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Méthanisations : au-delà des controverses, quelles perspectives ?

29 septembre 2021 : Méthanisations : au-delà des controverses, quelles perspectives ? ( rapport d'information )

B. UN CONTEXTE ÉCONOMIQUE DIFFICILE, CARACTÉRISÉ PAR UN PROFOND REMANIEMENT DES DISPOSITIFS DE SOUTIEN

1. Des objectifs énergétiques et climatiques ambitieux, fixés par les législations nationale et européenne
a) Les directives « EnR I » de 2009 et « EnR II » de 2018 : des objectifs de consommation et des critères de durabilité

Sur le plan européen, la directive du 23 avril 200973(*), dite « EnR I »74(*), a institué de premiers objectifs applicables à la production de biogaz.

Cette directive avait fixé aux États membres un objectif d'au moins 20 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale d'énergie d'ici à 2020, dont au moins 10 % dans le secteur des transports (article 3).

Elle avait appliqué aux biocarburants et bioliquides des critères de durabilité, apprécié notamment au regard de l'atteinte d'objectifs de réduction des émissions de GES de 35 à 60 %75(*) (article 17).

Ce cadre juridique a été modifié par la directive du 11 décembre 201876(*), dite « EnR II ».

Cette directive a relevé à au moins 32 % la part d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale d'énergie, dont au moins 14 % dans le secteur des transports et au moins 40 % dans celui du chauffage et du refroidissement d'ici à 2030 (articles 3, 23 et 25)77(*).

En outre, cette directive a institué des objectifs de réduction des émissions de GES de 50 à 80 %78(*) pour les biocarburants, le biogaz consommé dans le secteur des transports et les bioliquides et la production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de combustibles issus de la biomasse (article 29).

L'article 39 de la loi dite « Énergie-Climat »79(*), du 8 novembre 2019, a autorisé le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour prendre toutes mesures nécessaires à la transposition de cette directive.

Sur ce fondement, une ordonnance n° 2021-235 du 3 mars 202180(*) a été prise pour la transposition des critères de durabilité précités ; elle a été ratifiée par l'article 96 de la loi dite « Climat et résilience », du 22 août 202181(*).

Depuis lors, les articles L. 281-2 et L. 281-4 du code de l'énergie soumettent certaines installations de production de bioénergies aux exigences de durabilité et de réduction d'émissions de GES82(*).

De plus, l'article L. 446-27 prévoit que les installations de production de biogaz bénéficiant d'un contrat d'achat ou d'un complément de rémunération sont tenues au respect de ces exigences.

Le tableau suivant présente ces objectifs de réduction des émissions de GES ainsi fixés par le code de l'énergie.

Biocarburants, biogaz sans injection dans les réseaux de gaz naturel et consommé dans le secteur des transports et bioliquides

Production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de combustibles ou carburants issus de la biomasse, production de biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel, production de biogaz non injecté dans un réseau de gaz naturel et non destiné au secteur des transports

Installations
mises en service
avant le 06/10/2015

Au moins 50 %

Installations
mises en service
du 01/01/2021
au 31/12/2025

Au moins 70 %

Installations
mises en service
entre le 06/10/2015
et le 31/12/2020

Au moins 60 %

Installations
mises en service
à partir du 01/01/2026

Au moins 80 %

Installations
mises en service
à partir du 01/01/2021

Au moins 65 %

   
b) Des lois « Grenelle I et II » de 2009-2010 à la loi « Climat et résilience » de 2021 : des objectifs de consommation et de production et un plafonnement du recours aux cultures dédiées

À l'échelle nationale, la loi dite « Grenelle I »83(*), du 3 août 2009, a fixé un premier objectif visant à « améliorer la gestion des déchets organiques en favorisant en priorité la gestion de proximité de ces derniers, avec le compostage domestique et de proximité, et ensuite la méthanisation ».

En 2013, un plan « Énergie méthanisation autonomie azote » (EMAA) a été présenté par les ministres chargés de l'agriculture et de l'énergie, dans le but de « développer un modèle français de méthanisation » : il prévoyait l'implantation de 1 000 « méthaniseurs à la ferme » avant 2020.

Par la suite, la loi « Transition énergétique »84(*) de 2015 a fixé la part d'énergie devant être produite à partir de sources renouvelables à 32 % de la consommation d'énergie finale en 2030, dont 10 % pour le gaz et 15 % pour le carburant (article L. 100-4 du code de l'énergie).

En outre, cette même loi a prévu que les installations de méthanisation puissent être approvisionnées par des cultures alimentaires, dans la limite de seuils définis par décret, ainsi que par des résidus de cultures et des CIVE (article L. 541-39 du code de l'environnement).

Depuis lors, le cadre législatif ainsi fixé en 2015 en matière de gaz renouvelables et de récupération a été doublement consolidé.

D'une part, la loi « Énergie-Climat »85(*) de 2019 a revalorisé leur place parmi les objectifs de notre politique énergétique nationale en :

- inscrivant un objectif de « valorisation [...] de la biomasse à des fins de matériaux et d'énergie » (article L. 100-2 du code de l'énergie) ;

- relevant à « au moins » 10 et 15 % en 2030 les parts d'énergies de sources renouvelables précitées (article L. 100-4 du même code) ;

- prévoyant que la « loi quinquennale », qui constituera, dès 2023 puis tous les cinq ans, l'horizon de notre politique énergétique nationale, comprenne un « objectif de développement des énergies renouvelables pour [...] le carburant [et] le gaz » (article L. 100-1 A du même code).

D'autre part, la loi dite « Climat et résilience »86(*), du 22 août 2021, a poursuivi dans cette voie en introduisant, parmi les objectifs de notre politique nationale de prévention et de gestion des déchets, celui « d'assurer la valorisation énergétique d'au moins 70 % des déchets » notamment via « la valorisation énergétique réalisée à partir de combustibles solides de récupération [...] dans des installations ayant pour finalité la production de gaz » (article L. 541-1 du code de l'environnement).

Elle a également élargi le champ de la « loi quinquennale » à « l'hydrogène renouvelable et bas-carbone » (article L. 100-1 A du code l'énergie).

Le cadre législatif fixé dans le domaine des gaz renouvelables et de récupération a été approfondi sur le plan règlementaire.

Tout d'abord, un décret du 7 juillet 201687(*) a limité le recours aux cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre principal, à une proportion maximale de 15 % du tonnage total des intrants par année civile (article D. 543-292 du code de l'environnement).

En outre, le décret du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)88(*) 2016-2018 et 2019-2023 avait prévu pour la méthanisation des premiers objectifs de puissance totale installée de 137 MW en 2018 et entre 237 et 300 MW en 2023.

Depuis lors, le décret du 21 avril 2020 relatif à la PPE89(*) 2019-2023 et 2024-2028 a fixé pour objectifs « 7 % de la consommation de gaz en 2030 en cas de baisse de coûts de production du biométhane injecté permettant d'atteindre 75 €/MWh PCS en 2023 et 60 €/MWh PCS en 2028 et jusqu'à 10 % en cas de baisses de coûts supérieures » (article 5).

Plus encore, il a prévu des objectifs de production de biogaz, dont un objectif d'injection, de 6 TWh en 2023 et entre 14 et 22 TWh en 2028.

Le tableau ci-après présente ces objectifs de production et d'injection ainsi fixés par le décret.

Production
globale (TWh)

2023

2028

Option basse

Option haute

Production totale

14

24

32

Dont injection
dans les réseaux

6

14

22

Ce décret a aussi consacré un objectif de production d'électricité à partir de la méthanisation, de 0,27 GW de puissance installée en 2023 et entre 0,34 et 0,41 en 2028 (article 3).

Les installations ISDND et les STEP ne sont pas concernées.

A aussi été défini un objectif de déploiement d'infrastructures de recharge ou d'avitaillement ouvertes au public, y compris pour le GNV avec jusqu'à 360 stations en 2023 et jusqu'à 840 en 2028.

La production de GNV n'est pas visée en tant que telle90(*).

Le tableau suivant présente les objectifs de déploiement d'infrastructures de recharge et d'avitaillement ainsi fixés par le décret :

Infrastructures
de recharge ou d'avitaillement

2023

2028

GNC et GNL

140 à 360 stations

330 à 840 stations

GNL maritime

Développement dans tous les grands ports

-

Ce même décret a enfin défini un objectif de développement des démonstrateurs pour le power-to-gas, de 1 à 10 MW en 2023 et de 10 à 100 MW en 2028 (article 5).

La pyrogazéification ne fait pas l'objet d'une telle prise en compte.

Outre le décret précité, la PPE et la stratégie nationale bas-carbone (SNBC)91(*) elles-mêmes ont déterminé des orientations non chiffrées en matière de gaz renouvelables et de récupération (voir ANNEXES III et IV).

c) Les SRADDET : des objectifs dont le cumul atteint 60 TWh d'ici à 2030

Sur le plan local, les schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SRADDET) promeuvent également les gaz renouvelables et de récupération : selon le SER, ils comprennent des objectifs dont le cumul atteint 60 TWh d'ici à 2030.

2. Les dispositifs de soutien budgétaires : un cadre ancien, mais en profonde restructuration
a) L'obligation d'achat et le complément de rémunération
(1) Le soutien au biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel

Les producteurs de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel92(*) disposent d'une obligation d'achat, accessible par le biais d'un guichet ouvert ou d'un appel d'offres si les capacités de production sont en deçà des objectifs fixés par la PPE (articles L. 446-4 et L. 446-5 du code de l'énergie)93(*).

Sous réserve de respecter des critères d'éligibilité et le bon fonctionnement des réseaux, ces producteurs bénéficient, de la part des fournisseurs de gaz, d'un tarif d'achat couvrant les coûts d'investissement et d'exploitation de leurs installations.

Ce tarif est établi sur une période de 15 ans. Il varie selon la capacité maximale d'injection des installations ainsi que les intrants utilisés. Il n'excède pas une rentabilité normale des projets.

Si un guichet ouvert a été institué depuis 2011 pour les installations de moins de 300 Nm3/h94(*), le lancement d'un appel d'offres pour celles excédant ce seuil pourrait intervenir prochainement.

Le surcoût résultant de la mise en oeuvre de ces « tarifs d'achat », c'est-à-dire la différence entre la rémunération de référence et la valeur de marché de l'énergie produite95(*), est compensé à ces fournisseurs.

Il est pris en charge dans le budget général de l'État, dans le cadre de l'action 9 Soutien à l'injection de biométhane du programme 345 Service public de l'énergie de la mission Écologie, développement et mobilité durable.

Dans sa délibération du 15 juillet 202196(*), la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a évalué à 712,9 M€ le montant des charges liées au biométhane au titre de l'année 2022.

La CRE prévoit ainsi une hausse de ces charges de 31,10 % à un an (+ 169,1 M€) et de 255,56 % à deux ans (+ 512,4 M€).

Cette augmentation s'explique par une multiplication par 3,4 du volume injecté dans les réseaux entre 2020 et 2022 (pour atteindre 8,5 TWh) et par 3,9 du nombre d'installations de méthanisation en injection (pour atteindre 727).

Charges
(en M€)

Constatées
en 2020

Prévues
en 2021

Prévues
en 2022

Évolution
à 1 an

Évolution
à 2 ans

Injection
de biogaz

200,5

543,8

712,9

31,10 %

255,56 %

Huit décrets97(*) et arrêtés98(*) des 21 ou 23 novembre 2011 ont défini les modalités d'application de l'obligation d'achat susmentionnée.

Par un décret99(*) et un arrêté100(*) du 23 novembre 2020, ces modalités d'application ont été révisées à compter de cette date ; cet arrêté a été pris à titre « transitoire » et pourrait être modifié à l'issue de la procédure de notification engagée par la France auprès de la Commission européenne.

À date, deux arrêtés encadrent donc l'obligation d'achat attribuée par guichet ouvert aux installations de production de biogaz inférieures à 300 Nm3/h : le premier s'applique aux installations ayant signé un contrat d'achat avant le 23 novembre 2020 ; le second aux autres.

Les principales modifications réglementaires sont les suivantes.

D'une part, le décret précité conditionne la signature du contrat d'achat à l'achèvement des procédures administratives.

D'autre part, l'arrêté susmentionné prévoit :

- de distinguer trois catégories d'installations : les ISDND, les digesteurs n'utilisant pas les matières issues du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles et les digesteurs en utilisant ;

- de faire bénéficier d'une prime de 0,1 à 0,3 c€/kWh les installations raccordées à un réseau de moins de 100 000 clients, c'est-à-dire à celles ne pouvant bénéficier d'un taux de réfaction tarifaire sur leurs coûts de raccordement aux réseaux de gaz naturel (voir 2 du b) du présent 2) ;

- de faire bénéficier d'une prime de 0,1 à 1 c€/kWh les installations utilisant des effluents d'élevage, à l'exclusion des autres intrants issus de l'agriculture ou de l'agro-industrie ;

- d'appliquer un malus de 0,5 c€/kWh aux installations bénéficiant d'une aide à l'investissement de l'Ademe ;

- d'introduire une réduction trimestrielle de 0 à 0,5 c€/kWh si les capacités de production installées au cours du semestre précédent n'excèdent pas 22 000 Nm3/h ou de 0,5 c€/kWh au-delà de ce seuil.

Dans sa délibération du 10 septembre 2020101(*), la CRE a émis un avis favorable sur ces projets de décret et d'arrêté : en effet, elle estime que « le renforcement des conditions d'accès au contrat d'achat et la baisse du niveau de soutien des installations de biométhane sont impératives pour obtenir un développement de la filière conforme aux objectifs de la PPE tout en étant soutenable pour les finances publiques ».

S'agissant des conditions administratives prévues par le décret, elle considère qu'« elles constituent un bon équilibre entre la garantie offerte au porteur de projet lui permettant de réaliser son bouclage financier et la fiabilité de l'indicateur donné aux pouvoirs publics ».

Pour ce qui concerne les tarifs d'achat prévus par l'arrêté, la CRE constate que « le niveau du soutien baisse de 1 à 15 % pour les méthanisations suivant leur taille et leurs intrants ». Elle est favorable « à l'introduction d'une prime pour compenser l'absence de réfaction pour certaines installations » ainsi qu'« au principe de dégressivité trimestrielle du tarif d'achat en fonction de la dynamique de la filière ».

Interrogé par la mission d'information, le ministère de l'agriculture et de l'alimentation (MAA) a précisé en ces termes être favorable au remplacement d'une prime sur les intrants agricoles par une autre sur les effluents d'élevage : « ce remplacement a été soutenu par le MAA en application du Plan EMAA, qui vise à valoriser en méthanisation en priorité les effluents d'élevage. [Il est] justifié économiquement par l'objectivation du surcoût lié au traitement des effluents d'élevage, peu méthanogènes, et [l']absence de surcoût pour le traitement des CIVE ».

Une comparaison des modalités d'application de l'obligation d'achat en guichet ouvert pour l'injection, prévues par les décrets et arrêtés des 21 ou 23 novembre 2011 et 23 novembre 2020, est annexée au présent rapport d'information (ANNEXE V).

Si le guichet ouvert applicable aux installations de production de biogaz inférieures à 300 Nm3/h est donc en pleine refonte, la mise en oeuvre de l'appel d'offres pour celles supérieures à ce seuil n'est pas achevée.

Pour les professionnels de la filière du biogaz102(*), « le lancement des appels d'offres prévus par la PPE pour les installations supérieures à 300 Nm3/h est attendu pour 2021 », mais « le futur arrêté tarifaire et l'AO103(*) pourraient ne pas inclure les ISDND ».

Dans sa délibération du 28 janvier 2021104(*), la CRE a émis un avis favorable sur un projet de décret instituant de tels appels d'offres « en ce qu'ils calquent les dispositions qui prévalent pour les installations de production d'électricité à partir d'énergie renouvelable qui donnent satisfaction ».

(2) Le soutien à l'électricité produite dans les installations de biométhane

Les producteurs d'électricité dans les installations de biométhane bénéficient de l'obligation d'achat ou du complément de rémunération, prévus pour les énergies électriques renouvelables (articles L. 314-1 ou L. 314-18 du code de l'énergie)105(*).

Un arrêté du 19 mai 2011106(*) - modifié par 4 arrêtés des 23 septembre et 13 décembre 2016107(*), du 3 septembre 2019 et du 11 mai 2020108(*) - en a fixé les modalités d'application.

Les articles D. 314-15 et D. 314-23 appliquent l'obligation d'achat aux installations dont la puissance est inférieure à 500 kW109(*) et le complément de rémunération à celle dont la puissance est supérieure à ce seuil, lorsqu'elles sont situées sur le territoire métropolitain.

La durée du contrat pour la cogénération est de 20 ans, et non de 15 ans comme pour l'injection.

Dans sa délibération du 1er septembre 2016110(*), la CRE a validé en ces termes la réforme de ce dispositif de soutien : « La CRE émet un avis favorable sur le projet d'arrêté qui lui est soumis. Elle recommande toutefois une simplification de la procédure ».

À l'instar de l'injection, le surcoût induit par ces « tarifs d'achat » est compensé aux fournisseurs d'électricité.

Il est pris en charge dans le budget général de l'État, dans le cadre de la sous-action Bio-énergies de l'action 9 Soutien aux énergies électriques en métropole continentale du programme 345 Service public de l'énergie de la mission Écologie, développement et mobilité durable.

Dans sa délibération du 15 juillet 2021111(*), la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a évalué à 624,7 M€ le montant des charges liées aux bioénergies au titre de l'année 2022.

La CRE prévoit ainsi une baisse de ces charges de 12,34 % à un an (- 87,9 M€) et de 2,59 % à deux ans (- 16,6 M€).

Cette sous-action comprenant des dépenses liées au bois-énergie, les montant et évolution susmentionnés ne reflètent cependant pas la seule évolution du soutien à la production d'électricité issue de biogaz.

Charges
(en M€)

Constatées
en 2020

Prévues
en 2021

Prévues
en 2022

Évolution
à 1 an

Évolution
à 2 ans

Production d'électricité
par bio-énergies

641,3

712,6

624,7

- 12,34 %

- 2,59 %

Les modalités d'application de l'obligation d'achat par guichet ouvert pour la cogénération, fixées par l'arrêté du 19 mai 2011 modifié par celui du 23 septembre 2016, sont précisées en ANNEXE VI.

Parmi ces modalités, trois d'entre elles méritent d'être relevées :

- en premier lieu, seules les installations de production de biogaz par méthanisation et les STEP, et non la plupart des ISDND, sont éligibles ;

- en second lieu, tout producteur d'électricité à partir d'une installation de biométhane souhaitant bénéficier de l'obligation d'achat doit réaliser une étude de faisabilité sur la valorisation en injection du biogaz produit par l'installation, ce qui témoigne de la préférence accordée à l'injection par rapport à la cogénération ;

- enfin, la prime sur les « effluents d'élevage » ou la réduction trimestrielle, prévus depuis 2016 dans le cas de la cogénération, ont été appliqués depuis 2020 à l'injection : l'effort de rationalisation des « tarifs d'achat » applicables au biogaz a donc débuté avec ce premier usage.

(3) Le soutien au biogaz non injecté destiné à la mobilité

La loi dite « LOM »112(*), du 24 décembre 2019, a prévu que les producteurs de biogaz dont la production est majoritairement destinée à des usages liés à la mobilité bénéficient d'un complément de rémunération par appel d'offres (articles L. 446-7 à L. 446-11 du code de l'énergie).

Il peut s'agir des installations de production de biogaz par méthanisation ou des ISDND, mais non des STEP.

Si le décret d'application de ce dispositif n'a pas encore été pris, un projet a été mis à consultation, de mai à juillet derniers.

Selon les documents publiés dans le champ de la consultation113(*), son champ viserait les installations de production, de traitement et de logistique. Son bénéfice serait attribué en deux étapes, permettant de sélectionner les candidats (appel à projets) puis les offres (appel d'offres).

Dans sa délibération du 28 janvier 2021114(*), la CRE a indiqué être « favorable aux dispositions créant un mécanisme de soutien innovant pour le biométhane non injecté utilisé sous forme de carburant (bioGNV) ».

(4) L'intégration du critère du bilan carbone dans les dispositifs de soutien au biogaz attribué par appel d'offres

Les « tarifs d'achat » applicables à la méthanisation intègrent de plus en plus l'impact environnemental des projets.

En effet, la loi « Énergie-Climat »115(*) de 2019 a institué le critère du « bilan carbone », qui doit être pris en compte dans les critères d'éligibilité ou de notation des dispositifs de soutien à la production de biogaz mis en place par appel d'offres (article L. 446-1 A du code de l'énergie).

La loi « Climat et résilience »116(*) de 2021 a rétabli le dispositif d'application de ce critère, pour les dispositifs attribués par appel d'offres, et prévu l'évaluation de son extension, à ceux attribués en guichets ouverts.

Dans ses éléments de réponse adressés au Sénat117(*), la CRE a indiqué être « très favorable à l'application d'un critère du "bilan carbone" ».

(5) Un nouveau dispositif d'appel d'offres pour les producteurs de biogaz innovants : le contrat d'expérimentation

S'ils sont plus vertueux sur le plan environnemental, les « tarifs d'achat » sont aussi de mieux en mieux adaptés aux réalités économiques, certains d'entre eux prévoyant une application expérimentale.

À titre d'exemple, la loi « Énergie-Climat »118(*) de 2019 a introduit le « contrat d'expérimentation », qui permet à l'autorité administrative d'organiser des appels d'offres pour sélectionner des projets de production d'électricité renouvelable ou de biogaz utilisant des technologies innovantes (articles L. 314-29 et 446-24 du code de l'énergie).

Ses modalités d'application règlementaire sont encore attendues.

b) Les modalités d'accès et d'utilisation des réseaux de gaz naturel
(1) Le droit à l'injection dans les réseaux de gaz naturel

La loi dite « Egalim »119(*), du 30 octobre 2018, a consacré un « droit à l'injection » pour les producteurs de biométhane injecté dans les réseaux.

Concrètement, lorsqu'une installation de production de biogaz est située à proximité de réseaux de gaz naturel, les gestionnaires de réseaux doivent effectuer les renforcements nécessaires pour y permettre l'injection du biogaz, sous réserve de la pertinence technico-économique des investissements (articles L. 453-9 et 453-10 du code de l'énergie).

Un décret du 28 juin 2019120(*) a identifié ces travaux de renforcement au renouvellement ou au doublement d'une canalisation existante, au maillage121(*), au rebours122(*), à la modification ou au déplacement d'un poste de détente.

Des zonages de raccordement sont ainsi élaborés tous les 2 ans par les gestionnaires de réseaux puis validés par la CRE : ils définissent le réseau gazier le plus pertinent d'un point de vue technico-économique pour le raccordement de nouvelles installations de production de biogaz.

Un arrêté du 28 juin 2019123(*) a fixé le ratio technico-économique investissements/volumes à 4 700 €/Nm3/h.

Dans sa délibération du 14 novembre 2019124(*), la CRE a précisé les modalités de financements suivantes :

- pour les ouvrages de renforcement, une prise en charge par les tarifs de renforcement en deçà de ce seuil et une participation possible des porteurs de projets ou des tiers au-delà de ce seuil ;

- pour les ouvrages de raccordement, une prise en charge mutualisée entre les porteurs de projets ;

- pour les autres ouvrages, une prise en charge individuelle par les porteurs de projets concernés, après prise en compte de la réfaction tarifaire.

De plus, les producteurs sont redevables d'un timbre d'injection, couvrant les dépenses d'exploitation des ouvrages de renforcement, dont le montant a été fixé par une autre délibération de la CRE du 20 mai 2020125(*)126(*).

Dans son bilan de mars 2021127(*), la CRE a jugé très positivement l'application du droit à l'injection : « Deux ans après la loi Egalim, le droit à l'injection fonctionne et permet aux réseaux de gaz d'accueillir la production de biométhane au rythme de son développement. »

Pour preuve, fin mai 2021, la CRE a déjà délibéré à 5 reprises et validé 216 zonages de raccordement au mois de mai 2021 via un découpage cantonal : ils représentent 35 TWh d'injection de biométhane et 900 M€ d'investissement de renforcement128(*),129(*).

(2) Le taux de réfaction sur les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution ou de transport de gaz naturel

La loi dite « Autoconsommation »130(*), du 24 février 2017, a reconnu une « réfaction » aux producteurs de biométhane injectés dans les réseaux.

Ces derniers bénéficient ainsi d'une réduction de prix sur les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel couvrant les coûts de raccordement à ces réseaux des installations de production de biogaz (articles L. 452-1 et L. 452-1-1 du code de l'énergie).

Cette réfaction est applicable aux installations raccordées tant au réseau de distribution de gaz naturel131(*) qu'à celui de transport132(*).

Le niveau de prise en charge du coût de raccordement est fixé par arrêté du ministre chargé de l'énergie après avis de la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Cette réfaction est financée par le biais de ces tarifs d'utilisation.

Selon le Gouvernement133(*), le coût cumulé lié à l'application de cette réfaction s'est élevé à 13 M€ en 2020.

Cela représente une hausse de ces coûts de 85,71 % à un an (+ 6 M€) et de 333,33 % à deux ans (+ 10 M€).

Coût
(en M€)

Constaté
en 2018

Prévu
en 2019

Prévu
en 2020

Évolution
à 1 an

Évolution
à 2 ans

Injection
de biogaz

3

7

13

85,71 %

333,33 %

Dans le cadre de la loi « Climat et résilience »134(*) de 2021, le niveau maximal du coût du raccordement, pouvant être pris en charge dans le taux de réfaction, a été porté de 40 à 60 %.

Dans ses éléments de réponse adressés au Sénat135(*), la CRE a indiqué que « l'augmentation du taux de réfaction à 60 % pour le raccordement au réseau de distribution de gaz naturel des installations productrices de biométhane serait un mauvais signal pour la filière et aurait pour conséquence une augmentation des coûts pour les consommateurs de gaz ».

(3) Des dérogations pour l'accès ou l'utilisation des réseaux ou installations de gaz naturel : le bac à sable règlementaire

À l'instar des « tarifs d'achat », l'accès ou l'utilisation des réseaux de gaz naturel présentent des modalités de plus en plus expérimentales.

À titre d'illustration, la loi « Énergie-Climat »136(*) de 2019 a créé le « bac à sable règlementaire », qui permet à la CRE ou à l'autorité administrative d'accorder des dérogations, pour une durée de 4 ans renouvelables une fois, aux conditions d'accès ou d'utilisation des réseaux ou installations pour déployer des technologies ou des services innovants ou des réseaux ou des infrastructures intelligents.

Dans sa délibération du 11 mars 2021,137(*) la CRE a accordé de telles dérogations à 9 projets, dont 7 liés au biogaz, soit les ¾ d'entre eux.

c) Les aides à l'investissement : des collectivités territoriales à l'Union européenne
(1) Les appels à projets (AAP) ou à manifestation d'intérêt (AMI) de l'Ademe et de l'ANR

L'Ademe joue un rôle de premier plan dans le soutien aux producteurs de biogaz.

Tout d'abord, les producteurs souhaitant bénéficier des « tarifs d'achat » doivent identifier leurs installations auprès de l'agence ; cette dernière peut leur attribuer un appui technique ou une aide financière.

Plusieurs fonds sont mobilisés :

le fonds « Économie circulaire » (FEC) pour les installations de valorisation du biogaz par cogénération et les équipements de traitement spécifique du biogaz ;

le fonds « Chaleur renouvelable » (FCR) pour les installations de valorisation du biogaz par chaleur ou épuration/injection et les réseaux de chaleur liés.

Ainsi que l'a indiqué l'Ademe à la mission d'information, « le FEC est le fonds historique pour la méthanisation, qui a permis le déploiement des projets valorisant le biogaz par cogénération » et précisé que « le FCR a pris le relais pour l'accompagnement des projets d'injection de biométhane ».

L'accès aux aides délivrées par l'Ademe est conditionné au respect de critères de performance énergétique et environnementale présentant un haut niveau d'exigence (voir ANNEXE VII).

Pour preuve, les 1 200 projets de méthanisation soutenus par l'Ademe ont tous fait l'objet d'un bilan en termes de GES, leur bénéfice moyen sur le plan des émissions de GES étant de 2 736 tCO2eq138(*).

L'Ademe a précisé à la mission d'information avoir soutenu 1 175 projets, représentant 425 M€ d'aides et 2,7 Mds€ d'investissements.

Pour la seule année 2020, 137 projets ont été subventionnés pour 57,2 M€ : 113 projets (pour 52 M€) par le FCR et 24 projets (pour 5,2 M€) par le FEC. Cela représente 2 400 000 tMB139(*) de substrats traités, 1 300 GWh/an de capacités installées pour l'injection et 100 GWh/an pour la cogénération.

Cependant, l'Ademe s'est inquiétée en ces termes de l'impact des nouveaux « tarifs d'achat » sur la dynamique d'attribution de ses aides à l'investissement : « Il existe moins de visibilité sur la dynamique compte tenu des nouveaux tarifs d'achat biométhane qui incluent une décote tarifaire de 5 €/MWh en cas d'une aide de l'Ademe, ce qui va fortement diminuer l'attractivité des aides de l'Ademe [...] Car les autres subventions comme les aides des régions, départements, ou Feder ne sont pas concernées par cette décote ».

Outre les fonds « Chaleur renouvelable » et « Économie circulaire », l'Ademe participe aussi au financement d'autres fonds en capitaux : « Eiffel », « Agri impact » ou « participatif ».

Elle a également mis en place des appels à projets (AAP) ou des appels à manifestation d'intérêt (AMI), dans le cadre :

du « programme d'investissements d'avenir » (Thématique Économie circulaire, Démonstrateurs et Territoires d'Innovation de Grande Ambition - DTIGA, Concours d'innovation - i-nov) ;

du « plan de relance » (Entreprise engagée pour la Transition écologique ou énergétique - EETE) ;

- de programmes ad hoc sur la bioéconomie (Gérer, produire et valoriser les biomasses - GRAINE) ou la qualité de l'air (Amélioration de la Qualité' de l'Air : Comprendre, Innover, Agir - AQACIA).

Ces AAP et AMI offrent un soutien aux porteurs de projets de méthanisation aux différents stades de ces projets : aides à la recherche, à la décision, à l'investissement ou à la diffusion.

À titre d'exemple, le Gouvernement a annoncé le lancement d'un appel à projets relatif à la méthanisation, opéré par l'Ademe140(*), dans le cadre du « programme d'investissements d'avenir ».

Cet appel à projets vise à « faire émerger des solutions industrielles innovantes en matière de méthanisation afin de développer la compétitivité de la filière française et la structurer de manière pérenne ».

Hormis l'Ademe, l'Agence nationale de la recherche (ANR) subventionne également des projets dans le domaine du biogaz : dans sa contribution adressée à la mission d'information, l'ANR a indiqué avoir soutenu 42 projets pour 21,77 M€ de 2005 à 2020.

Ces projets ont été soutenus, dans le cadre :

des « appels à projets génériques » (Jeunes chercheurs - JC, Projets de recherche collaborative - RC, Projets de recherche collaborative - RC) ;

des « appels à projets spécifiques » (Emergence, Flash, Laboratoires communs organismes de recherche public - LabCom, Montage de Réseaux Scientifiques Européens ou Internationaux - MRSEI) ;

des « appels à projets internationaux » (Europe, Blanc international) ;

d'autres « programmes thématiques ».

(2) Les prêts sans garantie de Bpifrance

Deux prêts sans garantie ont été développés par Bpifrance.

Le prêt « Méthanisation agricole » est accordé aux exploitants agricoles investissant, seuls ou collectivement, dans des méthaniseurs agricoles dont la capacité de cogénération est inférieure à 500 kW ou dont la capacité d'injection est inférieure à 125 Nm3/h.

Le prêt est compris entre 100 000 et 500 000 €, sur 3 ans. Pour en bénéficier, les méthaniseurs doivent respecter un taux maximal de 15 % de cultures dédiées et un taux minimal de 33 % d'effluents d'élevage et exclure les boues de STEP ou les déchets ménagers.

Le fonds de garantie apporté par le MAA est de 25 M€. Son objectif est de financer 400 projets en 5 ans, pour un montant de 100 M€.

Dans le cadre du volet agricole du « grand plan d'investissement », doté de 5 Mds d'euros, 100 M€ ont ainsi été réservés pour le financement de ce prêt sans garantie141(*).

Selon le MAA, 16 dossiers ont été déposés et 8 prêts ont été accordés en mai 2021.

Le prêt « Méthanisation injection » est accordé aux méthaniseurs dont la capacité d'injection est supérieure à 125 Nm3/h.

Le prêt est compris entre 300 000€ à 1 000 000€, de 3 à 12 ans. Pour y prétendre, ces méthaniseurs doivent recourir à des pratiques agricoles cohérentes avec le « Guide de pratiques exemplaires en cas de mobilisation de cultures énergétiques », contractualiser avec des entreprises ayant obtenu le label « Qualimétha » et exclure les mêmes boues et déchets.

Le fonds de garantie apporté par l'Ademe est de 20 M€. Son objectif est de financer 100 projets pour un montant total de 75 M€.

Pour l'Ademe, « le bilan de ce dispositif sera à réaliser à la fin de l'année 2021 ».

(3) Les aides des conseils régionaux

Certains conseils régionaux apportent eux aussi, souvent en lien avec l'Ademe, des aides à l'investissement voire au fonctionnement aux porteurs de projets de méthanisation (voir ANNEXE VIII).

À l'image des aides à l'investissement des conseils régionaux, les interventions des collectivités territoriales en faveur de la filière du biogaz pourraient être amenées à se développer, compte tenu de deux évolutions :

- d'une part, la loi « Énergie-Climat »142(*) de 2019 a autorisé les sociétés ou coopératives constituées pour porter un projet de production de biogaz à proposer une part de leur capital aux collectivités territoriales ou aux habitants situés à proximité ;

- d'autre part, la loi dite « ASAP », du 7 décembre 2020143(*), a allongé de 2 à 7 ans la délivrance d'avances en comptes courants par les sociétés de production d'énergies renouvelables détenues par des communes, des départements ou des régions ou leurs groupements144(*).

(4) L'intervention des FEADER et FEDER

Enfin, des aides à l'investissement en direction de la méthanisation sont également attribuées dans le cadre de la mise en oeuvre par l'État et les régions du fonds européen agricole pour le développement rural (FEADER) - de 12 Mds€ sur la période 2014-2020 - et du fonds européen de développement régional (FEDER) - de 8,4 Mds€ sur cette même période.

3. Les dispositifs de soutien extrabudgétaires : un nouveau mode de financement encore récent
a) Les « garanties d'origine » : un mécanisme réformé par la loi « Énergie-Climat » de 2019

La loi « Grenelle II »145(*) de 2010, a institué un premier mécanisme de soutien extra-budgétaire à l'attention du biogaz : les « garanties d'origine ».

Ce mécanisme a été réformé par la loi « Énergie-Climat »146(*) de 2019.

Les garanties permettent d'assurer aux consommateurs de gaz naturel ayant souscrit une offre de gaz renouvelable une traçabilité sur l'origine de ce gaz renouvelable, dès lors qu'il a été produit en France et injecté dans le réseau de gaz naturel et quel que soit son lieu de consommation physique (article L. 446-18 à L. 446-22-1 du code de l'énergie).

Le cadre issu de la loi « Grenelle II » prévoyait que 75 % des gains réalisés par la valorisation des « garanties d'origine » soient mutualisés dans un fonds de compensation, sauf ceux réalisés sur l'usage carburant.

Depuis la loi « Énergie-Climat », un nouveau cadre s'applique aux contrats d'achat conclus après le 9 novembre 2020.

Une « garantie d'origine » est émise pour chaque kilowattheure de biométhane produit et injecté dans les réseaux de gaz naturel.

Un organisme147(*) est en charge de la gestion de leur registre national, ainsi que de leur délivrance, transfert ou annulation.

Si ces garanties ne sont pas émises par le producteur, elles le sont au bénéfice de l'État puis mises aux enchères ou transférées à titre gratuit à la commune d'implantation de l'installation en en faisant la demande.

Une ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021148(*) puis la loi « Climat et résilience » de 2021149(*) ont étendu aux groupements de communes et aux métropoles la possibilité de bénéficier de tels transferts.

Dans sa délibération du 25 novembre 2020150(*), la CRE a indiqué être « favorable aux dispositions proposées en ce qu'elles permettent à l'État de limiter les dépenses publiques sans modifier le soutien individuel apporté aux producteurs de biométhane ».

Selon les professionnels du biogaz151(*), on recense 45 fournisseurs et 190 sites sur le registre national des « garanties d'origine ».

b) Les « certificats de production de biogaz » : un mécanisme institué par la loi « Climat et résilience » de 2021

La loi « Climat et résilience »152(*) de 2021, a doté la filière du biogaz d'un second dispositif de soutien extra-budgétaire tout aussi important : les « certificats de production de biogaz ».

Il assigne aux fournisseurs de gaz naturel une obligation de restitution à l'État de « certificats de production de biogaz ».

Pour s'en acquitter, les fournisseurs peuvent, soit produire du biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel, soit acquérir des certificats auprès de producteurs de biogaz.

Le décret devant définir les modalités d'application de l'article est encore attendu.

Dans ses éléments de réponse adressés au Sénat153(*), la CRE a indiqué être « opposée à l'assimilation des certificats verts aux garanties d'origine ».

4. Les dispositifs de soutien fiscaux : des incitations réformées par la LFI pour 2021

En dehors des dispositifs de soutien budgétaires ou extra-budgétaires, un cadre fiscal spécifique est applicable aux projets de méthanisation (voir ANNEXE IX).

Dans le cadre de la loi de finances initiale pour 2020154(*), le gaz naturel - qu'il soit utilisé comme combustible ou comme carburant - a été assujetti totalement à la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) ; ce faisant, l'exonération de TICGN dont bénéficiait le biogaz injecté dans les réseaux a été supprimée par la même occasion.

Selon le Gouvernement155(*), la suppression de cette dépense fiscale a généré 6 M€ pour la seule année 2021.

5. Au total : quels résultats et quelles perspectives ?

La politique française de soutien à la méthanisation est ancienne puisqu'elle a été mise en place, depuis maintenant plus de vingt ans, sous la forme d'un soutien à l'électricité et à la cogénération puis à l'injection.

Cette politique a été formalisée dans de grandes lois emblématiques - « Grenelle I et II » de 2009-2010, « Transition énergétique » de 2015, « Énergie-Climat » de 2019 et « Climat et résilience » de 2021 -, mais aussi dans les documents réglementaires de planification énergétique - la PPE - et climatique - la SNBC.

Depuis lors, elle a été enrichie d'une dimension européenne, avec l'introduction de critères de durabilité par les directives « RED I et II », mais aussi d'une dimension territoriale, avec les SRADDET élaborés par les conseils régionaux.

Aujourd'hui, quel est le bilan de cette politique publique ?

a) Un cadre de soutien lacunaire et fluctuant

Tout d'abord, il faut d'emblée indiquer que le cadre de soutien à la méthanisation a permis d'obtenir des résultats probants : en effet, la France dispose actuellement d'un parc de 1 075 installations de production de biométhane, offrant une production effective de 1,3 TWh en électricité, 900 GWh en cogénération, 2,2 TWh en injection et 290 GWh en carburant156(*).

Pour autant, ce cadre de soutien pâtit de trois difficultés.

En premier lieu, le cadre législatif n'a pas toujours reçu une parfaite transcription sur le plan règlementaire. C'est vrai pour les objectifs fixés, l'article L. 100-4 du code de l'énergie prévoyant un objectif de 10 % de biogaz, contre un objectif de 7 % assorti d'importantes baisses de coûts pour la PPE. C'est aussi vrai pour les dispositifs de soutien : les décrets ou arrêtés prévus pour l'appel d'offres en faveur du biogaz injecté pour les installations de production de plus de 300 Nm3/h, l'appel d'offres en faveur du biogaz non injecté destiné à la mobilité ou le « contrat d'expérimentation » pour les projets de production de biogaz innovants sont encore attendus. D'autres dispositifs de soutien sont par ailleurs trop récents pour être opérationnels : il en va ainsi des « certificats de production de biogaz » ou du taux de réfaction de 60 % sur les coûts de raccordement aux réseaux de gaz naturel, issus de la loi « Climat et résilience » d'août 2021.

En second lieu, le cadre de soutien existant, qu'il soit fiscal, budgétaire ou extra-budgétaire, est en complète évolution. L'obligation d'achat et le complément de rémunération sont entrés dans une phase plus restrictive, avec l'arrêté du 23 septembre 2016, pour l'électricité, et celui du 23 novembre 2020, pour l'injection. Il en est de même de la fiscalité, avec la suppression de l'exonération de TICGN dont bénéficiait le biogaz injecté, par la loi de finances initiale pour 2020. À ce stade, on ignore si les dispositifs de soutien extra-budgétaires reposant sur les fournisseurs - les « garanties d'origine » ou les « certificats de production de biogaz » - ou les consommateurs - le taux de réfaction de 60 % - suffiront à compenser ces évolutions budgétaires et fiscales. On ignore également si les producteurs de biométhane auront la capacité, financière et administrative, de se saisir des aides à la constitution de fonds propres remboursables - les prêts sans garantie de Bpifrance - ou non - les aides à l'investissement de l'Ademe, de l'ANR ou des conseils régionaux. Se pose également la question de l'articulation des interventions existantes, avec en particulier le malus de 0,5 c€/kWh appliqué à l'obligation d'achat sur le biogaz injecté en cas d'aides de l'Ademe en parallèle, depuis l'arrêté de 2020.

Enfin, le cadre de soutien est pour partie obsolète, au regard de la dynamique des projets. Selon le Gouvernement, les capacités installées sont de 200 MW en cogénération et de 500 GWh en injection en 2019, contre des objectifs de 270 MW et 1 500 GWh en 2023. Pour autant, le nombre de projets de méthaniseurs en « file d'attente » est très élevé : 164 en électricité (contre 814 en service) et 1 164 en injection (contre 214 en service). Pour la CRE, « la dynamique actuelle semble montrer que ces objectifs seront rapidement dépassés » et, pour l'Ademe, « les objectifs de la PPE sont donc clairement inférieurs au potentiel de développement ». C'est aussi l'avis des professionnels du secteur : ainsi, GrDF estime que la part du biogaz devrait avoisiner, dans 2 à 3 ans, 10 % dans 5 régions (Centre-Val de Loire, Pays de la Loire, Bretagne, Nouvelle-Aquitaine, Bourgogne-Franche-Comté) et, dans 3 à 4 ans, 50 % dans environ 400 communes et 100 EPCI ; de son côté, l'Association française du gaz (AFG) relève que le potentiel d'injection est de 90 TWh/an en 2030, contre 14 à 22 TWh fixé par la PPE. Cependant, ce dynamisme pourrait être freiné par la révision du cadre de soutien qui, au demeurant, s'ajoute à l'introduction de critères de durabilité et au renforcement des règles de sécurité. Engie constate ainsi que « le nouveau tarif d'achat, entré en vigueur fin novembre 2020, devrait considérablement freiner le développement de nouveaux projets du fait de conditions tarifaires décorrélées des coûts de production du biométhane », tandis que le SER estime que « la mise en place de mécanismes extra-budgétaires en plus du tarif d'achat [...] est indispensable pour atteindre ces objectifs qui ne pourront être tenus dans le cadre de l'enveloppe budgétaire contrainte prévue par la PPE ».

b) Des coûts de production élevés

Si la production de biogaz a beaucoup progressé en vingt ans, son coût demeure encore élevé.

Selon le comité de prospective de la CRE157(*),158(*), le coût de production de la méthanisation oscille aujourd'hui entre 90 et 100 €/MWh, contre 25 €/MWh pour le gaz naturel. Pour autant, la méthanisation offre des externalités positives, évaluées entre 40 et 70 €/MWh. C'est pourquoi le comité estime qu'« en tenant compte de ces externalités et bénéfices et en faisant l'hypothèse d'un prix du gaz naturel autour de 30 € par MWh à horizon 2030, la compétitivité relative du biométhane, par rapport au gaz naturel, serait assurée à un coût de production du biométhane compris entre 70 et 100 € par MWh ». Dans le détail, les coûts de production de la méthanisation sont partagés entre des coûts d'investissement, à hauteur de 40 %, et des coûts de fonctionnement, à hauteur de 60 %. L'acquisition d'un digesteur représente environ un tiers de ces coûts d'investissement, et celle des matières environ un tiers de ces coûts de fonctionnement.

Les graphiques ci-dessous présentent la répartition, respectivement, des coûts d'investissement et de fonctionnement ainsi étudiés par la CRE :

 
 

Toutefois, le coût de production de la méthanisation doit être remis en perspective. Tout d'abord, la comparaison entre le coût de production de la méthanisation et celui du gaz naturel doit être prise avec précaution, en raison des externalités existantes, à commencer par la baisse des émissions de GES et de la pollution des eaux, évaluée entre 10 et 30 €/KWh dans l'étude précitée du comité de prospective de la CRE. Plus encore, le coût de production des différentes installations de méthanisation n'est pas homogène : ainsi, selon l'AFG, il s'établit entre 50 €/MWh pour la récupération de biogaz de décharge et 135 €/MWh pour une petite méthanisation agricole. De surcroît, le coût de production des installations de méthanisation est amené à décroître : en effet, la PPE a conditionné l'objectif de développement du biogaz d'ici à 2030 à des baisses de coûts à 75 €/MWh PCS en 2023 et 60 €/MWh PCS en 2028159(*). Dans le cadre du contrat stratégique du comité stratégique de filière (CSF) « Industries des nouveaux systèmes énergétiques », liant la filière à l'État, la baisse des coûts a été intégrée à ses objectifs. Surtout, au regard des données de l'Ademe160(*) et du SER161(*), la méthanisation présente des coûts de production compétitifs par rapport aux autres modes de production des gaz renouvelables et de récupération - la pyrogazéfication ou le power-to-gas -, mais aussi par rapport aux autres sources d'énergies renouvelables.

Au total, l'effort public en faveur de la méthanisation demeure maîtrisé. La PPE162(*) a prévu, d'ici à 2028, un effort de 9,7 Mds d'euros pour les « tarifs d'achat » sur l'injection - dont 2,8 déjà engagés et 4,4 supplémentaires163(*) - et de 6,5 Mds d'euros pour ceux sur l'électricité - dont 4,6 Mds déjà engagés et 1,9 supplémentaire164(*). Son coût apparaît, limité puisque l'ensemble des charges de gestion du service public de l'énergie (CSPE)165(*) ont été estimées par cette même PPE entre 122,3 et 136,4 Mds d'euros d'ici 2028 - dont 103,1 déjà engagés et 19,2 à 33,4 supplémentaires166(*). Néanmoins, ce coût est susceptible de varier à la hausse en cas d'augmentation de la rémunération de référence ou du niveau de production et de baisse du prix de l'énergie167(*). C'est la raison pour laquelle la CRE a indiqué qu'elle « reste attentive à l'évolution de la dépense publique dans le cadre des objectifs fixés par la PPE ». Aux « tarifs d'achat » doivent, en outre, être ajoutées les aides à l'investissement de l'Ademe, de l'ANR, de l'Union européenne ou des conseils régionaux - soit 10 % de l'investissement selon l'étude précitée du comité de prospective de la CRE -, mais aussi les interventions - facultatives et donc non chiffrées - des communes ou de leurs groupements.

Le tableau suivant présente les dépenses budgétaires, prévues d'ici à 2028 par la PPE, pour les « tarifs d'achat » sur l'injection et la cogénération.

Montant prévu par la PPE
d'ici à 2028 (en Mds€)168(*)

Tarif d'achat sur l'injection

Tarif d'achat sur la production d'électricité à partir du biogaz

Charges de gestion du service public de l'énergie (CSPE)

Déjà engagé

2,8

4,6

103,1

Supplémentaire

4,4

1,9

19,2 à 33,4

Total

9,7

6,5

122,3 à 136,4

c) Un effort de diversification du cadre de soutien

Enfin, le cadre de soutien à la méthanisation a amorcé un effort de diversification, qui demeure encore inabouti.

Cette diversification est lisible dans les usages promus par ce cadre de soutien : l'électricité et la cogénération dès le début des années 2000, l'injection depuis le milieu des années 2010 et les carburants depuis la fin de cette même décennie. Pour preuve les « tarifs d'achat » sur l'électricité ont été institués en 2000 et réformés en 2016. De son côté, l'injection a été promue par des « tarifs d'achat » mis en oeuvre en 2011 et réformés en 2020, des taux de réfaction institués en 2017 et élargis en 2021 ou encore un « droit à l'injection » reconnu en 2019. Quant aux carburants, l'appel d'offres a été introduit en 2019. Une certaine inertie existe cependant puisque la production - souvent autoconsommée - de chaleur représente toujours 46 % des usages du biogaz et celle - souvent revendue - d'électricité toujours 38 %, contre 16 % pour l'injection dans les réseaux de gaz naturel en 2019169(*). Pour autant, selon GrDF, le dynamisme de la filière de l'injection est indéniable : « Cette filière se développe fortement en raison de sa meilleure valorisation énergétique (rendement de 90 % contre 35 % en cogénération) et de la possibilité de développer tous les usages chaleur, mobilité et industrie ».

Cette diversification est aussi palpable sur le plan des technologies encouragées par ce cadre de soutien : ainsi, à l'occasion de la mise en oeuvre du « programme d'investissements d'avenir », mis en place depuis 2009 par l'Ademe et l'ANR, des démonstrateurs ont été soutenus en matière de pyrogazéification ou de power-to-gas. Pour autant, ces technologies présentent des coûts de production élevés, entre 80 et 120€/MWh pour la première et entre 100 et 190€/MWh pour la seconde. Selon le SER, ce frein pourrait progressivement être levé : en effet, s'il reconnait que le power-to-gas est « plus coûteux dans les conditions économiques actuelles », entre 150 et 200€/MWh, il précise que « les coûts cibles » de la pyrogazéification et de gazéification hydrothermale « sont similaires à ceux de la méthanisation », entre 80 à 100 €/MWh. La CRE n'envisage un essor de ces technologies qu'à moyen et long termes : « La méthanisation, qui connaît un développement rapide, est la technologie la plus susceptible de contribuer au développement du gaz vert d'ici 2035, à condition d'optimiser son modèle économique et les ressources qu'elle mobilise. Les autres technologies sont des technologies encore peu matures, dont le développement ne peut être envisagé qu'à moyen et long termes. » De son côté, Engie estime que ces technologies pourraient être mobilisées dès l'horizon 2030 : « La pyrogazéification et la gazéification hydrothermale sont des filières complémentaires à la méthanisation et représentent chacune un potentiel d'1 TWh à horizon 2030 ; la première est une technologie intéressante pour traiter des déchets non fermentescibles (qui sont eux utilisés dans la méthanisation). La seconde permet de traiter les déchets humides et liquides et commence à se structurer. Moins matures que la méthanisation, elles nécessitent un coup de pouce de la part des pouvoirs publics ».

Cette diversification est également perceptible sur le plan des acteurs de la méthanisation. Les professionnels de la méthanisation évoluent. Si les méthaniseurs agricoles représentent toujours 72 % des installations de biogaz injecté, la proportion des méthaniseurs territoriaux est passée de 10 à 28 % pour ceux agricoles et de 0 à 11 % pour ceux industriels en 5 ans170(*). Les financeurs de la méthanisation changent. Au-delà des « tarifs d'achat » ou des aides à l'investissement, il est fait davantage appel à un financement privé, mobilisant les établissements bancaires - prêts sans garantie -, les fournisseurs de gaz naturel - « garanties d'origine » ou « certificats de production de biogaz » - ou les consommateurs - taux de réfaction. Enfin, la filière de la méthanisation se professionnalise. Il en va ainsi du label « Qualimétha », développé en 2018, ou du CSF « Industries des nouveaux systèmes énergétiques », institué en 2019, qui valorisent les bonnes pratiques auprès des exploitants d'installations.

Cette diversification est enfin lisible sur le plan des principes d'action de la méthanisation. La politique de soutien à la méthanisation est duale, poursuivant des objectifs à la fois agricoles et énergétiques. Si le plan EMAA de 2013 identifiait la méthanisation comme « un complément de revenus pour les exploitations agricoles », les lois « Transition énergétique » de 2015 et « Énergie-Climat » de 2019 en ont fait un outil de valorisation des déchets et de décarbonation du gaz. La politique de soutien à la méthanisation intègre une dimension de plus en plus environnementale. Si la loi de « Transition énergétique » de 2015 a fixé un seuil de 15 % de cultures dédiées, l'ordonnance du 3 mars 2021 - autorisée par la loi « Énergie-Climat » de 2019 et ratifiée par celle « Climat et résilience » de 2021 - a institué des critères de durabilité. Ces critères liés aux conflits d'usages éventuels ou à la performance énergétique et environnementale ont été intégrés dans les cahiers des charges des aides à l'investissement pilotés par l'Ademe ; tout projet de méthanisation soutenu par l'agence fait l'objet d'un bilan en termes d'émissions de GES.


* 73 Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE.

* 74 L'acronyme « EnR » signifie « Énergies renouvelables ».

* 75 La réduction de 35 % était appliquée initialement, celle de 50 % à compter du 1er janvier 2017 et celle de 60 % à compter du 1er janvier 2018 pour les installations mises en service à partir du 1er janvier 2017.

* 76 Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion et à l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables.

* 77 Dans le secteur des transports, cette directive a introduit en outre quatre autres sous-objectifs :

- porter à au moins 0,2 % en 2022, 1 % en 2025 et 3,5 % en 2030 la contribution des biocarburants avancés et du biogaz produits à partir de certaines matières premières (algues, biodéchets, déchets industriels, paille, fumier et boues d'épuration, effluents d'huileries de palme et rafles, brai de tallol, glycérine brute, bagasse, marcs de raisins et lies de vin, coques, balles, râpes, déchets et résidus de la sylviculture et de la filière bois, matières cellulosiques ou ligno-cellulosiques) dans la consommation finale d'énergie dans le secteur des transports (article 25) ;

- limiter à 1,7 % en 2030 cette contribution des biocarburants avancés et du biogaz produits à partir d'autres matières premières (huiles de cuisson, graisses animales) (article 27) ;

- limiter à 7 % dès 2020 cette part des biocarburants et des bioliquides, ainsi que des combustibles issus de la biomasse consommés dans le secteur des transports « lorsqu'ils sont produits à partir de cultures destinées à l'alimentation humaine et animale » (article 26) ;

- limiter à leur niveau de 2019 puis à 0 % entre le 31 décembre 2023 et le 31 décembre 2030 la part des biocarburants, bioliquides et combustibles « produits à partir de cultures destinées à l'alimentation humaine et animale, présentant un risque élevé d'induire des changements indirects dans l'affectation des sols et dont la zone de production gagne nettement sur les terres présentant un important stock de carbone » (même article).

* 78 La réduction de 50 % est appliquée aux biocarburants, biogaz consommé dans le secteur des transports et bioliquides produits dans des installations mises en service le 5 octobre 2015 ou avant cette date, celle de 60 % entre le 6 octobre 2015 et le 31 décembre 2020, celle de 65 % à partir du 1er janvier 2021. La réduction de 70 % est appliquée à la production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de combustibles issus de la biomasse utilisés dans des installations mises en service du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2025 et celle de 80 % à partir du 1er janvier 2026.

* 79 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat.

* 80 Ordonnance n° 2021-235 du 3 mars 2021 portant transposition du volet durabilité des bioénergies de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables.

* 81 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

* 82 Au-delà de seuils de puissance de 20 MW (combustibles ou carburants solides utilisés pour la production d'électricité, de chaleur ou du froid ou de combustibles ou de carburants), de 2 MW (biogaz produisant de l'électricité, de la chaleur ou du froid) ou de 19,5 GWh PCI/an (biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel ou dont les caractéristiques le permettraient).

* 83 Loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en oeuvre du Grenelle de l'environnement (article 46).

* 84 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 1er).

* 85 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 1er).

* 86 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 93).

* 87 Décret n° 2016-929 du 7 juillet 2016 pris pour l'application de l'article L. 541-39 du code de l'environnement.

* 88 Décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (article 3).

* 89 Décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (article 5).

* 90 Contrairement à la précédente programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), qui prévoyait de « soutenir le développement du bioGNV pour atteindre 0,7 TWh consommé en 2018 et 2 TWh en 2023 » (article 7 du décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 précité).

* 91 Il s'agit d'un document règlementaire fixant les orientations pour atteindre les objectifs de notre politique d'atténuation des émissions de gaz à effet de serre (GES) (voir annexe IV).

* 92 Y compris les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND).

* 93 Le premier dispositif a été institué par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative au marché du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie et le second par l'ordonnance n° 2016-411 du 7 avril 2016 portant diverses mesures d'adaptation dans le secteur gazier.

* 94 Normo mètre cube par heure.

* 95 Aussi ce surcoût est-il susceptible de varier à la hausse en cas d'augmentation de la rémunération de référence ou du niveau de production et de baisse du prix de l'énergie.

* 96 Commission de régulation de l'énergie (CRE), délibération n° 2021-230 du 15 juillet 2021 relative à l'évaluation des charges de service public de l'énergie pour 2022 (p. 9) et annexe 1 (p. 14).

* 97 Décret n° 2011-1594 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de vente du biométhane aux fournisseurs de gaz naturel ; décret n° 2011-1595 du 21 novembre 2011 relatif à la compensation des charges de service public portant sur l'achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel ; décret n° 2011-1596 du 21 novembre 2011 relatif aux garanties d'origine du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel ; décret n° 2011-1597 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de contractualisation entre producteurs de biométhane et fournisseurs de gaz naturel.

* 98 Arrêté du 21 novembre 2011 fixant la nature des intrants dans la production de biométhane pour l'injection dans les réseaux de gaz naturel ; arrêté du 23 novembre 2011 fixant les conditions d'achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel ; arrêté du 23 novembre 2011 relatif aux modalités de désignation de l'acheteur de biométhane de dernier recours ; arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d'origine venant en réduction des charges de service public portant sur l'achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation.

* 99 Décret n° 2020-1428 du 23 novembre 2020 portant diverses dispositions d'adaptation de l'obligation d'achat à un tarif réglementé du biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel.

* 100 Arrêté du 23 novembre 2020 fixant les conditions d'achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel.

* 101 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2020-223 du 10 septembre 2020.

* 102 Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN), Syndicat des énergies renouvelables (SER), Teréga, Panorama du gaz renouvelable en 2020, 2021.

* 103 Appel d'offres (AO).

* 104 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n°  2021-28 du 28 janvier 2021.

* 105 Le premier dispositif a été institué par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité - et modifié par l'ordonnance n° 2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l'énergie - et le second par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* 106 Arrêté du 19 mai 2011 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz.

* 107 Arrêté du 23 septembre 2016 modifiant l'arrêté du 19 mai 2011 précité et arrêté du 13 décembre 2016 fixant les conditions d'achat pour l'électricité produite par les installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute implantées sur le territoire métropolitain continental d'une puissance installée strictement inférieure à 500 kW telles que visés au 4° de l'article D. 314-15 du code de l'énergie.

* 108 Arrêté du 3 septembre 2019 fixant les conditions d'achat et du complément de rémunération pour l'électricité produite par les installations utilisant à titre principal du biogaz issu d'installations de stockage de déchets non dangereux implantées sur le territoire métropolitain continental et arrêté du 11 mai 2020 modifiant l'arrêté du 3 septembre 2019 précité.

* 109 L'obligation d'achat s'applique en outre aux installations dont la puissance est inférieure à 12 MW, situées dans les zones non interconnectées (ZNI) (article D. 315-15 du code de l'énergie).

* 110 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération du 1er septembre 2016 portant avis sur le projet d'arrêté modifiant l'arrêté du 19 mai 2011.

* 111 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2021-230 du 15 juillet 2021.

* 112 Loi n° 2019-1428 du 24 décembre 2019 d'orientation des mobilités (article 71).

* 113 Consultation publique sur le projet de décret portant modification de la partie réglementaire du code de l'énergie concernant les dispositions particulières relatives à la vente de biogaz, 17 mai au 7 juin 2021, accessible ci-après :

http://www.consultations-publiques.developpement-durable.gouv.fr/projet-de-decret-portant-modification-de-la-partie-a2371.html

* 114 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2021-28 du 28 janvier 2021.

* 115 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 30).

* 116 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 90).

* 117 Éléments adressés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) à la commission des affaires économiques du Sénat dans le cadre de l'évaluation de l'application de la loi « Énergie-Climat ».

* 118 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 33).

* 119 Loi n° 2018-938 du 30 octobre 2018 pour l'équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous (article 94).

* 120 Décret n° 2019-665 du 28 juin 2019 relatif aux renforcements des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit.

* 121 Définie comme une « canalisation permettant de relier deux sections préexistantes d'un ou de plusieurs réseaux de distribution de gaz naturel, incluant le cas échéant un poste de comptage à l'interface des réseaux ».

* 122 Défini comme une « installation de compression permettant un flux de gaz naturel d'une section préexistante d'un réseau de transport ou de distribution de gaz naturel vers une section préexistante [...] de pression supérieure ».

* 123 Arrêté du 28 juin 2019 définissant les modalités d'application de la section 6 du chapitre III du titre V du livre IV du code de l'énergie.

* 124 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2019-242 du 14 novembre 2019.

* 125 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2020-098 du 20 mai 2020.

* 126 Le montant ainsi fixé est de 0,7 €/MWh dans les zones prévoyant un rebours et/ou une compression mutualisée (zone 1), 0,4 €/MWh dans celles comprenant un maillage et/ou une extension mutualisée et 0 €/MWh dans les autres zones (zone 3).

* 127 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Bilan de la mise en oeuvre du droit à l'injection du biométhane dans les réseaux de gaz, mars 2021.

* 128 Dont 30 % ont été validés par la CRE, soit 440 M€ d'investissement de renforcement.

* 129 À moyen terme, cela représente 1 000 projets et 28 TWh d'injection de biométhane.

* 130 Loi n° 2017-227 du 24 février 2017 ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 et n° 2016-1059 du 3 août 2016 (articles 14 et 19).

* 131 Pour le réseau de distribution de gaz naturel, la réfaction n'est applicable que sur « les réseaux publics de distribution de gaz naturel qui ne sont pas concédés en application de l'article L. 432-6 [du code de l'énergie] et qui ont pour société gestionnaire une société mentionnée à l'article L. 111-61 [du même code] » (article L. 452-1-1 du code de l'énergie), c'est-à-dire « une société gestionnaire d'un réseau de distribution d'électricité ou de gaz qui dessert, sur le territoire métropolitain continental, plus de 100 000 clients » (article L. 111-61 du même code).

* 132 Pour le réseau de transport de gaz naturel, la réfaction s'établit « dans la limite de 400 000 € » (article 1er de l'arrêté du 10 janvier 2019 relatif au niveau de prise en charge des coûts de raccordement aux réseaux de transport de gaz naturel des installations de production de biogaz, en application de l'article L. 452-1 du code de l'énergie).

* 133 Éléments adressés par le ministère de la transition écologique (MTE) à la commission des affaires économiques du Sénat dans le cadre de l'examen du projet de loi de finances pour 2021.

* 134 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 94).

* 135 Éléments adressés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) à la commission des affaires économiques du Sénat dans le cadre de l'examen du projet de loi « Climat et résilience ».

* 136 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 61).

* 137 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2021-59 du 11 mars 2021.

* 138 Tonnes d'équivalents en dioxyde de carbone.

* 139 Tonnes de matières brutes.

* 140 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Communiqué de presse du 5 octobre 2020 :

https://presse.ademe.fr/2020/10/investissements-davenir-un-appel-a-projets-pour-developper-la-competitivite-de-la-filiere-methanisation.html

* 141 Service du Premier ministre, Présentation du Grand plan d'investissement, septembre 2017 :

https://www.gouvernement.fr/sites/default/files/document/document/2017/09/dossier_de_presse_-_le_grand_plan_dinvestissement_2018-2022.pdf

* 142 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 50).

* 143 Loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique (article 52).

* 144 Cette même loi a aussi assoupli la possibilité pour l'État d'autoriser, sans mise en concurrence, l'implantation d'une installation de production de biogaz sur son domaine public (même article).

* 145 Loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement (article 92).

* 146 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 50).

* 147 En l'occurrence, Gaz réseau distribution France (GrDF).

* 148 Ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021 portant transposition de diverses dispositions de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (article 4).

* 149 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 87).

* 150 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2020-271 du 25 novembre 2020.

* 151 Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN), Syndicat des énergies renouvelables (SER), Teréga, Panorama du gaz renouvelable en 2020, 2021.

* 152 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 95).

* 153 Éléments adressés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) à la commission des affaires économiques du Sénat dans le cadre de l'examen du projet de loi « Climat et résilience ».

* 154 En effet, le gaz naturel était assujetti à la TICGN, en tant que combustible, et à la TICPE, en tant que carburant.

* 155 Annexe au projet de loi de finances pour 2021, Évaluation des voies et des moyens, Tome II - Les dépenses fiscales, p. 191.

* 156 Ministère de la transition écologique, Tableau de bord : biogaz pour la production d'électricité - Quatrième trimestre 2020, n° 340, février 2021 ; Tableau de bord : biométhane injecté dans les réseaux de gaz - Quatrième trimestre 2020, n° 341, février 2021 ; GrDF, GRTgaz, le SPEGNN, le SER et Teréga, Panorama du gaz renouvelable en 2020, 2021.

* 157 Comité de prospective de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), Le verdissement du gaz, juillet 2019, pp. 20 et 29.

* 158 Commission de régulation de l'énergie (CRE), Bilan technique et économique des installations de production de biométhane, 19 décembre 2018, pp. 10 à 13 et 22.

* 159 Décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (article 5).

* 160 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Un mix de gaz 100 % renouvelable en 2050 ? Étude de faisabilité technico-économique, 2018, p. 161.

* 161 Syndicat des énergies renouvelables (SER), Évaluation et analyse de la contribution des énergies renouvelables à l'économie de la France et de ses territoires, juin 2020, pp. 48, 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64 et 66.

* 162 Ministère de la transition écologique (MTE), Stratégie française pour l'énergie et le climat, Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) 2019-2023, 2024-2028, avril 2020, pp. 277 et 278.

* 163 Avec un coût de production de référence du biogaz de 60 €/MWh.

* 164 Avec un prix de référence de l'électricité de 56 €/MWh.

* 165 Qui sous-tendent les dispositifs de soutien publics aux énergies renouvelables.

* 166 Avec un prix de l'électricité de 56 €/MWh.

* 167 Puisqu'il compense aux producteurs la différence entre cette rémunération de référence et le prix des énergies fossiles.

* 168 Avec un prix de l'électricité de 56€/MWh.

* 169 Ministère de la transition écologique (MTE), Chiffres clés des énergies renouvelables, édition 2020, p. 52.

* 170 Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN), Syndicat des énergies renouvelables (SER), Teréga, Panorama du gaz renouvelable en 2020, 2021 et Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN), Syndicat des énergies renouvelables (SER), Transport et infrastructures gaz France (TIFG), Panorama du gaz renouvelable en 2015, 2016.