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Depuis septembre, les unités de biogaz en cogénération peuvent se tourner plus facilement vers l’injection. Pour autant toutes ne seront pas éligibles. Les installations trop petites ou sur des réseaux déjà saturés ne pourront pas franchir le pas.
Depuis le 8 septembre, un décret permet aux installations de méthanisation en co-génération de rompre leur contrat d’obligation d’achat pour se tourner vers l’injection, le gaz porté, le bioGNV ou la production de chaleur. Lors du Sommet de l’élevage le 8 octobre, une conférence a permis de dessiner les contours des unités de méthanisation qui pourraient profiter de cette disposition. Le premier critère est la puissance des unités en fonctionnement. « Sous les 250 kWe, la conversion va être compliquée », chiffre Thomas Filiatre chez Solagro. Or, selon les chiffres clés de la filière au 1er janvier 2025 publiée par l’Ademe, la puissance moyenne des 738 unités à la ferme de co-génération s’établit à 214 kWe. « Il y a une menace de disparition sur certaines exploitations, mais nous n’avons pas de visibilité sur le nombre », précise l’expert.
Certaines conversions pourraient également être retoquées par GRDF faute de capacité de réseau de distribution. « Nous étudions les phénomènes de saturation par zone, explique Wilfried Brunelière, chargé de développement biométhane chez GRDF pour l’Allier et le Cantal. Si les unités de méthanisation sont trop nombreuses localement et que la production de biométhane est plus importante que la consommation, le réseau monte en pression. Le gaz ne peut plus être injecté et il part à la torchère. Ce n’est pas dans l’intérêt du producteur ».
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Une rentabilité pas garantie
Au-delà de la capacité minimale de production, Thomas Filiatre invite aussi à étudier la rentabilité d’une conversion au cas par cas. L’épurateur permettant l’injection se chiffre à lui seul à 1 million d’euros, auquel il faut ajouter le raccordement au réseau et l’agrandissement des stockages d’intrants si une augmentation de capacité est prévue. Certaines installations vont également devoir rattraper le retard de mise aux normes suite à la révision de la réglementation ICPE en 2021.
En parallèle, les producteurs qui auront rompu leur contrat d’obligation d’achat d’électricité en co-génération ou qui seront arrivés au terme de celui-ci ne pourront plus bénéficier des tarifs d’achat pour le gaz. Ils devront passer par la vente de Certificats de Production Biogaz (CPB) ou Biogas Purchase Agreement (BPA). « Il n’y a pas de trame imposée comme pour les contrats d’obligation d’achat. Chaque producteur va discuter avec les acheteurs qui sont les grands acteurs du marché. Le producteur doit être accompagné par un avocat dans ces discussions », préconise Thomas Filiatre. Faute d’un contrat suffisamment robuste, il craint que certains dossiers de financement ne soient refusés par les banques.