La production de gaz vert croît, mais trop lentement

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Le 18 février 2025, l’association France Gaz a organisé une matinée consacrée à la méthanisation. Pour, avant la finalisation de la PPE, rappeler tout l’intérêt du développement de la filière du gaz vert.

Plaçons le débat, en 2023, selon les derniers "chiffres clés de l’énergie", publiés par le ministère de la Transition Écologique et de la Cohésion des Territoires, la France a consommé, toutes énergies confondues, 1 496 TWh, dont 18 % de gaz naturel, soit environ 269,3 TWh. 

Production, importations et exportations

Dans un contexte de moindre recours aux centrales thermiques, d’efforts de sobriété et de niveau de stockage de gaz assez élevé en fin d’année 2022, les importations françaises de gaz naturel diminuent en 2023 pour s’établir à 532 TWh PCS (Pouvoir Calorifique Supérieur), soit une baisse de 16,7 % par rapport à 2022. 

Les importations de gaz via gazoduc se replient davantage que celles de GNL (Gaz Naturel Liquéfié), respectivement de 18,2 % et de 15,7 % par rapport à 2022. La part du GNL dans les importations, qui a fortement progressé en 2022 dans le contexte de réduction des exportations de gaz russe vers l’Union européenne, se stabilise à 59 %, en 2023 comme en 2022. Elle était beaucoup plus faible auparavant, de l’ordre de 35 % en 2021, par exemple. Les exportations de gaz, qui avaient nettement cru en 2022 en raison de l’exportation plus massive vers les pays voisins de la France, se replient de 9,0 % en 2023 et atteignent 156 TWh PCS. 

En baisse depuis les années 80, la production nationale de gaz naturel est nulle ou presque depuis octobre 2013, date de l’arrêt de l’injection du gaz de Lacq dans le réseau. Il reste une injection de gaz de mine, extrait du bassin du Nord-Pas-de-Calais, en quantités toutefois marginales : 0,2 TWh PCS en 2023, contre 2 TWh PCS au début des années 2000. La Norvège demeure le principal fournisseur de la France (36 % du total des entrées brutes), devant :

– la Russie (17 %), 

– l’Algérie (8 %), 

– les Pays-Bas (8 %), 

– le Nigeria (7 %),

– et le Qatar (2 %). 

Les achats auprès d’autres pays, dont une partie porte sur du gaz pour lequel le lieu de production ne peut pas être tracé (lorsqu’il est acheté sur les marchés du nord-ouest de l’Europe par exemple), représentent 23 % des entrées brutes. Leur développement traduit une diversification des approvisionnements permise par l’importation de gaz naturel liquéfié. La facture pour l’importation de gaz naturel en France s’est élevée à 26,1 Md€ en 2023, soit une division par 1,9 par rapport à 2022.

Développement du gaz vert

En revanche, depuis 2012, du biométhane obtenu par épuration de biogaz est injecté dans les réseaux, en quantités encore faibles mais qui progressent fortement chaque année : 9 TWh PCS en 2023, contre 7 TWh PCS en 2022. En fin d’année 2023, 652 installations d’une capacité d’injection de 12 TWh/an sont raccordées aux réseaux de gaz naturel.

Fin 2024, selon France Gaz, 731 installations d’injection fonctionnent en France, avec une capacité d’injection de 13,6 TWh et une quantité injectée de 11,6 TWh. © PP

En 2030, l’association France Gaz estime que la France pourra atteindre une quantité de biométhane injectée dans le réseau de 60 TWh, puis de 120 TWh en 2035, avec un potentiel compris entre 320 et 430 TWh de gaz vert à l’horizon 2050. Ce qui permettrait sans doute de faire de la France un pays autosuffisant en gaz vert et même exportateur.

Naturellement, nous n’en sommes pas encore là et toute une série d’obstacles se dresse. Tout d’abord, comme l’a expliqué Daphné Boret Camguilhem, cheffe du bureau des gaz renouvelables et bas carbone à la DGEC (Direction Générale de l’Énergie et du Climat rattachée aux ministères de l’aménagement du territoire et de la transition écologique), il ressort des consultations menées pour la fixation de la prochaine PPE (Programmation Pluriannuelle de l’Énergie), qui en passant devrait être publiée dans les semaines à venir, que l’objectif 2030 sera probablement de 44 TWh pour le gaz vert. Contre, rappela-t-elle gentiment, un peu 14 TWh atteints aujourd’hui. Ce qui revenait à souligner qu’il faudra tripler le rythme annuel pour atteindre cet objectif.

Un coût de production encore élevé

Second obstacle, le coût de production du gaz vert se situe entre 60 et 70 €/MWh, soit deux fois le prix de marché observé aujourd’hui. L’une des conditions du développement du gaz vert est donc une forte baisse de prix.

Ces dernières années, le prix du gaz naturel pour les particuliers a augmenté de 25 % de 2021 à 2022, puis encore de 20 % entre 2022 et 2023 pour un atteindre un niveau moyen de 127,6 €/MWh PCI (Pouvoir Calorifique Inférieur) en 2023. Pour les entreprises, le gaz naturel a augmenté de 67 % entre 2021 et 2022, puis de 12 % de 2022 à 2023 pour atteindre un niveau moyen de 86,3 €/MWh PCI en 2023. © GRDF / Emmanuel Cairo

De plus, soulignait Daphné Boret Camguilhem, un gain de productivité ne serait pas mal venu. Le soutient de l’État s’est élevé au total à 18 Md€ pour atteindre le niveau de production actuel. Chaque TWh supplémentaire coûte 1,5 Md€ à l’État. D’accord, ont répondu les membres de France Gaz, il faut pour cela augmenter la taille des installations de production. Actuellement, une installation de méthanisation moyenne produit 180 MWh/an. Il faut doubler ou tripler cette taille pour réduire les coûts de production significativement. Ce qui pose immédiatement la question de l’acceptabilité des installations de méthanisation et leur surveillance. 

En effet, la méthanisation, qui fermente de la matière organique, le plus souvent d’origine agricole, pour produire du digestat et du gaz, peut entraîner des nuisances olfactives pour les riverains et conduire à des pollutions majeures. En août 2020, à Châteaulin dans le Finistère, une cuve de l’usine Biogaz Kastellin, exploitée par Engie Bioz, déborde. Entre 400 et 800 m³ de digestat (effluents d’élevage, fumier, déchets de fruits et légumes…) se déversent dans l’Aulne, la rivière toute proche. Son niveau est bas en été, ce qui provoque de fortes concentrations d’ammoniaque. Environ 180 000 Finistériens, alimentés par le Syndicat Mixte de l’Aulne (SMA), sont privés d’eau potable pendant quelques jours.

La méthanisation, production de gaz vert, débouche soit sur une installation de cogénération sur site (production simultanée de chaleur et d’électricité), soit sur l’injection directe de gaz vert dans le réseau. © Rehau

Une liste de demandes

Malgré tout, les membres de France Gaz ont déroulé une liste de demandes. 

La première est toute simple : conserver le tarif d’achat (traduction : ne nous faites pas le coup de la suppression rétroactive du tarif d’achat pour les installations photovoltaïques sur les toitures de moins de 500 kWc). France Gaz se félicité de l’arrivée durant l’été 2024 du mécanisme des Certificats de Production de Biogaz (CPB).  Aux termes de ce mécanisme, les fournisseurs d'énergie qui commercialisent du gaz aux consommateurs devront restituer des Certificats de Production de Biogaz à l'État chaque année, proportionnellement aux volumes de gaz qu'ils commercialisent. Pour cela, ils pourront soit acheter des certificats à des producteurs de biométhane, soit produire eux-mêmes du gaz renouvelable et générer ainsi leurs certificats. Les fournisseurs qui ne restitueront pas le volume de CPB qui leur incombe seront redevables d'une pénalité financière envers l'État. Ainsi, les porteurs de projets de méthanisation pourront négocier leur capacité à produire des Certificats de Production de Biogaz auprès des fournisseurs d'énergie, afin que ceux-ci atteignent leur obligation réglementaire. L’objectif des CPB est de 10 TWh en 2029. 

Mais, soulignent les membres de France Gaz, les CPB doivent demeurer un complément en plus des tarifs d’achat.  Ils demandent également le lancement d’appels d’offres pour augmenter la production de gaz vert, un soutien à la décarbonation des industries et au développement de la mobilité utilisant le gaz vert comme carburant. Enfin, ils aimeraient que le gaz vert soit soumis à une fiscalité incitative par rapport au gaz naturel : TVA réduite, prise en compte du gaz vert dans la RE2020, dans le DPE, etc.

Christophe Provot, Directeur Général du SIGEIF (Syndicat intercommunal pour le gaz et l'électricité en Île-de-France), à gauche, a présenté le projet de construction d’une usine de méthanisation à Gennevilliers, au bord de la Seine, sous l’autoroute A15. Le permis de construire a été obtenu fin 2024. Les travaux commencent à l’été 2025, la production de gaz vert devrait débuter en 2026. L’exploitation est confiée à Paprec. À terme, cette usine transformera 50 000 tonnes de déchets alimentaires par an, pour produire 30 000 MWh de gaz vert et 43 000 t de digestat. Tout ça avec zéro rejet des eaux de process. Le digestat sera transporté par voie fluviale jusqu’à Limay (78), puis utilisé sur des exploitations agricoles d’Eure et d’Eure-et-Loir, appartenant à la coopérative agricole NatUp. Jusqu’à 2 000 hectares de terres agricoles pourront ainsi être fertilisées chaque année. © PP

De son côté, Sébastien Roussel, directeur régional chez Moulinot, a rappelé sur les 8 Mt de déchets alimentaires générés en France par an, seulement 1 Mt sont triées aujourd’hui. Rien qu’en Île-de-France le potentiel est de 1,4 Mt, avec à peine 250 000 t triées par an. En 2023, l’entreprise a implanté "Normal Soupe by Moulinot" en face d’une unité de méthanisation en Seine-et-Marne à Réau. La municipalité a modifié son PLU pour autoriser l’implantation d’un méthaniseur et de l’agence de tri de déchets alimentaires de Moulinot. Résultat, injection dans le réseau gaz de Réau, et 7500 camions au GNL alimentés par an, des emplois locaux et non-délocalisables créés. © PP / © Moulinot