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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. STRUCTURER LA FILIÈRE POUR AMÉLIORER LES PRATIQUES

1. Renforcer la gouvernance

Parce que la filière française de la méthanisation est, tout à la fois, récente et dynamique, il importe de renforcer sa gouvernance pour affiner sa stratégie, identifier de bonnes pratiques et améliorer l'information et la formation des professionnels.

La filière du biogaz est depuis longtemps engagée dans un effort de professionnalisation, dont témoignent notamment :

la « Charte des bonnes pratiques de la méthanisation agricole »287(*), promue par l'AAMF depuis 2016, dont les 8 engagements288(*) sont diffusés localement par des référents territoriaux ;

le label « Qualimétha »289(*), institué par l'ATEE depuis 2018 à la suite des conclusions du groupe de travail méthanisation du MTE, qui promeut une démarche qualité auprès de l'ensemble des acteurs de la filière (assistants à maitrise d'ouvrage, concepteurs, constructeurs, contractants généraux) et conditionne aujourd'hui l'accès aux aides à l'investissement de l'Ademe ou aux prêts sans garantie de Bpifrance ;

le contrat stratégique du comité stratégique de filière (CSF) « Industries des nouveaux systèmes énergétiques »290(*) du Conseil national de l'industrie (CNI), signé entre l'État et les acteurs de la filière le 29 mai 2019 et dont l'un des objectifs est de « rendre la méthanisation compétitive à l'horizon 2030, en créant simultanément une offre technologique et industrielle en France » ;

les guides de l'Ineris, tels que « Règles de sécurité des installations de méthanisation agricole »291(*), publié en 2013, ou « Vers une méthanisation propre, sûre et durable »292(*), publié en 2018.

Par ailleurs, ainsi que l'ont rappelé le SER et Engie, plusieurs travaux sont prévus au sein du comité de filière précité d'ici à 2023 pour :

encourager le recours à des maîtres d'oeuvre ou des contrats « clés en mains » ;

créer des outils communs à la filière pour améliorer la formation des opérateurs, notamment concernant la sécurité des unités ;

soutenir la mise en place d'un label « Exploitation », en partenariat étroit avec les agriculteurs méthaniseurs ;

diffuser les bonnes pratiques de sécurité de l'Ineris auprès des producteurs, des constructeurs et des bureaux d'études.

En outre, selon Engie, « le CSF "Nouveaux systèmes énergétiques" aimerait tester la mise en place d'un "comité national de suivi" des enjeux relatifs à l'appropriation locale des projets de méthanisation, en complémentarité avec les dispositifs existants régionaux, afin de partager les retours d'expérience et les bonnes pratiques pour enrichir et renforcer l'exemplarité de la méthode de concertation. »

Cependant, cette « démarche qualité » est encore trop récente pour modifier pleinement les comportements de marché : ainsi, pour l'ATEE, « le label "Qualimétha" est trop récent pour voir une baisse de la prime de risque (3 % en 2019) sur les emprunts des porteurs de projet de méthanisation par rapport aux autres EnR ».

Cette « démarche qualité » portée par la filière devrait donc être encouragée, notamment par le biais d'une plus large diffusion du label « Qualimétha » et de l'institution d'un label « Exploitation ».

20. Consolider la « démarche qualité » portée par la filière, notamment par la diffusion du label « Qualimétha » et de l'institution d'un label « Exploitation ».

Dans le même esprit, les ressources liées à la formation et l'information gagneraient à être mieux valorisées.

Si le groupe de travail du MTE de 2018 avait préconisé l'institution d'un portail national de ressources sur la méthanisation, force est de constater que les ressources disponibles sont éclatées entre :

- Infométha293(*), géré par l'ATEE depuis 2019 ;

- Toolbox Méthanisation294(*), lancé par la Banque des territoires - Caisse des dépôts et consignations (CDC) et la Banque européenne d'investissement en 2021 ;

- les sites des autres acteurs institutionnels (MTE, MAA, Ademe, ANR, Bpifrance, conseils régionaux) ou économiques (AAMF, GrDF, GRTgaz, Engie) notamment.

Sur le modèle du portail national de l'hydroélectricité, créé par la loi « Climat et résilience »295(*) de 2021, un point d'accès unique et dématérialisé aux informations et démarches administratives pourrait être offert aux porteurs de projets par l'État et les collectivités territoriales ou groupements volontaires.

21. Consolider l'information et la formation disponibles, en envisageant l'institution d'un portail national du biogaz par la puissance publique.

Outre la diffusion de l'information et la formation, la gouvernance nationale de la filière pourrait être mieux structurée.

Un Conseil national du biogaz avait été institué par le MTE en 2015 ; les acteurs de la filière sont réunis depuis 2019 au sein du comité stratégique de filière (CSF) « Industries des nouveaux systèmes énergétiques » du Conseil national de l'industrie (CNI).

Si le CSF est présidé par Engie, ses attributions dépassent largement le biogaz puisqu'il porte sur l'efficacité énergétique, le stockage de l'énergie ou les réseaux énergétiques territoriaux intelligents296(*).

Complémentairement, un Centre technique national du biogaz et de la méthanisation (CTBM) a été institué par l'ATEE en 2019 ; réunissant des chercheurs, industriels et agriculteurs, sa vocation est davantage scientifique.

Il est curieux que le biogaz ne dispose pas d'une instance de représentation propre à l'échelle nationale, à l'instar du Conseil national de l'hydrogène (CNH) institué en 2021 : a minima, un groupe dédié au biogaz au sein du CSF pourrait venir corriger cette incohérence.

22. Mieux structurer la gouvernance nationale de la filière, en instituant a minima un groupe dédié au sein du comité stratégique de filière (CSF) du Conseil national de l'industrie (CNI) « Industries des nouveaux systèmes énergétiques ».

Dans la mesure où l'identification et la valorisation de la biomasse constituent des « étapes clés » pour le développement du biogaz, la filière gagnerait à être mieux associée à l'élaboration de la stratégie nationale de valorisation de la biomasse (SNB).

Prévue par la loi de « Transition énergétique » de 2015297(*), la SNB « a notamment pour objectif de permettre l'approvisionnement des installations de production d'énergie, comme les appareils de chauffage domestique au bois, les chaufferies collectives industrielles et tertiaires et les unités de cogénération » (article L. 211-8 du code de l'énergie).

Or, dans sa version en vigueur, datant de 2018, cette stratégie n'évoque pas la diversité de la biomasse disponible pour le biogaz : si les effluents d'élevage sont mentionnés, ce n'est pas le cas des cultures agricoles ou des CSR.

La SNB doit élargir son champ à l'ensemble des usages actuels et futurs de la biomasse qui devra répondre aux demandes alimentaires, à la production de fibre, d'énergie tout en conservant la fertilité des sols et en préservant la qualité de l'eau, la faune et la flore.

Outre la SNB, les professionnels pourraient être consultés en amont dans la réalisation de la PPE, qui fixe nos priorités d'action pour atteindre les objectifs en matière énergétique (article L. 141-1 du code de l'énergie), ou de la SNBC, qui détermine les orientations de la politique d'atténuation des émissions de gaz à effet de serre (GES) (articles L. 222-1 A et L. 222-1 B du code de l'environnement), prévues par cette même loi298(*).

Témoin du souhait d'une meilleure concertation préalable, GRTgaz a indiqué qu'« il est nécessaire de renforcer la concertation préalable à la SNBC » ; de leurs côtés, GrDF a précisé qu'« il est important que les modalités et principes de construction de cet exercice évoluent » et Engie qu'« il est donc indispensable de fonder toute stratégie sur plusieurs scénarios possibles ».

23. Mobiliser la planification énergétique et climatique - stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB), programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), stratégie nationale bas-carbone (SNBC) - en associant la filière du biogaz à son élaboration pour une prise en compte de tous les enjeux dans l'utilisation de la biomasse.

Si des simplifications administratives sont attendues par les porteurs de projets, elles devraient être complétées par la mise à disposition de moyens administratifs et financiers en ingénierie.

C'est une nécessité au regard de la sociologie des porteurs de projets, qui appartiennent au secteur agricole et non au secteur de l'énergie, et ne sont donc pas familiers des problématiques de ce dernier : le SER a ainsi indiqué que « les porteurs de projets de méthanisation [...] sont majoritairement agricoles, et se lancent souvent dans un unique projet sans vocation à développer une activité industrialisée, rodée aux démarches administratives lourdes ».

La faiblesse des moyens en ingénierie peut se traduire par une difficulté d'accès aux aides à l'investissement.

C'est la raison pour laquelle l'Ademe a indiqué que « le principal frein au dispositif des investissements d'avenir pour les acteurs de la filière méthanisation est le coût projet minimum, souvent de 1 million d'euros, pas toujours accessible pour nombre de projets plus modestes. Les PME peinent à accéder à des financements. »

Elle peut également conduire à une difficulté d'accès au crédit bancaire et au financement privé.

Sur ce point, le MAA a précisé que « 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", du fait de la relative jeunesse de la filière par rapport à d'autres énergies renouvelables ».

24. Mettre des moyens administratifs ou financiers d'ingénierie à la disposition des porteurs de projets de méthanisation.

2. Diversifier les sources

Un développement harmonieux de la filière du biogaz passe aussi par une diversification des sources, en mettant au service de la substitution du gaz naturel des technologies complémentaires à la méthanisation.

Pour y parvenir, l'effort d'innovation des professionnels doit être soutenu par les pouvoirs publics.

À cette fin, deux outils expérimentaux, issus de la loi « Énergie-Climat »299(*) de 2019, pourraient être davantage utilisés :

- le « bac à sable règlementaire », par lequel la CRE ou l'autorité administrative peut accorder des dérogations 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 (article 61 de cette loi) ;

- le « contrat d'expérimentation », qui permet à l'autorité administrative d'organiser des appels d'offres pour sélectionner des projets de production de biogaz utilisant des technologies innovantes (articles L. 314-29 et 446-24 du code de l'énergie).

Le décret d'application du premier dispositif a été pris, au contraire de celui du second.

Pour autant, seuls 7 projets de gaz renouvelables ont bénéficié du « bac à sable règlementaire » en 2020 : il gagnerait donc à être appliqué.

S'agissant du « contrat d'expérimentation », son champ d'application mériterait d'être étendu, car il est limité à la production de biogaz, sans référence aux autres technologies de production de gaz renouvelables et de récupération, telles que la pyrogazéification, le power-to-gas ou encore la gazéification hydrothermale.

C'est pourquoi le SER a préconisé de « permettre à l'ensemble des technologies innovantes (pyrogazéification notamment) dans les filières gaz renouvelables de pouvoir bénéficier de contrats d'expérimentation »300(*).

25. Appliquer le « bac à sable règlementaire » et élargir les « contrats d'expérimentation » pour soutenir les différentes technologies innovantes de production de gaz renouvelable et de récupération.

Au-delà des dispositifs expérimentaux précités, les technologies innovantes de production de gaz renouvelables et de récupération mériteraient d'être davantage intégrées aux aides à l'investissement.

Des appels à projets (AAP) ou des appels à manifestation (AMI) dédiés pourraient être institués au sein de l'Ademe ou de l'ANR ; le dispositif de prêts sans garantie de Bpifrance pourrait leur être ouvert.

Le SER a rappelé en ces termes l'intérêt des technologies innovantes de production de gaz renouvelables, aux côtés de la méthanisation : « La méthanisation, la pyrogazéification et le power-to-gas sont complémentaires et répondent à des enjeux distincts. [...] L'ensemble de ces technologies sont nécessaires pour atteindre la neutralité carbone en 2050. La politique énergétique française gagnerait à davantage les mobiliser pour réduire les coûts de la transition vers la neutralité carbone et alléger simultanément la balance commerciale. Elle devrait également intégrer pleinement la gazéification hydrothermale. »

Da façon complémentaire, Engie a indiqué non seulement l'intérêt de ces technologies, mais aussi le besoin d'un soutien public à leur endroit : « La pyrogazéification et la gazéification hydrothermale sont des filières complémentaires à la méthanisation et représentent chacune un potentiel de 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. »

26. Développer la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale et le power-to-gas en complément de la méthanisation, en prévoyant des appels à projets dédiés par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) ou l'Agence nationale de la recherche (ANR) et en élargissant les prêts sans garantie de Bpifrance.

Si des technologies complémentaires à la méthanisation doivent donc être soutenues, la méthanisation peut elle-même acquérir davantage de diversité, s'agissant de son modèle économique et de la biomasse utilisée.

Actuellement, 72 %301(*) des méthaniseurs sont de nature agricole et 90 %302(*) de la biomasse utilisée en méthanisation est d'origine agricole303(*).

Si la mission d'information n'entend pas discuter cette primauté, dont les fondements sont logiques et l'utilité avérée, elle retient de son audition de l'Ademe l'intérêt de favoriser une « co-digestion territoriale ».

En effet, l'un des enjeux actuels est de permettre la valorisation des biodéchets des particuliers, des entreprises ou des collectivités dans le cadre de la généralisation du tri à la source d'ici 2024 ; cette valorisation peut intervenir dans des méthaniseurs agricoles, autonomes ou territoriaux, ou des méthaniseurs non agricoles de taille raisonnable.

L'Ademe a fait valoir cette nécessité en ces termes : « Du point de vue de la ressource méthanisable le principal potentiel à horizon 2050 est d'origine agricole. [...] De plus la priorité publique de court terme est de mobiliser les biodéchets des collectivités, des citoyens et des entreprises. [...] Cette « co-digestion » territoriale intervient soit dans les méthaniseurs agricoles soit dans les unités dites centralisées, souvent de plus grande taille. Les modèles ne s'opposent pas, il doit s'agir d'un choix territorial des acteurs pour privilégier une solution de proximité sur les territoires dans un rayon d'approvisionnement. »

27. Développer une « co-digestion territoriale » pour permettre une valorisation des biodéchets des collectivités, des citoyens et des entreprises, aux côtés de ceux d'origine agricole.

Outre la diversification des modèles de méthanisation et des technologies de production de gaz renouvelables et de récupération, un effort d'innovation peut également porter sur la valorisation du CO2.

La production de biométhane génère des émissions de GES, dites « biogéniques », car d'origine renouvelable304(*).

Leur valorisation est difficile dans le cas de la cogénération, mais aisée dans le cas de l'épuration, selon le MAA.

Cette valorisation peut prendre la forme305(*) :

d'une réutilisation sous forme de CO2 dans des serres ou pour l'industrie agroalimentaire ou chimique ;

d'une transformation en méthane par méthanisation avec de l'hydrogène renouvelable produit par pyrolyse de l'eau (power-to-gas) ou par pyrogazéification.

Un guide technique « Valorisation du CO2 de méthanisation » a été publié par l'ATEE en 2020306(*). Par ailleurs, une évaluation de l'épuration du gaz carbonique et une première installation industrielle sont en cours.

Les émissions de CO2 générées par les installations de méthanisation peuvent également être stockées dans le sol.

Selon GrDF, « le stockage du CO2 produit par les installations de méthanisation permet de renforcer son bilan carbone, qui est pour autant déjà très bon puisque comparable aux autres énergies renouvelables (éolien : 14 gCO2/kWh, biométhane : 23,4gCO2/kWh ou 44gCO2/kWh selon les méthodes ACV, photovoltaïque : 55gCO2/kWh) ».

Cependant, c'est vers une valorisation du CO2 au fil de la production, plutôt que vers le stockage, que semblent s'orienter les professionnels du biogaz.

En effet, pour l'ATEE, les émissions de CO2 des méthaniseurs sont de « petites quantités qui ne s'intègrent pas facilement dans des circuits visant à la séquestration du CO2 dans des réservoirs souterrains, pour lesquels aucun site n'a été identifié en France », ce qui justifie que « le principe utilisé alors en général ne passe pas par un stockage, mais par un usage au fil de la production de CO2 ».

Ce constat est cohérent avec celui ainsi fait par Engie : « Ce captage et cette valorisation locale du CO2 semblent prometteurs et ENGIE ainsi que d'autres acteurs travaillent sur le sujet. En revanche, le captage et le stockage (en sous-sol) appelés aussi séquestration nécessitent des structures géologiques adaptées. Leur accès (par forage profond) est coûteux et donc cette technologie est adaptée à des productions massives centralisées de CO2. Elle n'est pas adaptée à la production du CO2 par les usines de méthanisation agricoles ou territoriales. Ainsi en résumé : le CCS (Carbon Capture Sequestration) n'est ni utile, ni adapté à la méthanisation ».

Ce constat doit cependant être nuancé par le comité de prospective de la CRE, qui considère que « la réflexion sur le verdissement du gaz doit être associée à celle sur les perspectives de développement de la captation et du stockage du carbone (Carbon Capture and Storage - CCS), dont le développement pourrait faciliter l'atteinte de l'objectif national de neutralité carbone en 2050. »307(*)

Quelle que soit la technologie utilisée - réutilisation, méthanation ou stockage -, les émissions de GES issues de la production de biogaz, et notamment celles issues de la méthanisation, appellent en tout état de cause à être captées et valorisées.

28. Développer la captation et la valorisation du CO2 issu du procédé de séparation des gaz.

3. Diversifier les usages

Un développement harmonieux de la filière du biogaz passe aussi par une diversification des usages, en veillant à soutenir la valorisation du biogaz par la cogénération ou les carburants, aux côtés de l'injection.

Si la décarbonation des transports constitue l'une des voies de diversification des usages du biogaz, elle est encore peu développée en France par rapport à l'injection ou à la cogénération.

Certes, le bioGNV est consommé à hauteur de 286 GWh et produit dans 3 installations de biométhane, selon l'Ademe308(*).

Pour le SER, le potentiel de production du bioGNV pourrait être de « quelques dizaines d'installations et quelques TWh/an ».

Il permettrait une baisse des émissions de GES de 80 % par rapport au diesel, selon le SER ; les véhicules roulant au bioGNV offriraient des performances comparables à celles des véhicules électriques, pour l'AFG.

Au sein de la mobilité, deux usages doivent être distingués :

le recours au bioGNV dans les exploitations agricoles, qui est « encore émergent »309(*), avec un parc de 300 tracteurs310(*) ;

son utilisation dans les véhicules lourds de transport de marchandises, « en fort développement dans un contexte de concurrence européenne sur le transport à grande distance »311(*), avec 10 000 véhicules immatriculés312(*),313(*).

Son devenir semble particulièrement intéressant dans les zones rurales non raccordées aux réseaux de gaz naturel, ainsi que l'a indiqué l'Ademe : « la valorisation de biométhane en bioGNV non injecté voire en bioGNL pourrait présenter une très bonne complémentarité sur les sites qui font de l'injection de biométhane et de la cogénération, principalement en zone rurale, là où le réseau de gaz est absent ».

Cependant, un plus grand recours au bioGNV serait facilité par l'institution d'un cadre de soutien public adapté, GrDF ayant indiqué « qu'il est indispensable de veiller à ce que les dispositifs législatifs et règlementaires reconnaissent mieux ce mode de mobilité durable ».

Ce soutien pourrait passer par :

la mise en place du complément de rémunération par appel d'offres prévu par la loi « LOM » de 2019314(*),315(*), l'Ademe ayant indiqué souhaiter instituer « un travail de capitalisation sur ces premières installations de bioGNV non injecté » ;

une meilleure prise en compte du bioGNV dans le mécanisme des « garanties d'origine », la conservation par les fournisseurs de gaz de l'intégralité des bénéfices liés à cette valorisation n'étant plus possible depuis la loi « Énergie-Climat » de 2019316(*),317(*) ;

le renforcement de la fiscalité applicable aux bioGNV, en particulier rural et agricole, avec le renforcement de la déduction d'impôt prévue à l'article 39 decies A du code général des impôts318(*) ;

l'absence de distorsion de concurrence entre les biocarburants et le biogaz dans l'application des réductions des émissions de GES, en application de la directive « EnR II » de 2018319(*).

En contrepartie, un effort doit être consenti par la filière pour augmenter la part du bioGNV dans le GNV, qui était de 16,7 % en 2019 et aurait atteint 20 % en 2020320(*).

29. Utiliser le biogaz - biogaz naturel pour véhicules (bioGNV), biogaz naturel comprimé (bioGNC), biogaz naturel liquéfié (bioGNL) - pour la décarbonation des transports lourds de marchandises, en appliquant un cadre de soutien adapté (« tarifs d'achat », « garanties  d'origine », incitations fiscales).


* 287 Consultable ci-après : https://aamf.fr/charte-aamf/

* 288 Ces 8 engagements sont les suivants :

- Assurer le bon fonctionnement de mon unité de méthanisation et respecter la réglementation ;

- Contribuer au développement durable de mon territoire ;

- Réaliser avec mes partenaires une valorisation vertueuse des matières organiques ;

- Me former et associer mes collaborateurs dans une démarche d'amélioration continue ;

- Garantir la sécurité de mon installation et des personnes y travaillant ;

- Assurer la traçabilité pendant tout le cycle du procédé de méthanisation ;

- Optimiser la valorisation agronomique du digestat, gage de la santé des sols ;

- Partager mon expérience avec mes collègues de l'AAMF et participer aux travaux de recherche et d'innovation.

* 289Présenté ci-après : https://certification.afnor.org/energie/label-qualimetha

* 290Disponible ci-après :

https://www.ecologie.gouv.fr/signature-du-contrat-filiere-industries-des-nouveaux-systemes-energetiques

* 291Publié ici : https://www.ineris.fr/sites/ineris.fr/files/contribution/Documents/guide-methanisation-def-1.pdf

* 292Publié ici :

https://www.ineris.fr/fr/guide-vers-methanisation-propre-sure-durable-recueil-bonnes-pratiques-methanisation-agricole

* 293 Consultable ci-après : https://www.infometha.org/

* 294 Consultable ci-après :

https://www.caissedesdepots.fr/actualites/une-boite-outils-pour-lancer-sa-methanisation-la-ferme

* 295 Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 89).

* 296 Les attributions et l'activité du CSF sont disponibles ici :

https://www.conseil-national-industrie.gouv.fr/comites-strategiques-de-filiere/la-filiere-industries-des-nouveaux-systemes-energetiques

* 297 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 176).

* 298 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 173).

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

* 300 Éléments adressés par le Syndicat des énergies renouvelables (SER) à la commission des affaires économiques du Sénat, dans le cadre de l'évaluation de l'application de la loi « Énergie-Climat ».

* 301 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Chiffres clés du parc d'unités de méthanisation en France au 1er janvier 2021, mai 2021.

* 302 Négawatt et Solagro, La méthanisation dans le mix énergétique : enjeux, impacts et propositions, juin 2021, p. 10.

* 303 Dont les effluents d'élevage (40 %), les CIVE (29 %), les boues et co-produits d'agro-industries (13 %) et les déchets de culture (8 %).

* 304 Association française du gaz (AFG), Association technique énergie environnement (ATEE) - Club biogaz, Engie.

* 305 Association française du gaz (AFG), Engie, Association technique énergie environnement (ATEE) - Club biogaz, ministère de l'agriculture et de l'alimentation (MAA).

* 306 Publié ici : https://atee.fr/system/files/2021-07/20 200 723_Guide_Valorisation_CO2_CTMB_modifVF.pdf

* 307 Comité de prospective de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), Le verdissement du gaz, juillet 2019, p. 7.

* 308 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Chiffres clés du parc d'unités de méthanisation en France au 1er janvier 2021, mai 2021.

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

* 310 Gaz réseau distribution France (GrDF).

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

* 312 Dont environ 4900 camions, 1700 bus et cars, 1300 véhicules de propreté urbaine, 1900 véhicules légers et utilitaires.

* 313 Gaz réseau distribution France (GrDF)

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

* 315 Association française du gaz (AFG), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat des énergies renouvelables (SER).

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

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

* 318 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), ministère de l'agriculture et de l'alimentation (MAA).

* 319 Directive (UE) 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 (UE) 2001/77/CE et 2003/30/CE.

* 320 Association française du gaz (AFG).