Sia Partners présente le 6ème Observatoire du Biométhane
Avec 4,4 TWh/an raccordés, la filière poursuit sa croissance dans un cadre règlementaire en évolution. Dans cette sixième édition de son observatoire du biométhane, Sia Partners vous propose un état des lieux de la filière française et un décryptage des évolutions réglementaires marquantes.
Une filière de production dynamique, accompagnée d’une meilleure planification des réseaux
Depuis la mise en place des tarifs d’achat en 2011, le nombre d’unités installées en France a enregistré une progression rapide. Le parc de production maintient une croissance soutenue en 2020, avec 91 nouveaux sites d'injection, soit une augmentation de 74 % par rapport à 2019. La filière biométhane française figure ainsi parmi l’une des plus dynamiques en Europe.
À la fin du premier trimestre 2021, le parc français, constitué essentiellement d'installations agricoles, totalisait 234 unités pour une capacité d’injection de 4,4 TWh/an.
La répartition des installations sur le territoire révèle que les régions du Nord et de l'Ouest de la France présentent le plus grand nombre d'unités en service et à venir.
Alors que le parc de production est marqué par une forte croissance en 2020, le nombre de nouveaux projets ayant réservé des capacités d’injection a quant à lui ralenti, atteignant 1181 projets inscrits pour une capacité totale de 26 TWh/an. Ce ralentissement annonce, à moyen terme, une stabilisation du nombre de nouvelles unités à raccorder chaque année. Cette tendance fait suite à deux années de réservations massives de capacités, précipitées par l'annonce de la révision des tarifs d'achat en 2018 et par un cadre réglementaire en évolution (fin de l'exonération de la TICGN pour leurs consommateurs de biométhane, réforme des Garanties d’Origine en cours, etc.).
Deux ans après l'introduction du droit à l’injection par la loi EGalim, la CRE et les opérateurs de réseaux dressent un premier bilan très encourageant des travaux réalisés : près de 900 M€ d’investissements de raccordement et de renforcement, représentant 28 TWh/an de projets à terme et couvrant près de la moitié du territoire métropolitain, sont prévus par les opérateurs.
Ces futurs investissements devraient permettre une meilleure maîtrise des coûts et une planification renforcée des réseaux gaziers garantissant l'intégration du biométhane. En effet, toute demande de connexion au réseau est désormais accompagnée d'un schéma de raccordement (zonage) garantissant l’optimum des investissements de raccordement et de renforcement (unités de rebours, maillages des réseaux, etc.) à prévoir pour accueillir la production de biométhane à long terme.
Une croissance qui s'accompagne d’une évolution du cadre règlementaire
Depuis le 9 novembre 2020, tout fournisseur de gaz naturel détenant plus de 10% des parts du marché de la fourniture de gaz naturel a l’obligation d’acheter le biométhane proposé par les producteurs. Pour tous les contrats signés après cette date, les Garanties d’Origine associées à la production soutenue par le tarif d’achat sont préemptées par l’Etat. Ce dernier les vendra ensuite aux enchères aux différents fournisseurs, et récupérera les bénéfices issus de la vente tandis que les fournisseurs seront libres de les échanger ou les valoriser auprès de leurs clients via une offre de gaz vert. Les premières enchères devraient se dérouler à partir de 2023.
Ce nouveau mécanisme met fin à une double rémunération des producteurs, qui bénéficiaient jusqu’alors d’un premium versé par les fournisseurs au titre des Garanties d’Origines, en complément du tarif d’achat. Il prépare également l’ouverture du marché aux pays européens, stipulée par la directive européenne RED II.
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Conditions d’obtention du nouveau Tarif d’Achat
L’année 2020 a également été marquée par la révision du tarif d’achat pour les producteurs de biométhane, en cohérence avec les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l'Énergie qui prévoit la réduction progressive des coûts de production.
L’arrêté du 23 novembre 2020 définit les modalités d’obtention du nouveau tarif d’achat. Son calcul comprend désormais de nouvelles composantes : une prime d’injection dans les réseaux de distribution de moins de 100 000 clients et une pénalité pour les installations bénéficiant d’une subvention de l’ADEME. Cette évolution acte la baisse globale du tarif d’achat et la fin des primes pour les Cultures Intermédiaires à Vocation Energétique (CIVE).
Les projets ne pourront désormais bénéficier de ce tarif d’achat que sous certaines conditions : capacité inférieure à 300 Nm3/h, dossier ICPE accepté, respects d’exigences environnementales (usage de biogaz, biométhane ou récupération de chaleur fatale dans les procédés, limitation des consommations électriques pour l’épuration, etc).
Pour les installations de capacité supérieure à 300 Nm3/h, des appels d’offres pourront être mis en place en fonction des volumes contractualisés pour garantir la trajectoire fixée par la Programmation Pluriannuelle de l'Énergie.
Des usages qui restent modérés et des incertitudes sur la demande
En 2020, un volume important de Garanties d’Origine a été valorisé sous forme combustible auprès des consommateurs raccordés aux réseaux : pour la première fois, ce mode de valorisation devient nettement majoritaire par rapport à l’usage carburant. Cette augmentation s'accompagne par une multiplication des offres de fourniture de gaz vert intégrant une part de biométhane.
Sur le plan de la mobilité bioGNV, la croissance est plus modérée mais structurellement soutenue par un parc de véhicules GNV grandissant et des offres “bio” de plus en plus attrayantes pour les usagers.
L’augmentation du stock de Garanties d’Origine non utilisées (environ 1 TWh) témoigne du retard entre l’émission et l’utilisation des GO, mais aussi de l’incertitude des fournisseurs qui se préparent à l’ouverture du marché au niveau européen en 2021.
Vers de nouveaux mécanismes pour pérenniser la filière
Au-delà de l’enveloppe de soutien public assurée jusqu’en 2028, de nouveaux mécanismes extra-budgétaires seront nécessaires pour assurer la cible de 7 à 10 % de gaz renouvelables fixée par la loi de Transition Énergétique de 2015 et réaffirmée par la Programmation Pluriannuelle de l'Énergie. Parmi la palette d’outils disponibles, les Certificats Verts sont une piste étudiée par les pouvoirs publics et pourraient garantir un taux d’incorporation de biométhane dans les portefeuilles des fournisseurs de gaz.
Toutes ces évolutions s'inscrivent dans une perspective de baisse des coûts de production visant à améliorer la compétitivité de la filière et nécessaire pour assurer, à terme, le rôle de cette filière dans la transition énergétique.
Retrouvez l’intégralité de l’étude sur le site de Sia Partners.
Auteurs de l’étude : Mathieu Barneto, Ji-Hoon Hu, Alexandra Pan, Charlotte de Lorgeril
Territoires & Prospectives énergie-climat-ressources @The Shift Project
3 ansFrédéric Haas
Vecteur de flexibilité tant dans sa production que dans son utilisation, le biométhane apparaît comme incontournable pour une transition énergétique réussie !