Christelle Rougebief est Directrice de l’entité clients-territoires du distributeur de gaz naturel GRDF en région Centre-Ouest (Bretagne, Pays de la Loire, Centre Val-de-Loire).
Les Horizons : Christelle Rougebief, quelles sont les étapes d’un projet de méthanisation ?
Christelle Rougebief : Monter un projet de méthanisation pour un agriculteur ou un groupement d’agriculteur est un process long. En amont, le groupement d’agriculteurs va concevoir son projet, le dimensionner en fonction du type de déchets et le volume qu’il souhaite traiter. C’est ce volume qui déterminera la quantité de gaz vert et le digestat que les agriculteurs pourront produire.
Très tôt dans le déroulement du projet, il est nécessaire de communiquer et de dialoguer avec les parties prenantes du territoire d’implantation de l’unité de méthanisation. La confiance est essentielle pour la réussite du projet. Avant de concrétiser leur projet, les agriculteurs vont visiter plusieurs sites déjà en fonctionnement afin de comprendre le processus de méthanisation, de prendre contact avec des constructeurs et solliciter des banques. Puis GRDF a des échanges avec les porteurs de projets pour notamment les conseiller sur la capacité d’accueil du site de méthanisation et la distance au réseau de distribution de gaz.
Une fois cette phase de réflexion terminée, les agriculteurs vont pouvoir s’engager sur le projet. GRDF réalise une étude détaillée qui formalise notamment l’inscription de leur projet au registre des capacités. De leurs côtés les agriculteurs se lancent dans les démarches administratives indispensables : autorisations ICPE (Installations Classées pour la Protection de l’Environnement), déclarations et permis de construire…
Une fois toutes les autorisations obtenues, vient ensuite la phase de construction qui achèvera les démarches avant de pouvoir commencer la mise en service et l’injection de gaz vert dans le réseau.
Entre le moment où un projet émerge et le moment où celui-ci peut être opérationnel, il faut compter environ 3 à 4 ans.
Quelle est la taille moyenne des groupements d’agriculteurs ?
Cela est très variable mais nous avons vu des projets, comme celui de la Séguinière, qui regroupe 70 agriculteurs. En Pays de la Loire, par exemple, on a des groupements composés en moyenne de 4 à 10 agriculteurs, pour un investissement moyen de 5 à 6 millions d’euros.
Vous avez des porteurs de projets qui se lancent seuls ?
Il y a tout type de projet de méthanisation sur nos territoires : du petit projet à la ferme au collectif agricole ou territorial. Au vu de la taille des projets et des investissements engagés, les collectifs peuvent se répartir les taches (relation avec les communes, les constructeurs et bureaux d’études, les financeurs, etc.) et cela peut représenter un avantage. Dans la région, nous avons quand même des agriculteurs qui ont monté seuls ou en petits groupes leurs projets et qui fonctionnent très bien.
Dans la réflexion, il y a aussi le sujet des déchets et de l’utilisation du digestat. Le calibrage initial de la taille du projet repose sur trois questions : Est-ce que le projet est d’une taille suffisante pour assurer une rentabilité financière ? Est-ce qu’il ne risque pas de fournir trop de digestat qui ne pourra pas être utilisé entièrement sur les terres des agriculteurs ? Est-ce-que dans la durée il y a une garantie d’avoir en permanence des déchets comme intrants ?
Car lorsque des agriculteurs s’engagent, ils le font pour au moins 15 ans ce qui suppose donc une certaine stabilité de déchets afin d’alimenter les méthaniseurs en permanence.
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Des accords sont-ils nécessaires pour produire davantage à installation constante ?
Dans le cadre du contrat d’injection qu’ils signent au démarrage avec GRDF, les agriculteurs ont un maximum de production de biométhane autorisée par mois.
Pour les installations qui souhaitent augmenter leur capacité, il faut en faire la demande afin de vérifier que le réseau a toujours, à infrastructures constantes, la capacité d’absorber tout le gaz vert qu’ils vont produire en plus ; et s’il est nécessaire ou non de réenclencher de nouvelles démarches auprès de l’administration.
En ce qui concerne la capacité du réseau à absorber le gaz supplémentaire, le moment délicat se trouve évidemment pendant l’été. Le gaz est très utilisé pour l’industrie, et de plus en plus pour la mobilité, mais c’est également une énergie de chauffage. Sur ce plan-là, à l’échelle d’une commune, les consommations en gaz peuvent être divisées jusqu’à 4 entre l’hiver et l’été. La question est donc de savoir si le biométhane produit par l’agriculteur va pouvoir être absorbé par la zone de consommation sur laquelle il injecte et ce tout au long de l’année.
90% des collectivités locales sont très favorables aux projets de méthanisation et à tous les niveaux (régional, départemental et communal).
Comment faire pour vérifier cela ?
Aujourd’hui, grâce à la loi Egalim parue en 2018 qui a introduit le « droit à l’injection » pour les porteurs de projets, les gestionnaires de réseaux ont de nouveaux outils pour répondre à cette problématique. Par exemple, il est possible de faire des maillages entre les communes desservies en gaz pour agrandir la zone de consommation.
Lorsque cela n’est pas pertinent ou que le volume de biométhane est trop important pour la zone de consommation, il est également possible de mettre en place un « rebours ». Il s’agit d’une infrastructure qui comprime le gaz pour le remonter vers le réseau de transport GRT gaz et irriguer les communes situées plus loin.
Ces outils sont considérés comme étant des renforcements de réseaux et les investissements peuvent sous certaines conditions être pris en charge par les gestionnaires de réseaux tel que GRDF. Le coût est ainsi est réparti sur l’ensemble des 11 millions de clients qui utilisent le gaz.
Contrairement aux renforcements de réseaux, les raccordements sont à la charge des porteurs de projets. 40% du coût de ce raccordement est pris en charge par GRDF. Il est possible également de mutualiser des canalisations lorsqu’elles bénéficient à plusieurs porteurs de projet. Ce mécanisme permet de répartir de manière équitable le coût de la canalisation entre les différents porteurs de projets et ce, même s’ils ne sont pas tous au même stade d’avancement. C’est donc GRDF qui porte le risque que l’un des projets
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Comment les collectivités territoriales se positionnent-elles face au développement du biométhane sur leur territoire ?
90% des collectivités locales accueillent très favorablement les projets de méthanisation et à tous les niveaux : régional, départemental ou communal. Il y a plusieurs raisons à cela. D’abord, il s’agit d’une production d’énergie renouvelable locale. Ensuite, ces projets maintiennent des exploitations agricoles rentables et donc des emplois dans leurs communes. Enfin, la méthanisation permet de développer l’économie circulaire.
De nombreuses communes commencent à destiner leurs déchets verts ou leurs déchets de cantines scolaires à la méthanisation et travaillent en direct avec les exploitants de sites.
Lorsque les communes sont plus réticentes, il peut y avoir trois causes : la première, rare, est liée à l’histoire entre l’agriculteur porteur de projet et sa commune (petits conflits locaux par exemple). Il y a aussi des contraintes techniques.
Par exemple, lorsqu’on que l’on doit poser une canalisation entre un site de méthanisation et une commune, le passage de cette canalisation peut se faire sur des terrains de communes non desservies en gaz, Ces dernières peuvent refuser ces travaux et le projet se trouver bloquer.
Quelques élus s’y opposent aussi car ils craignent que la méthanisation puisse inciter à des modèles agricoles intensifs. Dans la réalité, en France, la méthanisation est très encadrée. Par exemple, on ne peut pas mettre dans un méthaniseur plus de 15% de culture principale. Dans les Pays de la Loire et en Bretagne, le pourcentage de culture principale se situe entre 5 à 6 %
Les impacts sur l’environnement, le problème des odeurs aux abords des sites font aussi partie des craintes des élus et des riverains. Pour lever ces doutes, le dialogue et la concertation avec tous les partenaires sont indispensables.
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Une autorité certifie-t-elle les installations pour éviter ces accidents ?
Les unités de méthanisation sont, comme toute installation classée pour la protection de l’environnement, soumise à un grand nombre de vérifications et de contrôles. À ce titre, la DREAL (Direction régionale de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement) effectue des contrôles au regard des autorisations ICPE (Installation classée pour la protection de l’environnement) sur les impacts environnementaux, les odeurs, les impacts liés au permis de construire. La DDCSPP (direction départementale de la cohésion sociale et de la protection des populations) effectue également des contrôles sur les volets sanitaires.
Les incidents qui se sont produits ont amené les services de l’état à réagir et à renforcer les contrôles en matière de méthanisation.
Ensuite, la filière s’est prise en charge, notamment les constructeurs de méthaniseurs et les bureaux d’études. Après les premiers incidents, ils ont travaillé eux-mêmes sur la mise en place d’un label par un organisme tiers lié à la construction des installations. C’est le label QualiMétha. Désormais, il existe des formations pour accompagner les agriculteurs à exploiter un site de méthanisation. En région Pays de la Loire, il y a notamment le lycée agricole de Laval ainsi que le lycée IREO aux Herbiers, qui proposent ce type de formation.
De plus, nous travaillons en collaboration avec les services de l’état et les collectivités pour structurer et professionaliser cette filière dynamique.
Dans les Pays de la Loire, nous avons récemment lancé avec Air Pays de la Loire, le soutien de l’ADEME 44, de la Région et de GRTgaz, un programme intitulé EPIQUZ-FM1. Il consiste à suivre la qualité de l’air et des odeurs dans l’environnement des unités de méthanisation.
Le biométhane émet entre 23g et 40g d’équivalent CO2 par kWh, ce qui est un niveau extrêmement bas
Quels sont les leviers disponibles pour accélérer le développement de la filière ?
Pour commencer, il faut que l’ensemble de la filière, les producteurs et les banques finissent de se convaincre que le nouveau dispositif tarifaire permet de mettre sur pied des projets rentables.
On a commencé la méthanisation par injection avec un système de prix de rachat du gaz produit garanti sur 15 ans. Le dispositif a évolué en deux catégories : pour les petits projets, on est toujours sur une logique de prix garanti de rachat. Pour les plus gros, on est maintenant sur une logique d’appel d’offres qui a un peu ralenti le développement de la filière car les producteurs ont moins de visibilité sur leurs prix. Pour autant, le système qui est mis en place reste rentable.
Le deuxième point qui a un peu fait mal en termes de dynamique biométhane, ce sont les annonces sur la soi-disant fin du gaz avec la RE2020. Ce qui, évidemment, n’est pas la réalité car le biométhane a toute sa place dans le mix énergétique futur grâce à son cycle de carbone très vertueux.
Le biométhane (ou demain le gaz de synthèse), selon la provenance des déchets, émet entre 23 g et 40 g d’équivalent CO2 par kWh, ce qui est un niveau extrêmement bas. Il pourrait être reconnu dans les nouveaux logements et il y a aussi toute la question du logement existant qui a encore besoin de gaz pour plusieurs années.
À ce sujet, nous avons travaillé sur un dispositif qui s’appelle Méthaneuf. Le promoteur immobilier pourrait ainsi investir la quote-part dont il a besoin dans des projets locaux. Les travaux qu’on a menés avec toute la filière de la promotion privée montre que ça ne coûterait pas beaucoup plus cher de garantir ce côté bio, seulement quelques euros au m2.
L’idée de ce projet est de s’interroger de l’incidence sur le coût pour l’occupant final si l’on construit un immeuble qui soit garanti au biométhane.
Si les promoteurs et la filière des méthaniseurs sont prêts à le faire, ça bloque encore un peu au niveau du gouvernement. Sans doute parce qu’on demande dans ce cas-à que ce soit du biométhane d’origine française, alors qu’aujourd’hui le système des garanties d’origine est européen. Il y a donc un certain nombre de mécanismes régulatoires complémentaires qu’il faudrait mettre en place et qui sont peut-être un peu complexes.
La loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte fixe un objectif de 10% de ce gaz renouvelable dans les réseaux d’ici 2030. Pourtant GRDF estime qu’il est possible d’aller au-delà de ces 10%. Comment expliquez-vous cet écart ?
Aujourd’hui avec les sites en fonctionnement et les projets répertoriés, on atteint déjà les 10%. Je pense qu’au moment de la création de la LTE, les services de l’état ont été prudents dans la trajectoire de développement de la filière au niveau des financements publics.
Mais entre-temps, la filière s’est structurée, et les coûts de réalisation d’installation ont baissé aussi. On commence à rentrer dans une phase où on va avoir besoin de moins en moins d’aides publiques pour continuer à développer la filière. D’autant plus que maintenant que nous avons fait la preuve que cela fonctionne, que c’est une filière rentable. De nouveaux financement, dits extra-budgétaires, peuvent être mis en place pour soutenir le développement de la filière.
Ce qui correspond à quels types de mécanismes ?
Par exemple, on se demande s’il faut forcément financer la méthanisation par un tarif réglementé de rachat ? On pourrait aussi imaginer d’autres schémas. Si nous avions, par exemple, une obligation pour tous les fournisseurs d’énergie d’incorporer un pourcentage de biométhane dans leur portefeuille d’approvisionnement, cela inciterait la filière à se développer. Aujourd’hui nous sommes en train de travailler avec des fournisseurs d’énergie qui sont partants et assez mûrs pour le faire.
Le biométhane a toute sa place dans le mix énergétique pour un certain temps. On a beau retourner tous les scénarios possibles, on ne peut pas faire une France 100 % électrique et encore moins 100 % électrique renouvelable. Car on a besoin d’énergie de chauffage pour l’hiver et durant cette période, pour tous ceux qui se chauffent à l’électricité, on fait tourner des centrales au gaz.
D’autant que les énergies renouvelables de type éolien et photovoltaïque restent intermittentes et non stockables, sauf si on les transforme en gaz pour les stocker. Nous aurons donc encore besoin du gaz dans le mix énergétique et si c’est du gaz vert, c’est encore mieux !
