Jusque-là, tout allait à peu près bien, mais cela pourrait ne pas durer. C’est, en résumé, le sens d’un nouveau rapport de la Cour des comptes sur le soutien au développement du biogaz, publié le 5 mars. Les 2,6 milliards d’euros d’argent public dépensés entre 2011 et 2021 pour soutenir le développement de la méthanisation agricole ont bien permis d’atteindre les multiples objectifs visés : la décarbonation de l’énergie, la résilience des exploitations agricoles et la valorisation des déchets, en limitant les effets pervers, parfois rencontrés chez nos voisins allemands, plus gros producteurs de biogaz en Europe, suivis de l’Italie et du Royaume-Uni.
La France, quatrième, a en effet choisi de limiter la concurrence avec la production alimentaire en n’autorisant pas plus de 15% de culture énergétique. Elle a aussi scrupuleusement encadré l’utilisation des digestats, ces résidus de méthanisation qui peuvent remplacer certains engrais pétrochimiques. Le tout en fournissant un complément de revenus aux exploitations agricoles, de l’ordre de 20% d’excédent brut d’exploitation supplémentaire comparé à une exploitation sans méthaniseurs, a calculé la Cour des comptes. L’impact est beaucoup moindre pour les agriculteurs se limitant à fournir des intrants ou à épandre les digestats sur leurs terres.
Du gaz vert pour quoi faire ?
À fin 2023, la France comptait 1911 méthaniseurs dont 652 qui injectaient du biométhane, du biogaz purifié du CO2 excédentaire, dans le réseau. Les autres, de petites unités agricoles, valorisent le biogaz non filtré dans des unités de cogénération produisant électricité et chaleur. En 2023, la filière a ainsi produit 3 TWh d’électricité et injecté 9,1 TWh de biométhane. Un chiffre en constante progression. Grâce à de nouveaux tarifs d’achats, on compte à fin 2024 731 unités de méthanisation qui auront injecté 11,6 TWh de biométhane. Cette réussite a un coût : le soutien à l’injection a coûté 800 millions d’euros en 2023, 1,1 milliard en 2024, et devrait atteindre 1,2 milliards d'euros en 2025.
Or l’objectif de la nouvelle feuille de route énergie, la PPE3, à paraître début avril, est maintenant d’atteindre 50 TWh de production de biogaz en 2030, dont 44 TWh en injection. Un objectif qui interroge la Cour des comptes, qui relève que la place du gaz dans le mix énergétique de la France à 2050 n’est pas claire. Sachant que la consommation de gaz pourrait baisser de 65% d’ici là et que le résiduel doit être à 100% décarboné, mais que sa production dépendrait de la disponibilité des ressources pour le produire, observe la Cour. Des ressources de plus limitées, pour lesquelles il faut établir une hiérarchisation des usages – qui permettrait aussi d’actualiser la stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB) publiée en 2018 – ainsi que les schémas régionaux de la biomasse en cohérence avec la nouvelle stratégie nationale bas carbone (SNBC3). Encore faut-il savoir à quoi on veut réserver le gaz vert.
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Février 2026
Cours des matières premières importées - Pétrole brut Brent (Londres) en euros€/baril
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Mars 2026
Huile de palme - Malaisie$ USD/tonne
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3 Avril 2026
Gazole France HTT€/litre
L'avenir du réseau de GRDF en questions
Or les scénarios futurs énergétiques de RTE de 2021, sur lesquels se base la stratégie énergie climat de la France actuelle, sont limités à l’électricité. La première recommandation du rapport demande donc au ministère de l’Economie que les gestionnaires des réseaux de transports d’électricité et de gaz – RTE, Natran (ex-GRTgaz) et Terega – travaillent ensemble à des scénarios prospectifs sur le mix énergétique complet à l’horizon 2050, avec ce qui peut être électrifié et ce qui nécessitera encore du gaz. Ce qui permettra de définir des scénarios d’évolution de la consommation de gaz et d’analyser l’impact économique et financier de l’évolution des réseaux de gaz, notamment celui de distribution, dont la pérennité est questionnée. C’est la seconde recommandation du rapport, qui en compte huit.
L’autre sujet qui inquiète les Cour des comptes est le nouveau mécanisme de soutien au biogaz, les certificats de production de biométhane, ou CPB. Inspiré des Certificats d’économie d’énergie, il instaure des obligations d’incorporation de volumes de biogaz pour les fournisseurs d’énergie, qui, comme pour les CEE, répercuteront ces coûts sur le consommateur final. Or la Cour des comptes est déjà très critique sur les CEE, qu’elle voudrait supprimer. Mais leur qualité première étant de ne rien coûter aux finances publiques, ils demeurent. Les CPB, qui pourront être échangés sur un marché, permettraient ainsi de rentabiliser l’investissement dans des unités de méthanisation de plus de 25 MW, en assurant un débouché à la production.
Fixer des objectifs de cPB à 2035
Cependant, les règles du mécanisme publiées en juillet 2024, après trois ans d’attente, ne couvrent que les périodes 2026 et 2027, observe la Cour des comptes. Or il faut quatre ans pour construire un méthaniseur. De plus, pour baisser les coûts, la taille des unités pourrait massivement augmenter, posant la question du partage de la valeur alors que le rôle des agriculteurs serait réduit à celui de fournisseurs d’intrants. Sans parler du risque de position dominante d’acteurs comme Engie ou TotalEnergies.
Le rapport demande donc de définir des objectifs de CPB à l’horizon 2035 «à partir d’une évaluation indépendante des cibles atteignables et du coût répercuté sur les consommateurs». Car clairement, en l’état, la politique de biogaz tient plus de pilotage à vue en fonction des contraintes budgétaires que de la stratégie planifiée de transition énergétique, avec des objectifs étayés. Ces objectifs clairs qui permettraient d’avoir une communication plus limpide auprès des populations riveraines des installations, mais aussi plus largement sur l’avenir du gaz comme énergie en France. Ce qui ne serait pas un luxe.
Dommage néanmoins que ce touffu rapport de la Cour des comptes, qui comprend aussi un passionnant comparatif avec quatre de nos voisins européens, se soit limité à la méthanisation et n’ait pas anticipé les nouvelles possibilités de production de biogaz, comme la pyrogazéification (49 projets identifiés, dont un lancé) ou la gazéification hydrothermale (29 projets), sur lesquels compte la filière gaz pour atteindre les 50 TWh, mais encore hors du radar de la PPE3. Ni sur le potentiel de captation et valorisation du CO2 biogénique sur ces installations de production de gaz vert, qui devrait trouver un débouché pour la production de carburants durables pour le maritime ou l’aérien. Ce sera, peut-être, pour un prochain rapport.
