Alors que les premières unités en cogénération datent du début des années 2000 et que la première en injection de gaz vert a débuté en 2011, la France compte aujourd’hui plus de 1 400 méthaniseurs dont près de 800 en injection. Ces chiffres montrent qu’en 25 ans, et même en moins de 15 ans pour l’injection, cette nouvelle source de production d’énergie renouvelable a réussi à trouver sa place au sein des exploitations.
Cette dynamique a été possible grâce au soutien à la production de biogaz qui a principalement reposé sur la combinaison de tarifs d’achat et de subventions d’investissement.
Le poids des aides
Selon le rapport de la Cour des comptes, les subventions représentent en moyenne 11,4 % des coûts d’investissement des projets. Le montant unitaire du soutien aux projets d’injection de biométhane (plus nombreux que ceux de cogénération depuis 2019) s’avère en moyenne plus élevé, de l’ordre de 500 000 €, contre 300 000 € environ pour les projets de cogénération.
Après avoir fortement soutenu l’essor de la filière à partir de 2011, l’État a, pour des raisons budgétaires, opéré un resserrement des tarifs en 2020, couplé à la priorisation de l’injection de biométhane. Puis les tarifs du biométhane ont été revalorisés le 10 juin 2023 afin de relancer la filière, confrontée à une inflation importante des coûts et à une forte baisse du nombre de nouveaux projets.
Désormais, l’État privilégie un soutien via les certificats de production de biogaz (CPB), qui visent à faire contribuer les fournisseurs de gaz au développement de la filière et à limiter ainsi l’impact sur les finances publiques. Les coûts liés à ces certificats étant finalement supportés par les consommateurs de gaz et non par le budget de l’État.
Passer de la cogénération à l’injection
Aujourd’hui, le dossier le plus sensible est de piloter les sorties de cogénération, qui sont en manque de rentabilité. Il faut pouvoir donner à ces méthaniseurs la possibilité de passer de la cogénération à l’injection, à partir du moment où le tuyau de gaz n’est pas trop éloigné.
En 2026, on s’attend à de nombreux projets de transformation de cogénération en injection, car on devrait pouvoir sortir de la cogénération en cours de route sans payer de pénalité et avec l’aide des Certificats de production biogaz (CPB). En effet, on ne peut pas repartir sur des prix de gaz garantis avec les mêmes installations. « Les acheteurs de CPB, comme Engie, Total ou EDF pourront acheter des kWh, mais nous n’avons pas encore de visibilité sur le niveau de prix, car chaque contrat sera spécifique, contrairement à ce qu’on connaît aujourd’hui avec un prix de référence du gaz et un coefficient d’actualisation chaque semestre », explique Christophe Boudes, responsable des filières Transition Énergétique du Crédit Agricole du Nord-Est.
Les acheteurs de CPB auront-ils une solidité financière aussi importante que celle d’Engie ou d’EDF ? Quelle durée de contrat seront-ils en capacité de mettre en place ? Autant de questions qui restent en suspens. En tout cas, avec les CPB, nous allons vers un système un peu moins encadré.
La méthanisation nécessite de gros investissements mais génère aussi du résultat. Même peut-être trop selon la Cour des comptes, qui dans son rapport daté du 6 mars dernier, relève un taux de rentabilité́ (TRI) des projets avant impôts, dont la médiane se situerait autour de 13,9 %, sans prise en compte des subventions d’investissement. Avec celles-ci, le TRI médian se situerait autour de 16,9 %.
Depuis le 6 juillet 2024, un décret gouvernemental a modifié les règles du jeu pour le secteur du biométhane. Il crée un nouveau dispositif : les certificats de production de biogaz (CPB). Les fournisseurs de gaz doivent désormais prouver qu’ils intègrent une certaine quantité de biométhane dans le gaz qu’ils vendent à leurs clients, en remettant des CPB à l’État. Concrètement, 1 CPB = 1 MWh de biométhane produit et injecté. Pour obtenir ces certificats, les fournisseurs de gaz devront soit produire eux-mêmes du biométhane renouvelable, soit en acheter à des producteurs, notamment les agriculteurs.
Cette obligation est assortie d’une sanction financière (100 euros d’amende par CPB manquant). Même après avoir payé l’amende, le fournisseur reste tenu d’atteindre ses objectifs d’incorporation de biométhane. Ce système ouvre de nouvelles perspectives commerciales pour les agriculteurs méthaniseurs qui sont arrivés en fin de contrat. Ils devront désormais négocier la vente de leur biométhane avec les fournisseurs de gaz, en fonction du prix du marché et des besoins des acheteurs.
