aide d’unités spécifiques.

La plus courante est le Normo mètre cube, noté Nm³, qui correspond à un volume de gaz ramené à des conditions de température (0 °C) et de pression (1,013 bar) dites Normales.
Contrairement au mètre cube réel (m³), qui varie selon les conditions ambiantes, le Nm³ permet de comparer les volumes de gaz de manière cohérente, indépendamment des conditions de mesure. 

C’est l’unité de référence pour exprimer les productions, les débits et les conversions énergétiques dans le secteur du biogaz
Par exemple : 350 Nm³/h de biogaz.

Mais ce chiffre seul ne dit rien de l’énergie réellement contenue dans le gaz.
Tout dépend de sa teneur en méthane, qui peut varier entre 50 et 65 % selon les intrants et la qualité de la digestion. Plus le pourcentage de CH₄ est élevé, plus le gaz est riche en énergie.

C’est pourquoi on utilise aussi des unités de type PCS (pouvoir calorifique supérieur), exprimées en kWh/Nm³. Le PCS du biogaz brut est souvent compris entre 5,0 et 6,5 kWh/Nm³. Cela signifie qu’un Normo mètre cube de biogaz produit entre 5 et 6,5 kilowattheures d’énergie théorique. Ce pouvoir calorifique est calculé à partir de la proportion de méthane, chaque Nm³ de CH₄ pur représentant environ 10.8 kWh d’énergie.

La conversion entre un débit de biogaz (en Nm³/h) et une production d’énergie (en kWh/j ou MWh/an) dépend donc :

• du débit mesuré,
• de la teneur en CH₄,
• et du pouvoir calorifique du mélange.

Dans le cas d’une cogénération, ces données permettent de calculer les rendements et les productions électriques et thermiques associées.
Dans le cas d’une injection, elles permettent d’estimer le volume de biométhane potentiellement valorisable.

Plus un biogaz est riche en méthane, plus son PCS est élevé. Ce graphique montre la relation linéaire entre le % de CH₄ et le pouvoir calorifique du gaz, avec une référence au PCS du biométhane pur.

Les unités utilisées pour exprimer le biométhane injecté

Le biométhane est le gaz obtenu après épuration du biogaz brut. Ce traitement permet de retirer le dioxyde de carbone, l’hydrogène sulfuré, l’eau et les autres impuretés, pour ne conserver que le méthane à une teneur supérieure à 97 %, compatible avec les réseaux de gaz naturel.

Comme pour le biogaz, la production de biométhane peut être exprimée en Nm³, mais la référence énergétique devient centrale, notamment pour les échanges contractuels, les aides publiques et la facturation.

La principale unité utilisée est le kilowattheure (kWh), et plus précisément le PCS (pouvoir calorifique supérieur) du biométhane, généralement fixé à 10,8 kWh/Nm³. Ce coefficient permet de convertir un volume normalisé de biométhane en énergie.
Par exemple, une installation qui produit 350 Nm³/h de biogaz à 55 % de CH₄, avec un rendement épuratoire de 99,5 %, injecte environ 18,1 GWh PCS de biométhane par an.

Les gestionnaires de réseau utilisent un PCS réel, mesuré en continu à l’injection. Il peut varier légèrement selon la composition exacte du gaz épuré, mais reste proche de la valeur de référence.

À l’échelle d’un projet, la capacité de production est souvent exprimée en GWh/an, une unité adaptée pour comparer la contribution d’une installation à la consommation énergétique locale ou nationale.
Cela permet, par exemple, d’annoncer qu’un site injecte “20 GWh/an de biométhane”, soit l’équivalent de la consommation annuelle de plusieurs milliers de logements ou de dizaines de bus GNV.

D’autres unités comme la densité relative ou l’indice de Wobbe sont également utilisées pour évaluer l’interchangeabilité du biométhane avec le gaz naturel. Ces paramètres ne sont pas forcément utiles à un porteur de projet, mais ils sont essentiels pour garantir la compatibilité du gaz injecté avec les usages aval (chaudières, moteurs, etc.).

À quoi correspond un volume de biométhane en mobilité ?

Lorsqu’il est utilisé comme carburant, le biométhane est exprimé en kilogrammes ou tonnes, et non plus en Nm³ ou kWh. Cela facilite la comparaison avec les carburants classiques et permet d’estimer le nombre de véhicules pouvant être alimentés par une installation de méthanisation.

Voici quelques repères utiles :

• Véhicule léger (voiture ou utilitaire GNV) :
  4 à 5 kg / 100 km → environ 700 kg/an pour 15 000 km
• Bus urbain (12 m, bioGNC) :
  30 à 35 kg / 100 km → 20 t/an pour 60 000 km
• Poids lourd (tracteur bioGNC ou bioGNL) :
  30 à 35 kg / 100 km → 30 t/an pour 100 000 km

Sur cette base, une installation qui injecte 19,3 GWh PCS/an (soit environ 1 330 tonnes de biométhane) permet de couvrir :

• près de 1 300 véhicules légers, ou
• environ 65 bus urbains, ou
• 45 poids lourds longue distance

Ces équivalents concrets permettent de visualiser l’impact énergétique d’un projet sur le secteur des transports, l’un des plus stratégiques pour la décarbonation.

Et le CO₂ dans tout ça ?

Le CO₂ constitue la majeure partie des composés extraits lors de l’épuration du biogaz. Il représente ici environ 45 % du volume brut, soit un flux potentiel de 1 383 000 Nm³ de CO₂/an à partir de 350 Nm³/h de biogaz brut sur 8 760 heures.

Avec une densité de 1,977 kg/Nm³, cela correspond à près de 2 732 tonnes de CO2 biogénique extraits chaque année.

Ce CO₂ peut être :

• émis directement à l’atmosphère,

• valorisé (agroalimentaire, serres, méthanation, e-carburants…),

• ou stocké dans des conditions encadrées (bio-CCS).

Quantifier ce flux permet d’estimer le potentiel de valorisation carbone d’une installation, de documenter un projet de captage ou de calculer précisément le bilan GES dans le cadre d’une certification RED II ou RED III.

Les unités spécifiques à la cogénération biogaz

La cogénération a longtemps été la voie principale de valorisation du biogaz en France, notamment dans les installations de méthanisation à la ferme. Ce modèle, bien adapté aux unités de petite taille implantées en milieu rural, permet de produire simultanément de l’électricité et de la chaleur à partir du biogaz brut, via un moteur spécifique.

Si la plupart des nouvelles installations se tournent aujourd’hui vers l’injection de biométhane, la cogénération reste encore largement représentée dans le parc existant. De nombreuses unités en fonctionnement utilisent ce modèle, parfois avec une chaleur partiellement valorisée pour chauffer des bâtiments ou des séchoirs.

Ce mode de valorisation repose sur des notions et des unités spécifiques, différentes de celles utilisées pour l’injection. Il est donc essentiel de bien comprendre ces unités, notamment lorsqu’on cherche à évaluer le potentiel de conversion d’une installation cogénération vers l’injection. La connaissance des rendements, des pertes et des formes d’énergie mobilisées est une condition préalable pour estimer avec justesse la quantité de biométhane injectable à partir d’une production existante.

La puissance installée du moteur est exprimée en kWe (kilowatts électriques), ou parfois en MWe pour les plus grandes puissances. Elle indique la capacité du moteur à produire de l’électricité. À cette production s’ajoute une quantité équivalente, voire supérieure, de chaleur récupérée sur les gaz d’échappement et les circuits de refroidissement, exprimée en kWth.

Sur une année, la production est exprimée en MWh/an ou GWh/an, pour l’électricité comme pour la chaleur. Une installation de 250 kWe fonctionnant 8 000 heures par an produira donc environ 2 GWh d’électricité et une quantité équivalente, voire supérieure, de chaleur utile.

Les rendements varient selon les technologies et les conditions d’exploitation :

• le rendement électrique est généralement de 35 à 42 %,
• le rendement thermique se situe entre 40 et 50 %,
• le rendement global peut atteindre 85 %, à condition de valoriser efficacement la chaleur.

Contrairement à l’injection, la cogénération est souvent exprimée sur la base du PCI (pouvoir calorifique inférieur), car la vapeur d’eau formée lors de la combustion n’est pas récupérée.

Le fonctionnement est mesuré en heures par an. La plupart des unités visent un fonctionnement de 7 200 à 8 200 h/an, même si certains projets, notamment en cogénération de secours ou en auto-consommation, fonctionnent de manière plus intermittente.

Enfin, la performance globale d’un projet dépend autant de la production électrique que de la valorisation de la chaleur, qui reste parfois sous-exploitée. Pour qu’un projet soit pertinent, cette énergie thermique doit trouver un usage local (chauffage, séchage, réseau de chaleur…).

Les notions transversales à maîtriser

Différence entre énergie primaire, finale et utile

Dans les documents techniques ou réglementaires, on distingue souvent plusieurs formes d’énergie : primaire, finale et utile. Ces notions sont fondamentales pour évaluer les performances réelles d’une installation, mais elles sont fréquemment mal interprétées.
Voici comment les comprendre, à partir d’un exemple concret de cogénération biogaz.

Énergie primaire

C’est l’énergie contenue dans le biogaz brut avant transformation. Elle dépend du pouvoir calorifique du gaz (généralement exprimé en PCI) et du volume produit. Par exemple, une installation qui consomme 100 kWh PCI de biogaz mobilise 100 kWh d’énergie primaire.

Énergie finale

C’est l’énergie disponible pour un usage après transformation. Dans le cas d’un moteur de cogénération, il s’agit de :

• l’électricité produite et injectée sur le réseau ou autoconsommée,
• et de la chaleur récupérée sur les gaz d’échappement et le circuit de refroidissement.

Avec un rendement typique :

• 40 % électrique → 40 kWh d’électricité finale
• 47 % thermique → 47 kWh de chaleur finale

Soit un total de 87 kWh d’énergie finale pour 100 kWh d’énergie primaire.

Énergie utile

Il s’agit de la part réellement utilisée par le consommateur final. Par exemple :

• L’électricité est en général entièrement valorisée (vendue ou consommée).
• La chaleur, en revanche, peut ne pas être utilisée (perte dans l’environnement, absence de besoin, etc.).

Si seule l’électricité est valorisée, on considère que l’énergie utile est de 40 kWh.
Si la chaleur est partiellement utilisée (chauffage du digesteur, séchage…), on peut considérer qu’une partie de ces 47 kWh de chaleur devient également utile.

Cette distinction est essentielle pour comparer les différents modes de valorisation (cogénération vs injection), calculer les rendements globaux, et surtout pour apprécier l’efficacité réelle d’un projet du point de vue énergétique.

Conversions entre kWh, MJ, PCS, PCI et autres grandes unités

Dans les documents techniques, les contrats ou les textes réglementaires (comme RED II), les énergies sont exprimées sous des formes variées : kilowattheures (kWh), mégajoules (MJ), pouvoir calorifique supérieur (PCS) ou inférieur (PCI).

Pour naviguer entre ces unités, il est utile de retenir quelques facteurs de conversion simples.

Conversion entre kWh et MJ :

• 1 kWh = 3,6 MJ
• 1 MJ = 0,278 kWh

Conversion entre PCS et PCI :

Le PCS inclut la chaleur latente de condensation de la vapeur d’eau, tandis que le PCI l’exclut.
Le PCI est utilisé pour la cogénération ; le PCS, pour l’injection.

Pour le biométhane :

• PCS ≈ 10,8 kWh/Nm³
• PCI ≈ 9,7 kWh/Nm³

Facteurs pratiques :

• Du PCS vers le PCI : multiplier par 0,898
• Du PCI vers le PCS : multiplier par 1,113

Unités à grande échelle : TWh et bcm

Dans les politiques énergétiques comme REPowerEU, les objectifs sont exprimés en :

• TWh (térawattheures), soit 10⁶ MWh, ou 10⁹ kWh
• bcm (billion cubic meters), c’est-à-dire milliards de mètres cubes

Pour le gaz naturel et le biométhane, on considère généralement que :

• 1 bcm ≈ 10,8 TWh PCS (en utilisant un PCS moyen de 10,8 kWh/Nm³)

Ces unités permettent de comparer les productions nationales ou européennes avec les besoins en gaz fossile, ou les objectifs de substitution dans le cadre de la transition énergétique.

L’unité gCO₂eq/MJ dans RED II

La directive RED II impose de calculer l’empreinte carbone du biométhane en grammes de CO₂ équivalent par mégajoule (gCO₂eq/MJ), exprimée sur la base du PCI.

Pour utiliser cette unité avec des données issues d’une fiche de production ou d’un modèle énergétique exprimé en kWh PCS, il faut convertir :

• kWh → MJ : multiplier par 3,6
• PCS → PCI : multiplier par 0,898

Exemple :
Une émission de 24 gCO₂eq/MJ PCI (valeur maximale autorisée pour un biométhane certifié durable selon RED II) correspond à :

• 24 × 3,6 = 86,4 gCO₂eq/kWh PCI
• 86,4 ÷ 0,898 ≈ 96,2 gCO₂eq/kWh PCS

Ces conversions sont indispensables pour aligner les calculs d’émissions avec les exigences de RED II et les bilans GES réglementaires.

Estimer la production injectable à partir d’une cogénération biogaz

Lorsqu’une unité de méthanisation valorise son biogaz en électricité via un moteur de cogénération, il est possible d’estimer le volume de biométhane injectable qui pourrait être produit en cas de conversion à l’injection. Ce type de calcul est utile pour comparer les modèles économiques ou envisager une évolution du projet.

Prenons l’exemple d’un site équipé d’un moteur de 500 kWe, fonctionnant 8 200 heures par an, avec un rendement électrique de 40 %, une teneur en méthane de 55 % dans le biogaz, et un rendement épuratoire de 99,5 %. On ajoute une hypothèse d’autoconsommation de 4 % de méthane pour le chauffage du digesteur, en l’absence de chaleur issue de la cogénération.

1. Production électrique annuelle
   500 kWe × 8 200 h = 4,1 GWh/an (énergie finale électrique)
2. Énergie primaire nécessaire
   Avec un rendement de 40 %, l’énergie primaire consommée est :
   4,1 GWh ÷ 0,40 = 10,25 GWh PCI de biogaz
3. Volume de biogaz brut consommé
   En supposant un PCI moyen de 5,9 kWh/Nm³ (biogaz à 55 % CH₄) :
   10,25 GWh ÷ 5,9 kWh/Nm³ = 1 737 288 Nm³ de biogaz
4. Quantité de méthane contenu dans ce biogaz
   1 737 288 Nm³ × 55 % = 955 508 Nm³ de CH₄ brut
5. Méthane récupérable via l’épuration (rendement 99,5 %)
   955 508 × 0,995 = 950 730 Nm³ de biométhane
6. Retrait pour le chauffage du digesteur (autoconsommation 4 %)
   950 730 × 0,04 = 38 029 Nm³ consommés sur site
   → Biométhane réellement injectable = 912 701 Nm³
7. Énergie injectée nette (PCS = 10,8 kWh/Nm³)
   912 701 × 10,8 = 9 857 171 kWh PCS, soit 9,86 GWh PCS injectables

Résultat

Une unité équipée d’un moteur de 500 kWe, fonctionnant 8 200 heures par an, consommant du biogaz à 55 % de CH₄, pourrait injecter environ 9,9 GWh PCS par an si elle était convertie à l’injection, en tenant compte :

• du rendement électrique initial (pour reconstituer la consommation de biogaz),
• d’un rendement d’épuration de 99,5 %,
• et d’une autoconsommation thermique de 4 % pour le maintien en température des digesteurs.

Cette estimation repose sur une recette d’intrants identique à celle utilisée en cogénération.
Or, dans le cadre d’un passage à l’injection, il est souvent pertinent d’étudier la possibilité d’augmenter la production de biogaz (par l’optimisation de la ration, l’ajout de coproduits, ou une extension de l’unité).
Cela permettrait d’améliorer la rentabilité globale du projet, en augmentant la quantité de biométhane injectée sans nécessairement modifier l’infrastructure existante de digestion.

Fiche de correspondance des unités

Les unités utilisées dans le secteur du biogaz sont nombreuses et proviennent de domaines variés : agronomie, énergie, gaz, climat…
Comprendre leur signification, leur lien avec les usages (injection, cogénération, mobilité) et savoir passer de l’une à l’autre est indispensable pour analyser correctement un projet ou décrypter une donnée technique.

Ce guide a pour objectif de faciliter cette compréhension, en apportant des repères concrets et des exemples applicables.
Vous trouverez ci-dessous une fiche récapitulative des principales unités rencontrées dans la filière.

D’autres ressources seront prochainement mises en ligne sur CH4.bio, notamment un convertisseur interactif pour faciliter les conversions les plus fréquentes.