Méthanisation : les certificats de production de biogaz bientôt dans les tuyaux

Entre 2011 et 2020, le principal soutien à la production de biométhane injecté dans le réseau a reposé sur l’obligation d’achat, garantissant aux producteurs l’octroi d’un tarif sur une durée de 15 ans. Non sans succès : la production de biométhane injecté dans les réseaux a excédé dès 2022 l’objectif de 6 TWh fixé par la 2^ème Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPP2) pour 2023, avec un volume injecté de 7 TWh en 2022 et de 9,1 TWh en 2023. Mais pas sans douleur pour les finances publiques car le développement plus rapide qu’anticipé de la filière, à un coût de production moyen plus élevé qu’escompté, a conduit à rehausser de 9,7 à 17 milliards d’euros l’engagement de l’État sur la période 2019-2028.

Depuis 2020, l’accès à ce dispositif est limité aux installations de capacité inférieure à 25 GWh/an, pour cibler prioritairement les petites installations à dominante agricole.

De l’obligation d’achat au soutien extrabudgétaire

Décarbonation et neutralité carbone obligent, le biométhane constitue toujours une alternative au gaz d’origine fossile et accessoirement le sésame à notre souveraineté en la matière. Mais l’Etat va désormais faire appel à un « relais de soutien extrabudgétaire », autrement dit faire payer aux consommateurs la montée en charge de l’injection, pour atteindre les objectifs fixés tout récemment dans la PPE3, à savoir 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).

Introduit par la loi « climat et résilience » d’août 2021, le mécanisme repose les Certificats de production de biogaz (CPB). Ce dispositif impose aux fournisseurs de gaz naturel de restituer chaque année à l’État des certificats correspondant à une production de biométhane injecté sans soutien public, en proportion de leur fourniture de gaz naturel aux consommateurs finals du secteur résidentiel et tertiaire.

Des surcoût répercutés sur les factures des usagers

Pour s’acquitter de leur obligation, les fournisseurs peuvent produire eux-mêmes du biométhane ou acquérir des certificats auprès de producteurs. En vendant les CPB émis pour chaque unité de biométhane injectée, les producteurs disposent d’un revenu complémentaire à la vente physique du gaz.

Le surcoût des CPB restitués à l’État peut être intégré dans leurs tarifs par les fournisseurs de gaz naturel et serait alors supporté par les consommateurs assujettis au dispositif, à savoir les consommateurs finaux des secteurs résidentiel et tertiaire.

Selon le document de la PPE3 publié en février dernier, 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 ».

A titre indicatif, le ministère de la Transition écologique évoque un surcoût de 5,9% à horizon 2030 et entre 10,6% et 13,6% en 2035, comparativement à 2025, sur la base d’un gaz fossile à moins de 30 €/MWh à moyen terme. « Plus le gaz fossile coûte cher, plus le surcoût associé au dispositif des certificats de production de biogaz est faible », souligne le ministère.

L’estimation ne prend pas en compte la pénalité de 100 € par CPB manquant, laquelle s’appliquerait à partir de 2029 selon la consultation publique ouverte jusqu’au 27 mai prochain. Fixés dans le décret du 6 juillet 2024, les niveaux imposés de restitution de CPB correspondent à une trajectoire d’incorporation de 0,8 TWh en 2026, 3,1 TWh en 2027 et 6,5 TWh en 2028, soit 10,4 TWh injectés sur l’ensemble de la période.

Deux autres dispositifs de soutien au biométhane

Outre les CPB, deux autres dispositifs doivent contribuer au développement du biométhane. Le futur dispositif d’incitation à la réduction de l’intensité carbone des carburants (IRICC), qui devrait succéder à la TIRUERT en 2027, pourrait intégrer un objectif sectoriel d’incorporation de gaz méthane utilisé dans les transports. Il visera en particulier le bioGNV non subventionné, mais aussi les biocombustibles maritimes incluant le bioGNL. Cette obligation d’incorporation aussi soutiendra la production de biométhane, au bénéfice notamment d’installations valorisant leur production par injection. Par ailleurs, les contrats d’achat de biométhane de gré à gré (Biomethane Purchase Agreements – BPA) pourront être mobilisés au profit de la décarbonation des usages industriels du gaz, notamment les usages haute température pour lesquels il n’existe pas à ce jour de solution alternative.