L’évolution décidée par l’Etat des tarifs de rachat du gaz vert avait provoqué un certain attentisme chez les agriculteurs tentés d’investir dans la méthanisation. Mais le directeur régional de GRDF nous explique que la dynamique de projets a bien repris, avec de réelles perspectives de développement cette année dans les Hauts-de-France, première région française sur le gaz vert destiné à prendre la place du gaz naturel carboné.

Les élections municipales approchent avec un renouvellement significatif des élus locaux pour le prochain mandat. Comment expliquer les enjeux de la transition du gaz naturel fossile vers le biogaz ?

« Il faut avant tout et d’abord expliquer le réseau de gaz, comment cela fonctionne, avec quels moyens, pour quels bénéfices. Après tout, ce réseau leur appartient, nous agissons sur la base de contrats de concession à long terme passés avec les communes. La vulgarisation est très importante, il faut toujours la renouveler, toujours repartir de zéro. Ce n’est qu’ensuite que nous pouvons envisager le biogaz (un gaz purifié, le biométhane, issu de la fermentation de la biomasse organique dans les méthaniseurs et distribué dans le réseau, NDLR) et des enjeux de la décarbonation. Nous le faisons depuis 2011, avec l’inauguration du premier grand méthaniseur, le centre de valorisation organique (CVO) de Sequedin, près de Lille.

Depuis, les territoires se sont plus ou moins, à leur rythme, emparés du sujet. Au sein de la MEL, il ne s’est pas passé grand-chose depuis le CVO. Les équipes de la direction de l’énergie à la MEL connaissent bien les enjeux mais il y eut des oppositions locales au développement de la méthanisation dans la région lilloise. D’autres territoires ont mieux suivi, je pense à celui d’Arras qui a tout de suite mordu, en répondant d’ailleurs à l’appel à projets sur la création d’un Technocentre qui fit naître Euramétha, qui sera peut-être inauguré cette année.

À Dunkerque, c’est plus compliqué en raison du poids et de l’importance de la plateforme fossile mise en place depuis trente ans. La recherche d’un mix énergétique plus équilibré reste l’enjeu, avec l’articulation entre le nucléaire de la centrale de Gravelines et la transition gazière, vers le biométhane. C’est d’ailleurs dans le Dunkerquois que fut créée la plus grosse unité de méthanisation de la région avec Daudruy (site de raffinage d’huiles végétales à Petite-Synthe, pour produire jusqu’à 30 000 tonnes de digestat par an pour alimenter jusqu’à 20 000 foyers en biogaz, NDLR), d’autres projets étant lancés autour des stations d’épuration et des industriels de l’agroalimentaire. »

La dynamique du biogaz va-t-elle s’accélérer cette année dans les Hauts-de-France ?

« Sans aucun doute. Nous recensons à ce jour 108 unités de méthanisation avec une capacité installée de 2,5 térawattheures (équivalent de 385 000 logements récents alimentés au gaz – chauffage, eau chaude et cuisson). Cela permet d’éviter chaque année a minima l’émission de près de 450 000 tonnes de CO2. Cette dynamique a toutefois été freinée en raison de l’évolution des tarifs de rachat, ce qui a engendré de l’attentisme depuis un an chez les agriculteurs qui cherchent forcément le meilleur retour sur investissement. Un projet de méthaniseur, c’est quatre à cinq ans de travail pour un investissement moyen de 7 M€, c’était deux millions de moins au temps des premières unités agricoles en 2017 dans l’Oise.

Mais cet attentisme semble terminé, on sent bien une reprise des projets, avec de nouvelles études. Il y a surtout de nouvelles perspectives avec le biogaz. On voit croître rapidement le marché de la récupération de CO2 ou celui de l’hydrogène pour produire du CO2 biogénique pour l’alimentaire. Mais nous pouvons également compter sur la conversion du marché de la cogénération et de ses 150 unités proches du réseau de gaz en région. »

La cogénération est-elle un nouveau tremplin pour le biogaz ?

« Oui. Le gaz vert est un biogaz brut qui doit être purifié avant d’être injecté dans le réseau. Ce gaz vert de la cogénération produit de l’électricité ou de la vapeur. Mais le modèle de la « cogé » ne tient plus aujourd’hui car l’Etat a revu le prix de rachat de l’électricité et c’est à l’agriculteur de décider à présent s’il doit investir dans l’épuration de son gaz vert, on parle d’environ un million d’euros chaque fois pour la conversion. Beaucoup s’interrogent, victimes également de nombreuses pannes de moteur et il faut les accompagner. En décembre 2025, deux arrêtés furent publiés pour sécuriser cette conversion vers une méthanisation classique. J’estime qu’entre 30 et 60 unités de cogénération (sur les 150) pourraient basculer à court terme, avec une belle perspective de valorisation qui garantirait un rendement identique, des revenus supplémentaires avec 100 % de gaz injecté alors qu’il y  très souvent de la perte énergétique avec la cogénération en passant du gaz à l’électricité. Nous allons donc avancer cette année sur ce sujet de la conversion, un groupe de travail est constitué entre GRDF et la Région. »

La récupération d’une partie du marché de la cogénération devrait vous permettre de satisfaire les ambitions du biogaz en région ?

« On l’espère, nous savons qu’il sera très compliqué de passer de 2,5 à 7 TWh d’ici à 2030, ce serait faire trois fois plus qu’aujourd’hui en moins de cinq ans. Mais nous gardons notre affichage d’ambition et nous maintenons le cap. En 2030, avec les projets qui mûrissent vite, de nombreuses unités seront signées. Le potentiel de développement est énorme dans la Somme, qui part de très loin. Dans l’Aisne, il y a encore de la place en Thiérache, très agricole. Dans le Nord, nous avons un beau projet d’appel à manifestation d’intérêt avec la Porte du Hainaut (Raismes, Wallers, Saint-Amand…). Et nous venons de signer le 15 décembre dernier dans le Pas-de-Calais une charte importante avec la communauté urbaine de Béthune-Bruay et ses 280 000 habitants.

D’autres leviers vont produire leurs effets, je pense à la pyrogazéification ou à la gazéification hydro-thermale pour récupérer de l’énergie avec les déchets CSR, non organiques, les pneus ou le bois de mauvaise qualité (catégories B ou C). La montée en température de ces matériaux permet de produire du méthane que l’on pourra purifier pour l’injecter dans le réseau de gaz. Les industriels sont très preneurs car les gisements sont importants et posent souvent des soucis de débouchés. Simplement, c’est encore un souci, le modèle économique n’est pas encore sécurisé et il n’y a pas encore de prix de rachat. Nous allons donc lancer un ou deux appels à projets dans la région pour aboutir à de véritables solutions d’ici quatre ou cinq ans. Ainsi, au global, les projets vont se multiplier en faveur du biogaz régional. »