Le biogaz et la PPE 3 : clap de fin pour la « cogé » et fin des tarifs réglementés pour l’injection

Le gouvernement a publié par décret, le 13 février dernier, la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), 3^ème du nom, balisant la feuille de route énergétique sur la période 2026-2035, alliant décarbonation, compétitivité et souveraineté. Parmi les grandes lignes figurent la réduction de 27% de la consommation d’énergie finale en 2035 (par rapport à 2023) soit 1100 TWh, dont 30% sera générée par les énergies fossiles (contre 60% en 2023) et 36% par le nucléaire (contre 21% en 2023). Derrière le nucléaire (380 à 421 TWh), les plus gros contributeurs sont par ordre décroissant la chaleur renouvelable et de récupération (328 à 421 TWh), l’éolien terrestre (80 à 91 TWh), le photovoltaïque (67 à 98 TWh), les biocarburants dans le transport (70 à 90 TWh), l’éolien en mer (59 TWh), l’hydroélectricité (54 TWh), l’hydrogène (16 à 40 TWh).

Quant au biométhane, la PPE vise une production de 82 TWh en 2035, équivalant à 7,5% de la consommation finale d’énergie (contre 9 TWh et 0,6% en 2023), supposant une montée en charge significative. « L’atteinte de cet objectif suppose de développer fortement les cultures intermédiaires à vocation énergétique, et de mobiliser davantage les effluents d’élevage et les résidus de culture pour la production de biométhane injecté », précise le document, qui indique par ailleurs la « forte » demande de biocarburants et biogaz pourrait excéder dès 2030 les ressources en biomasse disponibles. Le texte prévoit de renforcer les contrôles concernant la part des cultures principales autorisée en méthanisation (aujourd’hui fixée à 15%). En fonction de leur niveau de maturité et de leur coût de déploiement, d’autres technologies (pyrogazéification, gazéification hydrothermale...) exploitant des ressources non concurrentes.

Vers la fin de la cogénération

Elle ne viendra pas de la cogénération, à l’origine de la filière et boostée par le Plan Energie méthanisation autonomie azote (EMAA) lancé en 2013. « Le biogaz a connu des premiers développements sous forme de cogénération, mais est aujourd’hui orienté préférentiellement vers une injection dans les réseaux pour une utilisation directe, à meilleur rendement », lit-on dans le document. « Le soutien à de nouvelles installations en cogénération biogaz pour la production d’électricité ne sera plus possible, au regard de cette orientation en faveur de l’injection et des coûts de cette filière. Pour ces installations, un travail est mené sur leur conversion à l’injection. La production de bioGNV à la ferme et le portage du biogaz ou du biométhane pourront être encouragés, notamment lorsque la biomasse disponible se trouve trop éloignée des sites de raccordement au réseau ».

A horizon 2030, la cogénération devrait assurer la production de 6 TWH et l’injection 44 TWh.

La fin des tarifs réglementés en injection au profit des CPB

La PPE 2 avait déjà entériné la primauté donnée à l’injection, à telle enseigne que la production de biométhane injecté dans les réseaux a excédé dès 2022 l’objectif de 6 TWh fixé par la PPE 2 pour 2023, avec un volume injecté de 7 TWh en 2022 et de 9,1 TWh en 2023 (contre 0,7 TWh en 2018), l’objectif étant d’atteindre 22 TWh en 2028. Problème ? « Sur le plan budgétaire, le développement plus rapide qu’anticipé de la filière, à un coût de production moyen plus élevé qu’escompté, conduit néanmoins à revoir nettement à la hausse, de 9,7 à 17 milliards d’euros, l’engagement de l’État sur la période 2019-2028 au titre du dispositif d’obligation d’achat ». Conséquence ? La loi Climat et résilience d’août 2021 a modifié la règle du jeu, en intronisant les Certificats de production de biométhane (CPB), complétant le dispositif budgétaire d’obligation d’achat.

Le dispositif, « extra-budgétaire, assimilable à un dispositif de marché », impose aux fournisseurs de gaz naturel de restituer chaque année à l’État une quantité de certificats définie en fonction de la quantité de gaz vendue à leurs clients résidentiels et tertiaires. Le nombre de CPB qui devront être produits sur les premières années de la PPE 3 est de 0,8 TWh en 2026, 3,1 TWh en 2027 et 6,5 TWh en 2028, avant d’augmenter encore. Selon le document de la PPE 3, le mécanisme de marché des CPB permettra de répondre aux objectifs « ambitieux » de la PPE à l’horizon 2030, en « incitant les installations de production de biométhane à gagner en la compétitivité ». Ce sont donc les fournisseurs et in fine les consommateurs qui vont donc assurer le financement du biométhane, en lieu et place des contribuables. Un point d’étape sur le dispositif de CPB sera réalisé d’ici à fin 2027, portant notamment sur le fonctionnement de ce nouveau marché, et sur son impact sur le prix du gaz.