Le gaz vert selon GRDF

Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, témoigne du plébiscite du gaz vert par les collectivités et du secteur agricole pour l’utilisation du biométhane, une énergie produite localement et renouvelable. L’opérateur ambitionne l’injection de gaz totalement décarbonné d’ici 2050.

Les objectifs fixés par le gouvernement d’injecter 7 % de biométhane dans les réseaux d’ici 2030 sont-ils tenables ?

 Initialement, la loi avait fixé un seuil de 10 % mais le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) affiche un taux plus bas à 7 % à l’horizon 2028. Je constate en tous les cas une dynamique sur le terrain puisque si le projet de PPE vise une production entre 6 et 8 TWh (térawatt-heure) en 2023, nous avons déjà dépassé les 2 TWh l’année dernière tandis que nous enregistrons une demande (études de raccordement) de 20 TWh.

Comment s’explique cet engouement pour «le gaz vert» ?

 Il y a d’abord une ambition réelle de la part des collectivités locales. Nous remarquons qu’à chaque fois qu’un contrat de concession d’assainissement s’approche de l’échéance, l’autorité concédante se pose la question de lancer un projet de méthanisation, d’où cette belle dynamique avec des projets de plus en plus sophistiqués. Une collectivité de Seine-et-Marne souhaite ainsi réinjecter le CO², sous-produit de la méthanisation, dans un puits d’algues vertes qui elles-mêmes seraient remises dans le méthaniseur. Sur la métropole de Lyon, l’usine de méthanisation de la Feyssine mise en service fin 2018 illustre aussi cette dynamique vertueuse. Sans oublier la décision de valoriser les boues des stations d’épuration de Saint-Fons et Pierre-Bénite en production de biométhane. D’ici 2024 ces sites seront capables d’injecter le biométhane dans le réseau de gaz exploité par GRDF, à l’image du site grenoblois d’Aquapôle qui fonctionne déjà. On note aussi un redimensionnement des tailles de projets, initialement conçus pour 100 000 habitants minimum. Aujourd’hui, un projet est viable pour un territoire de 50 000 personnes.

Quid du volet agricole ?

Le sujet majeur du monde agricole est la capacité des exploitations à se connecter au réseau de gaz. Nous avons lancé une démarche concertée par territoire et la demande a explosé. Avec nos partenaires que sont l’Inrae, Institut national de la recherche agronomique et de l’environnement, et les chambres d’agriculture, nous avons constaté que 80 % des exploitations agricoles peuvent se raccorder au réseau de manière économique.

Le biométhane n’est pas encore compétitif en termes de coût. Comment résoudre l’équation économique ?

Le biométhane reste cher par rapport au gaz d’origine fossile si l’on s’en tient à une analyse pure du coût. Le tarif moyen de rachat du biométhane est d’environ 90 euros par MWh, soit l’équivalent du tarif de rachat de l’énergie éolienne ou photovoltaïque.

L’argument environnemental ne prévaut-il pas dans ces considérations financières ?

Il pèse d’autant plus lorsque l’on parle du modèle agricole. Le tarif reste très économique si l’on raisonne avec les externalités positives, c’est-à-dire : un gaz produit localement et donc non importé, une énergie créatrice d’emplois en zone rurale, un effet de stabilisation des revenus pour les agriculteurs, une production du digestat (Ndlr : résidu du processus de méthanisation) qui permet de réduire l’utilisation d’engrais chimiques.

Comment le biogaz s’inscrit-il dans les politiques publiques énergétiques ?

L’action des régions est prépondérante. À l’image d’Auvergne Rhône-Alpes qui a soutenu le développement de la méthanisation à hauteur de 20 M€ en 2019, en tant que filière prioritaire dans les énergies renouvelables (aux côtés du bois énergie et du solaire). Au-delà d’un intérêt de soutien économique à l’agriculture, l’exécutif régional souhaite valoriser aussi une filière industrielle qui se développe autour du gaz vert. Tout repose sur un système de tarif de rachat qui va peser dans le budget de l’État. On peut imaginer que ces externalités positives ou l’engagement de certains acteurs puissent limiter l’impact sur les finances publiques. À l’image de l’ensemble des énergies renouvelables, il va falloir passer d’une logique de démarrage, aujourd’hui indispensable, à une phase où il faudra s’assurer que les acteurs, prêts à payer ce surcoût, ne justifient pas leur image «verte» sur le dos du contribuable. Nous travaillons d’ailleurs avec les professionnels de l’immobilier dans le cadre de la nouvelle réglementation environnementale (RE 2020) dans les bâtiments. Pour de nombreux programmes, cela reviendrait moins cher d’acheter du gaz renouvelable à son coût réel que d’installer par exemple des panneaux solaires. Nous avons entamé des discussions avec l’administration pour justement ouvrir cette possibilité que les promoteurs puissent financer le gaz produit dans un méthaniseur. Un peu à l’image d’un réseau de chaleur.

Julien Thibert, Tout Lyon, pour Réso Hebdo Éco – www.reso-hebdo-eco.com