Par Ouest-France Modifié le 24/10/2018

Justice

Le projet d'exploitation d'une unité de méthanisation au lieu-dit Kerverret, porté par la SAS Agris méthaniers bigoudens (AMB), est-il encore d'actualité ? La question a eu de quoi faire douter la cour administrative d'appel de Nantes, vendredi, de l'intérêt d'avoir instruit un dossier qui traîne depuis quatre ans.

Le 15 juillet 2014, le préfet du Finistère avait délivré un récépissé de déclaration assorti de prescriptions (une cuve d'une hauteur de 10 m réduite à 9 m). Sur une parcelle agricole située entre des établissements de maraîchage et de culture de bulbes à Kerverret, à 2 km de la Torche, l'unité doit occuper 8 000 m². Ses promoteurs assurent qu'elle sera masquée par un rideau d'arbres et inodore à 97 %. Deux fosses semi-enterrées reçoivent les lisiers (par lisioducs enterrés) et les résidus de culture (végétaux) provenant de quatre établissements du secteur, dont l'élevage de porcs du Gibit, à Plomeur.

La fermentation produit un gaz alimentant une turbine productrice d'électricité en mesure d'alimenter 800 foyers. Ainsi qu'une chaleur résiduelle que le bulbiculteur Kaandorp prévoit d'utiliser.

L'autorisation était contestée par l'association La Torche nature environnement (TNE) qui avait été déboutée en première instance, le 9 juin 2017, par le tribunal administratif de Rennes. Depuis, les deux parties étaient irréconciliables. Les AMB avaient été jusqu'à tenter de « dédiaboliser » leur projet en s'invitant, début septembre, à l'assemblée générale de l'association.

« Un terrain gorgé d'eau »

L'installation classée protection environnementale (ICPE) justifie-t-elle les craintes de l'association environnementale ? Pas aux yeux du rapporteur public de la cour d'appel nantaise. Ne traitant que 26 tonnes de lisier par jour, elle ne relevait que d'une simple « déclaration » selon la nomenclature des installations de biogaz. Et le Code de l'environnement n'imposait pas le détail de l'étude géotechnique exigée par les opposants. Le magistrat a donc préconisé aux juges le rejet de la requête de la TNE.

« Comment accepter d'ignorer où passera le lisioduc dans un terrain gorgé d'eau ? s'est insurgé l'avocat de l'association. Ce terrain est un lac et personne ne s'y risque. C'est un projet mort dans l'oeuf. »

Les AMB n'ont pas répondu à nos sollicitations. Verdict dans deux à trois semaines.

le 06/11/2018 Méthanisation - Une rentabilité à consolider
http://www.agrisalon.com/actualites/2018/11/06/une-rentabilite-a-consolider

Le réseau des Chambres d’agriculture de Bretagne a décortiqué les résultats techniques et économiques de 21 unités de méthanisation en cogénération. Avec une marge moyenne de 54 €/MWh, la rentabilité est au rendez-vous, même si elle est encore faible.

Autant pour optimiser le fonctionnement des installations existantes que pour donner des références aux porteurs de projet, la jeune filière méthanisation a besoin de références techniques et économiques. Pour les fournir, le réseau des chambres d’agriculture a décortiqué les résultats de 21 unités en cogénération, en voie liquide, 16 individuelles et 5 collectives. Il en ressort une bonne nouvelle. « Avec une moyenne de 7,5/10, les agriculteurs sont satisfaits autant au plan technique qu’économique de leur unité de méthanisation », analyse Pierre Quideau, de la Chambre régionale d’agriculture de Bretagne, qui a présenté ces premiers résultats au Space.

Premier critère de satisfaction, les bonnes performances techniques de leur installation. Les 21 unités suivies ont une puissance moyenne de 239 kW, avec un ou deux cogénérateurs. 43 % ont un projet d’agrandissement à plus ou moins long terme. Les unités travaillent en moyenne 8 289 heures/an. « Les 2/3 dépassent le seuil de rentabilité des 8 000 heures de fonctionnement annuel », souligne Pierre Quideau. Si l’on tient compte de la consommation électrique pour le fonctionnement, la productivité est de 89 %.

« Dans la moitié des cas, on a encore des unités en sous productivité pour des raisons de pannes ou des problèmes d’alimentation » explique le spécialiste, qui ne cache pas qu’un tiers des sites a subi des pannes, d’en moyenne 14 jours/an, que ce soit au niveau de la cogénération ou du digesteur.

Renforcer l’autonomie d’approvisionnement

L’alimentation de l’unité est un facteur clé pour son efficacité. Pour produire 100 kW d’électricité, il faut, en moyenne annuelle, 5 090 tonnes brut d’intrants, à 79 % d’origine agricole. « Avec une très large part des effluents d’élevage. Contrairement au modèle allemand, il y a seulement 4 % de cultures dédiées », note Pierre Quideau. Les effluents ont l’inconvénient d’être peu méthanogènes. « Pour 69 % du volume des intrants, ils ne fournissent que 35 % du gaz ».

Pour la quasi-totalité des unités, la ration comprend des matières non-agricoles. « Cela pèse dans la performance économique, poursuit-il. Certains exploitants valorisent des matières pour lesquels ils touchent une redevance de traitements de déchets. D’autres les achètent ».

L’étude montre des tensions sur ces approvisionnements ou des difficultés techniques, par exemple avec les tontes d’espace vert de qualité très variable. Avec l’augmentation du nombre d’unités, on peut craindre des tensions sur l’approvisionnement en déchets. « Pour les futures unités, il faut aller vers une autonomie d’approvisionnement ou au moins, se recentrer sur des matières agricoles », conseille Pierre Quideau.

Questions temps de travail, il varie de 278 à 712 heures/an par tranche de 100 kW. « La variabilité dépend beaucoup de l’approvisionnement. S’il y a des déchets à aller chercher, le temps de travail grimpe », explique Pierre Quideau, qui craint que ce temps de travail soit souvent sous-estimé.

Une rentabilité fragile

En moyenne, les investissements se montent à 7 411 euros/kW électrique, soit de 350 000 à 3 millions d’euros selon la taille des unités. « À puissance équivalente, il y a encore de gros écarts de montant », reconnait Pierre Quideau. Les subventions représentent 27 % des montants investis.

Pour pouvoir comparer les résultats économiques, les comptabilités ont été normalisées avec 100 % de financements bancaires et un coût du travail à 19 €/h. Le coût de production s’établit à 187 €/MWh pour un prix de rachat de l’électricité à 210 €. S’y ajoutent d’autres recettes : chaleur (vente + économie de chauffage), digestat (vente et économie d’engrais), éventuellement traitement de déchets. En moyenne, cela représente un gain supplémentaire de 29 €.

Avant cotisations et impôts, la marge atteint 54 €. La rentabilité reste faible. Sans subvention d’investissement 38 % des unités seront dans le négatif. D’ailleurs, les plus petites unités ne dégagent rien sur la vente d’électricité. « Les petites unités ont un coût de production plus élevées, les grandes ont plus de coûts d’approvisionnement car elles ne sont pas autosuffisantes en intrants ».

Bien sûr, la performance technique joue beaucoup sur le coût de production et va s’améliorer avec l’expérience mais, face à un tarif de rachat de l’électricité faible et encadré, il faut développer les autres recettes, comme la valorisation de la chaleur ou la vente de digestat.

https://stopagrimethanacre.webnode.fr./

Projet d'Usine de Méthanisation Bieville-Beuville

Inquiétudes et alertes de Scientifiques Normands

Document qui aurait du être remis à Mr LE JEMTEL, Commissaire d'Enquête Publique pour le projet d'exploitation d'une usine de méthanisation par la société AGRI METHA NACRE, le 11 juin 2018

Ce document a été envoyé à Mr L. Fiscus, Préfet du Calvados, Mme F. Buccio, Préfète de la Région Normandie, et Mr H. Morin, Président de la Région Normandie en Juin 2018.

Analyse du Projet AGRI METHA NACRE

Le projet de construction d'une usine de méthanisation « AGRI METHA NACRE » présenté en enquête publique à partir du 5 juin 2018 apparaît déficient et risqué sur plusieurs points détaillés succinctement ci-après:

• La zone de localisation envisagée pour l'usine, les stockages et les épandages est très peuplée, avec dans un rayon de 5-6 km plus de 50000 habitants (Ouistreham, Epron, Hérouville, Blainville, Bénouville, Ranville, Saint Aubin d'Arquenay, Hermanville sur Mer, Colleville-Montgomery, Douvres la Délivrande, Lion sur Mer, Périer sur le Dan, Mathieu ...).

La démographie dans ce périmètre est en expansion constante, avec de nombreux projets immobiliers qui de fait se rapprocheront des surfaces impactées par l'usine, les stockages et les épandages.

• Le méthane est un gaz hautement explosif, donc extrêmement dangereux en présence d'une telle population. Aucune mention n'est faite de surveillances particulières du site (la nuit, il y a même absence de personnel, pour un réacteur potentiellement explosif) ni de précautions prises vis à vis du risque terroriste. Des rejets accidentels ont déjà eu lieu à de multiples reprises dans ce type d'installations par le passé, causant plus de 300 morts, 150000 intoxications, et des dizaines de milliers d'évacuations au monde et en France (source ARIA 1). Les causes sont multiples et correspondent typiquement au cadre du projet AGRI METHA NACRE.
• Un autre gaz est simultanément dégagé, l'hydrogène sulfuré qui même en très petite quantité est beaucoup plus dangereux, voire mortel (dose létale 1000 ppm, premiers signes d'irritation et gênes dés 100 ppm (2 gouttes dans un litre) !) (7). Un gaz toxique contenant de l'hydrogène sulfuré à odeur d'œuf pourri sera donc inhalé en permanence par la population. Ce gaz est un irritant des yeux, poumons, et muqueuses, et est cancérogène (2). Il forme avec l'humidité ambiante un brouillard acide corrosif qui attaquera non seulement les habitations mais aussi les habitants. Fuites, résidus de torchères et a fortiori explosions disséminent les gaz. Ce gaz ensuite retombe sur la population car il est lourd, quand il n'a pas tout simplement dévalé les pentes lors des fuites !

Il n'est pas mentionné comment est réalisée l'étape particulière d'épuration des biogaz pour éliminer le H2S corrosif qui risque à la longue d'endommager les constituants de l'usine. Rappelons que le changement fréquent de pièces à cause de la corrosion participe grandement à diminuer le rendement du procédé.

• Autres gaz à risque : dans le digestat se trouve aussi H2, lui aussi fortement explosif, servant à la préparation du méthane. Egalement, CO2, gaz à effet de serre, que l'on retrouve à l'issue des torchères. On peut ainsi se poser la question de l'intérêt écologique du procédé, surtout si l'on prend en compte les rotations de véhicules (d'approvisionnement et d'épandage) quotidiennes. Le relargage de gaz ammoniac (NH3) dans l'air n'est pas mieux. On remarquera que la perte en azote lors de l'épandage est accrue par temps venteux. C'est à dire qu'une forte proportion des produits azotés est disséminée (vers les habitations). Pour 1/3 du temps, les vents dans cette localité sont supérieurs à 50 km/h, et 2/3 du temps ils sont supérieurs à 30 km/h ! Il s'en suivra des odeurs incommodantes sur toute la région d'épandage avec des risques d'irritations accrus.
• Le brûlage des gaz en torchère produit le dioxyde de soufre, lui aussi très irritant et nocif, également responsable de pluies et brouillards acides. Ce brûlage est aussi responsable d'émissions de particules fines, voire nanométriques, dont on ne connaît pas le risque sanitaire.
• Risques d'incendie, et d'explosion-implosion (comme à Frenoy-Folny en 2012) et de fuites (à de multiples endroits en France). Pour éviter les odeurs, des locaux confinés seront utilisés. C'est avec le confinement que les risques d'explosion augmentent comme le souligne l'ARIA (5). Dans ce projet, aucun plan d'intervention de sécurité n'est détaillé pour les phases transitoires, de réparations, de déchargements, de débordements, nettoyages, d'incompatibilités chimiques ... ne serait-ce que pour garantir la sécurité de secouristes.

L'analyse de risque sur le vécu commence à être réalisable. En Allemagne, pour 8000 installations on dénombre environ un incident (fuite, incendie, explosion, avec ou sans conséquence humaine) par semaine (6), soit 4% de risque d'obtenir un incident par an et par installation. Ce chiffre est loin d'être négligeable !

• La production de biogaz envisagée et la surface totale d'épandage ciblée satureront les terres en 20 ans en respectant les normes en vigueur de 30 T/ha sur 10 ans (45000 T de production pour 10 ans, soit 45000/30=1500 ha, pour 2200 ha prévus pour l'épandage).

Or, le digestat est un matériau à haut risque en lui-même ! Le rapport de l'ANSES de 2014 dit «L'homologation des digestats n'est pas possible en l'état faute de pouvoir s'assurer de l'innocuité de ces produits tant pour la santé publique que pour l'environnement ». L'ADEME n'est pas plus rassurante dans ses conclusions «La connaissance de l'impact de la digestion sur la valeur agronomique et sanitaire des matières organiques, ainsi que l'impact des digestats sur les propriétés des sols n'est pas suffisamment précis à ce jour ».

Création de nouvelles bactéries de plus en plus multirésistantes pouvant aboutir dans le digestat et être épandues. Dés lors que l'Industrie Agro Alimentaire sera concernée par le projet, on peut craindre de nouvelles contaminations (staphilocoques, botulisme ...) résistantes aux antibiotiques (4) provenant des élevages de plus en plus intensifs. Il n'est pas prévu de pasteurisation ni de compostage hygiénisant du digestat pour éliminer certains agents pathogènes.

• On note plusieurs écoles dans un périmètre de quelques kilomètres, dont trois très proches et sous les vents dominants d'ouest (Colleville-Montgomery et St Aubin d'Arquenay) et du nord (Bieville-Beuville).
• L'épandage du digestat aboutira à une pollution des nappes phréatiques, alimentant en eaux potables tous les villages des bassins versants. Remarquons que les formes azotées issues de la méthanisation sont plus sujettes à ruissellements, volatilisation et pénétration souterraine. On note le forage d'eau potable de Hermanville sur Mer et Colleville-Montgomery, pour environ 4800 habitants, proche des zones d'épandage.

Le stockage des digestats de manières réparties correspondra à autant de risques de fuites, répandant odeurs et dangers d'intoxications sur une surface réelle bien plus grande que celle, idéale, déjà supérieure à 20 ha du projet.

• Le nombre d'emplois généré est inconséquent : 2 personnes ! Ce chiffre montre l'absence de prise de conscience du collectif d'agriculteurs vis à vis de la qualité de leur future production, tant en terme de nécessaires contrôles des intrants que de la sécurité du procédé à tous les niveaux.

La qualification et la formation du personnel sont passées sous silence dans le projet (pourtant recommandées par la FNE dans sa note cadrage), semblant être reléguée au deuxième ordre derrière la sécurité électronique. C'est une erreur grossière devant les risques de défaillances simultanées (qui ne sont absolument pas analysés dans le projet). La caserne de pompiers la plus proche est-elle avertie des risques associés à ce projet ? Est-il prévu une zone réservée sur site pour eux ?

• Le projet tel qu'il est conçu desservira les agriculteurs eux-mêmes. Les estimations optimistes du rendement dans ce projet sont supérieures typiquement de 10-20% aux rendements effectifs observés en fonctionnement (3). A tel point que certains agriculteurs ont fini par délaisser leur activité principale pour ne plus qu'être producteurs de biogaz ! Comme cela s'est produit dans le passé, le cabinet d'analyse de rentabilité semble avoir exagéré la rentabilité, et sous estimé les risques.
• L'impact purement olfactif est très sous évalué dans le projet. A peine quelques cent mètres autour du site de l'usine ! Quid des zones de stockages protégées par simples bâches ? Il est nécessaire de positionner des nez électroniques sur des distances suffisantes, pour cartographier les nuisances olfactives avant construction du site, puis en fonctionnement.
• Nous ne voyons pas dans ce projet comment l'amendement sera réalisé hors digestat. Ce dernier étant faible en matière carbonée (puisque la plus grande partie du carbone est mobilisée pour CH4), un amendement extérieur est nécessaire à la bonne fertilité des sols sur une période longue. Pour une telle surface, d'où pourra venir l'amendement si ce n'est de déchets autres, donc mal contrôlés ?
• Le manque flagrant de détails chiffrés et de comparaison par rapport à l'existant ne permet pas d'estimer correctement les retombées, positives ou négatives, du projet. Comme seul exemple de ce manque, quel rapport C/N est visé, et quelles garanties de sa constance dans le futur ?

Il n'est pas mentionné non plus le désir d'adhérer au club Biogaz de l'ATEE, pourtant riche d'enseignements sur les conduites les meilleures à suivre !

Conclusions d'analyses

Pour toutes ces raisons nous mettons en garde les autorités sur tous les risques encourus si ce projet venait à aboutir, à court et à long terme dans cette région. Nous alertons les pouvoirs publics sur la nécessité :

• D'une relocalisation du projet vers les fermes, tel que l'Allemagne par exemple l'a réorienté, et dans une zone en densité de population plus faible
• D'une révision en profondeur du projet, avec prise en compte réelle des risques, dimensionnements et sécurités, en particulier des risques combinés
• D'établir une procédure de contrôle en exploitation, par un organisme indépendant du collectif d'agriculteurs ayant déposé le projet. Cette procédure doit inclure la qualité des intrants, la tenue interne de la chaîne de production, et les épandages et stockages

TNC le 29/01/2019

Le gouvernement a présenté, vendredi 25 janvier 2019 sa nouvelle programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) à l'horizon 2028, dans laquelle l'exécutif français envisage une part du biogaz dans la consommation totale de gaz des français de 7 %. La FNSEA et les Jeunes agriculteurs (JA) déplorent cette feuille de route, estimant qu'il s'agit d'un « coup de frein » aux ambitions de développement du biogaz issu de la méthanisation par rapport aux objectifs initiaux.

Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) présenté vendredi 25 janvier 2019 par le gouvernement revoit à la baisse les objectifs passés en matière de développement de biogaz.

Selon le document intégral, il existait fin 2017 « près de 400 projets d’installations de production de biométhane représentant un potentiel de production cumulée de 8 TWh par an. »

« Compte-tenu de ce nombre important de projets, certains acteurs demandent de fixer un objectif de production de gaz renouvelable allant au-delà de l’objectif de 10 % en 2030, tel que fixé par l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Le coût de production du biométhane est significativement supérieur aux cours du gaz naturel. En 2017, le prix moyen d’achat du biométhane injecté a ainsi été de 100 €/MWh PCS (pouvoir calorifique supérieur), contre un prix moyen du gaz naturel de 18 €/MWh PCS. Le développement de cette filière requiert donc un soutien public conséquent. »

« Afin de maîtriser l’enveloppe budgétaire consacrée au soutien de la production de gaz renouvelable, la PPE définit des objectifs à l’horizon 2028 qui sont cohérents avec une part de 7 à 10 % de la consommation de gaz en 2030, tout en conditionnant les soutiens aux efforts de baisse des coûts de production qu’effectueront les acteurs des différentes filières. »

Autrement dit, l’Exécutif actuel revoit à la baisse l’ambition affichée par la précédente majorité présidentielle et inscrite dans la loi sur la transition énergétique. Une révision que dénoncent la FNSEA et les JA. Selon les deux syndicats, les objectifs de cette programmation sont « incohérents », susceptibles de « condamner la filière méthanisation, pourtant créatrice de valeur pour les agriculteurs ».

Le nouvel objectif est conditionné à des baisses de coût « de 25 à 30 % » d’ici 2030, une trajectoire jugée « strictement impossible à tenir » par le duo syndical, et qui ne laisse « aucune chance aux projets agricoles et territoriaux de se développer durablement ».

JA et FNSEA déplorent que soit ainsi empêché le développement d’une méthanisation agricole et territoriale, « seule énergie qui parvient à répondre aux problématiques d’aménagements du territoire, environnementales, agricoles, agroécologiques et énergétiques ».

Le gestionnaire du réseau de transport GRTgaz a pour sa part exprimé ses « inquiétudes pour le développement de la filière biométhane en France ».

De leur côté, quatre organisations – l’Association française du gaz (AFG), l’Association française du gaz naturel pour véhicules (AFGNV), Coénove (énergies nouvelles) et France gaz renouvelables – estimaient que les mesures annoncées risquaient « de condamner l’avenir de cette filière sans tenir compte de ses avantages ».

Dans le Lot, les craintes d’« une catastrophe écologique » liée à l’épandage de digestat

Anne Danjou : Oui, cela entraîne des problèmes ophtalmologiques, des problèmes respiratoires, des nausées…

... Nous souhaitons alerter les agriculteurs, sur les risques mais aussi sur le fait que les méthaniseurs ne sont pas rentables. On veut les prévenir que lorsqu’ils feront faillite, ce sont les banques et les groupes industriels qui récupéreront leurs terres. Les alerter est donc une priorité.