Les unités de méthanisation en cogénération construites dans les années 2010 ont souscrit un contrat de rachat d’électricité qui arrive à échéance. De plus, l’arrêté du 8 septembre dernier abroge le tarif d’achat de l’électricité garanti par l’État ; il n’est donc plus possible pour les agriculteurs méthaniseurs de souscrire ce type de contrat. Quelles solutions s’ouvrent alors pour les installations en place ? Pour y répondre, la Chambre d’agriculture a élaboré un arbre de décision précis qui montre les perspectives possibles et une série de fiches explicatives. Les choix sont nombreux, le sujet complexe.

Un éventail dedécisions techniques et économiques complexes

Toutes les premières méthanisations agricoles installées en Bretagne étaient en cogénération. « Au bout de 20 ans, même s’il est encore possible de produire, la revente par ces anciens contrats n’est plus autorisée », fait observer Stéphanie Sommier, chargée de mission méthanisation à la Chambre d’agriculture de Bretagne. Dans cet arbre de décision très visuel, le site concerné démarre son chemin de décision soit par la conservation de la cogénération, soit par la recherche d’un nouveau mode de valorisation.

Choisir l’autoconsommation

Si la cogénération est conservée, le méthaniseur peut se tourner vers une solution d’autoconsommation et la vente d’électricité en direct, par des contrats de gré à gré. « Cette autoconsommation sera plutôt collective mais, dans ce cas, tous les contrats sont à créer. Il paraît difficile au producteur de proposer 10 ou 15 contrats à différents clients, l’idéal étant de trouver un gros consommateur local, comme un centre hospitalier », prévient Maïna Le Roch, en charge des sujets méthanisation à la Chambre d’agriculture et également animatrice de l’association des agriculteurs et méthaniseurs bretons (AAMB). Autre possibilité quand le choix est de maintenir la cogénération, celui de souscrire un PPA (Power purchase agreement), « qui est le même principe que d’avoir un tarif d’achat, mais sans le soutien de l’État. L’électricité est vendue à un fournisseur, les dossiers sont complexes à monter, et nécessitent un accompagnement juridique solide ». Le fait de rester en cogénération peut enfin être intéressant pour les sites qui utilisent la chaleur produite, pour chauffer l’élevage ou pour sécher du foin ou des céréales.

Choisir l’injection

En cas d’arrêt du moteur de cogénération, l’installation peut s’orienter vers une production de biométhane qui sera directement injecté dans le réseau. Quand un réseau déjà existant se situe à moins de 10 km et que la capacité de production de cogénération actuelle est supérieure à 250 kWe, il devient accessible de contractualiser un CPB (certificat de production de biogaz). L’installation devra alors se doter d’un module épurateur, ainsi que d’un système de chauffage pour monter en température le digesteur, la cogénération étant supprimée, et investir pour le raccordement au réseau de distribution de gaz. En fonctionnement, le producteur reçoit un nombre fixe de CPB pour chaque MWh de biométhane injecté dans le réseau. Si l’unité de méthanisation est ancienne (plus de 15 ans), un coefficient de modulation s’applique. Ce coefficient sera de 0,8 ou de 0,95 si l’injection dans le réseau intervient avant le 31 décembre 2029.

Le BPA, pour Biomethane purchase agrement, est l’équivalent du CPB (en France) mais à l’échelle européenne. « Il est plus exigeant au niveau des intrants : les Cive et les cultures intermédiaires sont interdites », précise Maïna Le Roch. Cependant, il permet de valoriser non seulement la molécule de gaz, mais aussi les éléments certifiés associés, notamment la réduction des gaz à effet de serre.

Enfin, la solution de gaz porté est une porte de sortie de la cogénération. Deux décisions sont possibles⁽¹⁾.

Fanch Paranthoën

(1) voir article « L’heure des choix pour les méthaniseurs »

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