Le 6ème programme d’action régional de la directive nitrate impose depuis l’année dernière la réalisation d’un reliquat post-récolte pour les parcellaires bénéficiant de la dérogation à l’implantation d’une couverture hivernale des sols. Une analyse par exploitation suffit.
Sont concernés par ce reliquat post-récolte :
Ilots culturaux nécessitant un travail du sol avant le 15 novembre et où le taux d’argile est strictement supérieur à 37%. C’est le cas du Marais Poitevin et du Marais Breton.
Ilots destinées à une culture porte-graine à « petites » graines », nécessitant un travail du sol avant le 15 novembre en vue de la bonne installation de la culture porte-graine
Ilots culturaux faisant l’objet d’un contrat dans la zone Natura 2000 « ZPS Plaine Calcaire du Sud Vendée » dans le cas d’un maintien des chaumes en interculture.
L’analyse de reliquat post-récolte est donc à réaliser sur une parcelle qui aura un sol nu cet hiver (quel que soit le point de dérogation concerné), avant tout travail du sol et sur un horizon 0-30 cm à minima.
Les résultats d’analyse sont à conserver avec le plan de fumure, en cas de contrôle.
Le reliquat post-récolte est également une mesure qui doit se réaliser dans certains cas sur des parcelles en monocultures de maïs. En cas de trois cultures successives, il est laissé au choix selon la DN6, soit l’implantation d’une CIPAN sous couvert du 3ème maïs, soit une analyse de reliquat post-récolte par tranche de 10ha de surfaces en monoculture afin d’adapter la fertilisation de la culture suivante. La feuille de résultats de cette analyse post-récolte est à conserver dans le cahier d’enregistrement.
Nos conseillers Cerfrance accompagnent les agriculteurs pour réaliser les reliquats post récolte.
De plus en plus on parle d’autoconsommation électrique. Ce qui pouvait sembler utopique il y a encore 2 ans, est d’actualité dès aujourd’hui. Il est nécessaire de bien dimensionner son installation et d’éviter quelques pièges. La démarche est très simple.
Comment
ça marche ?
L’autoconsommation peut fonctionner avec de nombreuses énergies
(petites éoliennes …), mais le plus simple est de le faire avec des panneaux
photovoltaïques. L’installation est branchée à du compteur de consommation
électrique. Pour cela il faut disposer d’un compteur dit intelligent qui compte
dans les deux sens : consommation de la fourniture issue du réseau
(ENEDIS), production fournie au réseau en cas d’excédent. Les compteurs de
puissance supérieure à 36 Kva, en général le permettent, les LINKY aussi.
Les pouvoirs publics ont publié l’arrêté tarifaire qui permet l’autoconsommation avec vente de surplus le 9 mai 2017. Ils ont aussi fait évoluer le droit, à plusieurs reprises depuis 2017, pour sécuriser juridiquement cette pratique.
L’autoconsommation
et la production d’excédent
Potentiellement la production dépasse la consommation à certains moments de la journée. La production excédentaire est donc injectée sur le réseau. L’autoconsommation ne peut pas être totale, sauf si on bride l’installation pour ne pas produire quand il n’y a pas de consommation.
Les
pièges à éviter
L’autoconsommation
et la production excédentaire, peuvent varier dans la semaine (Week-end / jours
de semaine), ou selon les saisons, en fonction des évolutions de productions et
de consommations de l’entreprise. Il n’y a pas de solution standard. Il faut
bien mesurer les courbes de consommation pour connaître son gisement
d’économie.
Les
gains se font sur les consommations évitées. Il est donc primordial, de mesurer
le coût / kwh économisé. Cela dépend de la facture. Les fournisseurs n’ont pas
tous la même structure de coût : abonnement fixe / coût variable, prix
selon la plage horaire … Le coût unitaire peut se situer dans une fourchette de
8 à 13 cts €/kwh selon votre situation.
De
nombreuses grandes surfaces commerciales se sont équipées d’ombrières de
parking. L’intérêt économique semble donc à portée de main. Cependant dans vos
entreprises le gisement d’économie reste modeste, par rapport à ces activités.
Il est donc plutôt souhaitable de rechercher un investissement bien ajusté, et
à ne pas rechercher à tout prix la performance technique qui s’accompagne de
coût d’investissement et de fonctionnement plus élevés.
Les clés de la réussite : bien
connaître sa consommation, déterminer son prix d’électricité, ajuster le projet
à la bonne dimension, intégrer les évolutions futures dans la réflexion.
Cerfrance Vendée vous propose un tour d’horizon sur le contexte de l’énergie, sur la production photovoltaïque, la méthanisation et la réduction des consommations.
Les exploitants et salariés agricoles ont eu des certificats délivrés à partir de 2009 pour une durée de 10 ans qui arrive donc à échéance. Anticipez le renouvellement car les délais réglementaires existent : délais pour réaliser la formation et délai de validation administrative.
L’objet du Certiphyto, obligatoire depuis le 26 novembre
2015, est d’attester que son détenteur est en mesure d’utiliser des produits
phytopharmaceutiques dans le respect de l’environnement et de préservation de
sa santé et de celle des consommateurs.
Le premier point est de
vérifier votre échéance individuelle qui se trouve sur votre certificat
personnel.
Retrouvez ensuite toutes les informations utiles pour le renouvellement du Certiphyto sur la plaquette accessible ci-dessous :
En résumé, il y a trois manières de renouveler son Certiphyto :
Passer un test QCM d’1h30 en salle
Réaliser
une formation d’une journée
Réaliser une formation labellisée Ecophyto par VIVEA
3 à 9 mois avant la fin de validité
l’échéance du certificat en cours
3 à 9
mois avant la fin de validité l’échéance du certificat en cours
3
ans à 6 mois avant l’échéance du certificat, suivre une ou plusieurs
formations labellisées Ecophyto pour une durée minimale totale de 14 h4
à 6 mois avant l’échéance du certificat, suivre un module de formation à
distance de 1h30 à 2h
Un échec au test dirige le candidat vers la formation, obligatoirement
Le 27 décembre 2019, le gouvernement a publié un arrêté applicable à compter du 01/01/2020 sur les zones de non traitement. Celles-ci iront de 3 à 20 mètres selon le produit, la culture et le matériel.
Suite aux
nombreux échanges et revendications qui ont accompagnés l’année 2019 sur le
sujet des produits phytopharmaceutiques, le gouvernement a acté la mise en
place de zones de non traitement pour assurer la protection des riverains.
Une ZNT, c’est quoi ?
La zone de
non traitement est une distance minimale à respecter entre ‘les bâtiments
habités et les parties non bâties à usage d’agrément contiguës à des bâtiments’
(école, habitation, etc.) et la zone de mise en place du produit sur la
culture.
Par exemple,
si le champ est mitoyen avec la clôture du riverain, la ZNT à respecter se
situera dans le champ ; l’agriculteur devra laisser une bande de sa
culture sans traitement.
De 3 à 20 mètres : pour qui ?
3 ZNT de
‘bases’ seront mises en œuvres : 5m, 10m et 20m.
La ZNT de 20m concerne les produits les plus
dangereux (produits ayant des effets perturbateurs endocriniens néfastes pour
l’homme et produits mortels ou toxiques). Cette distance ne peut être réduite.
La ZNT de 10m concerne les cultures
‘hautes’ : arboriculture, viticulture, arbres et arbustes, forêt, petits
fruits, bananier, houblon et cultures ornementales de plus de 50cm de hauteurs.
La ZNT de 5m concerne les autres cultures.
« Ces
distances peuvent être réduites dans le cadre des chartes départementales et
sous réserve d’utilisation de matériel anti-dérive dont la performance a été
évaluée par les instituts de recherche, précise le ministère.» Ainsi, la ZNT de
l’arboriculture passerait à 5m et la ZNT de la viticulture et des autres
cultures seraient de 3m.
Ne sont pas
concernées par cette réduction les zones proches des maisons de retraite, des
écoles ou autres lieux accueillant des ‘personnes vulnérables’.
Une mise en place pour quand ?
L’arrêté du
27/12/2019 concernant cette nouvelle règlementation est en vigueur depuis le 1er
janvier 2020. Néanmoins, 2 dates sont à retenir :
01/01/2020 pour les cultures déjà semées mais
concernées par l’utilisation de produits dangereux et pour les cultures qui ne
sont pas encore semées (cultures de printemps).
01/07/2020 pour les cultures déjà semées et non
concernées par l’utilisation de produits dangereux.
Le ministère
a également annoncé la mise en place de mesures pour accompagner les
agriculteurs sur cette nouvelle règlementation : budget de 25 millions d’euros
et recherche pour du matériel de pulvérisation plus performant. Un appel à
projet devrait être lancé au printemps 2020.
En revanche,
aucune compensation aux agriculteurs pour la perte de leur production sur ces
zones n’a été annoncée.
Ces mesures, autant décriées par le milieu agricole que par les associations écologistes, devraient faire l’objet de revendications dès ce début d’année.
Le contexte règlementaire et fiscal des marchés de l’énergie continue d’évoluer au niveau européen. Cela restructure aussi les marchés de l’énergie au niveau français. Qu’est-ce qui a fondamentalement changé sur le marché de l’électricité, dont le prix augmente fortement ? Comment cela remet au goût du jour la taxe carbone sur les carburants fossiles ?
Le
prix de l’électricité : + 50% en France sur 10 ans
L’augmentation du prix de l’électricité en France s’inscrit
dans un contexte européen de hausse du prix de l’électricité, sous l’effet
de l’introduction des énergies vertes, de la progression des coûts de l’énergie
nucléaire, de la hausse du coût des produits pétroliers et gaziers. En 2016, selon
Eurostat, le prix du kWh français se situait globalement dans la moyenne
européenne, avec un niveau plus bas que les pays d’Europe de l’Ouest. Les
particuliers payent en moyenne 18 centimes d’euro (TTC) le KWh.
Pour les entreprises très grosses consommatrices, le coût se
situe à environ 9 centimes d’euro, hors TVA. Les entreprises dont la
consommation est moins conséquente, correspondant à des contrats tarifs bleus
et « petits tarifs jaunes », se situent dans une situation
intermédiaire.
La France est dans la moyenne européenne, mais très en-dessous
de la moyenne des pays d’Europe de l’ouest. Certains spécialistes considèrent
que la France se destine plutôt à un « rattrapage » à la hausse.
L’Allemagne et le Danemark ont un coût de plus de 30 centimes d’euro (TTC) le
KWh (18 en France).
La taxe carbone
Le gouvernement avait programmé une hausse de la taxe carbone. Mise en place depuis le 1er avril 2014, la contribution climat énergie est calculée chaque année dans le projet de loi financement. Cette taxe a comme objectif d’encourager les consommateurs à réduire leurs émissions de CO2, principal responsable de l’effet de serre, et de lutter ainsi contre le réchauffement climatique.
Suite aux mouvements des gilets jaunes, l’évolution de la taxe carbone a été gelée pour les particuliers. Pour les professionnels agricoles, un mécanisme d’augmentation de la taxe et de remboursement avait été mis en place pour la neutraliser (remboursement TICPE), afin de répondre à l’enjeu stratégique de réduction des charges.
Cependant le gouvernement prévoit d’annuler ou réduire les
exonérations fiscales sur les carburants accordées jusque là à certaines
filières professionnels :
Suppression progressive de l’exonération de la TICPE sur le GNR pour les entreprises du BTP entre juillet 2020 et janvier 2022
Réduction de 2 centimes du remboursement de TICPE dont bénéficie le transport routier, pour 2020
Cerfrance Vendée vous propose un tour d’horizon, dans ses agences, sur le contexte de l’énergie, sur la production photovoltaïque, la méthanisation et la réduction des consommations.
Les pluies de cet automne abondantes et régulières ont réduit les fenêtres de semis de céréales. Selon les secteurs géographiques, les surfaces prévues sont partiellement semées et ce qui est en terre n’est pas pour autant réussi. Les assolements vont évoluer.
Un automne humide
L’arrivée de l’automne a été marquée par des pluies continues, avec un cumul de précipitations supérieur aux normales saisonnières : 300 mm du 20 septembre au 10 novembre, soit le double de la normale. Les semis ont pu se dérouler en conditions correctes sur des sols peu travaillés qui ont donc gardé davantage de capacité à ressuyer. Dans d’autres cas, la charrue a permis de semer malgré des conditions de sols limitantes. Les fenêtres météo se sont résumées à quelques jours autour du 25 octobre et du 20 novembre.
Les surfaces semées sont très variables selon les zones géographiques. En bocage, notamment sur le littoral seulement 50% des semis prévus sont réalisés. Ces semis réalisés en sols limoneux sont fragiles car la pluie et l’utilisation de la herse rotative ont conduit à des battances pénalisant fortement la levée :
Il est trop tôt pour estimer précisément les pertes, mais les objectifs de rendements sont à prévoir à la baisse. En zone de marais et de plaine, les semis de blé tendre et d’orge non terminés sont toujours possibles jusqu’au 15 décembre sans changer de stratégie. Les doses de semis sont à moduler à la hausse : +15% à 30% par rapport à la dose initialement prévue au 1er novembre.
Adapter mon assolement
La stratégie est à revoir à partir de janvier, ce qui risque de se produire car les prévisions repartent à la pluie jusqu’au 15 décembre. Dans ces conditions, il faudra choisir des variétés de blé tendre plus précoces et ½ alternatives. Pour l’orge, il faudra opter pour des variétés de printemps. A noter, les choix de variétés de blés durs ne sont pas à changer. Cependant, les options précédentes sont possibles en sols sains. En sols hydromorphes, les semis de céréales étant inenvisageables suite aux excès d’eau, l’assolement devra évoluer plus radicalement avec deux cas de figures.
En système céréalier, partir sur
un maïs (irrigué de préférence) ou un tournesol qui est une bonne tête
d’assolement. En situation d’irrigation limitante, le tournesol est une bonne
alternative car il nécessite moins d’eau que le maïs et son irrigation est
globalement terminée en août, le mois le plus restrictif en eau.
En systèmes d’élevage, la culture de printemps classique remplaçant les céréales est le maïs vendu ou stocké pour le troupeau. Une seconde alternative, qui donne plus d’autonomie dans l’alimentation du troupeau, est la production de fourrages riches en protéines avec une dérobée de trèfles annuels (trèfle d’Alexandrie, trèfle Incarnat…) quitte à planifier la récolte du maïs restant sous une forme plus concentrée en énergie que l’ensilage habituel.
La filière méthanisation est très active. CERFRANCE Vendée avec ses homologues des Pays de la Loire a présenté aux banquiers et gestionnaires de réseaux (GRDF, GRT) son nouveau partenariat avec ASTRADE. Cela a été l’occasion d’échanger sur la professionnalisation des gestions de projet, et sur leur sécurisation pour la création du maximum de sites.
Le partenariat
CERFRANCE Pays de La Loire – ASTRADE
Depuis une dizaine d’années les CERFRANCE des Pays de La Loire (Vendée, Loire-Atlantique, Maine-et-Loire, Mayenne-Sarthe) et la société Astrade répondent au développement des énergies renouvelables et ont accompagné une grande partie des projets de méthanisation sur le territoire régionale.
Dans ce contexte, et en accord avec le dirigeant d’Astrade, les quatre entreprises associatives Cerfrance (Loire Atlantique, Vendée, Maine et Loire et Mayenne-Sarthe) réunies, achètent la société de méthanisation Astrade. Ce partenariat permettra de répondre aux besoins croissants des exploitants et au développement des énergies renouvelables. Cette opération marque dix années de collaborations réussies sur des projets communs de méthanisation.
A chacun son projet
Il existe une grande diversité de projet : dimension, injection biométhane/cogénération, collaboration entre voisins, association avec d’autres partenaires (finances, matières, épandage…). CERFRANCE Vendée s’adapte donc à vos besoins. Nous pouvons vous accompagner sur l’ensemble de votre projet : optimisation du gisement, préfaisabilité économique, consultations d’entreprises (constructeurs de méthaniseurs, fabricant du process d’épuration, motoriste pour la cogénération), coordination des dossiers règlementaires, structuration juridique, mise en place de la gouvernance entre agriculteurs, présentation du business plan, finalisation du plan de financement …
Dans certains projets innovants, ou de dimension conséquente la
stratégie de projet peut passer par un bureau d’étude neutre, qualifié, et
reconnu. C’est le cas d’ASTRADE. C’est pour cette raison que les CERFRANCE Pays
de la Loire, ont choisi de rentrer au capital d’ASTRADE. Ce partenariat, nous
permettra de vous accompagner plus loin sur des problématiques nouvelles, sur
des optimisations de process, sur des nouveaux débouchés (BioGNV, Co2
alimentaire, biogaz porté …) …
Les prestations de conseils des deux entités Astrade et Cerfrance sont très complémentaires et rassemblent toutes les conditions nécessaires à la réussite des projets de méthanisation.
Rencontrer les acteurs pour pousser les projets
Aujourd’hui, les projets sont principalement orientés vers
l’injection biométhane. Il était donc important de retourner voir les
gestionnaires de réseau, pour présenter l’intérêt du partenariat CERFRANCE –
ASTRADE, et d’échanger sur les modalités de fonctionnement réciproques pour
fluidifier l’évolution des projets. GRDF et GRT ont apprécié la rencontre et
souhaitent continuer à renforcer nos contacts, pour finaliser au plus vite les projets.
Les banques sont aussi des acteurs majeurs. L’augmentation de la
dimension des projets, induit mécaniquement l’augmentation des fonds propres à
apporter. Les banquiers apprécient la sécurisation des projets qu’apporte la méthode
d’accompagnement des CERFRANCE des Pays de la Loire. Le nouveau partenariat
CERFRANCE – ASTRADE la renforce. Quelle que soit la taille du projet, la
méthanisation a un impact élevé sur le système d’exploitation. La gestion
globale, la création
d’une nouvelle activité et la mesure des impacts (positifs et négatifs) sur la ou les
exploitations de base permettent d’éclairer les décisions des banquiers.
Pour toutes questions, contactez Paul Cocault, Conseiller spécialisé énergie : pcocault@85.cerfrance.fr – 02 51 24 42 42.
Les associés du GAEC MONCHEMIN ont un temps été intéressés par le projet collectif de leur canton. Puis ils se sont décidés à tenter l’aventure seuls. Après avoir déterminé leur potentiel, muri leurs objectifs, consulter des entreprises avec l’aide de CERFRANCE VENDEE, ils ont finalisé leur plan de financement. Leur unité a été mise en service en août 2018. Ils ouvrent leurs portes aux visiteurs.
La méthanisation est une activité à
forte rentabilité mais le projet est toujours différent d’une situation à
l’autre. Les associés ont pris le temps pour optimiser toutes les opportunités
qui se présentaient.
Une belle réalisation intégrée au système du GAEC
Moteur de cogénération 200 kwe
Gisement : effluents et CIVE
Prévision de production : 1 600 000
kwh/an
Valorisation de la chaleur :
Chauffage du bureau, nurserie, salle
de traite
Séchage à plat pour fourrages,
grains…
Le point de
départ : les associés ont posé leurs objectifs
Qui porte le projet ? faut-il le
travailler en groupe ou à partir de son exploitation ?
Qui porte l’investissement, le risque
financier et bénéficie de la valeur ajoutée ? les 3 éléments sont liés.
Comment le projet est partagé sur le
territoire ?
Le GAEC MONCHEMIN a souhaité inclure des voisins, qui
n’envisageaient pas porter financièrement le projet, mais participer comme
apporteurs de matière. Les associés ont recherché des synergies pour que chacun
s’y retrouve.
Etablir un premier diagnostic
Le potentiel du gisement. Il était un peu juste au départ pour atteindre le seuil d’équilibre économique. Les associés ont réfléchi aux opportunités de proximité, pour en conserver la maitrise.
Les conséquences de la ration sur différents axes :
le fiscal et le juridique, les associés ont fait le choix d’intégrer l’unité dans le GAEC
les règles sanitaires et ICPE, La conservation de l’unité dans le périmètre du GAEC simplifiait les applications réglementaires.
le process de traitement des matières, le choix du constructeur, l’emplacement du site. Les associés ont recherché la simplicité et la robustesse.
Le coût de production et/ou de collecte des matières de l’exploitation, dont le transport du fumier du 2ème site. Les synergies entre la méthanisation et l’exploitation (les exploitations). Les associés ont fait évoluer leur assolement en parallèle du projet pour bien valoriser la chaleur par le séchage des fourrages. Il reste aujourd’hui à bien valider les modalités pratiques d’utilisation du hangar de séchage.
Les besoins d’investissements qui intègrent le process, mais aussi le stockage, l’épandage. Les associés ont cherché à optimiser les tâches qui pouvaient l’être, notamment l’automatisation de la collecte des fumiers de logette à la sortie du bâtiment VL.
L’équilibre économique et financier a été trouvé en faisant des compromis entre la sécurité des équipements et leurs coûts.
Garder son indépendance ?
Il est possible de travailler directement avec un constructeur pour développer son projet. Le risque est de ne pas explorer la totalité du champ des possibles. Le GAEC MONCHEMIN a choisi de se faire appuyer par CERFRANCE VENDEE pour consulter 4 entreprises. En préparant bien le cahier des charges et les rencontres, les associés ont amené les constructeurs à personnaliser leur offre par rapport aux seuls besoins et objectifs du GAEC.
La gestion de projet c’est donc de la méthode
mais aussi beaucoup de temps et de l’autofinancement à y consacrer
Pour finaliser son dossier de financement et de subvention, les associés ont dû engager des frais de dossiers : ICPE, Permis de Construire, dossier de subvention … bien que l’accord de subvention ne soit pas totalement acquis au départ puisqu’il y a des critères d’accès aux aides, et de plus en plus des enveloppes financières limitées. Aujourd’hui l’ADEME n’arrive plus à servir totalement les dossiers présentés.
EDF Obligation d’Achat a envoyé un mail demandant aux producteurs photovoltaïques de s’inscrire sur le registre des garanties d’origine. Dans quel cas faut-il le faire ? Quelles sont les conséquences ?
Les
garanties d’origine (GO) : qu’est-ce que c’est ?
Dans le droit français, il est défini
comme suit « Une garantie d’origine est un document électronique servant
uniquement à prouver au client final qu’une part ou une quantité déterminée
d’énergie a été produite à partir de sources renouvelables ou par cogénération
». Comme physiquement l’électron ou la molécule de gaz conventionnels, ne sont pas
distinguables de ceux issus d’énergie renouvelable, l’UE a organisé un système
de garantie. Il permet de vérifier qu’il y a bien autant de production que de
consommation d’énergie verte, pour que les consommateurs qui acceptent de payer
plus chers ces offres achètent bien une énergie d’origine renouvelable.
Cela passe par l’enregistrement des
unités de production sur un registre tenu par POWERNEXT.
Le photovoltaïque
Initialement le système avait été
imaginé pour soutenir les projets d’énergie renouvelable. L’état français a mis
en place un soutien direct par le tarif. Aussi il a décidé de récupérer les
garanties d’origine pour les installations de plus de 100 Kwc bénéficiant d’un
soutien public, pour les mettre aux enchères auprès de fournisseurs
d’électricité. Ces installations doivent donc se déclarer comme l’indique le
corps du message d’EDF OA :
L’émission des garanties d’origine impliquera la publication par Powernext des données visées à l’article R. 314-64 du code de l’énergie à l’adresse : https://www.powernext.com/fr/donnees-du-registre. » «
Pour les autres installations, il n’y a pas
d’obligation.
La
méthanisation
Les garanties d’origine appartiennent à l’acheteur de biométhane, qui est aussi fournisseur de gaz. Cela lui permet de faire des offres de « gaz vert ». Il est donc important de discuter du niveau de bonus et surtout des modalités de calcul qui sont indépendantes de l’indexation du tarif de soutien. Tous ces éléments sont inscrits sur le contrat d’achat.
Les conseillers spécialisés en Energie de Cerfrance Vendée vous accompagnent dans vos projets de méthanisation et d’énergie. Contactez-les au 02.51.24.42.42.
La publication de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) publiée en début d’année a envoyé des messages contradictoires aux potentiels porteurs de projets d’unités de méthanisation. Elle a suscité des propositions d’évolution de tarifs de la part de la filière récemment.
Les
acteurs du gaz naturel poussent au biométhane
Pour les grands acteurs gaziers (GRDF, Engie …) le
développement de sites de production de biométhane est stratégiquement
important. Ils ont donc mis les moyens pour capter ce potentiel. Pour injecter
du biométhane, il faut épurer le biogaz sur place avant de l’injecter dans le
réseau. Faut-il être proche du réseau de gaz naturel ? Par les réductions
de coûts de raccordement, et le dynamisme de GRDF les solutions sont plus
nombreuses. Ce frein initial est donc moins fort.
La
cogénération à la ferme a encore des atouts
L’épuration du biogaz demande des moyens importants qui
renchérissent les coûts. Cela conduit à élever le seuil minimal du gisement
méthanogène, et donc globalement à augmenter le niveau d’investissement
initial. Avec un niveau de gisement moins élevé, la cogénération est plus
accessible.
Le
signal de la PPE : se préparer à terme à la raréfaction des soutiens
La PPE réaffirme les atouts du biométhane justifiant de
maintenir un soutien public. Mais les pouvoirs publics ne veulent pas connaître
les emballements qu’ils ont connus sur le soutien en tarifs d’achat pour la
filière photovoltaïque au début des années 2010. Ils annoncent donc une trajectoire
de limitation des tarifs de soutien en biométhane, comme ils l’ont déjà fait en
cogénération. Tout cela est concomitant à la baisse des subventions disponibles
par projet, d’autant plus que le nombre de projets est toujours plus important.
La
filière propose une trajectoire de baisse de prix plus raisonnable
Elle envisage plutôt une baisse progressive
des tarifs de 2 % par an, qui permette à l’ensemble des acteurs de s’adapter à
la nouvelle donne.
Travailler
les fondamentaux
Bien que les soutiens soient moins
fermes, il faut continuer à étudier en profondeur son projet :
explorer avec précision son gisement
évaluer les conséquences sur vos
exploitations
décider du partage de la valeur
ajoutée entre les acteurs, selon que vous soyez sur un projet basé sur une ou
deux exploitations, ou sur un plus grand groupe
peser tous les choix des process
bien caler son financement :
banques, investisseurs externes ou non, autofinancements … ; et ne surtout
pas oublier la période délicate de construction, montée en charge, et
consolidation de la première année de fonctionnement
La méthanisation est un projet à forte rentabilité s’il est bien pensé. Cela demande du temps de réflexion et de l’implication dans la construction du projet. Cerfrance Vendée et ses conseillers spécialisés en Energie peuvent vous accompagner dans cette démarche à valeur ajoutée.
Les Pays de la Loire prévoient le déploiement de station-service Gaz Naturel pour les véhicules alimentés si possible en biométhane. Bercy a acté des aides fiscales à l’acquisition de véhicules fonctionnant au GNV.
Le
Gaz naturel comme carburant : GNV ou bioGNV
Devant les problèmes
d’émission de particules par les moteurs diesel, les pouvoirs publics
réfléchissent à un carburant moins émetteur. Le gaz naturel en fait
partie : Gaz Naturel Véhicule (GNV). Il existe sous deux formes : comprimé
(GNC), ou liquide, (GNL). Le BioGNV a la même caractéristique que le GNV mais
il est issu des unités de méthanisation (agricole ou non).
Une dynamique régionale
Sur les 5 départements de
la région Pays de La Loire, les schémas de déploiements pourraient mener à
l’implantation d’une vingtaine de nouvelles stations d’ici à 2025, avec notamment
comme objectif d’être la 1ère région de France en matière de motorisations
alternatives.
Il existe déjà deux
stations en fonctionnement en Vendée :
Mortagne sur Sèvre à partir d’exploitations agricoles réunies autour d’une unité de méthanisation. Ce projet a été accompagné par CERFRANCE.
La Chaize le Vicomte
Deux autres stations sont
prévues être mises en route d’ici fin 2019 : Sainte Florence et Fontenay
le Comte. D’autres sont envisagées sur le reste du territoire vendéen.
La
programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pousse à soutenir le GNV et le
bioGNV
La PPE propose de soutenir l’achat de véhicules compatibles au GNV et BioGNV, par un dispositif de suramortissement dont les modalités sont indiquées dans le tableau ci-dessous:
Vous pouvez aussi sous
conditions bénéficier de la prime à la
conversion.
Cerfrance vous accompagne dans votre projet de production d’énergie par méthanisation de son élaboration à sa mise en service.
Les projets se multiplient : projets individuels, projets collectifs avec ou sans partenaires, projets territoriaux. Les conditions de réussite à réunir pour rentabiliser les investissements nécessitent de procéder avec méthode pour analyser vos atouts et mener votre projet jusqu’au bout.
Reconnu pour ses compétences en accompagnement de projet, Cerfrance a développé un processus de qualité, comprenant 7 étapes clés.
• Émergence Gisement ; Valorisation de l’énergie • Pré-faisabilité Implantation, flux matière ; Dimensionnement technique ; Étude économique • Faisabilité Positionnement des acteurs ; Dossier : consultations et appels d’offre ; Réflexion sur le partage de la valeur ajoutée • Montage juridique Statuts, règlement intérieur, pacte d’associés ; Contractualisation sur l’approvisionnement, la chaleur, … ; Structuration juridique et fiscale • Conseil économique Business plan ; Plan recherche de subventions ; Aide au financement • Administratif – Réglementaire ICPE (Installation Classé Pour l’Environnement), plan d’épandage • Construction – Mise en service
Ces 7 étapes ont été créées afin de pleinement vous accompagner dans votre projet avec une expertise maîtrisée.
La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) a été publiée récemment par le ministère de la transition écologique et solidaire. Elle réaffirme l’intérêt porté au biométhane pour se substituer au gaz naturel, mais propose des trajectoires de tarifs à la baisse.
Remplacer
le gaz naturel
Le gaz naturel est aujourd’hui une énergie essentielle au
système énergétique français. Sa capacité de stockage est nécessaire pour
passer les pointes d’hiver de chauffage et de production d’électricité. Le
réseau de distribution est en place. Il n’en reste pas moins une énergie
fossile et nécessite donc d’être remplacé à long terme par du biométhane,
notamment.
La
PPE réaffirme les atouts du biométhane
La PPE réaffirme les atouts du biométhane justifiant de
maintenir un soutien public important car « c’est une énergie renouvelable qui :
se stocke facilement ;
peut être produite par des agriculteurs, leur offrant
ainsi une opportunité de revenus complémentaires ;
permet de valoriser les déchets pour produire de l’énergie
et des matières fertilisantes, qui devront offrir toutes les garanties de
qualité sanitaire et environnementale;
permet d’utiliser un réseau énergétique existant sur une
partie importante du territoire qui dessert les industries et les transports. »
Il est relevé cependant que les coûts de production des gaz
renouvelables sont plus élevés que ceux du gaz naturel. Ce qui est assez
normal, car la filière est très récente en France. La PPE prévoit donc une
série de mesures de promotion du gaz renouvelable :
Donner de la visibilité en adoptant
un calendrier d’appel d’offres pour le biométhane injecté, mais avec une
trajectoire de tarif d’achat de référence, pour atteindre une moyenne de 67
€/MWh PCS en 2023 et 60 €/MWh PCS en 2028.
Consolider l’obligation d’achat de
biogaz à un tarif réglementé (c’est le cadre actuel), mais avec une trajectoire
de tarif d’achat maximal atteignant 87 €/MWh PCS pour le biométhane injecté en
2023 et 80 €/MWh PCS en 2028
Favoriser le GNV et le bioGNV
notamment grâce au suramortissement à l’achat de véhicules compatibles.
La mise en place de ces mécanismes va
donc beaucoup faire bouger les lignes de la filière.
A chaque
1er janvier les tarifs aidés pour la production d’électricité ou de
méthane à partir de biogaz, évoluent selon les indices INSEE. Après les années difficiles
de 2015, 2016 et 2017 la progression des tarifs devient vraiment conséquente.
Le
tarif injection biométhane
Il faut distinguer deux indices.
Le premier indice (coefficient K) fait évoluer le tarif pour la
première année de fonctionnement d’une unité d’injection de biométhane. Il a
été établi par décret en 2011. La progression du tarif serait d’environ 3,5% en
2019 comparativement à 2018, l’année dernière il était de 1,5%.
Le deuxième indice (coefficient L) modifie le tarif pour les
installations déjà en fonctionnement dont le contrat est signé. Il progresse de
plus de 2%, au lieu de 1,12% l’année dernière.
Le
tarif cogénération (électricité)
Depuis 2017, il n’y a plus de progression de tarif aidé. Au
contraire, le tarif de base baisse de 0,5% par trimestre échu depuis le
01/01/2018. Pour autant, cela ne doit pas précipiter les décisions de
construction du projet. Toutes les étapes d’analyse sont importantes.
Le deuxième indice (coefficient L) modifie le tarif pour les installations déjà en fonctionnement dont le contrat est signé. Il progresse de plus de 1,5%, au lieu de 0,8% l’année dernière.
A chaque 1er janvier, les tarifs aidés pour la production d’électricité ou de méthane à partir de biogaz évoluent selon les indices INSEE. Après les années difficiles de 2015, 2016 et 2017 la progression des tarifs devient vraiment conséquente.
Le tarif injection biométhane
Il faut distinguer deux indices.
Le premier indice (coefficient K) fait évoluer le tarif pour la première année de fonctionnement d’une unité d’injection de biométhane. Il a été établi par décret en 2011. La progression du tarif serait d’environ 3,5% en 2019 comparativement à 2018, l’année dernière il était de 1,5%.
Le deuxième indice (coefficient L) modifie le tarif pour les installations déjà en fonctionnement dont le contrat est signé. Il progresse de plus de 2%, au lieu de 1,12% l’année dernière.
Le tarif cogénération (électricité)
Depuis 2017, il n’y a plus de progression de tarif aidé. Au contraire, le tarif de base baisse de 0,5% par trimestre échu depuis le 01/01/2018. Pour autant, cela ne doit pas précipiter les décisions de construction du projet. Toutes les étapes d’analyse sont importantes.
Le deuxième indice (coefficient L) modifie le tarif pour les installations déjà en fonctionnement dont le contrat est signé. Il progresse de plus de 1,5%, au lieu de 0,8% l’année dernière.
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