Dans le cadre de ses engagements européens, la France doit développer les énergies renouvelables afin qu'elles soient la source de 27% de la consommation d'électricité, 33% de la chaleur et 10,5% pour les transports. En 2030, l'objectif, annoncé dans le projet de loi de transition énergétique, est décliné en 40% de la production d'électricité, 38% de la consommation finale de chaleur, 15% de la consommation finale de carburants et 10% de la consommation de gaz. Lors de leur débat, les sénateurs ont en effet ajouté un objectif en matière de gaz vert : une précision intéressante qui pourrait être moteur pour le développement de la filière.
Selon les dernières statistiques du ministère de l'Ecologie, la France a consommé 488 TWh de gaz naturel en 2013. La quasi-totalité de ce gaz naturel est importé. En 2013, la Norvège demeure le premier fournisseur, devant la Russie, les Pays-Bas et l'Algérie. Depuis l'arrêt définitif de l'injection du gaz de Lacq (64) par Total dans le réseau, seules de petites quantités de gaz de mine (200 GWh en 2013), provenant du bassin houiller du Nord-Pas-de-Calais, sont injectées dans le réseau de transport. Mais à l'avenir, l'incorporation dans le réseau de transport et de distribution de biométhane produit à partir de ressources renouvelables pourrait venir compléter ces sources.
La ressource est au rendez-vous
Dans le cadre du projet européen GreenGasGrids (1) financé par le programme Energie Intelligente en Europe (EIE), l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) s'est penchée sur le potentiel français en la matière. Cette réflexion a été menée dans le cadre d'un groupe de travail national animé par l'Ademe et Gaz Réseau Distribution France (GRDF). Deux scénarios de développement du biométhane ont été envisagés à l'horizon 2030 : un premier "tendanciel", un second "volontariste". Ils se sont basés sur une étude confiée aux cabinets Solagro et Indiggo qui a permis d'évaluer le gisement brut de ressources utilisables en méthanisation. A partir de ce gisement, il a été calculé la part mobilisable prenant en compte de multiples facteurs : optimisation des technologies, rentabilité des installations, mais aussi réduction du gaspillage, préservation des filières de valorisation existantes ou à venir (réutilisation des déchets, alimentation animale, etc.).
Résultat, "le scénario tendanciel mise sur la mobilisation de 56 millions de tonnes de ressources pour une production de 30 TWh/an de biogaz : 60% de ce biogaz seraient valorisés en cogénération (production d'électricité et de chaleur) et 40% seraient injectés dans le réseau sous forme de biométhane via 500 sites d'injection", a résumé Olivier Théobald, ingénieur au service mobilisation et valorisation des déchets de l'Ademe lors du colloque de l'Office franco-allemand des énergies renouvelables le 26 février dernier. Ce gaz vert substituerait environ 2,5% de la consommation nationale de biogaz (si on se réfère à la consommation de 2013 alors que la tendance est à la baisse). "Le scénario volontariste aboutit à la mobilisation de 132 millions de tonnes par an de ressources pour la production de 60 TWh/an de biogaz dont 30TWh valorisé en injection (1.400 sites)", a complété M. Théobald. Autrement dit, la France a les capacités d'atteindre l'objectif de 10% de gaz vert à l'horizon 2030 si elle fait des efforts d'économie et si elle y met les moyens.
Bientôt un nouveau tarif d'achat ?
A l'heure actuelle, le pays compte six sites qui injecte du biométhane dont quatre alimentés en ressources agricoles et deux alimentés en déchets. Leur production s'élève à 70 GWh par an. 122 nouveaux projets sont bien avancés, 10 pourraient se raccorder en 2015 et 45 d'ici fin 2016. GRDF semble confiant sur le rythme de déploiement : "Le rythme de sollicitation pour ce type de projet est constant avec 120 projets par an", constate Suzanne Renard, chargée de mission biométhane chez GRDF. Un rythme en phase avec le scénario volontariste.
Reste à garantir que tous les projets se concrétisent : "Les projets tombent à l'eau pour plusieurs raisons : soit l'étude de faisabilité a démontré que le projet n'était pas viable, soit plusieurs petits projets décident de se regrouper en un seul, soit les porteurs de projets abandonnent l'injection au profit de la cogénération", explique Mme Renard. La question du tarif d'achat pour l'injection de biométhane est au cœur de la viabilité financière des projets. Un premier retour d'expériences sur les coûts réels d'une construction d'une unité de méthanisation est en cours au ministère de l'Ecologie. Il pourrait aboutir à une révision du tarif d'achat que beaucoup d'acteurs estiment trop faible pour lancer activement la filière.
