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Méthanisations : au-delà des controverses, quelles perspectives ?

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

III. POUR UN « MODÈLE FRANÇAIS » DE LA MÉTHANISATION 

A. CLARIFIER LES POLITIQUES PUBLIQUES

1. Veiller à l'équilibre du mix énergétique

Comme l'a indiqué la CRE à la mission d'information, le biogaz présente de nombreux avantages sur le plan énergétique.

C'est une énergie renouvelable non intermittente ou variable, contrairement au solaire ou à l'éolien. Il est constant et stockable, adapté aux usages thermo-dépendants ; il peut être facilement intégré aux réseaux gaziers existants. Valorisable sous forme de chaleur, d'électricité, d'injection ou de carburants, son utilité dans la décarbonation de l'industrie ou des transports est avérée.

C'est pourquoi la CRE « est donc favorable au développement de la méthanisation », tout en indiquant que  « le développement de ces usages nécessite [...] des infrastructures spécifiques, souvent inexistantes localement et dont le développement peut s'avérer coûteux ».

De plus, le biogaz est porteur d'externalités positives, comme l'a rappelé l'Ademe à la mission d'information.

C'est une énergie participant pleinement de notre transition et notre souveraineté énergétiques. Sa production contribue à réduire, tout à la fois, les émissions de GES, les déchets et les engrais fossiles. Elle est une source d'emplois et de revenus, notamment pour les agriculteurs. En se substituant aux importations de gaz fossiles, elle concourt à résorber notre déficit commercial et notre dépendance stratégique.

C'est la raison pour laquelle l'Ademe estime que « la méthanisation est parfaitement mature et en fort développement », tout en précisant que « les quantités de biomasse mobilisables pour la méthanisation restent physiquement limitées ».

Dans ce contexte, la mission d'information considère que le biogaz a un intérêt avéré sur les plans énergétique et climatique dans le cadre de la transition énergétique.

À cet égard, les professionnels du biogaz estiment que la stratégie nationale bas-carbone (SNBC)230(*), qui promeut une électrification accrue, pourrait prendre davantage en compte, à titre complémentaire, la méthanisation tout comme la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale ou le power-to-gas.

Aussi l'Association française du gaz (AFG) a-t-elle indiqué à la mission d'information que « la SNBC pourrait s'appuyer davantage sur les gaz renouvelables pour faciliter l'atteinte de la neutralité carbone. En effet, si [la SNBC] mobilise largement le potentiel de méthanisation, elle reste très en retrait sur l'hydrogène, la pyrogazéification et n'aborde pas la gazéification hydrothermale. »

1. Reconnaître l'intérêt du biogaz dans les plans énergétiques et climatiques, notamment dans la stratégie nationale bas-carbone (SNBC).

Pour autant, le biogaz doit participer de manière mesurée à notre mix énergétique : il doit être produit dans un cadre bien défini et être réservé aux utilisations pour lesquelles il est le plus pertinent.

L'usage premier du biogaz pourrait être la décarbonation de l'industrie et des transports : la CRE affirme en ce sens que « le gaz conserve un potentiel d'usages important à moyen terme, notamment dans l'industrie (haute température) et les mobilités, et en particulier dans les transports lourds où il est amené à se développer ».

Son second usage pourrait être l'accompagnement de l'essor des énergies renouvelables : selon l'Ademe, « son rôle pour la flexibilité du système électrique pourrait aussi s'accroître dans un mix électrique où les énergies renouvelables se développeraient massivement. »

C'est donc pour une complémentarité entre les énergies renouvelables, gazières comme électriques, que plaide la mission d'information.

L'enjeu n'est pas de faire évoluer notre mix énergétique vers un modèle principalement gazier, comme en Allemagne.

Sur ce point, rappelons que si l'Allemagne a produit en 2017 environ 6,9 % d'électricité à partir de la biomasse, dont la méthanisation, contre 1,7 % pour la France, elle a dans le même temps une consommation de gaz naturel de 22,5 %, contre 7,7 % pour la France231(*) ; une telle proportion d'énergie fossile dans la consommation d'ensemble n'est pas souhaitable.

2. Préserver la pluralité et la complémentarité des énergies renouvelables, gazières comme électriques.

Pour réussir un développement équilibré du biogaz, la mission d'information estime important de poursuivre la politique de soutien en faveur de ce dernier, en diversifiant de surcroît ses sources et ses usages.

Or, si la PPE232(*) comprend des objectifs pour l'injection de biogaz dans les réseaux de gaz naturel, la production d'électricité à partir de la méthanisation ou le développement des infrastructures de recharge ou d'avitaillement pour le GNV, elle ne mentionne :

- ni la production issue des ISDND ou des STEP ;

- ni la consommation prévue de bioGNV, bioGNL ou bioGNC.

Au-delà de l'injection, déjà érigée en priorité, il serait pourtant utile d'accorder une attention aux autres sources - ISDND, STEP - et usages - cogénération, mobilité - du biogaz.

3. Au-delà de l'injection, déjà prioritaire, accorder une attention complémentaire aux autres sources - installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), stations d'épuration des eaux usées (STEP) - et usages - cogénération, mobilité - du biogaz, notamment dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

Il en est de même des technologies de production de gaz renouvelables et de récupération complémentaires à la méthanisation : la pyrogazéficiation, le power-to-gas ou la gazéification hydrothermale.

Là encore, si la PPE233(*) comporte un objectif de développement des démonstrateurs de power-to-gas, elle n'en prévoit pas pour la pyrogazéification ou la gazéification hydrothermale.

4. Au-delà de la méthanisation, accorder une attention complémentaire aux autres technologies de production de gaz renouvelable et de récupération (pyrogazéification, power-to-gas, gazéification hydrothermale), notamment dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

Plusieurs études récentes, d'origine privée comme publique, ont révélé le potentiel élevé de production du biogaz :

- l'Ademe a ainsi évalué le potentiel de la méthanisation à 56 TWh en 2030 et 131 TWh en 2050, au regard de la biomasse disponible234(*), et a élaboré 3 scénarios allant de 276 à 361 TWh de biogaz (toutes sources confondues) dont 100 à 128 TWh pour la méthanisation, dans son scénario 100 % renouvelables d'ici 2050235(*) ;

- de leurs côtés, l'association Solagro236(*) prévoit plus de 125 TWh de biogaz dans son scénario Afterres2050 et l'association Negawatt237(*) 150 TWh dans son scénario 2017-2050238(*).

Selon France nature environnement (FNE), soutenir un scénario 100 % gaz renouvelables d'ici 2050 n'est pas envisageable : d'une part, il supposerait l'installation de 10 000 à 12 000 méthaniseurs, ce qui serait « dramatiqu[e] pour l'agriculture française, la souveraineté alimentaire, l'environnement et les enjeux de réduction effectifs de GES » ; d'autre part, il mobiliserait 4 950 000 hectares, soit 17 % de la SAU française.

La mission d'information est sensible à ces questions de conflits d'usage de la biomasse et souhaite que ce sujet soit approfondi.

De plus, la mission d'information considère qu'un scénario « tout biogaz à l'allemande » n'est pas souhaitable : en effet, si l'Allemagne est le 1er pays européen en termes de production de biogaz - avec 232 sites d'injection, une capacité de production installée raccordée de 11 600 GWh/an et une capacité d'injection de 10 000 GWh/an239(*) -, c'est au prix d'un recours élevé aux cultures dédiées - dans les trois quarts des sites. Dans ce contexte, la méthanisation mobilise 1,2 M d'hectares, soit 6,9 % de la SAU allemande240(*).

À l'inverse, la mission d'information lui préfère un essor réfléchi, maîtrisé, équilibré et progressif de la méthanisation : dans cette perspective, un point d'étape devrait être réalisé d'ici 2023, ce qui correspondrait à l'application à mi-parcours de la PPE actuelle241(*) ; ce point d'étape permettrait, de plus, de préparer l'examen par le Parlement de la « loi quinquennale », qui doit fixer nos prochains objectifs énergétiques et climatiques, attendue à compter du 1er juillet 2023 (article L. 100-1 A du code de l'énergie).

5. Éviter un scénario « tout biogaz à l'allemande » et privilégier un essor réfléchi, maîtrisé, équilibré et progressif du biogaz, avec un point d'étape en 2023 à mi-parcours de l'application de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

2. Clarifier le cadre stratégique

Ambigu, complexe et incomplet, le cadre stratégique applicable à la méthanisation pourrait être utilement clarifié.

En effet, la politique publique en faveur du biogaz, au croisement de l'économie et de l'environnement, de l'énergie et de l'agriculture, poursuit des objectifs, mobilise des acteurs et comprend des dispositifs d'une grande diversité, voire d'une relative confusion.

À titre d'illustration, la CRE a indiqué à la mission d'information identifier « deux logiques qui s'affrontent dans le soutien au biogaz : à la fois maximiser la valeur captée par les agriculteurs qui diversifient leur production vers cette activité, et dans le même temps réduire le coût du développement du gaz renouvelable pour le budget de l'État comme pour le consommateur, quitte à favoriser l'industrialisation de la production », tout en précisant qu'« il revient au pouvoir public de choisir les options et équilibres à privilégier ».

Face à cette difficulté, le premier enjeu serait de définir un portage ministériel de la politique de soutien au biogaz, car pas moins de trois ministères (agriculture, transition écologique, économie) interviennent.

Si l'État devrait donc parler d'une seule voix à l'échelle nationale, un réseau territorial cohérent pourrait aussi être bâti entre les différents acteurs impliqués (services déconcentrés, Ademe, Bpifrance, agences de l'eau).

6. Renforcer la cohérence du portage ministériel de la politique de soutien au biogaz, entre les ministères de l'agriculture, de la transition écologique et de l'économie, ainsi que des réseaux territoriaux impliqués (services déconcentrés, Ademe, Bpifrance, agences de l'eau).

De plus, le cadre règlementaire applicable au biogaz n'est pas toujours en accord avec celui fixé par le législateur et nécessitera clarification :

il en va ainsi des objectifs de développement, qui ont été fixés entre 7 et 10 % de la consommation de gaz d'ici à 2030 et assortis de baisses de coûts par la PPE, alors que l'article L. 100-4 du code de l'énergie, tel qu'adopté à l'occasion des lois « Transition énergétique »242(*) de 2015, puis « Énergie-Climat »243(*) de 2019, prévoit un objectif d'au moins 10 %244(*) ;

- il en va également ainsi des dispositifs de soutien, les décrets et arrêtés d'application n'ayant pas été publiés pour l'appel d'offres sur les installations de production de biogaz injecté supérieures à 300 Nm3/h, prévu par l'ordonnance d'« Adaptation du secteur gazier »245(*) de 2016, pour l'appel d'offres sur les installations de production de biogaz non injecté majoritairement destinées à des usages liés à la mobilité, issu de la loi « LOM » de 2019246(*), ou encore pour les « contrats d'expérimentation » et les transferts de « garanties d'origine », institués par la loi « Énergie-Climat »247(*),248(*).

Il est possible que le nouveau dispositif de soutien extra-budgétaire à la filière, les « certificats de production de biogaz », adopté dans le cadre de la loi « Climat et résilience » de 2021249(*), connaisse lui aussi une application règlementaire tardive.

France gaz renouvelables (FGR) constate en ces termes : « nous tenons à rappeler ici, que nous regrettons le non-alignement de la PPE avec les objectifs de la loi Énergie-Climat. [...] Aujourd'hui les objectifs de la PPE ne coïncident pas avec ceux de la loi Énergie-Climat. Comme vous le savez la PPE prévoit en 2028, une production de 14 à 22 TWh de biogaz, alors que la loi en prévoit 40 TWh. »

Face à ces constats, une clarification devrait être apportée pour mettre en adéquation la règlementation avec les objectifs et dispositifs législatifs.

7. Donner une traduction règlementaire, notamment dans la PPE, cohérente avec les objectifs ou dispositifs de soutien prévus par la loi (loi « Transition énergétique » de 2015, ordonnance sur l'« Adaptation du système gazier » de 2016, loi « LOM » de 2019, loi « Énergie-climat » de 2019, loi « Climat et résilience » de 2021).

Selon le ministère de la transition écologique (MTE)250(*), de nombreux projets sont en « file d'attente » : 164 en électricité (contre 814 en service) et 1164 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 ».

Ce constat est corroboré par les 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'AFG relève que le potentiel d'injection est de 90 TWh/an en 2030, contre 14 à 22 TWh fixés par la PPE. Il convient de noter que l'atteinte d'une production de 90 TWh en 2030 conduirait à multiplier par 40 la capacité actuelle.

Depuis la loi « Énergie-Climat » de 2019251(*), il est prévu que le Parlement définisse lui-même dans une « loi quinquennale » les objectifs de notre politique énergétique nationale, à compter de 2023 puis tous les cinq ans (article L. 100-1 A du code de l'énergie).

Cette loi doit fixer un « objectif de développement des énergies renouvelables pour [...] le carburant [et] le gaz ».

Depuis la loi « Climat et résilience » de 2021252(*), son champ a été étendu à « l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone ».

Le prochain exercice législatif pourrait donc être celui d'une mise en cohérence de la stratégie du biogaz, et notamment de la méthanisation, dans notre mix énergétique : à cette occasion, l'objectif de 10 % de gaz renouvelables d'ici à 2030 devrait être réévalué.

De plus, les technologies complémentaires à la méthanisation - pyroazéification, power-to-gas, gazéificaiton hydrothermale - mériteraient elles aussi d'être intégrées aux objectifs législatifs de notre politique énergétique nationale.

8. Préparer la « loi quinquennale » sur l'énergie de 2023, en prévoyant la réévaluation de l'objectif de 10 % de gaz renouvelable d'ici à 2030 et en y intégrant les technologies complémentaires à la méthanisation (pyroazéification, power-to-gas, gazéification hydrothermale).

Enfin, l'essor du biogaz devrait être porté en France par un « modèle » et une « filière » bien identifiés de la méthanisation.

S'agissant du « modèle français » de la méthanisation, sa doctrine pourrait utilement être élaborée en lien avec l'Ademe, la CRE, Chambres d'agriculture France (CAF) et le Haut Conseil pour le Climat (HCC).

La mission d'information a essayé d'en identifier les principales caractéristiques qui pourraient être ainsi promues :

- des intrants composés d'effluents d'élevage, de cultures intermédiaires et de résidus de cultures ;

- des installations petites et moyennes, avec une attention spécifique à la réduction de leurs impacts ;

- une prépondérance des méthaniseurs agricoles, avec la recherche en leur sein d'une « co-digestion territoriale » ;

- une attention particulière à l'injection, en complément des autres usages du biogaz (électricité, chaleur, mobilité) ;

- une prééminence des « tarifs d'achat », combinés à d'autres dispositifs de soutien budgétaires (aides à l'investissement de l'Ademe ou des conseils régionaux, prêts sans garantie de Bpifrance), fiscaux (impôts locaux des communes et de leurs groupements) ou extra-budgétaires (« garanties d'origine » ou « certificats de production de biogaz »).

La mission d'information fait sienne l'observation de l'Ademe, selon laquelle « la France s'est clairement distinguée par la construction d'une filière basée sur des installations limitant leurs impacts ».

Pour ce qui concerne la « filière française » de la méthanisation, sa construction pourrait être approfondie par le comité scientifique de filière (CSF) « Industries des nouveaux systèmes énergétiques ».

Le CSF devrait tout d'abord participer à la professionnalisation des parties prenantes, avec la diffusion de bonnes pratiques sur la sécurité, la performance et l'insertion des installations, de manière à renforcer l'acceptabilité sociale dans les territoires.

Il pourrait aussi accorder une attention soutenue à la constitution d'une filière d'équipementiers dédiée : en effet, selon GrDF, si 89 % des entreprises intervenant dans la maintenance et l'exploitation des méthaniseurs sont françaises, ce niveau n'atteint que 48 % s'agissant de la conception de ces méthaniseurs253(*).

9. Consacrer un « modèle français » de la méthanisation, sous l'égide de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), la Commission de régulation de l'énergie (CRE), de Chambres d'agriculture France (CAF) et du Haut Conseil pour le climat (HCC) et constituer une « filière française » de la méthanisation, sous l'impulsion du CSF « Industries de nouveaux systèmes énergétiques ».

3. Rénover le cadre de soutien

Les acteurs de la filière du biogaz sont très inquiets de l'évolution de l'obligation d'achat et du complément de rémunération existants.

Le développement raisonné de la filière demande d'éviter les à-coups brutaux dans les dispositifs de soutien de même que le respect des dispositions contractuelles.

Tout d'abord, il faut rappeler que le décret du 21 avril 2020 relatif à la PPE254(*) conditionne le soutien apporté à la filière à d'importantes baisses de coûts : en effet, il fixe 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 ».

Plus encore, la révision des « tarifs d'achat » sur le biogaz injecté comprendrait255(*) :

- un malus de 0,5 c€/kWh256(*) pour les installations bénéficiant d'une aide à l'investissement de l'Ademe ;

- une réduction trimestrielle de 0 à 0,5 c€/kWh257(*) 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 ;

- une prime limitée aux « effluents d'élevage » de 0 à 1 c€/kWh258(*), celles sur les « déchets des collectivités, des ménages ou de la restauration » ou les « produits issus de cultures intermédiaires et des déchets ou résidus provenant de l'agriculture, de la sylviculture, de l'industrie agroalimentaire ou des autres agro-industries » étant supprimées.

Au total, pour le SER, la réduction des tarifs d'achat représente une « baisse [initiale] des tarifs entre 1 et 15 % selon les installations, qui pourrait mettre à mal la dynamique de la filière ».

Ces inquiétudes sont partagées par l'Ademe, qui a précisé que « la nouvelle tarification du biométhane [en ce qu'elle] prévoit une baisse de tarif de 5 €/MWh en cas d'une aide de l'Ademe [...] est peu comprise, nécessitera un effort de pédagogie et d'explication [et] va fortement diminuer l'attractivité des aides de l'Ademe ».

Cette réduction des « tarifs d'achat » est d'autant plus mal vécue qu'elle intervient dans un contexte global de réformes déstabilisatrices, FGR ayant précisé que « l'année 2020 a été une année très fortement marquée par des évolutions règlementaires qui insécurisent la filière (nouveaux tarifs d'achat, réglementation GO, Transposition Red II, réglementation ICPE, socle commun) ».

Outre les baisses jusqu'à 15 % envisagées, les « tarifs d'achat » applicables au biogaz pâtiraient d'autres lacunes :

- d'une part, les ISDND et les STEP pourraient ne pas être intégrées aux « tarifs d'achat » définitifs sur le biogaz injecté, le SER ayant affirmé que « le tarif définitif ne s'appliquera qu'aux installations de méthanisation » en précisant que « pour les STEP et ISDND, les discussions sont en cours [...] pour justifier un tarif à la Commission [européenne] » ;

- d'autre part, les appels d'offres sur les installations de production de biogaz injecté supérieures à 300 Nm3/h ou les installations de production de biogaz majoritairement destinées à des usages liés à la mobilité, pourtant prévus par l'ordonnance d'« Adaptation du secteur gazier » de 2016259(*) et la loi « LOM » de 2019, pourraient encore prendre du temps avant d'être appliqués260(*),261(*).

Dans ce contexte très perturbé, la baisse des « tarifs d'achat » devrait être compensée par la mise en oeuvre de mécanismes de soutien extra-budgétaires, à commencer par les « certificats de production de biogaz ».

Ses conséquences sur les projets de méthanisation devraient être précisément évaluées et le dispositif, le cas échéant, infléchi : il en va en particulier ainsi du malus de 0,5 c€/kWh262(*), critiqué tant par les professionnels que par l'Ademe.

Les appels d'offres encore attendus, sur les installations de plus de 300 Nm3/h ou destinées à des usages liés à la mobilité, devraient enfin trouver leur application.

L'ensemble des installations de production de biométhane, y compris les ISDND et les STEP, devraient être maintenues dans le champ des « tarifs d'achat » définitifs.

Enfin, une plus grande transparence dans le soutien apporté à la filière mériterait d'être promue : le MTE pourrait ainsi lancer, en lien avec la CRE, une évaluation du coût consolidé du soutien public apporté à la filière du biogaz, par type d'installations et d'usages.

10. Consolider l'obligation d'achat et le complément de rémunération, attribués en guichet ouvert ou par appel d'offres, en veillant à la modération des coûts et à la rentabilité des installations :

a. Garantir une transparence dans le soutien apporté à la filière, en chargeant le ministère de la transition écologique (MTE), en lien avec la Commission de régulation de l'énergie (CRE), d'une évaluation du coût consolidé du soutien public à la filière du biogaz, par type d'installations et d'usages ;

b. Compenser la baisse des « tarifs d'achats » provisoires demandés à la filière en mettant en oeuvre les mécanismes de soutien extra-budgétaires, à commencer par les « certificats de production de biogaz » ;

c. Mesurer les conséquences de la baisse des « tarifs d'achats » provisoires, en particulier le malus de 0,5 c€/kWh263(*) en cas d'aide à l'investissement versé par l'Ademe ;

d. Instituer un appel d'offres sur les installations supérieures à 300 GWh, non mis en oeuvre depuis l'ordonnance « Adaptation du secteur gazier » de 2016 ;

e. Instituer un appel d'offres sur le biogaz non injecté majoritairement destiné à des usages liés à la mobilité, non mis en oeuvre depuis la loi « LOM » de 2019 ;

f. Prévoir un soutien à l'ensemble des installations de production de biométhane dans les « tarifs d'achat » définitifs.

Si la politique publique de soutien à la méthanisation a d'abord promu la production de chaleur et d'électricité, elle a depuis lors fait de l'injection le premier des usages à soutenir.

Pour preuve, l'arrêté du 23 septembre 2016264(*), fixant le tarif d'achat pour la cogénération, soumet les producteurs d'électricité à partir d'une installation de biométhane souhaitant bénéficier de l'obligation d'achat à la réalisation d'une étude de faisabilité sur la valorisation en injection du biogaz produit par l'installation.

À terme, selon l'Ademe, « les scénarios prospectifs tablent sur une valorisation à 95 % en injection de biométhane ».

Pour autant, la valorisation de toutes les installations de méthane par injection n'est pas réaliste.

D'une part, certains méthaniseurs sont trop éloignés des réseaux de distribution ou de gaz naturel pour permettre leur raccordement dans des conditions économiques soutenables.

C'est pourquoi le SER a indiqué à la mission d'information que «  la cogénération sera toujours une solution de valorisation du biogaz dans les régions où l'injection n'est pas envisageable (ex. éloignement par rapport aux réseaux) », ajoutant que « par ailleurs, la PPE conserve des objectifs de développement forts pour la production d'électricité issue du biogaz ».

D'autre part, certains agriculteurs méthaniseurs ont bâti leur modèle économique sur la valorisation de la chaleur.

À titre d'illustration, le ministère de l'agriculture et de l'alimentation (MAA) a précisé à la mission d'information que « la valorisation pour la production de chaleur ou en cogénération (production conjointe de chaleur et d'électricité) du biogaz produit par la méthanisation (ou la simple captation du biogaz fatal émis par les stockages d'effluents d'élevage par des couvertures de fosses) permet d'augmenter l'indépendance énergétique des exploitations agricoles, en apportant une nouvelle source de chaleur, disponible pour une utilisation en substitution des approvisionnements antérieurs ou pour la création de nouvelles activités : chauffage de bâtiments d'élevage, de serres, champignonnières, cultures de microalgues, etc., et le séchage de fourrages ».

Parce que certains agriculteurs méthaniseurs ont développé la méthanisation agricole en lien avec l'exploitation de légumineuses, comme la luzerne, cette « méthanisation agricole (filière cogénération exclusivement, du fait de la disponibilité de chaleur valorisable) constitue par conséquent un outil d'exploitation qui intervient en synergie avec le Plan Protéines de la France ».

Or, selon le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et le ministère de l'agriculture et de l'alimentation (MAA), l'arrêté précité a conduit à une baisse du dispositif de soutien à la valorisation du biogaz par cogénération, avec :

la suppression de l'obligation d'achat pour les installations de moins de 500 KW pour les STEP ;

la suppression de la « prime à l'efficacité énergétique », qui permettait de bonifier les efforts engagés pour valoriser la chaleur fatale ;

le non-renouvellement du complément de rémunération attribué par appels d'offres pour les installations de 500 kW et 1 MW, pourtant prévu par le groupe de travail « méthanisation », du MTE de 2018.

Au total, le SER estime qu'« il est important de poursuivre le soutien dans la mesure où la cogénération demeure encore une solution de valorisation du biogaz dans les zones où l'injection n'est pas envisageable », tandis que le MAA rappelle que « les agriculteurs méthaniseurs cherchent toujours à mettre à profit cette chaleur "fatale" de la cogénération ».

Dans ce contexte, il apparaît opportun de maintenir un plein soutien à la valorisation du biogaz par cogénération.

11. Maintenir un plein soutien à la valorisation du biogaz par cogénération, en particulier dans le cadre des « tarifs d'achat ».

La nécessité de mieux valoriser les substrats non agricoles constitue un des principaux points de consensus entre les acteurs auditionnés par la mission d'information. Au regard de leur potentiel énergétique et environnemental, deux types de substrats méritent ici une attention particulière : les boues d'épuration et les biodéchets.

Les boues d'épuration peuvent aujourd'hui faire l'objet d'une méthanisation en mélange avec d'autres types de déchet, notamment agricoles. Alternativement, elles peuvent être valorisées dans des installations dédiées : selon le Panorama du gaz renouvelable en 2020, 20 stations d'épuration des eaux usées (STEP) injectent aujourd'hui du biométhane, pour une capacité totale de 315 GWh, soit 8 % de la capacité de méthanisation installée en France. D'ici à 2025, compte tenu des projets envisagés, ce sont près de 75 stations d'épuration supplémentaires qui pourraient produire et injecter du biométhane d'ici 2023 pour près de 1 TWh/an de capacité, selon la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR).

Cette dynamique a été largement soutenue par la mise en place d'un cadre tarifaire spécifique à la méthanisation des boues d'épuration et à l'injection du biométhane dans le réseau. Un arrêté du 24 juin 2014265(*) a en effet instauré une prime spécifique pour la méthanisation des boues d'épuration. Cette primedégressive en fonction du débit - bénéficie tout particulièrement aux plus petites installations neuves, dont le tarif peut ainsi être majoré de près de 40 %. Un décret266(*), en combinaison avec cet arrêté tarifaire, a par ailleurs modifié les conditions tarifaires pour les installations déjà existantes, ces installations bénéficiant alors d'un tarif d'achat du biogaz pondéré en fonction de leur ancienneté.

La fin progressive de ce régime de soutien spécifique par un tarif d'achat à l'injection est aujourd'hui envisagée par le Gouvernement ; il pourrait être remplacé par la systématisation d'un mécanisme d'appel d'offres auprès de la CRE. Cette perspective suscite d'importantes inquiétudes des collectivités territoriales et des acteurs du secteur, qui craignent un coup d'arrêt à la dynamique observée depuis 2014.

Pour la FNCCR, « le principe qui consiste à proposer un mécanisme d'appel d'offres pour tous les projets biométhane de station d'épuration ne nous parait pas compatible avec le processus de commande publique et le montage de projets publics, auxquels ces projets sont soumis. (...) Afin de disposer d'éléments consolidés pour le dossier de réponse à l'appel d'offres biométhane, la collectivité devra ainsi attendre d'avoir choisi et le constructeur et l'exploitant. Que se passera-t-il si une fois les marchés signés, le dossier de la collectivité n'est pas retenu ? L'appel d'offres systématique imposerait ainsi l'engagement d'argent public sans avoir de visibilité sur l'issue du projet : un tel mécanisme constituera sans nul doute un coup d'arrêt brutal et massif au développement de la méthanisation sur les stations d'épuration, du fait de sa complexité et du manque de visibilité ».

Afin de préserver la dynamique initiée depuis 2014, la mission d'information appelle donc au maintien du système de tarif spécifique aux boues d'épuration. En tout état de cause, afin de donner une plus grande visibilité aux acteurs et de lever des incertitudes qui entravent aujourd'hui l'exploitation du potentiel méthanogène des STEP, la mission appelle le Gouvernement à clarifier rapidement son intention en la matière.

12. Maintenir un soutien spécifique à l'injection du biométhane issu des boues d'épuration (STEP).

Une autre évolution attendue des professionnels serait que la capacité maximale des installations de production de biométhane, l'indice Cmax, qui entre dans le calcul des « tarifs d'achat » liés à l'injection précités, puisse être appréciée de manière annualisée.

Une telle modification offrirait davantage de souplesses aux agriculteurs méthaniseurs face aux aléas économiques.

Pour FGR267(*), « l'annulation du Cmax » serait utile en cas de « perte d'exploitation dans le cas d'arrêt du méthaniseur pour panne ou baisse de la consommation ».

Selon l'Association d'initiatives locales pour l'énergie et l'environnement (AILE), « l'annulation du Cmax » serait également intéressante pour l'« adaptation à la saisonnalité des intrants ».

13. Rendre plus effectif le « droit à l'injection » là où il trouve à s'appliquer, en permettant une annualisation de la capacité maximale des installations de production de biométhane (indice Cmax).

Un autre point d'évolution fait consensus parmi les acteurs de la filière268(*) : le renforcement de la réfaction, c'est-à-dire de la réduction dont bénéficient les producteurs de biométhane injecté dans les réseaux sur les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution ou de transport de gaz naturel.

Dans le cadre de la loi « Climat et résilience » de 2021269(*), le niveau maximal du coût du raccordement a été porté de 40 à 60 % (articles L. 452-1 et L. 452-1-1 du code de l'énergie).

Conjuguée au droit à l'injection précité, la réfaction tarifaire a contribué à l'essor des projets de biométhane injecté depuis 10 ans.

C'est pourquoi Engie a indiqué à la mission d'information que « le droit à l'injection et la réfaction sur les coûts de raccordement ont permis de "libérer" la faisabilité économique d'un certain nombre de projets n'ayant pas la chance d'être juste à côté d'un réseau de gaz ou de bénéficier d'un réseau capable d'accueillir toute la production du méthaniseur. »

Le relèvement à 60 % de cette réfaction tarifaire pourrait contribuer à compenser la baisse des « tarifs d'achat ».

Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) s'est exprimé en ces termes devant la mission d'information : « Le SER a accueilli favorablement le taux de 40 % de réfaction appliqué aux coûts de raccordement des installations de production de biogaz [...] Ces coûts peuvent en effet constituer un frein au développement des projets [...] Le SER souhaite toutefois que ce taux soit porté à 60 % afin notamment de lisser la baisse du nouveau tarif qui pèse sur les producteurs. »

Il s'agit de favoriser les petites exploitations.

14. Abaisser les coûts de raccordement, en appliquant le taux de réfaction tarifaire de 60 % issu de la loi « Climat et résilience » de 2021.

Introduit par la loi « Énergie-Climat » de 2019270(*), le nouveau dispositif des « garanties d'origine »271(*) applicable au biogaz est l'objet de critiques de la part de professionnels de la filière (article L. 446-18 du code de l'énergie).

Ces critiques portent notamment sur :

la juxtaposition272(*) de deux dispositifs selon que le contrat d'achat a été conclu avant ou après le 9 novembre 2020 ;

la centralisation du dispositif273(*), avec un mécanisme de mise aux enchères par l'État sous réserve de transferts demandés vers les collectivités territoriales ou leurs groupements, ce qui ne serait pas favorable à la mise en place de « boucles locales » ;

l'absence d'application des « garanties d'origine » pour les consommateurs soumis au système de quota carbone européen (European Emission Trading Scheme - EU-ETS)274(*), le biogaz non injecté utilisé pour la mobilité275(*) ainsi que pour la décarbonation des réseaux de chaleur276(*) ;

l'ouverture du marché européen des « garanties d'origine »277(*), avec un risque de « fuite » vers l'étranger.

Les professionnels sont convaincus de l'intérêt du dispositif des « garanties d'origine » : aussi l'AFG a-t-elle indiqué à la mission d'information que « les GO peuvent et doivent contribuer à faire émerger progressivement une demande solvable de biométhane. Elles constituent un instrument clé pour : accélérer la décarbonation de la consommation française [...] ; diminuer le coût des mécanismes de soutien ; anticiper sur les normes de décarbonation ».

Pour autant, le nouveau système est organisé autour d'une nouvelle logique, étatique, moins favorable, selon les professionnels : au total, le SER a précisé à la mission d'information que « le système existant se trouve complètement transformé puisque la propriété des garanties d'origine sera transférée des fournisseurs vers l'État. Ce dernier devra alors organiser la mise aux enchères des garanties d'origine, là où le système actuel reposait sur une logique de marché. [...] Se posera la question, pour les fournisseurs, d'un risque d'assèchement du gisement de GO vendues aux enchères ».

Dans ce contexte, il serait utile de répondre aux difficultés nées de la mise en oeuvre de la réforme du mécanisme des « garanties d'origine » ; ses modalités devraient être évaluées, ses lacunes corrigées et ses évolutions anticipées.

15. Répondre aux difficultés de la réforme du mécanisme des « garanties d'origine », issue de la loi « Énergie-Climat » de 2019, en évaluant ses modalités, corrigeant ses lacunes et anticipant ses évolutions.

Si les professionnels du biogaz plaident pour corriger le mécanisme des « garanties d'origine », ils souhaitent voir appliquer celui des « certificats de production de biogaz »278(*).

En effet, la loi « Climat et résilience » de 2021279(*) a introduit l'obligation pour les fournisseurs de gaz naturel de restituer à l'État de tels certificats, soit en produisant directement du biogaz injecté, soit en les acquérant auprès de producteurs de biogaz injecté (article L. 446-31 du code de l'énergie).

Ce dispositif présente l'intérêt de dégager des financements supplémentaires à destination de la filière du biogaz, l'AFG et GRTgaz ayant indiqué à la mission d'information que « la mise en place le plus rapidement possible de mécanismes dits extra-budgétaires [permettrait] de soutenir le développement du biométhane au-delà de l'enveloppe d'aide publique attribuée par la PPE, pour atteindre l'objectif fixé par la loi de 10 % de gaz renouvelable à horizon 2030 et à terme la pleine mobilisation du potentiel visé par la SNBC ».

Parce qu'il repose sur une logique de financement des producteurs de biogaz par les fournisseurs de gaz naturel, ce dispositif concourt à modérer le coût du soutien au biogaz, le SER ayant précisé que « pour pouvoir développer des volumes supplémentaires sans grever le budget de l'État, la filière a proposé la mise en place de mécanismes extra-budgétaires en plus du tarif d'achat ».

Dans ce contexte, il serait utile que le Gouvernement mette en oeuvre pleinement et rapidement ce dispositif, dont le décret d'application est encore en cours.

16. Permettre un soutien à coût réduit pour les finances publiques en faveur du biogaz, en appliquant rapidement le mécanisme des « certificats de production de biogaz », issu de la loi « Climat et résilience » de 2021.

Les acteurs de la filière du biogaz relèvent également les marges de progrès des dispositifs de soutiens fiscaux et bancaires.

S'agissant du cadre fiscal, les difficultés suivantes ont été identifiées :

- la suppression de l'exonération de taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) sur le biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel280(*), qui pourrait être compensée par l'institution d'un taux réduit281(*) ;

- l'obsolescence de l'application de la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) sur les combustibles solides de récupération282(*), qui pourrait être corrigée par l'application pour le gaz d'un même taux réduit que celui prévu pour l'électricité ou la chaleur.

Face à ces difficultés, une révision des dispositifs de soutien fiscaux à la méthanisation serait la bienvenue.

Les objectifs d'une telle révision pourraient être :

- de différencier le niveau de fiscalité applicable au biogaz de celui applicable au gaz fossile, le SER ayant affirmé que « faute de maintenir une différenciation nette, en matière fiscale, entre les offres de gaz fossile et les offres de gaz verts, [est à craindre] un déficit d'attractivité pour le développement de ces dernières » ;

- de favoriser la consommation de biogaz et non sa production, GrDF ayant indiqué que « le cadre français est adapté à un soutien à la production, notamment agricole [avec] toutefois relativement peu d'encouragement à la consommation du gaz renouvelable » ;

- de renforcer la cohérence d'ensemble des interventions publiques, l'AFG estimant nécessaire « une réforme générale de la politique en faveur des usages du biométhane, y compris de la fiscalité applicable, [...] pour redonner de la cohérence à l'action publique ».

Concernant le soutien bancaire, les prêts sans garantie délivrés par Bpifrance et financés par l'Ademe ou le MAA pourraient être confortés, afin de faciliter le montage financier des porteurs de projets.

Dans sa contribution écrite, le MAA a insisté sur les difficultés d'accès des agriculteurs méthaniseurs au financement bancaire, en ces termes : « La principale difficulté au montage des projets de méthanisation agricole, en particulier dans le secteur de l'élevage, réside dans le manque de fonds propres des agriculteurs pour investir dans les projets. [...] En effet, les réseaux bancaires et les investisseurs privés sont encore peu enclins à accorder des prêts à des projets qu'ils considèrent comme des investissements « risqués ». [...] Or, le levier de la dette sur les projets de méthanisation agricole représente jusqu'à 80 % du montant de l'investissement ».

Un cadre de soutien fiscal et bancaire devrait donc être résolument promu, via des réductions d'impositions - sur la TICGN ou la TGAP - mais aussi des prêts sans garantie - comme ceux de Bpifrance.

17. Maintenir un cadre fiscal et bancaire incitatif pour la filière du biogaz, via des réductions d'impositions nationales - sur la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) ou la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) - mais aussi des prêts sans garantie - comme ceux de Bpifrance.

Le biogaz devrait être davantage intégré au « Plan de relance », présenté par le Gouvernement le 3 septembre 2020.

En effet, alors que ce programme contient 130 Mds d'euros, dont 30 Mds pour la mission « Écologie », seuls 300 M€, soit 0,23 % des crédits du programme et 1 % de ceux de la mission, sont prévus notamment pour la valorisation énergétique des déchets283(*),284(*).

C'est considérablement moins que l'hydrogène, qui bénéficie quant à lui de 2 Mds d'euros.

Le biogaz a donc été largement éludé par le « Plan de relance » : la mission d'information estime qu'il devrait y être pleinement intégré, dès l'examen du projet de loi de finances pour 2022 de cet automne.

Sur ce point, la mission rappelle que FGR285(*) avait indiqué « la nécessité de développer fortement la méthanisation dans le cadre du plan de relance » au sortir de la crise de la Covid-19.

Ces préoccupations avaient d'ailleurs été relayées par la commission des affaires économiques du Sénat, dont le plan de relance dédié à l'énergie préconisait d'« exploiter les capacités du biogaz » (axe 7)286(*).

18. Intégrer le biogaz dans le « Plan de relance », dès l'examen du projet de loi de finances pour 2022.

Enfin, les professionnels du biogaz espèrent voir corrigées certaines distorsions de concurrence.

Des distorsions de concurrence peuvent exister entre les types de méthanisation, les méthaniseurs agricoles pouvant bénéficier de réductions TFPB, de CFE ou de CVAE au contraire de ceux non agricoles.

C'est pourquoi le SER a proposé à la mission d'information « de donner la possibilité aux collectivités qui le souhaitent d'appliquer aux méthaniseurs dits "non agricoles" les exonérations de taxe foncière et de cotisation foncière des entreprises prévues pour la méthanisation agricole. »

Des distorsions de concurrence peuvent également apparaître entre les technologies de production de gaz renouvelables et de récupération, les « tarifs d'achat » ou prêts sans garanties étant réservés à la valorisation du biogaz par injection ou cogénération, seules quelques aides à l'investissement de l'Ademe ou de l'ANR prenant en compte la pyrogazéification, le power-to-gas ou la gazéification hydrothermale.

Aussi l'AFG et GRTgaz ont-ils déploré devant la mission d'information que « les autres filières de gaz renouvelables, en particulier la pyrogazéification et la gazéification hydrothermale, ne bénéficient pas encore d'aides particulières ce qui empêche tout développement pour répondre aux enjeux déchets et assainissements des collectivités notamment et structurer une filière industrielle française à la hauteur de l'enjeu. »

19. Corriger les distorsions de concurrence dans les dispositifs de soutien, notamment selon les types de méthaniseurs ou de technologies de production de gaz renouvelable et de récupération.


* 230 Ministère de la transition écologique (MTE), Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) : la transition écologique et solidaire vers la neutralité carbone, mars 2020.

* 231 Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE), Regards croisés sur le biogaz en Allemagne et en France, février 2019, pp. 3 et 4.

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

* 233 Ibidem.

* 234 Agence de la transition écologique (ATE), Estimation des gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisation, avril 2013.

* 235 Agence de la transition écologique (ATE), Un mix de gaz 100 % renouvelable en 2050 ? - Étude de faisabilité technico-économique, janvier 2018, p. 115.

* 236 Solagro, Afterres2050. Le scénario version 2016, décembre 2016, p. 56.

* 237 Négawatt, Scénario Négawatt 2017-2050, p. 32.

* 238 Un scenario actualisé doit être publié le 26 octobre 2021.

* 239 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.

* 240 Ministère de l'agriculture et de l'alimentation (MAA).

* 241 Prévue pour sur les périodes 2019-2023 et 2024-2028.

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

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

* 244 Association française du gaz (AFG), France Gaz renouvelables (FGR), Syndicat des énergies renouvelables (SER), Engie, Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz).

* 245 Ordonnance n° 2016-411 du 7 avril 2016 portant diverses mesures d'adaptation dans le secteur gazier (article 1er).

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

* 247 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (articles 33, 50 et 61).

* 248 Association française du gaz (AFG), Association technique énergie environnement (ATEE) - Club biogaz, Engie, Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz).

* 249 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).

* 250 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.

* 251 Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 2).

* 252 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).

* 253 Gaz réseau distribution France (AFG), Étude de la répartition de la valeur ajoutée pour la méthanisation, 9 juillet 2018.

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

* 255 Syndicat des énergies renouvelables (SER), Engie, Gaz réseau de transport (GRTgaz), Association technique énergie environnement (ATEE) - Club biogaz.

* 256 Soit 5 €/MWh.

* 257 Soit 0 à 5 €/MWh.

* 258 Soit 0 à 10 €/MWh.

* 259 Ordonnance n° 2016-411 du 7 avril 2016 portant diverses mesures d'adaptation dans le secteur gazier (article 1er).

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

* 261 Association française du gaz (AFG), Association technique énergie environnement (ATEE) - Club biogaz Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz).

* 262 Soit 5 €/MWh.

* 263 Soit 5 €/MWh.

* 264 Arrêté du 23 septembre 2016 modifiant l'arrêté du 19 mai 2011 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz 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.

* 265 Arrêté du 24 juin 2014 modifiant l'arrêté du 23 novembre 2011 fixant les conditions d'achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel.

* 266 Décret n° 2014-672 du 24 juin 2014 modifiant le décret n° 2011-1597 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de contractualisation entre producteurs de biométhane et fournisseurs de gaz naturel.

* 267 Éléments adressés par France gaz renouvelables (FGR) à la commission des affaires économiques du Sénat dans le cadre de ses travaux de contrôle liés à l'énergie.

* 268 Engie, Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat des énergies renouvelables (SER).

* 269 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).

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

* 271 Il s'agit d'un mécanisme de soutien extra-budgétaire garantissant, de surcroît, la traçabilité du biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel (voir a) du 3 du B du I).

* 272 France gaz renouvelables (FGR), Syndicat des énergies renouvelables (SER).

* 273 Association d'initiatives locales pour l'énergie et l'environnement (AILE), Association française du gaz (AFG), Engie, Gaz réseau de distribution France (GrDF), Syndicat des énergies renouvelables (SER).

* 274 Fédération des services énergie environnement (Fedene), Syndicat des énergies renouvelables (SER).

* 275 Association française du gaz (AFG), Association technique énergétique environnement (ATEE) - Club biogaz.

* 276 Fédération des services énergie environnement (Fedene).

* 277 Association technique énergétique environnement (ATEE) - Club biogaz, Gaz réseau distribution France (GrDF), Fédération des services énergie environnement (Fedene).

* 278 Il s'agit d'un mécanisme de soutien extra-budgétaire obligeant notamment les fournisseurs de gaz naturel à restituer à l'État des « certificats de production de biogaz », en produisant eux-mêmes du biogaz ou en acquérant de tels certificats auprès de producteurs de biogaz (voir b) du 3 du B du I).

* 279 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).

* 280 Association française du gaz (AFG), Engie, Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat des énergies renouvelables (SER).

* 281 Association technique énergie environnement (ATEE) - Club biogaz.

* 282 Association française du gaz (AFG), Gaz réseau de transport (GRTgaz).

* 283 Projet annuel de performance (PAP), Annexe au projet de loi de finances pour 2021, Mission Relance, Programme 362 « Écologie », pp. 26 et 27.

* 284 Ces crédits visent à accompagner la modernisation des centres de tri publics et privés, développer la valorisation des biodéchets en biogaz ou en matière fertilisante de qualité et accélérer la production d'énergie à partir de CSR.

* 285 France gaz renouvelables (FGR), La méthanisation : l'énergie verte pour accompagner la relance française, juin 2020.

* 286 Pour une relance bas-carbone : résilience, compétitivité, solidarité, rapport d'information de MM. Daniel Gremillet, Daniel Dubois et Roland Courteau, fait au nom de la commission des affaires économiques n° 535, tome IV, (2019-2020) - 17 juin 2020, p. 34.