Directeur régional du distributeur historique dans la plus grande région gazière de France, il est en charge du déploiement du « gaz vert », ce biométhane injecté qui devra remplacer le gaz naturel fossile pour satisfaire aux objectifs climatiques en France et en Europe. À condition de convoquer rapidement le déploiement d’une nouvelle dynamique industrielle, au-delà des ambitions acquises de la méthanisation agricole.
Il y a dix ans était proclamée l’ambition de faire des Hauts-de-France la région leader du biogaz (1) en Europe. Ce vœu s’est-il réalisé ?
« On peut l’affirmer. La France est devenue le premier pays européen du biogaz et notre région la première au plan national avec 104 unités de méthanisation (850 en France entière), en très grande majorité dans des exploitations agricoles. En puissance installée, cela permet de dégager 2,3 TWh, de quoi alimenter 385 000 logements, de quoi éviter aussi l’émission de 450 000 tonnes de CO2 par an. C’est déjà considérable mais loin d’être suffisant. Nous avons programmé 7 TWh en 2030, 18 en 2050. Dit autrement, c’est faire passer le gaz vert, décarboné, d’environ 3 % aujourd’hui à 20 % en 2030, soit 6 à 7 fois plus dans les cinq ans, l’objectif ultime étant d’atteindre les 100 % de biogaz en 2050.
Pour cette date, les Français n’utiliseraient plus de gaz naturel fossile, c’est notre contribution, très importante, à la décarbonation du mix énergétique national et européen (- 55 % de CO2 en 2030, neutralité carbone en 2050). »
Pourquoi notre région était-elle toute désignée comme la locomotive de la décarbonation du gaz en France ?
« D’abord pour des raisons historiques. Le Nord – Pas-de-Calais a une histoire gazière très forte, la plus forte dans le pays. Son industrie est très consommatrice, et trois ménages sur quatre sont raccordés. J’ai commencé ma carrière à GDF (qui deviendra GRDF) en 1988 en tant qu’ingénieur d’affaires à Bavay, pour le grand terminal de compression gazière de Taisnières-sur-Hon, un tiers des approvisionnements français en gaz (un autre tiers est à Dunkerque). Le gaz B vient du gisement de Groningue aux Pays-Bas, un gisement épuisé aujourd’hui, raison pour laquelle nous changeons de source d’approvisionnement avec le gisement en gaz H d’Ekofisk en mer du Nord de Norvège cette fois.
C’est une particularité régionale, d’ici à 2028, 1,3 million de foyers passeront du gaz B au gaz H. Mais dans le même temps nous nous efforçons d’injecter le plus de biogaz possible dans nos réseaux. Il sera sans doute difficile d’atteindre les 7 TWh en 2030 mais la demande est forte pour décarboner le gaz dans notre région. »
Vous avez connu l’émergence et le développement du gaz vert dans la région. Comment les choses se sont-elles passées ?
« C’est la deuxième raison de croire au biogaz dans le nord de la France. L’importance de son réseau gazier, sa densité de population et celle de son industrie, avec aussi ses grands acteurs agroalimentaires ont permis de réfléchir plus tôt qu’ailleurs au lancement d’un gaz non fossile, par la méthanisation.
On peut dire que l’aventure commence en 2011 avec l’inauguration du centre de valorisation organique (CVO) de Sequedin, près de Lille. Pierre Mauroy, le président de la Communauté urbaine de Lille, avait lancé la réflexion dès la fin des années 90, notamment pour alimenter les bus en biogaz. Je me souviens que les ingénieurs de Taisnières venaient toutes les semaines du bassin de la Sambre régler le biogaz produit à Marquette.
Au début des années 2000 correspondent ainsi les essais politiques, qui aboutiront à une première massification de la méthanisation par le CVO de Sequedin, une première française à l’époque, qui doit tout à l’intérêt du monde agricole. Entre 2012 et 2015, dans la foulée, nous travaillons avec l’ADEME et GRT Gaz sur des scénarios d’injection de biométhane (bioCH4) dans le réseau gazier avec des premières projections en 2030 et en 2050. Là encore, c’était inédit au plan national.
Après le CVO et son lancement réussi, les choses s’emballent. Le biométhane obtient un cadre juridique pour le rachat par un fournisseur de type Total, Engie, etc. Les agriculteurs partent à fond sur le bioCH4 et Philippe Vasseur, président de la chambre régionale de commerce et d’industrie (CCI R) lance la TRI (troisième révolution industrielle) qui deviendra Rev3 pour une économie régionale décarbonée.
Cela donne un vrai coup d’accélérateur à la toute jeune filière. Nous créons en 2015 un CORBI avec Didier Copin, chargé des questions environnementales à la CCI R. Ce collectif opérationnel régional sur le biométhane injecté va rassembler tous les acteurs concernés dans une gouvernance commune, sous label Rev3, ce qui permettra de lancer des événements depuis 2017 comme avec Métha’Morphose qui mobilise presque chaque année les principaux acteurs de la filière à Amiens puis Saint-Quentin, Béthune et à Laon en juillet pour la centième unité régionale de méthanisation. »
tLe biogaz ne représente que 2,3 TWh sur les 47 consommés en gaz au global dans notre région. La pente semble encore très raide pour décarboner les réseaux…
« Assurément, mais nous avons clairement basculé dans une autre dynamique. On revient de loin avec le biogaz. Entre 1990 et 2010, tout le monde voulait du gaz naturel, on raccordait les communes à tour de bras pour éviter les citernes de propane ou de fioul et pour des raisons de rentabilité. Ces années fastes prennent fin après 2010 où, on l’a vu, les premiers chantiers commencent sur le biogaz, ce gaz alternatif au fossile. Le gros décollage de cette alternative a lieu à partir de 2015 grâce aux gisements des gros céréaliers picards qui y voyaient une bonne source de revenus complémentaires, avec de bons tarifs de rachat, revus à la baisse juste avant le Covid. En 2021, la dynamique est alors cassée… »
Après le Covid, le tout-électrique devient une priorité nationale. Mais alors le biogaz ?…
« J’ai tout entendu. Qu’avec le tout-électrique, on allait devoir se passer des chaudières dans les logements ! Mais non ! On consomme 47 TWh de gaz en région contre 46 TWh en électricité. Comment se passer du gaz, et d’ailleurs, comment tout électrifier ? On a besoin de toutes les énergies et, vous savez, les fours et les séchoirs industriels à l’électrique, c’est cher et moins stable… Les gisements agricoles ou industriels sont abondants pour le biogaz, suffisants pour les objectifs à 2050, d’autant que la consommation de gaz devrait baisser, que la massification fera baisser les prix et que le biogaz génère lui-même des co-produits valorisables avec du méthane de synthèse ou des biocarburants.
Par ailleurs, nous sommes depuis quelques années dans une dynamique forte de projets en faveur du biométhane injecté, avec des installations de plus en plus importantes (par exemple, toute l’agglomération de Laon est alimentée en biométhane). Nous devons aussi encourager le développement de nouveaux gaz. Je pense à la pyrogazéification (valorise les biomasses), à la gazéification hydrothermale (on fait du bioCH4 à partir de déchets solides ou d’effluents de stations d’épuration), je pense aussi à la production d’hydrogène à partir de gaz décarboné ou à la méthanation (transforme de l’hydrogène en méthane). Tous ces nouveaux gaz sont sources de nouvelles industrialisations et c’est prometteur.
Ces chantiers sont déjà en place alors que la demande en gaz vert progresse vite. Elle est notamment soutenue par les engagements des bailleurs sociaux (un appel d’offres fut lancé début 2025 pour introduire davantage de gaz vert dans le logement social). Plus globalement, nous espérons passer de 100 à 300 unités de méthanisation dans la région. Beaucoup d’acteurs économiques peuvent augmenter leurs capacités de production, les gisements sont là et le mix gazier fait l’objet de nouvelles programmations liées aux objectifs climatiques. Nous consommons 400 TWh de gaz en France, ce devra être entre 100 et 200 à l’horizon 2050, c’est diviser par deux la consommation de gaz fossile, une belle opportunité pour le gaz vert ! »
(1) Le biogaz – ou gaz vert – est issu de la fermentation des déchets agricoles ou alimentaires dans des unités de méthanisation. Le gaz fermenté et épuré devient alors du biométhane injectable (bioCH4) dans le réseau traditionnel de gaz naturel fossile.