Biogaz : recadrer les objectifs

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Alors que le salon Expobiogaz vient d’ouvrir ses portes à Lille ces 12 et 13 juin 2019, la filière de production de biogaz et de sa valorisation en cogénération ou en biométhane fait face aujourd’hui à des positions contrastées. Le débat sur la PPE, lancé il y a plus d’un an, avait permis de mettre sur la table de très nombreuses idées pour assurer le développement de la méthanisation. Rappelons que le potentiel, affiché par l’Ademe, est de tripler le parc d’ici 2028. Entre temps, le projet de PPE du Gouvernement est passé par là et a douché froidement les espoirs de la filière. Fortement déçue, la filière a donc réagi en rappelant l’intérêt de la production de biogaz dans le futur mix énergétique français, ainsi que ses co-bénéfices. Trois sont particulièrement à mettre en avant :

  •  le soutien au secteur agricole qui peut trouver un nouveau débouché avec la méthanisation (maintien des exploitations, revenus complémentaires, emplois locaux, diversification des cultures et élevages, etc.) ;
  • le développement d’une filière française de la production et de la valorisation du biogaz, une des rares dans les énergies renouvelables qui existe et qui pourrait rapidement être en croissance (conception, matériels, exploitation, etc.) ;
  • la montée en puissance du véhicule gaz (voir encadré), complément indispensable du véhicule électrique pour que le secteur du transport émette moins de polluants sur son cycle de vie.

Le Conseil supérieur de l’énergie, d’ailleurs, dans son récent avis sur la PPE, a repris des éléments en cohérence avec l’avis de la filière, contre l’avis de l’Administration.

Soutenir la cogé biogaz

Parmi les nombreuses propositions faites, une première salve de l’AAMF, d’Amorce, de la Fnade et du Club Biogaz de l’ATEE portent sur la cogénération biogaz qui permettrait de produire de l’électricité “verte” mais aussi aider la France à atteindre ses ambitieux objectifs de chaleur renouvelable (600 ktep/an supplémentaires alors que le rythme actuel est plutôt de l’ordre de 240 ktep). Trois leviers ont été identifiés par les représentants des professionnels. Premièrement, les pouvoirs publics pourraient soutenir l’électricité issue de la valorisation de biogaz de méthanisation, comme il le fait pour les stations d’épuration, par un guichet ouvert avec complément de rémunération pour les installations entre 0,5 et 1 MWe. Deuxièmement, l’arrêté fixant les conditions du soutien (complément de rémunération) à l’électricité produite avec le biogaz des ISDND doit être publié, la Commission européenne ayant validé le dispositif, encadré par une ambition de 60 GW. Enfin, la chaleur issue du biogaz cogénéré doit bénéficier d’un niveau d’aide plus important pour atteindre soit un taux de rentabilité interne de l’ordre de 8 à 10 % (utilisation locale) soit un signal prix suffisant (réseau de chaleur) pour déclencher l’investissement. La filière estime aussi que, comme pour les EnR électriques et gazières, un accompagnement par un complément de rémunération est nécessaire, soit par une expérimentation en tarif d’achat, soit par un système équivalent aux contrats de gré à gré signés par des exploitants avec la CRE.

« La France a des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre mais son dispositif n’est pas complet pour les installations de méthanisations, analyse Marc Schlienger, délégué général du Club Biogaz. Malheureusement, il y a des volumes de biogaz qui restent torchés en agriculture et sur des sites de stockage de déchets, faute de parution des dispositifs prévus en 2016.»  

Nombreuses propositions pour le biométhane

Le biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel est toujours affiché comme la voie préférentielle de l’État français. Mais comme la filière s’est inquiétée « d’un projet [de PPE] qui met en danger sa survie », le dialogue s’est engagé avec la DGEC, à la demande de la secrétaire d’État Emmanuelle Wargon. Pour une plus grande compétitivité, les acteurs de la filière ont identifié huit leviers prioritaires, comme :

  • le relèvement de l’objectif de la PPE à 8 TWh en 2023 (et en ligne de mire 30 TWh en 2030) avec des niveaux de prix décroissants de 95 €/MWh aujourd’hui à 74 €/MWh en 2028 ;
  • la quantification des externalités positives ;
  • l’allongement de la période d’achat du biométhane de 15 à 20 ans ;
  • la hausse du seuil des futurs appels d’offres de 15 à 40 GWh, de manière à préserver les petits projets. Le lancement de ces appels en 2019 est prématuré et la filière envisage plutôt 2021 ;
  • la clarification de la réglementation sur les garanties d’origine, notamment en adaptant les mécanismes de réversion pour une meilleure compétitivité des offres de biométhane.

Bien d’autres idées sont sur la table telle la limitation à un seul recours devant la Cour administrative d’appel pour réduire les délais d’instruction des dossiers, ou encore la bonification des tarifs de soutien en cas de financement participatif. Comme on le voit, les propositions de la filière se font dans l’optique partagée avec le Gouvernement d’une baisse des coûts, mais à un rythme plus raisonnable que celui du projet de PPE. L’État maintient tout de même la pression en évoquant son souhait de rester à enveloppe budgétaire constante. Pourtant, quand on voit que le projet de loi de finances 2019 prévoit seulement 132 millions d’euros pour l’injection du biométhane contre plus de 5 milliards d’euros pour la production d’électricité renouvelable, il n’est pas très difficile de comprendre qu’un rééquilibrage serait salutaire. D’ailleurs, la filière a chiffré le coût de sa proposition de trajectoire d’ici 2028 à 1,1 milliard d’euros, soit un surcoût de 200 millions d’euros par rapport au projet de PPE. Au regard des bienfaits de la méthanisation, qui est le plus raisonnable ?

Analyse des enjeux européens

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LIEN(S) : L’autre moitié de l’article est à lire dans Énergie Plus n°627

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