Résumé
« La biométhanisation, une activité agricole »
PHOTO PHILIPPE BOIVIN, ARCHIVES LA PRESSE
« Même si la production de GNR agricole s’appuie sur des technologies connues et éprouvées en Europe, elles restent ici incomprises pour plusieurs », selon des acteurs du milieu.
La filière du GNR agricole n’est pas reconnue pour ce qu’elle est, soit un prolongement de l’agriculture, déclare Simon Naylor, PDG de Keridis BioÉnergie.
Publié à 5h00
Ulysse Bergeron La Presse
Depuis plus de 10 ans, l’entreprise se spécialise dans le développement et l’investissement en biométhanisation.
Pensez-y. Tout ce qui rentre dans un digesteur vient de l’agriculture. C’est du fumier, du lisier et un peu de matière résiduelle agroalimentaire. Et tout ce qu’on sort une fois le traitement terminé – le digestat – va être épandu dans un champ de culture à proximité.
Simon Naylor, PDG de Keridis BioÉnergie
Le digestat est cette matière laissée dans le digesteur après le processus de méthanisation. Composé de nutriments, il est utilisé comme fertilisant renouvelable pour remplacer des engrais chimiques.
« Comme tout cela est lié à l’agriculture, on pourrait revoir la Loi sur la protection du territoire et des activités agricoles pour y inclure la biométhanisation comme une activité agricole pour que ce soit plus facile de s’installer en zone cultivable », dit-il.
Perception
Son de cloche similaire de la part de Mélissa Sall, directrice de BioÉnertek. L’entreprise montréalaise a construit et mis en service des projets de biométhanisation aux États-Unis et au Mexique. Elle planche actuellement sur un projet qui doit voir le jour éventuellement à Sainte-Sophie-de-Lévrard, dans le Centre-du-Québec.
On doit constamment défendre notre volonté de s’installer en zone agricole. Pourquoi on ne veut pas aller s’installer en zone industrielle ? C’est parce que la matière se trouve en zone agricole et que ceux qui utilisent le digestat sont les agriculteurs.
Mélissa Sall, directrice de BioÉnertek
La femme d’affaires constate « une forme de peur » dans certains ministères. « C’est comme si on craignait que ces projets soient ou deviennent des projets industriels lourds. »
Cette perception aurait mené à un encadrement plus strict des producteurs de GNR agricole, donc à une augmentation des coûts des projets, un frein pour les producteurs agricoles qui voudraient produire du GNR à partir de leurs résidus agricoles.
« On vend la molécule de GNR à un prix fixé par la Régie de l’énergie. Il faut que ça soit rentable pour l’agriculteur », dit-elle.
Méconnaissance
Le PDG de l’Association québécoise de la production d’énergie renouvelable (AQPER), Luis Calzado, estime lui aussi que la méconnaissance freine le développement de l’industrie.
Au Québec, il y a toujours cette impression que le gaz naturel est d’origine fossile. Ce qui n’est évidemment pas le cas pour celui qui provient du traitement de résidus agricoles.
Luis Calzado, PDG de l’Association québécoise de la production d’énergie renouvelable
Même si la production de GNR agricole s’appuie sur des technologies connues et éprouvées en Europe, elles restent ici incomprises pour plusieurs, dont les investisseurs. Cela se traduit par un intérêt « peu marqué » des institutions financières pour financer ces projets. Une situation qui diffère grandement de la réalité sur le Vieux Continent.
Certes, le Fonds de solidarité FTQ a lancé le fonds de solidarité FTQ Bioénergie, qui prévoit injecter dans un premier temps 100 millions de dollars dans la filière. Seul hic : il s’agit du seul acteur d’envergure à avoir fait le grand saut dans la filière.
« On ne peut pas compter que sur un investisseur. Il en faut plusieurs », dit-il.
« Au Québec, il y a quelques banques qui ont montré de l’intérêt, mais je ne dirais pas que c’est au niveau nécessaire à aider au déploiement de la filière. »
Scepticisme
Raphaël Duquette est vice-président chez Qarbonex, une firme de consultants spécialisée dans les projets de GNR. « On a essayé de partir la filière de la biométhanisation avec le traitement des résidus de table, donc des projets plus complexes », relate-t-il.
Ce choix « a créé beaucoup de scepticisme » à l’égard de la filière, selon lui.
Les résidus de table, c’est de la matière qui est plus difficile à recueillir et qui a plus de contaminants. Ce sont donc des projets de biométhanisation qui sont techniquement plus complexes et plus coûteux à réaliser.
Raphaël Duquette, vice-président de Qarbonex
À cause de cela, la biométhanisation serait considérée par plusieurs – dont des décideurs – comme synonyme de complexité, retards et dépassements de coûts.
« Mais on doit distinguer cette biométhanisation de celle avec des résidus agricoles. Cette dernière est beaucoup plus simple. Prenez les intrants comme le lisier et le fumier : la quantité est plus facile à estimer parce que la cueillette ne se fait pas de façon volontaire. On n’a qu’à connaître le nombre de bêtes. »
Résumé
Nature Energy envisage maintenant une usine à la fois
PHOTO FOURNIE PAR NATURE ENERGY
Des installations de l’entreprise danoise Nature Energy
Le géant danois de la biométhanisation Nature Energy débarquait au Québec, il y a deux ans, à la façon d’un rouleau compresseur. La filiale de Shell voulait construire jusqu’à 10 méga-usines de biométhanisation pour produire du gaz naturel renouvelable à partir de résidus agricoles. Or, elle doit maintenant revoir son approche et adapter ses ambitions à la réalité québécoise.
Publié à 5h00
Ulysse Bergeron La Presse
« On ne se met pas le couteau sous la gorge en se disant qu’il faut faire 10 usines coûte que coûte, déclare Philippe Lamote, responsable de l’approvisionnement en biomasse de Nature Energy au Canada. On y va projet par projet. Si ce n’est que six usines, ce ne sera que six usines. »
Les propos contrastent avec l’assurance qu’affichait en décembre 2022 le grand patron de Nature Energy, Ole Hvelplund, lors de l’annonce de partenariat avec Énergir. L’entreprise danoise – rachetée deux semaines plus tôt par le géant pétrolier Shell – avait alors soutenu vouloir construire jusqu’à 10 méga-usines de biométhanisation pour produire du gaz naturel renouvelable (GNR) agricole à partir de lisier et de fumier.
Le rendement potentiel de ces projets avait de quoi impressionner. Ces usines, avait-on soutenu, permettraient de produire 200 millions de mètres cubes de GNR et d’« atteindre le tiers de la cible de 2030 du Québec en matière de GNR, ce qui réduirait les émissions de CO2 d’un maximum de 400 000 tonnes, ce qui équivaut à retirer de la circulation environ 100 000 voitures à essence ».
Or, pour alimenter chaque usine, Nature Energy doit recueillir 700 000 tonnes d’intrants, essentiellement constitués de déjections animales. Même s’il y a d’importants élevages au Québec – l’industrie porcine totalise à elle seule 7 millions de bêtes –, les producteurs sont répartis sur un territoire plus vaste que celui du Danemark.
Si on doit faire 100 kilomètres pour aller chercher du fumier, ça devient compliqué d’avoir un projet économiquement viable. Notre modèle repose sur un nombre important de fermes – entre 100 et 150 fermes – qui doivent se trouver dans un rayon de 45 minutes de transport maximum.
Philippe Lamote, responsable de l’approvisionnement en biomasse de Nature Energy au Canada
L’an dernier, Nature Energy a dû mettre une croix sur la construction d’une usine à Louiseville, dans la MRC de Maskinongé. « Il aurait fallu réussir à récolter les intrants de 100 % des fermes dans un rayon de 45 minutes de transport », dit-il.
Deux usines sont pour le moment dans les cartons de l’entreprise. Celle de Farnham, en Estrie, qui devrait être inaugurée en 2026 aurait accès à « trois fois plus d’intrants » que l’approvisionnement nécessaire. Situation similaire pour l’usine projetée à Saint-Georges, en Beauce, qui devrait être en service en 2027. Chacune d’elles devrait produire annuellement 20 millions de mètres cubes, l’équivalent de ce que consomment 10 000 maisons de taille moyenne.
Mieux définir le statut du digestat
À l’instar des autres entreprises du secteur, Philipe Lamote estime que Québec pourrait donner un coup de pouce pour favoriser le développement de la filière en « alignant » les objectifs des ministères et autorités impliqués. « Il y a parfois de petites contradictions qui créent des problématiques d’ordre réglementaire. »
Il cite l’exemple du statut du digestat, résidu qui sort du digesteur après le processus de méthanisation. Composé de nutriments, ce fertilisant renouvelable sert à remplacer des engrais chimiques en agriculture.
Or, s’il est permis au Québec d’épandre du lisier et du fumier dans les champs, l’encadrement de l’épandage du digestat est plus serré. La biomasse traitée par Nature Energy est constituée à 80 % de sources agricoles et à 20 % de restants de l’industrie agroalimentaire.
Et c’est là que le bât blesse, concède Philippe Lamote : « Lorsque les deux sont ensemble – comme on le fait –, c’est considéré comme une matière résiduelle fertilisante (MRF). Et là, ça tombe dans une autre réglementation et les coûts pour les utiliser sont très élevés. »
Résumé
Énergir veut plus de projets québécois
PHOTO DAVID BOILY, ARCHIVES LA PRESSE
« Concernant spécifiquement la production de GNR agricole, des huit projets qui injectent actuellement dans notre réseau, il n’y a qu’un seul projet qui vient du secteur agricole », explique Renault Lortie, vice-président clients et approvisionnement gazier d’Énergir.
Le développement des projets pour produire du gaz naturel renouvelable (GNR) à partir de résidus agricoles s’étale sur plusieurs années. N’empêche, le distributeur Énergir estime pouvoir atteindre son objectif, qui est de porter à 10 % le volume minimal de GNR dans son réseau d’ici 2030. La Presse s’est entretenue avec Renault Lortie, vice-président, clients et approvisionnement gazier chez Énergir.
Publié à 5h00
Ulysse Bergeron La Presse
Pourquoi des projets de production de GNR agricole ne démarrent-ils pas aussi rapidement qu’envisagé ?
Il y a une réalité économique. Tous les projets de production d’énergie verte ont subi les impacts de la hausse des taux d’intérêt, de l’inflation et de la difficulté de trouver de la main-d’œuvre. Ça coûte plus cher de construire des infrastructures. C’est la même chose pour les projets éoliens et solaires. Ce n’est pas pour rien qu’Hydro-Québec annonce que son prix marginal va augmenter à 0,13 $ le kilowattheure, alors qu’on est habitué à payer autour de 0,04 $. À cela s’ajoute l’enjeu de l’acceptabilité sociale ; c’est une nouvelle filière qui n’est pas encore totalement comprise. Il y a des communautés près des projets qui se posent beaucoup de questions : est-ce qu’il y a des odeurs ? Qu’est-ce qui va arriver avec le digestat ?
PHOTO BÉNÉDICTE BROCARD, FOURNIE PAR ÉNERGIR
Renault Lortie, vice-président clients et approvisionnement gazier d’Énergir
Est-ce qu’Énergir aura de la difficulté à atteindre ses objectifs ?
Non. On compte toujours atteindre l’objectif que nous a fixé le gouvernement, soit 5 % de GNR dans notre réseau d’ici 2025 et 10 % d’ici 2030. Actuellement, 20 % du GNR injecté dans notre réseau vient du Québec. Pour ma part, j’aimerais que dans quelques années, la tendance soit inversée pour que le GNR consommé ici soit produit ici. Concernant spécifiquement la production de GNR agricole, des huit projets qui injectent actuellement dans notre réseau, il n’y a qu’un seul projet qui vient du secteur agricole, celui de Coop Agri-Énergie à Warwick, dans le Centre-du-Québec.
Pourquoi faudrait-il développer davantage la filière agricole ?
Lorsqu’on parle de GNR de première génération – fait à partir de matière organique –, c’est la matière agricole qui a le plus grand potentiel. Et aussi, on y gagne à tous les niveaux : il y a beaucoup de matière organique à valoriser, ça représente une nouvelle source de revenus pour les agriculteurs et ça donne du digestat qui remplace des engrais chimiques. La nécessité d’intensifier la production de GNR en milieu agricole est une évidence. Aussi, les émissions en agriculture ont augmenté au fil des ans. Le secteur représente maintenant près de 10 % des émissions totales dans la province.
Pour les producteurs de GNR, le raccordement au réseau d’Énergir peut coûter des millions de dollars. Est-ce que ça ne devient pas un frein pour la filière ?
On a fait des démarches auprès de la Régie de l’énergie du Québec pour qu’une partie du raccordement – celle du conduit qui rejoint notre réseau – puisse être assumée par l’ensemble de la clientèle d’Énergir, plutôt que par le producteur. Il n’en reste pas moins que la situation au Québec est enviable, avec le soutien financier du Programme de soutien à la production de gaz naturel renouvelable. Sur le plan des contrats, Énergir en offre d’une durée de 20 ans – à 45 dollars le gigajoule, indexés au fil des ans –, ce qui n’existe pas vraiment ailleurs en Amérique du Nord. Malgré les défis, quand on se compare, on se console : 10 des 30 projets de production de GNR au pays sont au Québec.
