énergies renouvelables

Gaec du Lindenhof (Haut-Rhin)

La méthanisation version micro

Publié le 02/04/2023

À Hagenthal-le-Haut, le Gaec du Lindenhof exploite depuis fin 2022 une unité de micro-méthanisation conçue et installée par la société belge Biolectric. Une première dans le Sundgau qui démontre que la production de biogaz à partir d’effluents d’élevage peut être réalisée à échelle réduite tout en restant pertinente économiquement.

Plus petite, plus personnalisée et tout aussi efficace. À Hagenthal-le-Haut dans le Haut-Rhin, le Gaec du Lindenhof a fait le pari de la micro-méthanisation pour valoriser les effluents d’élevage de son troupeau de 240 vaches prim’holstein et montbéliardes. C’est la première exploitation agricole du Sundgau à faire le choix d’un tel format pour produire du biogaz. Ce concept « micro » a été développé par la société belge Biolectric qui propose des unités de méthanisation de 11 à 74 kW. Le principe est simple : calibrer le méthaniseur en fonction des effluents d’élevage disponibles sur l’exploitation agricole. Une aubaine pour le Gaec du Lindenhof et ses cinq associés (Angélique Pfendler, Jonathan Menweg, Charles Schmidt, Pierre Pfendler et Pierrette Litzler) qui avait été initialement démarchés pour faire partie d’un gros projet collectif de méthanisation avec d’autres exploitations alentour. « C’était intéressant mais ce n’était pas adapté à notre structure. Nous avons des sols argileux, et nous avions déjà du mal à épandre notre lisier. On ne se voyait pas épandre encore plus », retrace Angélique Pfendler. L’idée suit son chemin jusqu’à la rencontre avec Biolectric qui confirme aux agriculteurs sundgauviens la faisabilité d’un micro-méthaniseur aux abords de leur étable. Le chantier démarre à la fin de l’année 2021 et se termine début décembre 2022, sans difficulté particulière. « On fonctionnait déjà avec des racleurs et des pompes automatiques pour récupérer le lisier. En fait, nous n’avons rajouté qu’une étape entre la pré-fosse et le séparateur », détaille Charles Schmidt. Toute la partie administrative (demande de permis de construire, etc.) a été intégralement gérée par un bureau d’études local mandaté par Biolectric. Le biogaz produit est converti en électricité qui est injectée sur le réseau et valorisée par EDF via un contrat d’achat de vingt ans. La chaleur générée est récupérée pour chauffer l’eau de la salle de traite et les bâtiments. D’autres sources de valorisation sont étudiées pour récupérer la chaleur restante. « Pour l’instant, on en produit bien plus qu’on en consomme », pointe Angélique Pfendler. L’accueil « très favorable » des habitants Ce sont 24 m3 de digestats, liquide et solide, qui sont générés chaque jour par le micro-méthaniseur via quatre cycles de pompage de lisier de vaches de 6 000 litres chacun, plus un apport de fiente de volailles quotidien d’environ 400 kg. S’ajoutent à cela les résidus végétaux des silos de maïs et d’herbe. « Ce qui veut dire qu’on valorise entièrement tous nos déchets organiques et végétaux », se félicite Charles Schmidt. Les digestats produits sont intégralement valorisés sur les 370 ha de terres (prairies, maïs, blé, orge, soja, avoine) que compte l’exploitation. Ils peuvent être stockés sans problème entre sept et huit mois, ce qui permet de les épandre au moment le plus opportun, là où l’azote est le plus assimilable par la végétation. La partie liquide est utilisée principalement sur les prairies entre les coupes d’ensilage, tandis que la partie solide sert à fertiliser les champs de cultures, les chaumes, et les parcelles situées à proximité des habitations. « Le digestat solide sent bien moins que du lisier traditionnel. C’est un plus pour nous dans un secteur où les maisons ont tendance à s’approcher de plus en plus des terres agricoles », souligne la jeune éleveuse de 23 ans. Un argument qui a d’ailleurs facilité l’acceptation du projet par les habitants du village qui auraient pu voir ce méthaniseur d’un mauvais œil. « Au contraire, on leur a bien expliqué que cela allait être une petite structure qui resterait à l’échelle de notre exploitation. Ils l’ont bien compris et se sont même montrés très favorables envers notre initiative », poursuit Angélique Pfendler. Un suivi à distance permanent Après trois mois d’utilisation, les cinq associés se disent très satisfaits de leur investissement. La centrale fonctionne 24 h sur 24 et 7 jours sur 7 et demande très peu d’entretien. Toutes les 800 heures, il faut procéder à une maintenance qui se résume à la vidange des moteurs et au changement des filtres à charbon, soit une heure environ. Pour le reste du temps, le micro-méthaniseur est surveillé en continu via une application installée sur les téléphones et les ordinateurs. « On reçoit une alerte en cas d’évènement anormal. Après trois mois, on n’a pas constaté de problème technique particulier à part des niveaux de gaz trop élevés ou trop bas ou un défaut de pompage. Rien de grave en somme », explique Charles Schmidt. En cas de problème grave ou de surplus de gaz, une torchère de purge permet d’absorber l’excès de méthane pour le brûler aussitôt, ce qui écarte les risques de pollution de l’air. Vers l’autonomie énergétique Sur le plan économique, le retour sur investissement (500 000 euros terrassement et maçonnerie inclus) devrait être atteint en dix ans maximum. « Heureusement, on a signé le projet avant la forte inflation que nous connaissons depuis plusieurs mois. C’est juste dommage que nous n’ayons pas pu bénéficier de subventions qui restent pour l’instant réservées aux plus grosses unités de méthanisation », indique encore Angélique Pfendler. Pas de regret cependant, car cette installation s’inscrit dans un plus vaste et ambitieux projet : devenir le plus autonome possible en énergie. Une démarche lancée en 2011 avec la pose d’une installation photovoltaïque sur le toit de l’étable, et une production électrique entièrement injectée sur le réseau. « La méthanisation était l’étape d’après. La prochaine sera d’installer une autre installation photovoltaïque, cette fois entièrement destinée à l’autoconsommation, sur les bâtiments que nous avons construits l’an passé », conclut l’agricultrice.

Projet Energiessen (Bas-Rhin)

L’énergie en circuit court

Publié le 28/03/2023

Portée par la volonté d’assurer la résilience énergétique de son territoire, la Communauté de communes de la vallée de Villé s’est transformée en laboratoire de montage d’une centrale photovoltaïque en autoconsommation collective à ciel ouvert. Après des industriels et des collectivités, les premiers agriculteurs rejoignent le projet. Comme la ferme du Jodie qui, bientôt, vendra non seulement ses produits alimentaires en circuit court, mais aussi de l’énergie.

Agriculteur à la ferme du Jodie, à Steige dans le Bas-Rhin, David Lavigne produit de la viande de porc, de volaille et de bœuf, qu’il valorise en circuits courts, soit transformée dans son magasin de vente directe, soit en carcasse auprès d’un réseau de bouchers. Bientôt, il sera aussi producteur d’énergie photovoltaïque. Comme bon nombre d’agriculteurs qui valorisent les toitures de leurs bâtiments en y adjoignant des panneaux photovoltaïques. Sauf que David Lavigne va vendre son énergie en circuit court, à des consommateurs situés à une distance maximum de 20 km autour de son exploitation. Pour ce faire, la ferme va intégrer le projet d’autoconsommation collective Energiessen porté par la Communauté de communes de la vallée de Villé. « J’avais pour objectif d’autoproduire de l’énergie, pour diminuer ma facture d’électricité », raconte David Lavigne. Dans le cadre du PLUI, son permis de construire a été étudié par la Communauté de communes. C’est alors que Thierry Froehlicher, responsable du pôle Aménagement du territoire, lui a parlé du projet Energiessen. L’exploitant est interpellé : « En effet, en journée, je vais produire plus d’énergie que je n’en consomme. La perspective de la valoriser localement m’a séduit ». Un territoire en quête de résilience Le projet Energiessen est intimement lié à l’histoire et à la géographie de la vallée de Villé. « Nous sommes situés sur un territoire hybride, à le fois rural et péri urbain, puisque nous sommes sous l’influence de Sélestat, Colmar, Strasbourg et Saint-Dié », décrit Serge Janus, maire de Breitenau, et président de la Communauté de communes de la vallée de Villé. Mais la vallée garde de son passé de territoire montagnard enclavé un certain « réalisme rural », une volonté de « compter sur nous-même plutôt que sur les autres ». La résilience énergétique du territoire est donc dans les tuyaux depuis des lustres. « Il y a déjà eu pas mal d’idées évoquées, certaines ont été rangées dans des cartons, d’autres ont vu le jour, comme l’équipement solaire thermique qui alimente le centre aquatique Aquavallées de Bassemberg », décrit le président. L’autoconsommation fait partie de ces aspirations. « En 2010, un projet avec du photovoltaïque avait été écarté. La technologie n’était pas encore assez aboutie, et la réglementation trop contraignante. » Les acteurs locaux se sont alors tournés vers l’hydroélectricité. Mais cette idée capote également : le débit des cours d’eau n’est pas assez important, trop variable, et leur hauteur de chute n’est pas assez importante. Retour à la case photovoltaïque donc. « À ce moment-là, l’autoconsommation collective était réservée à l’échelle d’un producteur et un consommateur raccordés au même transformateur. Le montage des dossiers était compliqué et coûteux », rembobine Serge Janus. Mais les règles évoluent en même temps que les acteurs se creusent les méninges. Et lorsqu’une entreprise de la zone industrielle de Villé qui compte quatre transformateurs, envisage de couvrir la toiture d’un nouveau bâtiment de panneaux photovoltaïques, la possibilité de construire un noyau de production d’énergie à proximité d’un réseau existant émerge. Au final, ce bâtiment n’est jamais sorti de terre. Mais la réflexion engagée a impulsé les actions : les entreprises ont été sondées sur leur consommation et leur production d’énergie, ainsi que sur leur intérêt pour un projet d’autoconsommation collective. Sondage dont il est ressorti un vif intérêt pour la question, avant même la crise énergétique. Une PMO pour coquille De quoi booster les acteurs, qui se sont donc retroussé les manches. D’abord pour trouver la meilleure forme juridique pour encadrer le projet : ce sera une PMO, pour personne morale organisatrice, soit un modèle associatif de droit local, au sein duquel les ouvrages sont financés sur les fonds propres des entreprises, qui en restent propriétaires, ce qui facilite les amortissements. À tout moment, des membres peuvent intégrer ou quitter la PMO, « dont l’objectif n’est pas de faire du bénéfice mais de faciliter la création d’un maillage gagnant-gagnant », souligne Serge Janus. Actuellement, le noyau, ou premier cercle de la PMO, compte cinq entreprises et deux collectivités locales : Bürkert, Egelhof, Ejot, Super U, Sengler, la Ville de Villé et la Communauté de communes de la vallée de Villé. Les entreprises seront à la fois productrices et consommatrices d’énergie. La communauté de communes joue un rôle important : celui d’exutoire énergétique, le centre nautique absorbant le surplus d’énergie produite. À plus long terme, la station d’épuration, qui est « un autre gouffre énergétique », devrait aussi rejoindre le dispositif. Pour monter le projet, les acteurs ont demandé et obtenu en février 2022 une dérogation du Ministère de la Transition écologique afin de faire sauter le verrou de la distance entre producteur et consommateur d’énergie. « La forme de la Vallée a été un atout puisque, dans le principe, une dizaine de kilomètres séparent Steige de Neubois les deux communes les plus en amont et en l’aval de la vallée. » Cette dérogation obtenue, les porteurs du projet ont communiqué auprès des acteurs locaux et le premier cercle, décrit plus haut, est en train de s’élargir à d’autres industriels, communes ainsi qu’à des agriculteurs. « Le troisième cercle sera l’ouverture au public », annonce Serge Janus. Or ces derniers seront surtout des consommateurs d’électricité, qui plus est avec des pics et des creux de consommation assez importants. « Pour faire face à ces importantes variations de consommation, il faudra à la fois un volume suffisant de consommateurs, et qu’ils soient équipés de compteurs connectés », pointe Serge Janus. La crise énergétique a donné un coup d’accélérateur au projet. L’autoconsommation collective présente en effet des atouts par rapport à l’autoconsommation avec simple vente du surplus, notamment en termes tarifaires. En effet, le tarif de l’électricité est décidé au sein de la PMO, qui peut le faire évoluer, à l’inverse de la revente simple, où le producteur signe un contrat à un tarif fixe pour un certain nombre d’années, sachant que « le prix de l’électricité ne peut qu’augmenter », constate Serge Janus. En outre, les entreprises membres de la PMO doivent faire du bénéfice. Il y a donc tout intérêt à ce que le tarif de l’électricité pratiqué au sein de la PMO soit tamponné. « Le tarif de référence, qui sert de base à la négociation, est le tarif réglementé. L’objectif est d’aboutir à un tarif inférieur à ce tarif réglementé, et si possible légèrement supérieur au tarif de rachat en revente totale, pour être attractif à la fois pour les vendeurs et les consommateurs », explique-t-il. Changer de paradigme Pour l’instant, les agriculteurs consomment relativement peu d’électricité, « de 10 à 15 % de leur production », estime Thierry Froehlicher. Sauf quand, comme David Lavigne, ils ont opté pour les circuits courts, qui impliquent de la transformation, donc des chambres froides, des fours et autres équipements fonctionnant à l’électricité. Alors la part d’autoconsommation augmente. En outre, devenir producteur d’électricité les incite à penser et à investir différemment. Ainsi, David Lavigne, qui va produire quelque 250 kWatt d’électricité, grâce à 1 350 m2 de panneaux photovoltaïques, envisage de profiter du tarif avantageux, dont il va bénéficier, pour investir à moyen terme dans une pailleuse électrique et, peut-être aussi, un valet de ferme électrique. Thierry Froehlicher cite encore la possibilité de recharge toutes sortes de petits équipements, comme des tronçonneuses, avec l’électricité produite à la ferme. Sans oublier qu’avec l’électricité, il est possible de produire de la chaleur. « Il y a des innovations tous les jours, donc le champ des possibles est très large. L’autoconsommation collective donne en tout cas davantage de certitudes sur les tarifs de l’énergie à l’avenir, et de résilience pour le territoire », souligne Thierry Froehlicher. Avec la réalisation de deux ouvrages : des ombrières sur le parking du supermarché de l’enseigne Super U et une extension de toiture chez Bürkert, toutes deux couvertes de panneaux photovoltaïques, la PMO va atteindre une production d’1 Mwatt à l’été et 3 Mwatt dans 2 ans. « Notre ligne rouge, c’est la consommation de foncier », souligne Serge Janus, qui compte notamment sur les progrès techniques en matière de conception de panneaux photovoltaïques pour arriver à couvrir un maximum de surfaces existantes, sans artificialiser de terres. Le pari de la résilience énergétique étant en passe d’être relevé, la Communauté de communes commence à travailler la question de la ressource en eau, avec pour objectifs de l’économiser, la mutualiser et désimperméabiliser des surfaces afin que l’eau qui tombe sur le territoire s’y infiltre.

Station d’épuration d’Herbsheim

Transmuter les boues en énergie verte et en miel

Publié le 04/06/2022

La nouvelle station d’épuration d’Herbsheim, en cours de construction, est un condensé de réponses aux enjeux du cycle de l’eau et de l’économie circulaire. Les boues seront méthanisées pour produire du biogaz dans un digesteur qui sera aussi alimenté avec de la silphie, plante très peu exigeante en intrants, dont la culture doit participer à restaurer la qualité de la ressource en eau dans les aires de captage d’eau prioritaires.

La nouvelle station d’épuration d’Herbsheim, commune voisine de Benfeld, est encore en chantier qu’elle fait déjà office de vitrine de ce que pourraient être les stations d’épuration du futur. En effet, non seulement elle collecte et nettoie les eaux usées de quelque 19 000 équivalents habitants répartis dans 11 communes du périmètre de Benfeld et environs. Ce qui est déjà très bien. Mais ce n’est pas tout. Elle produit aussi du biogaz et contribue à préserver la qualité de la ressource en eau et la biodiversité en absorbant de la silphie, une culture très peu exigeante en intrants. Une performance que le SDEA (syndicat des eaux) doit à un montage de projet unique en France, qui a mobilisé de nombreuses compétences en interne, durant les dix années de gestation du projet, souligne Denis Schultz, président de la commission locale qui porte le dossier. Optimisation des équipements Point de départ du projet et métier de base du SDEA : le traitement des eaux usées. La nouvelle station est construite sur le même site que l’ancienne. La première version était dimensionnée pour traiter les rejets de 14 000 à 15 000 équivalents habitants. La nouvelle sera capable d’absorber la production de 27 000 équivalents habitants. Le débit maximal admis passe de 325 m3/h à 510 m3/h, et le volume journalier de 7 800 à 12 000 m3/j. Un redimensionnement à l’aune de l’évolution de la démographie dans le secteur. Le traitement des eaux usées suit un schéma assez classique : dégraissage, dessablage, décantation primaire, traitement biologique par des bactéries, clarification. Le SDEA a investi dans des équipements qui permettent d’optimiser le processus pour augmenter sa capacité tout en préservant l’environnement, notamment en maîtrisant mieux la consommation d’énergie : « variateurs de fréquence, automates de surveillance qui permettent de mieux les régler les procédures, pompe à chaleur qui récupère celle issue des eaux traitées pour chauffer le digesteur… », liste Éric Bernhard, du SDEA. À l’issue du processus, la qualité de l’eau purifiée est contrôlée avant qu’elle ne soit retournée à l’Ill. Les boues sont quant à elles épaissies et stockées, avant d’aller alimenter d’autres bactéries. De l’énergie pour 3 000 habitants grâce à la méthanisation Une des principales particularités de cette station réside dans l’utilisation des boues pour alimenter un méthaniseur qui produit de l’énergie renouvelable, au moyen d’une ration bien particulière. En effet, elle sera d’abord composée des boues des stations d’Herbsheim et de Rhinau. Il y aura aussi des graisses issues des STEP de Centre Alsace. Et de la silphie, une culture à bas niveau d’impact (BNI) et au pouvoir méthanogène élevé, qui permet de significativement améliorer le rendement du méthaniseur et donc de raccourcir le temps de retour sur investissement. « Sur les 16 500 t de matières brutes qui vont entrer chaque année dans le méthaniseur, la silphie représente 1 500 t, soit 9 %, mais elle représente 45 % du gaz produit », indique Matthieu Bornert, chef de projet au SDEA. Sans la silphie, le projet n’aurait donc probablement pas vu le jour, car le temps de retour sur investissement était beaucoup trop long. Sachant que l’objectif du SDEA est aussi de maintenir le prix de l’eau et de la redevance assainissement, stable depuis 2009. Le biogaz est purifié en biométhane qui est injecté dans le réseau géré par R-GDS, et racheté par Gaz de Barr dans le cadre de relations contractualisées. La station produit l’énergie équivalente à la consommation de 3 000 habitants par an, soit une recette de 500 000 € de livraison de gaz par an pour le SDEA. Cela peut sembler peu, au regard des 13 millions d’euros (M€) investis par les 11 communes du périmètre de Benfeld et environs pour la construction de la nouvelle installation, mais aussi beaucoup dans un contexte où le prix de l’énergie, devenue arme de guerre, risque de devenir très cher à payer. Le processus de méthanisation produit aussi un digestat, qui sera déshydraté, contrôlé et stocké, avant d’être épandu dans les champs, où il constituera une alternative aux engrais de synthèse, aux tarifs tout aussi explosifs que ceux de l’énergie. Une culture pleine de potentiel Partant du constat que la seule méthanisation des boues et des graisses n’aurait pas été rentable, les agents du SDEA ont cherché avec quels autres gisements ils pourraient alimenter le digesteur, sans entrer en compétition pour la ressource avec les méthaniseurs existants. « En 2015, nous avons expérimenté différentes cultures comme le sorgho, le miscanthus, des mélanges de plantes sauvages… Nous poursuivions différents objectifs : trouver une culture avec un potentiel méthanogène important, et qui soit peu exigeante en intrants pour préserver la ressource en eau », décrit Thierry Willmann, du SDEA. La silphie faisait partie des candidates. Elle a été testée à Sand, dans une parcelle de 30 ares au potentiel limité. Située en lisière de forêt, la parcelle a d’abord été ravagée par des sangliers - qui ont été éloignés à l’aide d’un épandage de cheveux dont l’odeur repousse les animaux sauvages - puis par un orage. « J’avais fait le deuil de voir la silphie se développer cette année-là, mais elle a repris sa croissance de manière impressionnante », se souvient Thierry Willmann. C’est donc cette culture, oubliée depuis que l’Inra l’avait introduite en France après guerre pour la valoriser en fourrage, qui a finalement été retenue. Pour alimenter le méthaniseur, quelque 65 ha de silphie ont donc été implantés il y a deux ans dans les secteurs de Hilsenheim et Zellwiller par quatorze agriculteurs. La première année, elle est conduite en coculture dans du maïs pour limiter le développement des adventices et pour que les agriculteurs n’aient pas à subir une année blanche en termes de revenu. « Plus récemment, son implantation avec du soja a été testée avec succès », précise Thierry Willmann. La silphie se développe ensuite assez rapidement, mais les trois à quatre premières années, elle requiert tout de même encore du désherbage. Puis, quasiment plus aucune intervention à part la récolte et la fumure pendant une bonne dizaine d’années (lire encadré). Ce sont donc 65 ha situés en zone de captages prioritaires qui ne recevront plus aucun traitement phytosanitaire. Des contrats bien ficelés pour sécuriser tout le monde Pour encourager les agriculteurs à les suivre dans ce projet, le SDEA a élaboré un contrat qui lie les deux parties sur quinze ans. L’objectif est à la fois d’assurer l’approvisionnement du méthaniseur, et d’éviter que les agriculteurs aient à faire face à une perte de revenu. Pour rentrer dans le cadre autorisé par la réglementation, un montage particulier a été trouvé : « Le SDEA rachète la prestation du service rendu », résume Coralie Welsch. Les agriculteurs ne sont pas rémunérés à la tonne de silphie récoltée mais à l’hectare mis à disposition, avec un tarif fixe quel que soit le rendement et qui est réévalué chaque année en fonction de l’évolution des coûts des intrants et du prix de vente des autres cultures. Ainsi, pour cette année, le tarif de rachat sera révisé à la hausse. À noter aussi que le contrat qui lie agriculteurs et SDEA comporte des portes de sortie, sous certaines conditions. Au final, la modernisation de cette STEP a nécessité des investissements plus importants que si le SDEA s’en était tenu à un schéma classique. Mais son coût de fonctionnement est optimisé, et ses externalités sont nombreuses. Aussi, le SDEA envisage déjà de reproduire ce schéma à la STEP de Sélestat, dont l’envergure est plus importante. Anticipant les objections qui pourraient être émises quant à la compétition entre cultures énergétiques et alimentaires, Thierry Willmann, avance : « Dans les zones de captage prioritaire, où la qualité de l’eau est dégradée, les agriculteurs vont être amenés à faire des choix entre des cultures alimentaires conduites avec des pratiques adaptées qui peuvent induire des seuils, et des productions non alimentaires certes, mais qui peuvent permettent de préserver la ressource en eau, elle-même indispensable à la production alimentaire. » En outre, la réglementation encadre l’incorporation dans les digesteurs de cultures principales : leur proportion ne peut pas dépasser 15 %. Enfin, Coralie Welsch glisse que si la silphie ne se mange pas, le miel qui en découle, lui, oui.