Une rentabilité à 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.