« Encore 60 % du biogaz de décharge n'est pas valorisé, ce qui représente un gisement important en France, d'autant qu'il est produit spontanément  », annonce Elieta Carlu, consultante chez Enea Consulting, société de conseil en énergie. S'il est obligatoire de capter le biogaz produit dans les centres d'enfouissement technique (CET), sa valorisation, elle, dépend du bon vouloir de l'exploitant. Certes, depuis 2010, celui-ci doit valoriser au moins 75 % de son biogaz s'il ne veut pas voir sa TGAP augmenter : de 7 euros supplémentaires par tonne entrante actuellement et de 12 à partir de 2015. Mais cela ne reste qu'une incitation financière et non une obligation réglementaire. Ce qui explique qu'une partie du biogaz de décharge parte encore en fumée, brûlé dans les torchères. D'autant que la valorisation du biogaz exige au départ un investissement important. Comme le biogaz de station d'épuration, il a une composition difficile à gérer, qui impose la plupart du temps la mise en place de technologies de purification. Les principaux polluants à éliminer sont les siloxanes et l'hydrogène sulfuré (H 2 S) qui usent les moteurs et représentent donc un frein à la cogénération, les premiers posant en plus des problèmes d'émissions dans l'atmosphère. Deux options existent pour les traiter  : la tour de lavage biologique, qui fait appel à des bactéries, ou le charbon actif. La première représente un investissement plus important et ne fonctionne que pour le H 2 S mais offre l'avantage d'avoir un coût de maintenance faible. La seconde, moins cher au départ et pouvant éliminer tous les polluants, a en revanche un coût très élevé en consommable, puisque le prix de la tonne de charbon, sujet à variation, est d'environ 4  000  euros. Une fois la solution de purification choisie, il faut ensuite trouver la voie de valorisation opportune. Le choix est limité, puisque l'injection du biogaz sur le réseau est pour l'instant inabordable. « Les règles de qualité du biogaz pour l'injection sont très strictes et le biogaz de décharge contient un taux de dioxygène (O 2 ) très élevé. Or la technologie nécessaire pour ce niveau d'épuration est actuellement à un stade de démonstration et avec une rentabilité économique restant à prouver  », explique Elieta Carlu. « Et les CET sont en plus souvent éloignés des centres urbains et donc des réseaux de gaz naturel  », complète Xavier Joly, directeur de Gaseo, société spécialisée dans la valorisation du biogaz de décharge. Reste donc la cogénération, avec utilisation ou non de la chaleur produite et revente de l'électricité sur le réseau, ou la production d'électricité seule. Ensuite, il faut choisir, par appel d'offres en général, le constructeur de l'unité de cogénération, puis se lancer dans les démarches administratives, «  ce qui nécessite une grande motivation car c'est un énorme travail, prévient Jean-Noël Corbé, responsable projet en Maîtrise de l'énergie et énergie renouvelable et responsable maintenance à la Seda. Il faut d'abord constituer un dossier pour la Dreal, puis déposer un permis de construire auprès de la mairie, ensuite un dossier à la DGEC et enfin s'atteler à la demande de raccordement auprès d'ERDF  ». Pour le centre de stockage des déchets de la Seda à Champteussé sur Baconne dans le Maine-et-Loire, cette seule démarche s'est déroulée sur un an et a nécessité la constitution de quatre importants dossiers : une pré-étude approfondie, une proposition technique et financière, une convention de raccordement et de travaux et enfin une convention d'exploitation. «  Pour chacun de ces dossiers, ERDF dispose d'un délai légal de réponse de 3 mois, mais il faut souvent relancer, déplore Jean-Noël Corbé. Au final, le projet lancé début 2010 n'aura pu injecter ses premiers kilowattheures qu'en février  2012... Un délai encore raisonnable dans le secteur. « Il faut toujours en moyenne trois à cinq ans de démarches et études pour réussir à mettre sur pied un projet de valorisation du biogaz », signale Elieta Carlu. Quelle que soit la filière.