LE DÉVELOPPEMENT DE LA MÉTHANISATION DANS LES TERRITOIRES

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1 LE DÉVELOPPEMENT DE LA MÉTHANISATION DANS LES TERRITOIRES La méthanisation est l une des principales sources d énergie sur laquelle comptent les pouvoirs publics pour le développement des énergies renouvelables dans le cadre des objectifs européens et internationaux (32% de renouvelables à horizon 2030). Si son potentiel de développement sur le territoire français est indéniable, le montage des projets est loin d être évident et peut soulever de nombreuses difficultés. Cette fiche de capitalisation s attache à définir simplement le procédé, en clarifier le contexte réglementaire, et à offrir les principales clés méthodologiques permettant de mener à bien le développement de la méthanisation sur un territoire. POURQUOI LA MÉTHANISATION?... 1 LA MÉTHANISATION EN FRANCE Panorama de la situation en Cadre réglementaire Les dispositifs de soutien La mise en œuvre de la méthanisation... 5 DEUX MODÈLES EN DÉVELOPPEMENT... 9 POURQUOI LA MÉTHANISATION? De nombreuses vertus communément reconnues pour la méthanisation La production d une énergie renouvelable, permettant, en la substituant à de l énergie fossile, de réduire les émissions de GES ou encore de réduire la dépendance (et la facture) énergétique d un territoire ; La réduction de la quantité de déchets organiques enfouis ou incinérés (et des émissions naturelles de méthane dans l atmosphère que leur décomposition entrainerait) en les intégrant dans une boucle d économie circulaire locale ; La valorisation possible des résidus non-énergétiques (digestat) en tant que fertilisants ou bien sous forme de granulats (litières, horticulture, etc.) ; La diversification des activités et des débouchés pour les exploitants agricoles. qui fait également l objet de critiques ou craintes A un niveau général ou national, certains acteurs appellent à prendre les mesures nécessaires à un meilleur encadrement de la méthanisation pour en éviter les éventuels effets pervers. En particulier, on observe en Allemagne une tendance à dédier des parcelles agricoles exclusivement à la méthanisation, engendrant ainsi une spéculation sur le foncier et les produits agricoles, et une moindre production alimentaire locale. A un niveau local, les craintes peuvent être de diverses natures. Les acteurs locaux et en particulier les riverains des projets craignent souvent des nuisances olfactives et sonores, des impacts sanitaires (germes, etc.), des risques au niveau de la sécurité de l installation ou encore le trafic de camions chargés d alimenter le méthaniseur ou de collecter le biogaz. Si ces réserves régulièrement observées sont souvent dues à un manque d information et de compréhension, elles soulignent l importance de systématiser les processus de concertation voir la partie «Retours d expérience». Transitions

2 LA MÉTHANISATION EN FRANCE 1. Panorama de la situation en 2016 En France L Europe est la première zone de production de biogaz au monde. En France, actuellement, ce sont plus de 440 installations 1 qui sont opérationnelles (contre en Allemagne). Chaque année, ce sont 70 nouvelles installations en moyenne qui sont mises en service. Dans le cadre des ambitions et objectifs affichés par la France en matière d énergie et de climat (paquets climaténergie européens, COP 21, etc.), l Etat souhaite développer la production d énergies renouvelables (ENR) et en particulier la méthanisation. La loi relative à la transition énergétique et à la croissance verte, adoptée à l été 2015, table sur le développement de projets en seulement 3 ans. En Région Auvergne - Rhône-Alpes La Région Auvergne - Rhône-Alpes, l ADEME régionale et RAEE ont développé un Observatoire de la méthanisation sur le territoire permettant de disposer d une liste des différentes installations prévues et existantes sur le territoire. A ce jour, cet Observatoire recense : en Rhône-Alpes 2 : 63 installations en service avec une production de 360 GWh de biogaz et 604 GWh d électricité ; 4 en construction ; 16 en phase de classification ICPE ; 5 projets en cours de développement. en Auvergne : 13 installations en service avec une production d environ 20GWh (chiffre en cours de consolidation) 3 ; 10 projets en construction ; 13 projets en cours de développement. Elaboré sur le périmètre de l ancienne région Rhône-Alpes, le schéma régional Biogaz a pour objectif de mettre à disposition, auprès des acteurs publics et privés, les données de potentiel de développement de la méthanisation. Ces données sont extraites du schéma de développement de la méthanisation réalisé en 2015 et mis à jour régulièrement par RAEE. Elles sont cartographiées et accessibles en ligne sur le site de RAEE 4. Sont ainsi mis à disposition : La localisation des stations d épuration, des industries agro-alimentaires, les exploitations agricoles classées, les unités de méthanisation agricoles et territoriales ; Les réseaux de distribution de gaz et les communes desservies en gaz ; 1 Chiffres issus de la base de données SINOE 2 Chiffres issus du site Internet : Ces chiffres prennent en compte l ensemble des sites de méthanisation du territoire (unité de méthanisation territoriale, unité de méthanisation agricole, ISDND, STEP, UIOM). 3 Données issues de RAEE. Ne sont pas concernées, à ce jour, les installations de type ISDND et STEP. 4 Transitions Auxilia

3 Les gisements de déchets organiques selon leurs typologies. La visualisation est possible à différentes échelles territoriales (département, communes, SCoT, territoires TEPOS), permettant ainsi d affiner la lecture de la carte. 2. Cadre réglementaire L implantation d une unité de méthanisation requiert l obtention de nombreuses autorisations. Le nombre et la nature de ces autorisations peuvent varier en fonction des caractéristiques de l installation (puissance, tonnage, etc.) ou de son lieu de construction 5.Toutefois, les principales démarches administratives à considérer sont issues des codes de l environnement, de l énergie et de l urbanisme. Elles sont globalement à engager de manière concomitante, (N.B. : un planning type a été réalisé par l ADEME 6 ). Le planning type d un projet de méthanisation dépend de plusieurs facteurs (la règlementation ICPE qui s applique, la recherche de financements, etc.). Dans un souci de simplification, l Etat a lancé en mai 2014 une expérimentation d instauration d une autorisation unique pour l implantation de méthaniseurs et d éoliennes dans quelques régions. Cette expérimentation donne la possibilité de concentrer en une seule autorisation administrative bon nombre des démarches précitées : permis de construire, autorisation ICPE ou obligations du code de l énergie. Cette initiative devrait permettre de réduire à 10 mois le délai d instruction du dossier. La loi relative à la transition énergétique d août 2015 étend l expérimentation à l ensemble du territoire. Les principales démarches administratives sont présentées ici : Code de l énergie Autorisation d exploiter, pour les installations de plus de 12 MW de puissance électrique installée (en-dessous, ce qui est généralement le cas, l installation est réputée autorisée) ; Certificat ouvrant droit à l obligation d achat (CODOA) pour conclure les contrats d achats d électricité ; Identification auprès de l ADEME, à assurer 3 mois en amont de la demande de raccordement ; Demande de raccordement ; Contrat d achat de l électricité, conditionné à l obtention du CODOA. Code de l environnement Les projets relèvent de la règlementation des Installations Classées pour la Protection de l Environnement (ICPE) 7 : o Déclaration (dossier sommaire) ; o Enregistrement (dossier technique, consultation des communes et information au public) ; o Autorisation (étude de dangers, d impacts, enquête publique et avis de l autorité départementale). Code de l urbanisme 5 Pour davantage d informations, se rapprocher de votre référent méthanisation de la Direction Départementale des Territoires 6 Page 20 du Guide Ademe sur le cadre juridique et règlementaire de la méthanisation : 7 Le type de régime applicable va dépendre de la quantité et de la typologie des matières entrantes. Transitions Auxilia

4 Permis de construire. Au-delà de leur seule construction, les méthaniseurs étant des installations relevant du cadre des ICPE, d autres obligations s appliquent, par exemple, au fonctionnement de l équipement (stockage du gaz, valorisation des digestats, etc.). 3. Les dispositifs de soutien Plusieurs dispositifs de soutien existent, dont les principaux sont : A l échelle européenne, les fonds FEDER et FEADER qui peuvent être mobilisés pour l obtention d aides à l investissement. A l échelle nationale, le Plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA) permet de soutenir la mise en place d une filière de la méthanisation agricole. Il se caractérise par un renforcement du soutien public, le soutien à l innovation ou l accompagnement de porteurs de projet. Très concrètement, le Ministère de l Ecologie, du Développement Durable et de l Energie souhaite développer méthaniseurs en 3 ans. Les perspectives et objectifs en la matière sont d atteindre une puissance installée de 137 MW d ici 2018 et entre 237 et 300 MW d ici 2023 (arrête ministériel du 24 avril 2016). Ainsi, les porteurs de projets peuvent bénéficier d un tarif d achats de co-génération ou d injection dans le réseau. Mis en place depuis 2011, ce tarif correspond à un soutien de 200 millions d euros par an, d ici Les tarifs appliqués dépendent de plusieurs facteurs comme le type d installations (un tarif spécifique est appliqué aux installations ISDND), la taille de l installation et la nature des matières traitées (produits issus de l agriculture ou de l agro-industrie, déchets ménagers, boues de station d épuration) 8. En complément, les Fonds Chaleur et Déchets de l ADEME peuvent aussi être mobilisés en fonction des projets pour développer la méthanisation. A l échelle régionale, l ADEME pilote chaque année un appel à projets «Développement de la méthanisation en Rhône-Alpes». Il permet de soutenir le développement de projets en phase de dépôt de dossier ICPE. De son côté, la Région a lancé un appel à projets «Energies renouvelables et innovations » qui permet, lui, d obtenir l octroi d un financement pour un projet de méthaniseur. Enfin, le fonds régional OSER participe en capital au financement des projets de production d EnR en Auvergne Rhône-Alpes. 8 L ensemble de ces informations sont disponibles sur le site du ministère : Transitions Auxilia

5 4. La mise en œuvre de la méthanisation Le procédé de méthanisation Le principe de méthanisation repose sur quatre grandes étapes rappelées dans l illustration ci-dessous (issue du Ministère de l Environnement, de l Energie et de la Mer). 1 En premier lieu, il s agit de collecter les déchets méthanisables du territoire. Ils peuvent être de différentes sources : déchets agricoles, déchets des entreprises agroalimentaires, déchets des collectivités, déchets des ménages, etc. Dans certains cas, les déchets peuvent être traités en amont (broyage, tri,, prétraitement, etc.) pour permettre une meilleure dégradation. 2 Les déchets sont ensuite stockés et sont acheminés vers une cuve appelée «digesteur» - cuve étanche et en anaérobie (absence d oxygène). Les bactéries présentes permettent de dégrader naturellement la matière et produire du biogaz (voir étape 3) et du digestat. Le digestat est stocké dans une fosse dédiée et peut être valorisé en tant que fertilisants ou granulats. 3 Le biogaz produit peut être exploité de trois façons : soit par injection (le biogaz doit être épuré avant d être injecté dans le réseau), par cogénération (pour valoriser le biogaz en chaleur et électricité), par combustion (pour valoriser uniquement le biogaz en chaleur) Le choix d exploitation retenu dépendra des valorisations possibles et offertes par le territoire, ses acteurs et les équipements (voir étape 4). 4 La valorisation va dépendre des équipements situés à proximité de l unité de méthanisation. Si un réseau de gaz est présent, l injection parait être une solution pertinente (utilisation du biogaz comme gaz de ville et comme biocarburant). Si des gros consommateurs d énergies sont en proximité directe de l unité, il est envisageable de valoriser directement le biogaz en apport de chaleur. Enfin, la cogénération peut être une solution afin de combiner production de chaleur et production d électricité. Transitions

6 L opportunité et la faisabilité du projet Avant de démarrer un projet de méthanisation, il est nécessaire de mener certaines étapes. Elles permettront d identifier l opportunité ou non d installer une unité de méthanisation sur le territoire opportunité liée aux gisements disponibles et à la mobilisation des acteurs locaux. En règle générale, les étapes suivantes doivent être menées : Identification des gisements disponibles, en s appuyant, notamment, sur l outil cartographique développé par RAEE et mentionné précédemment ; Echanges avec les référents DDT et Chambre d Agriculture pour calibrer le projet et l opportunité qu il représente ; Etudes complémentaires, si nécessaire, pour affiner les gisements disponibles (quantité, typologie, etc.) ; Temps d animations territoriaux pour mobiliser des porteurs de projets puisque la mise en place d une unité de méthanisation ne peut être à la seule charge des collectivités locales. Il est nécessaire que des acteurs du territoire se manifestent pour initier un tel projet. Une fois ces étapes réalisées, le territoire sera en mesure de mesurer l opportunité, ou non, de mettre en place un projet de méthanisation. Il s agira alors de mener des études technicofinancières sur chacun des projets pour s assurer de leur faisabilité. A ce titre, l ADEME indique des ratios monétaires à ne pas dépasser dans le cadre de projets d unités de méthanisation pour s assurer de la maîtrise des coûts d investissement. Ces ratios sont rappelés dans les tableaux ci-dessous : Cas de la cogénération (coûts hors réseau de chaleur et hygiénisation) Puissance électrique installée Plafond en /kwe Cas de l injection 0 à 75 kwe à 150 kwe à 300 kwe à 500 kwe Débit d injection Plafond en /Nm 3 /h Inférieur ou égal à 150 Nm3/h Supérieur à 150 Nm3/h Les solutions techniques qui seront choisies vont dépendre de plusieurs critères liés d une part à la matière disponible (quantité, typologies, géolocalisation), les capacités de valorisation du biogaz (cogénération, injection dans le réseau, chaleur directement utilisée), les capacités de valorisation matières des digestats en sortie de méthaniseur (épandage, compostage, etc.) A partir de ces éléments, les porteurs de projet pourront calibrer les solutions techniques à déployer. Des exemples de solutions sont présentés ci-après 9. 9 Il s agit de présenter de façon synthétique les solutions techniques les plus courantes. Les territoires et les porteurs de projets sont invités à se rapprocher de leurs référents DDT et des guides méthodologiques publiés notamment par Transitions

7 Les solutions techniques Aujourd hui, il existe plusieurs procédés de méthanisation dépendants, entre autres, des gisements et des capacités de valorisation à disposition des porteurs de projets. Dans le cadre de cette note synthétique, nous nous focalisons sur trois items: - La teneur en matière sèche des matières entrantes ; - Les techniques propres à la méthanisation ; - La température de réaction. Focus sur la teneur en matière sèche Selon le type de matières entrantes dans l unité, deux procédés se dégagent : la méthanisation par voie humide et la méthanisation par voie sèche. Les caractéristiques de ces procédés sont présentées ci-après. Type de procédés de méthanisation Principe Avantages Inconvénients Méthanisation par voie humide Cette technique est utilisée lorsque, environ moins de 15% de la matière entrante est sèche. Ce procédé convient donc pour le traitement de matières liquides (boues, lisiers, etc.). Toutefois, il est également possible de traiter des matières plus sèches si elles sont diluées en amont. Une bonne homogénéisation du substrat. Un meilleur rendement en matière de production énergétique. Des besoins en matière élevés et des réacteurs de tailles importantes (si une unité de déshydratation est installée pour le traitement des digestats). Méthanisation par voie sèche Il s agit ici de traiter des matières organiques présentant un taux de siccité compris entre 15 à 40% environ. Ce procédé est adapté pour traiter des matières sèches, c est-à-dire la matière organique avec un niveau d humidité très faible (paille, graines, etc.) Un flux de matière limité réduisant ainsi la taille du réacteur. Un taux de matière sèche équivalent à celui des déchets entrants. Une baisse des performances de transferts de matières et de chaleur. Focus sur la température de réaction Pour engager un processus de méthanisation, il est nécessaire de travailler sous certaines températures pour permettre la dégradation de la matière. Là-aussi, l opérateur aura le choix entre deux types de procédé : la méthanisation mésophile ou la méthanisation thermophile. Dans le cas de la méthanisation mésophile, la température du processus de dégradation est comprise entre 35 et 40 C. C est la technique la plus couramment utilisée puisqu elle est assez facile à maitriser du fait d une biologie stable dans l unité. En moyenne, pour réaliser une méthanisation mésophile, 20% de l énergie produite est autoconsommée pour faire fonctionner le procédé. Pour une méthanisation thermophile, la température du processus est comprise entre 50 et 65 C. Ce processus est particulièrement intéressant pour le traitement des biodéchets puisque la montée l Ademe pour identifier au mieux la solution la plus pertinente. Transitions Auxilia

8 en températures permet une hygiénisation plus poussée et donc une meilleure qualité du digestat. Egalement, les temps de séjours sont plus courts (dégradation plus rapide de la matière organique et une meilleure dégradation des chaînes carbonées). Néanmoins, la biologie est plus difficile à maitriser tandis que cette montée en température présente un risque d inhibition à l ammonium plus fort (engendrant des taux d azote élevés dans le digestat ou encore des nuisances olfactives) et que 35% de l énergie produite est autoconsommée. Focus sur les technologies liées à méthanisation Le fonctionnement d une unité de méthanisation peut se faire selon deux formes : - Procédé continu où l alimentation et la vidange du digesteur se font en permanence. Ainsi la quantité de matières organiques entrante est équivalente à celle sortante. Ce procédé est moins exigeant en maintenance et est adapté pour le traitement d effluents liquides. - Procédé discontinu où les digesteurs sont remplis et vidés séquentiellement lorsque la production de biogaz chute ou s arrête. Il est préférable, ici, de disposer de plusieurs unités pour assurer une production continue de biogaz. Au final, nous pouvons considérer que trois technologies se dégagent dans les processus de méthanisation : un substrat infiniment mélangé, un substrat injecté par piston ou un substrat géré par des batch discontinus / en garage. Elles sont les plus communément utilisées pour mettre en œuvre un projet de méthanisation. Des premiers éléments d analyse sont présentés ci-dessous : Type de procédés pour alimenter l unité Principe Avantages Inconvénients Infiniment mélangé Par piston Garage / Batch discontinu Dans ce cas, le substrat est homogénéisé par un brassage mécanique ou au gaz, et ce de façon continue. Une homogénéisation substrat. bonne du Une bonne dégradation de la matière. Une forte production de biogaz. Des besoins énergétiques importants pour le fonctionnement. Un temps de séjour difficile à maîtriser. Un risque de sédimentation en fond de cuve. Un digestat liquide inadapté pour les territoires en pente du fait des risques d écoulement associés. Il s agit, ici, de faire cheminer le substrat de façon progressive dans le digesteur de l entrée à la sortie. Ce procédé est majoritairement utilisé pour la méthanisation en voie sèche Un temps de séjour maîtrisé. Un traitement par «volumes» du substrat dans le réacteur. Un taux de matière sèche élevé dans le réacteur. Une moins bonne homogénéité du substrat. Ici, la matière est introduite dans un box, appelé garage. Elle se dégrade continuellement et jusqu à son épuisement pour produire du biogaz (en moyenne, la dégradation totale de la matière dure 30 jours). Dans ce type de technologies, il est conseillé de disposer de trois garages afin d avoir une production continue de biogaz et une gestion individuelle des box tous les 10 jours. Une meilleure gestion des lots et du suivi de la matière dans le digesteur. Un digestat à la sortie sec et structuré et donc plus facilement réutilisable. Une production de biogaz discontinue (pas de production constante de biogaz). Rendement global moins bon (carbone qui ne s est pas dégradé). Transitions Auxilia

9 Modèle d approvisionnement DEUX MODÈLES EN DÉVELOPPEMENT Au-delà des différentes options techniques, deux modèles 10 se développent le plus fréquemment qui se distinguent par la taille et le mode de portage : - Le modèle «à la ferme» (ou agricole) : de taille réduite (en général moins de tonnes/an), porté par une ou plusieurs entreprises agricoles en maîtrise d ouvrage, traitant majoritairement des effluents et substrats agricoles ; - Le modèle «territorial» : d envergure plus large (plus de tonnes/an), réunissant les acteurs à l échelle du territoire tant en termes d approvisionnement (effluents agricoles mais aussi déchets agroalimentaires, déchets verts, gestionnaires des stations d épuration, etc.) et de gouvernance. Le choix du modèle va dépendre de la coopération inter-acteurs, de la mobilisation et de la volonté des acteurs, des gisements mobilisables, des options techniques appropriées et des valorisations possibles. En 2012, en France, 35% du biogaz produit est issu de méthaniseurs «à la ferme», les 65% restants correspondant à la production assurée par des installations de traitement en enfouissement de déchets ménagers, de déchets industriels, de boues de Stations d Epuration (STEP) et des unités territoriales. Par ailleurs, 75% des nouveaux projets sont portés par des acteurs agricoles. Au sein de la région, les dynamiques sont différentes puisque les méthaniseurs agricoles représentent 10% environ de la production de biogaz. Ce sont les centres d enfouissements (ISDND) qui sont, à ce jour, les principaux producteurs de biogaz. Néanmoins, les dynamiques actuelles montrent que les deux modèles en développement sont les modèles agricoles et territoriaux présentés ci-dessous. Modèle agricole Modèle territorial Matières méthanogènes 100% agricoles (effluents, résidus de cultures ou inter-cultures). Elles sont issues des exploitations agricoles sur lesquelles est installée l unité et, pour certains cas, avec un apport de coopératives agricoles pour une meilleure production de biogaz. Cas concret : dans l Ain, et plus précisément à Courtes, le GAEC P2MN a mis en place une unité de méthanisation de 50 kw électrique à la ferme alimentée avec les effluents liés à l élevage et avec des apports en résidus de maïs de la part de coopérative agricole Terre Alliance (afin de sécuriser les gisements et d augmenter la rentabilité de l installation). Au total, ce sont tonnes de matières entrantes qui sont traitées chaque année dans l installation. Matières méthanogènes issues des exploitations et des autres partenaires (collectivités, entreprises). Le portage peut ainsi prendre différentes formes et mettre en réseau différents acteurs. Cas concret : dans les Monts du Lyonnais l unité «METHAMOLY» sera alimentée à près de 60% par les gisements agricoles. Le reste étant alimenté par les gisements déchets des industries agroalimentaires, huiles usagées et les gisements des collectivités (déchets alimentaires et déchets verts). 10 Hors projets de traitement des boues de STEP et de déchets des industries agroalimentaires. Généralement, ces unités sont gérées par les exploitants des stations et des entreprises productrices de déchets. Transitions Auxilia

10 Financement du projet 11 Valorisation matière Valorisation énergétique Du fait de la taille des unités «à la ferme», la seule valorisation rentable est souvent la cogénération. Le raccordement à un réseau de gaz est souvent compliqué voir impossible (éloignement ou absence de réseau) et handicape la rentabilité de l installation pour l exploitant. Des projets «à la ferme» de taille suffisamment conséquente peuvent cependant envisager l injection si le contexte local le permet (présence d un réseau à proximité et d un débit suffisamment important). Cas concret : l installation du GAEC P2MN utilise la cogénération et valorise, chaque année, MWh de biogaz utilisés pour des activités de séchage et 400 MWh d électricité (vente sur le réseau). Les digestats produits sont directement réutilisés par l exploitant de l unité. Globalement, dans le cas de ces unités, la matière sortante représente 90% du poids de la matière entrante. Dans certains cas, le digestat doit subir un traitement pour permettre leur utilisation. Cas concret : Dans le cadre de l unité P2MN, 100% du digestat est valorisé sur place par épandage. L ADEME subventionne à hauteur de 50% l étude de faisabilité pour ce type d unités (70% dans le cas d un territoire TEPOS). L ADEME et la Région participent également aux coûts d investissements. Les fonds européens (FEDER, FEADER) peuvent également être mobilisés pour les investissements. L outil d inginérie financière «OSER» participe en apport de capital au projet selon les coûts d investissement. Enfin, dans certains des cas, ils existent des aides locales portées par les départements et collectivités. En moyenne, une unité de ce type présente un coût économique de par kw (varie selon la puissance installée). Cas concret : le P2MN a investi dont subventionnés par ADEME/Région. La taille des unités territoriales permet un raccordement plus aisé aux réseaux de distribution d électricité, de gaz ou de chaleur. Cas concret : le biogaz issu du METHAMOLY (6.000MWh/an, soit la consommation de 500 foyers) sera injecté dans le réseau GRDF. Les digestats peuvent être produits en (trop) grande quantité par rapport aux agriculteurs potentiellement intéressés conduisant à une exportation de la production. Là-aussi, il peut être nécessaire de traiter les digestats avant leur utilisation. Cas concret : dans le cas du METHAMOLY, les agriculteurs seront suffisamment nombreux pour permettre l entière valorisation du digestat. Pour les unités de méthanisation territoriale, les modèles de financement sont les mêmes que ceux du modèle agricole. Cas concret : Le projet METHAMOLY présente un coût de 4,25 millions d euros principalement apportés par la SAS créée par les partenaires. Les financements publics ( ) et Energie Partagée (financement citoyen) ont permis de compléter le montant nécessaire. 11 Pour chacun des projets, il est recommandé de se référer au référent DDT en charge de la méthanisation. Il permettra d orienter le porteur de projet vers les financements possibles.. Egalement, nous conseillons d aller voir le Guide des Financements TEPOS : réalisé pour accompagner les porteurs de projets dans la recherche de financements Transitions Auxilia

11 Rôle de la collectivité Portage et montage juridique Acceptabilité Une unité «à la ferme», dans la plupart des cas ne présente pas de difficultés particulières puisque le méthaniseur est, généralement, installé sur l exploitation agricole. En complément, les ménages à proximité sont souvent des bénéficiaires de la production énergétique, à plus bas coût, limitant ainsi les risques de non acceptabilité. Il est néanmoins conseillé de mettre en place un processus de concertation locale pour faciliter l acceptabilité des projets mais aussi mettre en exergue leurs plus-values auprès des citoyens. Cas concret : dans le cadre du P2MN, l exploitation est installée directement sur l exploitation agricole sans une proximité directe avec des ménages. La valorisation énergétique associée est réalisée sur place. Le portage de ces projets est simple. Au niveau du montage juridique, des réflexions doivent être menées avec les cabinets comptables afin d identifier la solution la plus appropriée pour l exploitant (activité directement comptabilisé dans l exploitation agricole ou externalisée par création d une SAS). Généralement, la création d une nouvelle structure est plus favorable au niveau fiscal et apporte plus de garanties auprès des porteurs. Les collectivités territoriales locales jouent un rôle mineur dans ce type de projets. Elles peuvent néanmoins faciliter l octroi du permis de construire. Les échelons supérieurs (Département, Région) tout comme les acteurs institutionnels (ADEME, DDT, DREAL) ont un rôle à jouer pour le montage des projets. L acceptabilité d une unité territoriale semble plus délicate, en raison de la taille du projet (crainte de nombreux camions, de risques sanitaires, nuisances olfactives, etc.). En revanche, l implication d une collectivité permet d actionner de précieux leviers (crédibilité, communication, etc.). Cas concret : à Saint-Denis-sur-Coise, le projet «METHAMOLY» semble, aujourd hui, bien perçu par les riverains. Cela peut être attribué à la large communication (articles de presse, réunions publiques depuis le début du projet réunissant parfois plus de 150 personnes). Cette mobilisation locale a permis de lever des craintes exprimées par des solutions techniques (détournement, filtres à air dans les locaux, etc.). Le recours à l investissement citoyen a également été un moteur pour la démarche. Le portage d un tel projet peut s avérer relativement compliqué : il nécessite une structure juridique associant les différentes parties prenantes. Cas concret : le projet METHAMOLY est porté par une SAS (droit privé), qui regroupe elle-même les agriculteurs (majoritaires), ENGIE, la SEM Energie Loire Soleil, Enercoop et Energie Partagée. Les agriculteurs sont majoritaires dans la structure. Cas concret : pour METHAMOLY, le SIMOLY (Syndicat mixte des Monts du Lyonnais) a joué un rôle important de coordination entre les différents acteurs, pour la communication et l accompagnement des agriculteurs. Une commune a également vendu un terrain auprès des porteurs pour l implantation de l unité. On le voit, les deux modèles répondent de manière différente aux défis posés par un projet de méthanisation. Il existe en fait une certaine complémentarité entre les deux modèles, dans la mesure où les unités territoriales visent, en premier lieu, une valorisation «chaleur» du biogaz sur le territoire (en direct si gros consommateur à proximité ou en injection) tandis que les unités à la ferme permettent une valorisation électrique «territoriale» puisque la chaleur sera valorisée sur le seul périmètre de l exploitation (du fait généralement de l éloignement des réseaux). Transitions Auxilia

12 Au-delà des aspects techniques, la mise en place d un des deux modèles (ou les deux de façon complémentaire) relève des potentiels du territoire et du choix politique en matière de stratégie énergétique et mise en réseau des acteurs : Méthaniseur à la ferme - Mode de production décentralisé - Pertinence énergétique moindre (la chaleur produite ne peut être intégralement valorisée) sauf si injection possible (présence d un réseau) - Implication des acteurs agricoles au cœur du projet énergétique du territoire - Montée en compétence des acteurs locaux Méthaniseur territorial - Pertinence énergétique plus grande (notamment grâce à l injection dans les réseaux) - Risque de prise de contrôle par des acteurs privés extérieurs au territoire - Synergies importantes entre agriculteurs, collectivités et entreprises autour d un projet emblématique du TEPOS De manière générale, la rentabilité des projets de méthanisation est exigeante à obtenir. Elle repose, notamment, sur les tarifs d achat fixés au niveau national pour l électricité et le gaz dans le cas d une injection. Aussi le modèle économique d un méthaniseur dépend des gisements disponibles et de leur qualité, du dimensionnement de l outil et des capacités de valorisation énergétique associée. En Auvergne-Rhône-Alpes, l activation du fonds OSER qui intervient en quasi-fonds propres est à favoriser systématiquement (20 à 40 % du capital). Les subventions locales ne sont pas automatiquement nécessaires si le projet est bien étudié et, surtout, ne peuvent suppléer un projet insuffisamment robuste sur le plan technico-économique 12. La pertinence d un projet de méthanisation doit donc être interrogée avec rigueur : pourquoi un projet et quels services nouveaux et améliorateurs doit-il rendre au territoire et à ses maîtres d ouvrage? En quoi les solutions déjà existantes par ailleurs ne sont-elles pas suffisantes et intéressantes, ou ne peuvent elles être améliorées plutôt que délaissées ou substituées? Enfin, ce sujet passionnant renvoie à des choix politiques. Quel modèle de développement énergétique souhaite-t-on encourager sur le territoire? Qui assure le contrôle des unités de production : des acteurs locaux, impliquant une nécessaire montée en compétences, ou des opérateurs privés disposant de l expertise nécessaire au pilotage d outils de taille conséquente? A l heure du déploiement des stratégies TEPOS, les territoires doivent penser les modèles de développement énergétique qu ils entendent encourager. 12 Il est fortement conseillé aux territoires et porteurs de projets de se rapporter aux coûts d investissements présentés par l ADEME et rappelés page 6 de ce document Transitions Auxilia