Force est de constater que la filière du biométhane, avec seulement cinq ans d’existence en production, décolle littéralement. 26 sites d’injection sont recensés à la fin de 2016. Au travers du deuxième panorama du gaz renouvelable qu’elle communique ce mercredi 22 février depuis Paris, la profession donne plusieurs chiffres sur la dynamique forte de la production de biométhane.

Ainsi, sur 548 unités produisant du biogaz en 2016, 5 %, soit 26 unités, le valorisent en injection de biométhane. Un chiffre en progression de 53 % par rapport à 2015. En effet, neuf nouveaux sites ont été mis en service en 2016. 215 GWh d’énergie ont ainsi été injectés dans les réseaux de gaz naturel, une progression de 162 % par rapport à 2015. Entre janvier 2016 et décembre de la même année, la production mensuelle des installations d’injection a plus que doublé. Elle est passée de 11 265 MWh à 24 901 MWh. La capacité maximale de production de biométhane installée à la fin de 2016 est de 410 GWh/an.

Les déchets agricoles (presque) au centre du jeu

Les sites à dominante agricole sont supérieurs en nombre, mais pas en capacité maximale installée. En effet, si 18 des 26 installations sont des sites agricoles ou agricoles territoriaux, les 8 autres sont des sites valorisant les déchets ménagers et biodéchets, les boues de stations d’épuration et les déchets industriels. Mais cette « minorité » représente 51 % de la capacité totale installée. Cela s’explique avant tout par leur taille (de 19 à 47 GWh/an en moyenne), bien supérieure à celles des installations à dominante agricole (de 10 à 12 GWh/an en moyenne). Ainsi, les intrants agricoles représentent à peine plus de 16 % de toutes les matières entrant dans les unités de production.

1 500 installations estimées pour respecter l’objectif de 2030

Si nous prenons un peu de recul, la production de gaz renouvelable ne représente que 0,05 % de la consommation française. Et la loi sur la transition écologique fixe à 10 % la consommation de gaz renouvelable à l’horizon de 2030, soit environ 40 TWh/an d’après les professionnels. Si la filière identifie pour le moment 241 projets en file d’attente (1), et qui devraient aboutir dans les cinq ans, elle estime qu’il faudrait voir se construire 1 500 installations, produisant chacune 200 Nm³/h (normaux m³ par heure), pour que les objectifs que s’est donnée la France soient atteints.

La profession pour le passage du contrat d’achat de 15 à 20 ans

Dans l’immédiat, les professionnels formulent plusieurs propositions pour atteindre l’objectif intermédiaire de 8 TWh/an d’injection. « Notre cheval de bataille, c’est le prolongement du contrat d’achat de 15 à 20 ans à tarif identique », déclare ainsi Jean-Louis Bal, le président du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Ce dernier précise une autre priorité d’action : « Nous allons baser nos efforts sur les tarifs d’achat. » La filière demande en outre le passage d’un calcul mensuel des capacités d’injection à un calcul annuel. « Nous voulons aussi avancer sur le volet financier des projets », précise Thierry Trouvé, directeur général de GRT Gaz. « Nous ferons des propositions au cours de 2017, comme la possibilité de contracter des prêts bonifiés. »

Renforts de la gazéification et du « power-to-gas »

Si elles sont prises, ces mesures suffiront-elles toutefois à atteindre les objectifs de 2030 ? Rien n’est moins sûr. Mais les énergéticiens identifient trois potentiels techniques de développement complémentaires. Selon les études sur lesquels ils s’appuient, si la méthanisation peut présenter un potentiel d’environ 210 TWh par an à l’horizon de 2035, le développement de la gazéification et du power-to-gas (2) pourra concourir respectivement pour des productions de 160 à 280 TWh/an pour la première et à hauteur de 15 à 40 TWh/an pour le second. Pour l’heure, deux installations pilotes de power-to-gas seront mises en service en 2017 et 2018.

Créer jusqu’à 30 stations de rebours

Mais la R&D ne sera pas le seul levier à solliciter. Du côté de l’accès au réseau aussi, des investissements seront à prévoir. Les professionnels estiment en effet qu’à l’horizon de 2025, et avec 600 projets en vue, 30 stations de rebours seront nécessaires. Or, il n’existe aujourd’hui aucune de ces solutions permettant de faire remonter le gaz d’un réseau de distribution au réseau de transport. Le coût total estimé pour ces dizaines de stations est d’environ 100 millions d’euros. Un ou deux sites pilotes devraient voir le jour dans le courant de l’année 2017. Pour atteindre les objectifs de la loi et continuer à développer la filière du biométhane, gouvernement et industriels, et indirectement les consommateurs, devront ainsi mettre la main à la poche pendant plusieurs années.

(1) Un projet est intégré à la file d’attente de raccordement lorsqu’il atteint la commande de l’étude de phase II, c’est-à-dire l’étude de faisabilité ou détaillée.

(2) Le principe du « power-to-gas » repose sur le stockage de la surproduction des énergies renouvelables grâce à leur transformation en hydrogène ou en méthane de synthèse.

Vincent Gobert