Les nouveaux modes de valorisation du biogaz

Le projet de stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC), incluant la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), retient un scénario ambitieux de production de biogaz, soit 50 TWh produits d’ici 2030 « dont 44 TWh dans le réseau de gaz distribué en France (qui conduirait à une fraction au moins égale à 15 % de biogaz injecté dans les réseaux de gaz) et une hausse modérée de la quantité de biogaz utilisé pour la production d’électricité en cogénération et de chaleur »[1].

Si la dernière PPE avait pu laisser la filière perplexe, ne prévoyant à l’horizon 2030 qu’un objectif de biométhane injecté dans le réseau de 14 à 22 TWh (alors que la précédente PPE prévoyait un objectif unique de 22 TWh injectés à l’horizon 2028), le projet de SFEC laisse au biogaz une place bien plus importante dans le mix énergétique français.

C’est tenir compte, à raison, du dynamisme de la filière - rappelons que le 30 septembre 2023 :

• 615 installations ont injecté du biométhane dans les réseaux de gaz naturel, soit une capacité de production de 11,0 TWh/an[2] ; et
   
• 1 050 installations produisant de l’électricité à partir de biogaz sont raccordées au réseau, ce qui correspond à une capacité totale installée de 599 MW[3], l’objectif d’injection de 6 TWh de biométhane dans le réseau en 2023 fixé par l’actuelle PPE ayant donc été largement dépassé.

Les quantités de biométhane à injecter sur le réseau vont cependant devoir être quadruplées en sept ans (de 11 TWh en 2023 à 44 TWh en 2030). Ce fort développement devrait se poursuivre jusqu’en 2035, puisque la SFEC prévoit une cible de production de biogaz constituée d’une fourchette allant de 50 TWh jusqu’à 85 TWh.

On observe en conséquence une modification progressive des modes de valorisation du biogaz. D’abord, certains usages du biogaz (transformation en biométhane et injection dans le réseau) sont privilégiés par rapport à d’autres (production d’électricité et de chaleur) (I.). Par ailleurs, si le système de soutien public en guichet ouvert était jusqu’à maintenant la norme (II.), le développement de l’appel d’offres amène de nouvelles perspectives de soutien public (III.). A terme, les modes de valorisation du biogaz sans soutien public, en ayant recours au marché, sont amenés à prendre le pas sur ces derniers (IV).

I. Les différents usages du biogaz

Le biogaz, défini par l’article R. 446-1 du Code de l'énergie comme « les combustibles ou carburants gazeux produits à partir de la biomasse » peut avoir plusieurs usages, à savoir :

• la production d’électricité en cogénération ou de chaleur ;
   
• l’alimentation des véhicules fonctionnant au bio-GNV ;
   
• la production de biométhane, lui-même défini par l’article R. 446-1 du Code de l’énergie comme « le biogaz dont les caractéristiques permettent son injection dans un réseau de gaz naturel ». Ce biométhane sera injecté dans le réseau de gaz naturel, et sera consommé en remplacement du gaz fossile, d’où l’appellation de « biogaz injecté » que l’on retrouve souvent dans les textes.

La SFEC privilégie clairement l’usage du biogaz afin de produire du biométhane injecté dans le réseau.

S’agissant des autres usages, elle prévoit « une hausse modérée de la quantité de biogaz utilisé pour la production d’électricité en cogénération et de chaleur » : sur l’objectif de production de 50 TWh en 2030, seuls 6 TWh seraient affectés à la production d’électricité et de chaleur.

II. Un soutien public en guichet ouvert limité

A ce jour, les installations de production de biogaz bénéficient d’un soutien public en guichet ouvert à travers trois types de contrats :

A. Un contrat d’achat du biométhane à un tarif règlementé, dans les conditions des articles L. 446-4 et D. 446-4 à D. 446-12-1 du Code de l’énergie

Tout fournisseur de gaz naturel qui approvisionne plus de 10% du marché national est tenu de conclure un contrat d’obligation d’achat avec un producteur de biogaz qui en fait la demande.

Les conditions d’obtention du contrat d’achat ainsi que le tarif d’achat sont précisées par plusieurs arrêtés tarifaires ministériels, qui se sont succédé : le premier arrêté a été adopté le 23 novembre 2011, le deuxième le 23 novembre 2020, le troisième le 13 décembre 2021, et le dernier en date le 10 juin 2023.

L’arrêté du 23 novembre 2020 a établi une limite de production, les installations éligibles à l’obligation d’achat n’étant que celles ayant une production inférieure ou égale à 300 Nm3/h. Cette limite a ensuite été modifiée au sein de l’arrêté du 13 décembre 2021, et reprise dans l’arrêté du 10 juin 2023 : les installations éligibles sont maintenant celles présentant une production prévisionnelle annuelle inférieure ou égale à 25 GWh PCS.

Le tarif d’achat varie selon le type d’intrants et le mode de production de biométhane (par exemple, en fonction de la présence ou non en digesteur de matières résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles).

Le contrat d’achat est conclu pour une durée de quinze ans, à compter de la date de sa prise d’effet, qui correspond à la date de mise en service de l’installation.

Le contrat d’achat du biométhane à un tarif règlementé présente donc l’avantage d’une prévisibilité du prix et d'un risque de non-paiement quasi inexistant, sur une durée de quinze ans. Il est en revanche limité aux petites et moyennes installations de production.

Il est à ce jour l’outil privilégié de valorisation des installations de production de biométhane : en effet, au 31 décembre 2023, 52% des installations (au nombre de 338) ont une capacité de production annuelle inférieure à 15GWh, et 38% (au nombre de 248) entre 15 et 30 GWh. Seules 10% des installations (au nombre de 66) ont une capacité de production annuelle supérieure à 30 GWh[4]. C’est donc probablement plus des deux tiers des installations (les statistiques disponibles n’indiquant pas le pourcentage d’installations dépassent le plafond de 25 GWh PCS) qui sont éligibles au contrat d’achat.

B.    Un contrat d’achat de l’électricité produite grâce à la combustion du biogaz à un tarif règlementé, dans les conditions des articles L. 314-1 à L. 314-13 et D. 314-15 du Code de l’énergie

Électricité de France, ainsi que les entreprises locales de distribution chargées de la fourniture sont tenues de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l’achat de l’électricité produite qui utilisent des énergies renouvelables, parmi lesquelles figure le biogaz aux termes de l’article L. 211-2 du Code de l’énergie.

L’article D. 314-15 du Code de l’énergie précise que cette obligation d’achat ne concerne que :

• les installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute, d’une puissance installée strictement inférieure à 500 kilowatts lorsqu’elles sont implantées sur le territoire métropolitain continental, et d’une puissance installée inférieure ou égale à 12 MW lorsqu’elles sont implantées dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental ;
   
• les installations utilisant à titre principal le biogaz résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles d’une puissance installée strictement inférieure à 500 kilowatts lorsqu’elles sont implantées sur le territoire métropolitain continental, et d’une puissance installée inférieure ou égale à 12 MW lorsqu’elles sont implantées dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental ; et
   
• les installations utilisant à titre principal le biogaz issu d'installations de stockage de déchets non dangereux d'une puissance installée inférieure ou égale à 12 MW implantées dans des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental

Ce mode de production d’électricité reste toutefois marginal, la production thermique renouvelable en 2023 n’étant que de 2,9 TWh (sur 494,7 TWh – soit 0,5%)[5].

C.    Un contrat de complément de rémunération de l’électricité produite grâce à la combustion de biogaz, dans les conditions des articles L. 314-18 et suivants et D. 314-23 du Code de l’énergie

A l’identique du contrat d’achat, Électricité de France est tenue de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat de complément de rémunération pour l’électricité produite par les installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de matières résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles d'une puissance installée comprise entre 500 KW et 12 MW.

Pour les mêmes raisons qu’exposé ci-dessus, ce mode de rémunération est lui aussi marginal : le biogaz est principalement valorisé lorsqu’il est injecté dans le réseau, plutôt qu’utilisé afin de produire de l’électricité renouvelable.

III - Le renouveau de l’appel d’offres

Aux termes des articles L. 446-5 et R. 446-12-2 à R. 446-12-19 du Code de l’énergie, l’autorité administrative est en mesure de recourir à une procédure d’appel d’offres lorsque les capacités de production du biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz ne répondent pas aux objectifs chiffrés de la PPE.

Les installations de production qui ne sont pas éligibles au guichet ouvert, c’est-à-dire dont la production annuelle prévisionnelle est supérieure à 25 GWh PCS par an, peuvent enfin bénéficier d’un contrat d’obligation d’achat dans le cadre d’un processus concurrentiel[6].

En effet, la première période de l’appel d’offres AO PPE2 biométhane injecté avait été lancée le 29 avril 2022, et portait sur la contractualisation d’une production annuelle prévisionnelle cumulée de 0,5 TWh PCS/an. La période de remise des offres devait débuter le 2 décembre 2022, pour s’achever le 16 décembre 2022.

C’était toutefois un faux départ : cette première période a été suspendue le 1^er décembre 2022 par le Ministère de la transition énergétique[7]. Le courrier de suspension adressé à la présidente de la CRE relevait que « les échanges avec les acteurs de la filière de production de biométhane ont mis en évidence le risque que cette première période de l’appel d’offres soit très peu souscrite, voire infructueuse, en raison de la conjoncture économique et du contexte d’inflation, que les paramètres du cahier des charges prennent insuffisamment en compte (…) » et suspendait par conséquent l’appel d’offres « compte tenu du risque élevé que l’appel d’offres soit infructueux pour ce motif ».

Une année plus tard, le Ministère de la transition écologique annonçait le lancement de l’appel d’offres, portant cette fois ci sur une capacité totale de production de 1,6 TWh/an[8]. La CRE[9] a invité les candidats à déposer leurs dossiers de candidature dans le cadre de trois périodes de dépôt d’offres :

• Première période : du 1^er au 15 février 2024 (fermée) – production annuelle prévisionnelle appelée de 500 GWh PCS/an ;
   
• Deuxième période : du 9 au 23 juin 2024[10] – production annuelle prévisionnelle appelée de 550 GWh PCS/an ; et
   
• Troisième période : du 2 au 16 décembre 2024 – production annuelle prévisionnelle appelée de 550 GWh PCS/an.

Les producteurs peuvent candidater à l’appel d’offres pour des nouvelles installations dont la production annuelle prévisionnelle est supérieure à 25 GWh PCS par an, lorsqu’elles sont situées en France métropolitaine continentale et produisent du biométhane à partir de biogaz capté sur des installations de stockage de déchets non dangereux à partir de déchets ménagers et assimilés ou par la méthanisation en digesteur de produits ou déchets non dangereux.

Aux termes de l’article 4 du cahier des charges, le prix est le principal élément d’appréciation des offres, la pondération des critères de notation étant la suivante : 95% pour le prix, 5%pour la gouvernance partagée ou 5% pour le financement collectif, ces deux derniers n’étant pas cumulables.

On relèvera enfin que le cahier des charges mentionne une évaluation du contenu local, défini comme « un indicateur qui mesure, par rapport au coût total du lot considéré, le pourcentage de fournitures ou prestations produites par le porteur de projet et ses sous-traitants sur des sites de production situés dans un pays de l’espace économique européen » s’agissant du contenu local européen, ces mêmes principes devant être repris pour évaluer le contenu local français.

Le candidat doit remettre à l’administration dans le cadre de sa candidature un rapport estimatif non engageant, puis un rapport définitif, l’attestation d’envoi de ce document devant être remis à l’organisme de contrôle pour la délivrance de l’attestation de conformité mentionnée à l’article R. 446-3-1 du Code de l’énergie, cette dernière étant nécessaire à la prise d’effet du contrat d’achat. En pratique toutefois, on peut s’interroger sur l’utilité de cet indicateur, le cahier des charges indiquant lui-même que « l’indicateur du contenu local ne constitue pas un critère de notation des offres ».

IV - L’émergence des modes de valorisation sans recours au soutien public direct

Récemment se sont développés de nouveaux modes de valorisation du biogaz injecté sur le réseau, ceux-ci s’appuyant en totalité sur le marché ou se combinant avec des dispositifs de soutien public.

A. Les BPA

Introduits par l’article 86 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, le contrat de vente directe à long terme (communément appelé biogas purchase agreement (BPA)) permet au producteur et à l’acheteur de biométhane de négocier librement les termes de leur accord – à la différence des contrats avec soutien public dont les modèles sont, aux termes de l’article D. 446-11 du Code de l’énergie, approuvés par les ministres chargés de l’énergie et de l’économie.

Dans le cadre d’un BPA, le producteur de biométhane (puisqu’il s’agit bien de biométhane qui est injecté sur le réseau, et non pas de biogaz comme le laisserait penser la lettre de l’article L. 443-1 du Code de l’énergie) s'engage à vendre celui-ci à un prix déterminé entre les parties pour une durée allant généralement de dix à vingt ans.

Aux termes des articles L. 443-1 et L. 446-5 du Code de l’énergie, un producteur de biométhane peut candidater à un appel d’offres pour une partie de la production de son installation, et vendre l’autre partie de sa production de gré-à-gré à un consommateur final : il est donc désormais possible de combiner ces deux modes de valorisation.

Au même titre que les contrats de vente directe à long terme d’électricité (power purchase agreement), les BPA peuvent être classés en plusieurs catégories selon les critères suivants :

• L’acheteur du biométhane peut être un fournisseur de gaz naturel ou un consommateur final ; et
• La production de biométhane peut être consommée sur site ou à distance.

On distingue ainsi les BPA suivants :

• Corporate BPA : dans ce cas de figure, un producteur et un consommateur final (généralement un consommateur industriel) sont liés par un contrat de vente directe de biométhane.
   
• Merchant BPA : le producteur conclue un contrat de vente directe non pas avec un consommateur final, mais avec un intermédiaire, qui se chargera de commercialiser le biométhane sur le marché de gros (via des transactions au niveau du PEG) ou directement vis-à-vis de consommateurs finals.

Le Corporate BPA sera on-site, lorsque le biométhane qui a été produit par le producteur est celui consommé par le consommateur final, sur son site industriel. Au contraire, le Corporate BPA sera off-site lorsque la fourniture de biométhane n’est pas directe, et qu’un intermédiaire (généralement un fournisseur) se charge de délivrer physiquement du gaz au consommateur pour une quantité équivalente au biométhane injecté à un autre point du réseau.

• BPA financier : dans ce cas de figure, le BPA est un instrument de couverture et n’organise pas de transfert de biométhane du producteur au consommateur. Le producteur contractualise avec un intermédiaire qui revendra le biométhane sur le marché, et l’acheteur contractualise avec un fournisseur : chaque partie du BPA financier est exposée aux fluctuations de prix de marché. Les parties au BPA financier s’accordent sur un prix fixe du biométhane produit (ou « strike price ») :

o   Si le prix de marché excède le prix fixe, alors le producteur paie la différence à l’acheteur ;

o   Si le prix de marché est inférieur au prix fixe, alors c’est l’acheteur qui paie cette différence au producteur.

Le BPA financier a ainsi pour effet de prémunir les parties contre les fluctuations de prix de marché, puisqu’en pratique elles toucheront toujours le même prix fixe déterminé au sein du BPA.

On rappellera enfin, s’agissant de l’autorisation de fourniture :

• qu’aux termes de l’article L. 443-1 du Code de l’énergie tel que modifié par la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (Mod. par L n°2023-175, 10 mars 2023, relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, art. 86), le producteur de gaz concluant un contrat de vente directe à long terme de biogaz doit être titulaire d’une autorisation de fourniture de biogaz. A défaut, le contrat de vente directe à long terme peut désigner « un fournisseur ou un producteur tiers, déjà titulaire d’une telle autorisation, afin qu’il assume, par délégation, à l’égard des consommateurs finals, les obligations incombant aux fournisseurs de gaz en application du présent code [de l’énergie] » ; et
   
• qu’aux termes de l’article L. 445-2 du Code de l’énergie, « la vente de gaz renouvelable injecté dans le réseau de gaz naturel n’est pas soumise à autorisation de fourniture, lorsque ce gaz est vendu par le producteur à un fournisseur de gaz naturel ».

En pratique, dès lors que le biométhane sera vendu à un tiers disposant lui-même d’une autorisation de fourniture (qu’il s’agisse d’un fournisseur de gaz à des clients finals ou d’un revendeur aux points PEG, devant lui-aussi disposer d’une autorisation de fourniture), le producteur n’aura pas à disposer d’une telle autorisation ou à désigner un tiers.

Il conviendra également que le producteur conclue les contacts d’accès au réseau de distribution nécessaires afin d’assurer la livraison du biométhane à l’acheteur.

A ce jour, on recense trois cas publics en France de BPA : la pratique nous dira quel type de BPA a été privilégié par les producteurs.

B.    Les dispositifs de soutien complémentaires à la conclusion de BPA

1. Les garanties d’origine (GO) relatives au biogaz

Aux termes de l’article D. 446-17 du Code de l’énergie, une garantie d’origine est un document électronique servant uniquement à prouver aux consommateurs finals de gaz qu’une part de l’énergie fournie a été produite à partir de sources renouvelables.

Tout producteur ayant une installation de biogaz hors dispositif de soutien peut demander l’enregistrement de son installation de production sur le registre national des garanties d’origine du biogaz (le Registre National du Biogaz[11], tenu par EEX depuis le 1^er octobre 2023 – le registre étant précédemment tenu par GRDF) ou peut donner mandat à un autre acteur pour le faire[12]. Le producteur pourra ainsi valoriser ces GO dans le cadre d’un BPA en s’engageant à vendre celles-ci à l’acheteur en plus de de l’énergie produite et du certificat de durabilité éventuel. L’acheteur reçoit généralement un mandat de la part du producteur afin de gérer l’enregistrement de l’installation et le processus d’émission des GO par le gestionnaire du registre.

L’article D. 446-24 du Code de l’énergie précise que le gestionnaire du registre émet une GO par MWh de biogaz injecté, la période d’injection pour laquelle les GO peuvent être demandées ne pouvant pas être supérieure à un mois. L’article D. 446-29 ajoute qu’une GO ne peut être utilisée qu’une seule fois, dans les douze mois suivant la date de fin de la période d’injection sur laquelle porte la demande de GO.

On appellera enfin les producteurs ayant conclu un contrat d’achat du biométhane à un tarif règlementé à la vigilance. L’article L. 446-21 du Code de l’énergie prévoit en effet la résiliation immédiate du contrat d'obligation d'achat et le remboursement des sommes indûment touchées s’agissant des contrats conclus à compter du 8 novembre 2020, dès lors que le producteur demanderait l’émission d’une GO pour le biogaz vendu dans le cadre de ce contrat. En effet, ces installations doivent être inscrite sur le Registre National du Biogaz, et les GO seront émises d’office au bénéfice de l’État, qui en organisera la mise aux enchères[13].

2. Les certificats de durabilité

La directive RED II (Dir. (UE) 2018/2001, 11 déc. 2018, relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables) concerne à la fois les installations produisant du biogaz et les installations consommatrices. Transposée notamment par l’ordonnance n° 2021-235 du 2 mars 2021 aux articles L. 281-1 et suivants du Code de l’énergie, les combustibles issues de la biomasse doivent satisfaire à des critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

L’article L. 281-4 du Code de l’énergie précise toutefois que ces critères de durabilité ne s’appliquent pas « au biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel ou au biogaz sans injection dans les réseaux de gaz naturel et dont les caractéristiques permettraient son injection potentielle, s'il est produit dans une installation dont la capacité de production est inférieure à 19,5 GWh PCS an ».

Les producteurs concernés doivent, aux termes de l’article R. 446-83 du Code de l’énergie, établir et transmettre à un organisme chargé des systèmes nationaux de durabilité[14] une déclaration d’intrants, de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour chaque lot de biométhane injecté, commercialisé ou consommé. A défaut, et en l’absence de régularisation de leur part, le producteur bénéficiant d’un contrat d’achat peut se voir réclamer le remboursement des sommes trop perçues durant la période durant laquelle les critères de durabilité n’ont pas été respectées, le contrat pouvant par ailleurs être résilié par l’acheteur obligé (C. énergie, art. R. 446-87 et s.).

A l’autre bout de la chaîne, les acheteurs de biométhane au titre d’un BPA et des garanties d’origine associées, dont l’installation entre dans le champ d’application du marché du carbone, devront être en mesure de justifier de la durabilité du biométhane consommé afin de pouvoir valoriser lesdites garanties d’origine sur le marché européen de crédit carbone.

Les certificats de durabilité ont donc leur importance aussi bien (i) s’agissant des contrats d’achat, puisqu’ils sont dorénavant une condition au maintien du contrat pour les installations de plus de 19,5 GWh PCS/an, que (ii) s’agissant des BPA puisqu’une garantie d’origine associée à du biométhane dont la durabilité est certifiée aura sans nul doute une valeur plus élevée qu’un lot sans certificat de durabilité, ces garanties d’origine ayant une valeur sur le marché européen de crédit carbone.

C. Les certificats de production de biogaz (CPB)

Introduit par la loi n° 2021-1104 du 22 aout 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets aux articles L. 446-31 et suivants du Code de l’énergie, le dispositif des CPB a pour objectif de fixer une part obligatoire de biogaz dans le volume de gaz consommé.

S’inspirant largement du dispositif des GO[15], l’article L. 446-42 du Code de l’énergie fait peser sur les fournisseurs de gaz naturel qui livrent du gaz naturel à des consommateurs finaux ou qui consomment du gaz naturel une obligation de restitution de CPB (un CBP étant émis pour un MWh de biométhane injecté), lorsque leurs livraisons ou consommations annuelles cumulées avec celles des autres fournisseurs avec lesquels ils sont liés sont supérieures à un seuil de 400 GWh PCS. Ce seuil est réduit de 100 GWh PCS pour chaque année civile suivant l’entrée en vigueur du texte – soit le 1^er juillet 2023.

Afin de se libérer de cette obligation les fournisseurs peuvent produire directement du biométhane injecté dans les réseaux, et demander l’émission de CPB correspondant, ou en faire l’acquisition auprès d’un tiers (l’article L 446-32 du Code de l’énergie précisant que les CPB peuvent être détenus, acquis et cédés par toute personne morale).

Chaque année, les fournisseurs assujettis restituent à l’État des CBP, sur la base d’une obligation annuelle calculée à partir d’un volume global « défini en cohérence avec les objectifs de production du biométhane injecté fixés par la programmation pluriannuelle de l'énergie », selon les termes de l’article R. 446-113 du Code de l’énergie.

A défaut de restitution de CPB à hauteur de leurs obligations respectives, les fournisseurs s’exposent aux termes de l’article L. 446-46 du Code de l’énergie à une pénalité maximale de 100 euros par certificat manquant (soit 100 euros du MWh).

Les CPB ont été envisagés par le législateur comme un mode de valorisation du biométhane exclusif des contrats d’achat et des GO : aux termes de l’article L. 446-38 du Code de l’énergie, pour demander un CPB, un producteur de biogaz ne doit pas bénéficier d’un contrat d’achat avec un acheteur obligé. De même, l’article L. 446-40 interdit la délivrance simultanée d’un CPB et d’une GO pour une même quantité de biogaz.

On relèvera enfin que l’article L. 446-3 du Code de l’énergie conditionne également l’émission d’u CPB au respect des critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre définis aux articles L. 281-5 à 10. L’émission des CPB sera donc strictement associée à la certification de la durabilité du biométhane via un système volontaire reconnu par la Commission Européenne.

En pratique toutefois, ce dispositif n’est toujours pas opérationnel, le décret fixant les volumes de CPB devant être restitués chaque année par les fournisseurs assujettis n’ayant toujours pas été publié.

A ce titre, la CRE a été saisie d’un projet d’arrêté et d’un projet de second décret d’application du dispositif et a mis en ligne le 5 février 2024 une délibération en date du 21 décembre 2023[16].

Elle relève, et c’est d’ailleurs le sens des conclusions de cet article, que « le soutien à la filière de production de biométhane injecté devrait désormais s’appuyer sur trois mécanismes distincts, qui doivent être complémentaires et non se superposer :

• Un soutien public par tarif d’achat ouvert aux projets de taille petite ou moyenne ;
• Un soutien public par appel d’offres, réservé aux projets de taille supérieure ;
• Un dispositif de marché, (…), reposant sur une obligation pour les fournisseurs d’acquérir des CPB (…) ».

La CRE rappelle qu’elle avait déjà pointé dans un avis du 17 mars 2022 qu’il sera vraisemblablement impossible, ou très difficile, pour des fournisseurs de petite taille de signer des contrats d’achat avec des producteurs de biométhane. Elle souligne par ailleurs qu’il n’existe pas de dispositions législatives ou règlementaires favorisant la profondeur et la liquidité du marché secondaire.

On voit bien là sa préoccupation : d’un côté, des grands fournisseurs qui achèteraient en masse des CPB via la conclusion de BPA, de l’autre, des fournisseurs moins importants de retrouvant à devoir se fournir en CPB sur un marché secondaire sans liquidité, et donc à des prix importants. Se poserait donc rapidement la question de l’opportunité pour ces derniers de payer un CPB à un prix supérieur à 100 euros, si la pénalité pour défaut de restitution n’est que de 100 euros. A terme, c’est un risque important pour le consommateur final, puisque ce surcoût pourrait être répercuté sur sa facture.

La CRE souligne donc que « la bonne formation du prix sur le marché secondaire des CPB dépendra toujours, in fine, de l’équilibre entre offre et demande : dans le cas d’un manque de CPB au démarrage du dispositif du fait d’une trajectoire d’obligation trop haute, le prix sur le marché secondaire tendra vers le prix de la pénalité ».

Pour la CRE, le projet de décret qui lui a été soumis fixe un niveau d’obligation trop élevé, par rapport notamment au nombre d’installations ayant récemment signé un contrat d’achat en guichet ouvert. Elle indique « les futurs projets de biométhane injecté qui seront éligibles au guichet ouvert ne devraient donc pas, à l’horizon de la première période du dispositif, s’orienter vers le dispositif CPB, en l’état du niveau de soutien actuel ».

La CRE constate que le « gisement potentiel de CBP disponibles sur la période 2026-2028 devrait principalement provenir :

• d’anciennes installations de production d’électricité à partir de biogaz qui auront la possibilité de se tourner vers l’injection, pour un volume cumulé sur les trois ans estimé entre 2,5 et 4,9 TWh PCS de CPB ; et
   
• de nouvelles installations de production de biométhane injecté déjà enregistrées dans la file d’attente du registre de capacité au moment de [sa] délibération, pour un volume cumulé maximum de 8,6 TWh PCS de CPB »,

soit au maximum 13,5 TWh PCS de CBP pour la période 2026-2028.

La CRE recommande donc une baisse d’au moins 40% du volume cumulé d’obligation de restitution de CPB sur les années 2026-2028.

Les CPB seront donc certes un nouveau mode de valorisation du biogaz, mais la montée en puissance du dispositif sera probablement étroitement liée au développement d’installations de production de plus grande puissance afin de disposer d’un marché liquide.

En pratique, les producteurs concluant des BPA céderont probablement des GO associées à leur production en attendant que le marché des CPB soit mature. A terme, on pourrait tout à fait envisager des BPA organisant la cession des GO ou des CPB, en fonction du prix le plus intéressant sur le marché (l’une ou l’autre des parties ayant la main pour décider de l’émission de GO ou de CPB), étant bien entendu précisé que de tels BPA devraient être des Merchant BPA – c’est-à-dire que le producteur n’est pas lui-même considéré comme fournisseur, et n’est donc pas soumis à une obligation de restitution de CPB ou GO.

Le biogaz, et plus particulièrement le biométhane, est donc à un tournant : longtemps produit par de petites installations et valorisé via des contrats d’achat en guichet ouvert, on assiste aujourd’hui à un changement d’échelle de production qui aura pour conséquence dans les années à venir la signature de contrats d’achat suivant des procédures d’appel d’offres et de BPA négociés de gré-à-gré. Enfin, les producteurs ne devraient pas négliger la certification de leurs installations de production et de leurs intrants, étape indispensable pour la valorisation des GO et le maintien de leurs contrats d’achat pour les installations d’une puissance supérieure à 19,5 GWh PCS an.

Article paru dans le BDEI n° 112, juillet 2024

[1] 202311_Strategie_energie_climat_DP.pdf (ecologie.gouv.fr)

[2] Tableau de bord : biométhane injecté dans les réseaux de gaz - Troisième trimestre 2023 | Données et études statistiques (developpement-durable.gouv.fr).

[3] Tableau de bord : biogaz pour la production d'électricité - Troisième trimestre 2023 | Données et études statistiques (developpement-durable.gouv.fr)

[4] Tableau de bord : biométhane injecté dans les réseaux de gaz – Quatrième trimestre 2023, consultable via ce lien. A noter, les statistiques disponibles ne précisent pas s’il s’agit de GWh/an PCS ou PCI. Toutefois, le facteur de conversion entre les deux unités étant de 1,11 pour le gaz la différence nous semble marginale.

[5] Bilan électrique RTE 2023.

[6] Rappelons par ailleurs qu’aux termes de l’article L. 446-7 du code de l’énergie, « tout producteur de biogaz désigné à l'issue des procédures prévues aux articles L. 446-14 et L. 446-15 et dont la production est majoritairement destinée à des usages liés à la mobilité peut bénéficier d'un complément de rémunération pour les installations implantées sur le territoire national (…) ». Les articles L. 446-14 et L. 446-15 du Code de l’énergie visent respectivement les procédures d’appel à projet et d’appel d’offres s’agissant du biogaz non injecté. Toutefois, à ce jour, elles n’ont pas été mises en œuvre.

[7] https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Appels_d_offres/20221201_-_Courrier_Report_appel_offre_biomethane.pdf

[8] Accélération des énergies renouvelables : le Gouvernement annonce le lancement de l'appel d'offres pour les installations de production de biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel | Ministère de la Transition Écologique et de la Cohésion des Territoires (ecologie.gouv.fr)

[9] Appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’Installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel - CRE

[10] Selon la dernière version du cahier des charges publié par la CRE. Toutefois, la page internet du site de la CRE consacrée à cet appel d’offres indique que les dates de la deuxième période restent à déterminer – peut-être en raison d’un succès mitigé et en vue d’une extension de cette deuxième période ?

[11] G-REX (eex.com)

[12] A titre d’illustration, 74 titulaires de compte pour 617 sites de production étaient enregistrés sur le Registre National du Biogaz, soit la quasi-totalité des sites de production en service, selon le Rapport d’activité du Registre des Garanties d’Origine du biogaz 2023.

[13] Les textes précisant les modalités de mise aux enchères sont encore attendus. S’agissant des contrats d’achat conclus avant le 8 novembre 2020, le biométhane injecté pouvait faire l’objet d’une demande de garantie d’origine par l’acheteur obligé.

[14] Aux termes de l’article R. 283-6 du Code de l’énergie, ces organismes sont désignés par l’Etat. Le Ministère de la transition écologique indique à ce titre (https://www.ecologie.gouv.fr/durabilite-des-bioenergies) qu’en France, « l’essentiel de la traçabilité reposera sur les règles établies par les systèmes volontaires reconnus auprès de la Commission Européenne ». Ces derniers sont consultables à l’adresse suivante : https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/bioenergy/voluntary-schemes_en

[15] S’agissant aussi bien de la nature des CPB, qui sont des biens meubles négociables, que de la tenue d’un registre électronique par un organisme désigné par le ministre chargé de l’énergie (EEX – désigné par A. 4 août 2023) afin d’assurer la délivrance, le transfert et l'annulation des CPB.

[16] CRE, délib., 21 déc. 2023, n° 2023-370, portant avis sur un projet de décret et un projet d’arrêté d’application du dispositif d’obligation de restitution de certificats de production de biogaz – consultable à l’adresse suivante : https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Deliberations/import/231221_2023-370_Decret_Dispositif_CPB.pdf

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