La valorisation énergétique des déchets sous forme de biogaz a le vent en poupe. Mais les porteurs de projets enragent. Malgré la multiplication des expériences à l'étranger, il est toujours impossible en France d'injecter du biométhane dans les réseaux de gaz naturel. Ne reste donc que trois solutions. Tout d'abord, produire de l'électricité, ce qui est peu rentable malgré un prix d'achat bonifié. Ensuite, s'il existe un réseau de chaleur local, opter pour la cogénération. Enfin, valoriser le gaz sous forme de carburant, ce qui est plus compliqué qu'il n'y paraît si l'on en croit l'expérience de la métropole lilloise (lire l'encadré). Un an après la mise en place du groupe de travail sur l'injection, chargé par le ministère de l'Écologie de poser les bases d'une organisation viable, tout le monde attend avec impatience la quatrième voie. Les différends semblent levés et les premières expérimentations imminentes. Longtemps sceptiques sur le sujet, mais conscients qu'ils exploitent une énergie fossile, les opérateurs de réseaux s'affichent aujourd'hui comme de grands partisans du biométhane. « C'est notre énergie verte », souligne Catherine Foulonneau, à la délégation stratégie de GRDF. Elle refuse l'idée selon laquelle les fournisseurs de gaz naturel auraient traîné les pieds : « Jusqu'au mois d'octobre 2008, l'aspect sanitaire portant sur l'éventuelle toxicité du biogaz bloquait les projets, note-t-elle. Dans les centres d'enfouissement, il peut y avoir des organo-halogènes ou du mercure difficiles à éliminer ». L'Agence française de sécurité sanitaire de l'environnement et du travail ( Afsset) a tranché en affirmant qu'il n'y avait pas de risque à injecter les gaz issus des déchets agricoles et des déchets ménagers et assimilés... Mais elle refuse de se prononcer sur le méthane issu des boues d'épuration et des déchets industriels. « On aurait pu prendre en compte les recherches scientifiques étrangères et lancer une expérimentation beaucoup plus tôt », rappelle Pierre Hirtzberger, chef de service à la direction des résidus urbains du Grand Lille. « La question n'a jamais été posée en ces termes pour le gaz naturel, qui contient pourtant des cancérigènes comme le radon », remarque Christian Couturier, responsable du pôle énergie de l'association spécialisée Solagro. Au-delà de la question sanitaire, plusieurs interrogations techniques et organisationnelles subsistent. Ainsi, l'odorisation, une opération essentielle pour que la moindre fuite soit perceptible immédiatement. Pour le gaz naturel, elle s'opère aux frontières. Il faudra donc installer dans chaque centre de méthanisation un système d'odorisation. Mais qui doit s'en charger ? Et comment, puisque, sur le marché, il n'existe pas de modèles de pompes adaptés à une injection décentralisée ? Des questions loin d'être insurmontables, mais qu'il faut trancher. Dans le groupe de travail sur l'injection, les opérateurs ont aussi insisté sur l'importance du contrôle en continu de la pression et de la qualité du gaz : teneur en méthane, en eau ou en oxygène, mais aussi pouvoir calorifique, puisque le méthane est facturé en kilowattheures. Ils ont enfin souligné le risque de surproduction en zone rurale en été, le rapport de consommation entre été et hiver variant d'un à dix ! Ce qui nécessitera de stocker, voire de brûler ce biogaz. Un paramètre technique inquiète encore les porteurs de projets : la teneur en oxygène qui sera exigée. Associé à l'eau, l'oxygène corrode les canalisations. Pour éviter ce phénomène, un cahier des charges publié en 2004 stipule que sa concentration dans le gaz ne devait pas dépasser 100 ppm (0,01 %). Mais dans d'autres pays, on est à 0,5 voire à 3 %, comme en Allemagne... des chiffres déterminants puisqu'il n'existe aucune technologie qui permette de réduire les traces d'oxygène à un coût raisonnable. « Dans les réseaux de distribution, il n'y a pas d'eau, donc on peut assouplir ces chiffres après étude. Il ne sera pas nécessaire, pour ceux qui effectuent une épuration correcte, d'investir dans des systèmes de désoxygénation », rassure Catherine Foulonneau. Mais le chiffre ne pourra être fixé qu'au cas par cas, en fonction de l'humidité du gaz et de la vétusté des canalisations. Beaucoup sont désormais en polyéthylène, mais il reste aussi du cuivre et du plomb ! L'équation économique n'est pas beaucoup plus simple. Le biogaz sera, comme l'électricité verte, valorisé à un prix supérieur à celui du marché. Mais si ce prix doit être suffisant pour rentabiliser les unités de méthanisation, d'épuration ou d'odorisation - jusqu'à 120 000 euros - il ne doit pas être trop élevé pour encourager les porteurs de projets à développer la cogénération lorsque les débouchés thermiques existent. Dernière question : qui paiera le surcoût ? Les fournisseurs ne cachent pas leur préférence pour un système de type « taxe carbone » plutôt que pour un renchérissement du prix du gaz. Car, contrairement à l'électricité utilisée par tous, le gaz naturel ne compte que onze millions de clients. Si on retient l'option d'une taxe sur la consommation, ils paieront à eux seuls la valorisation des déchets. « Le surcoût ne devrait pas dépasser 1 % du prix du gaz, rappelle Christian Couturier. Et, à moyen terme, le principal problème me semble davantage être la variabilité du prix du gaz naturel, avec des augmentations qui vont dépasser 10 %. »