L’injection directe du biogaz permet un meilleur rendement énergétique

Le Gaec de l’Avel à Bohars, dans le Finistère, a ajouté à ses activités agricoles la production de biométhane en injection directe sur le réseau (Avel Énergies), avec un tarif garanti pendant quinze ans. Les éleveurs ont choisi ce système pour plusieurs raisons. L’injection directe génère, a priori, moins de problèmes techniques qu’un cogénérateur, dit en substance Roger Laurent. Le rendement énergétique est supérieur (60 à 65 % contre 35-40 % en cogénération) et il n’y a pas besoin d’une activité spécifique pour valoriser la chaleur émise par le cogénérateur. En outre, les capacités de production d’un tel système peuvent être augmentées pour un coût moindre qu’en cogénération qui réclame l’ajout d’un second moteur. Le revers de la médaille, c’est un investissement plus onéreux au départ, de l’ordre de 10 à 15 %, principalement en raison du coût de raccordement au réseau – 60 euros le mètre de raccordement (3 kilomètres pour le Gaec de l’Avel). Le Gaec a investi au total 2,375 millions d’euros dans l’opération, un investissement couvert par 18 % de subventions. Le système d’une capacité de 4,5 millions kWh de biométhane (consommation en gaz de mille personnes) a été présenté au printemps dernier, lors d’une journée portes ouvertes, afin de démontrer que la production d’énergie peut constituer une voie de diversification intéressante. Cette unité est la première injection directe à avoir démarré ses activités dans le Finistère – un autre a depuis vu le jour près de Châteaulin et d’autres systèmes démarrent en Bretagne. Au sein du Gaec, les associés disent avoir voulu donner de la cohérence à l’exploitation. Autrement dit, créer une filière de valorisation de la biomasse produite par l’élevage garantissant un revenu constant, hors volatilité des prix du marché. « La méthanisation est tout à fait complémentaire de l’élevage, en ce sens qu’elle donne de la valeur aux effluents, explique Yannick Laurent, entré sur l’exploitation en 2014. Une fois brassé, le digestat s’épand sans nuisances olfactives pour les riverains et est plus facilement assimilable par les plantes. » L’exploitation a d’ailleurs réduit de 30 % ses achats d’engrais minéral.

C’est dans les années 2000 que les associés commencent à réfléchir à la possibilité de produire de l’énergie renouvelable, tout en investissant dans une station de traitement de lisier (2006), avec cinq exploitations voisines, pour réduire les rejets azotés. Au début des années 2010, ils se penchent sur un projet de méthanisation en cogénération. Il n’aboutit pas mais ils poursuivent leur réflexion avec Capinov (filiale de Triskalia spécialisée dans le conseil). Et en 2016, ils optent définitivement pour la méthanisation avec injection du biométhane.

Des coûts importants de raccordement selon l’éloignement

L’unité est approvisionnée en continu de déjections animales de la ferme pour 80 % (40 % de fumier pailleux et 40 % de lisiers de porc et de bovin), et de déchets verts (cannes de maïs, légumes d’une serre à tomates voisine, feuilles de poireaux d’un légumier d’à côté) pour le reste. Évidemment, la composition de la ration évolue selon les saisons et Capinov suggère des assolements particuliers pour booster l’effet méthanogène du digesteur. Le maïs ensilage ne fait pas partie de la ration, « mais ça peut évoluer », glisse Yannick Laurent. Ces matières sont mélangées dans une fosse de prémélange approvisionnée trois fois par jour (300 mètres cubes quotidiens). Le mélange alimente en continu deux digesteurs chauffés à 40 °C qui extraient le biométhane. Le gaz est ensuite acheminé vers un système d’épuration et de compression avant injection sur le réseau pour une consommation locale.

" Dans cette activité, il faut être en capacité de gérer l’imprévu", dit Yannick qui estime à quinze ou vingt heures par semaine le temps consacré à cette nouvelle activité sur la ferme. Il faut notamment veiller à la bonne qualité du digestat pour éviter d’entrer dans le digesteur toute matière risquant de tuer les bactéries. " Pour redémarrer, il faudrait alors plusieurs semaines au bas mot." Avel Énergie a la capacité de produire 50 Normo mètres cubes (Nm3) de gaz par heure. Dans ce cas, son amortissement ne devrait pas excéder huit à neuf ans. Le remboursement pourrait même être raccourci si l’installation augmentait ses capacités de production (et donc de revenus), jusqu’à 60 Nm3. Ce qui serait tout à fait possible, sans investissements supplémentaires. En effet, la valorisation d’un volume de gaz supplémentaire dépend de la capacité du réseau proche de le consommer. L’exploitation se situant tout près du grand bassin de population de Brest Métropole Océane, elle peut a priori augmenter sa production de biométhane. Pour les exploitants, le revenu produit par cette nouvelle activité se place désormais en seconde position derrière le lait, mais devant le porc et les cultures.