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Le dispositif de soutien au biométhane injecté dans les réseaux

La digestion anaérobie de matière organique produit un gaz constitué principalement de méthane et de dioxyde de carbone, appelé biogaz.

Le biogaz peut être épuré afin d’obtenir les caractéristiques physico-chimiques du gaz naturel et de pouvoir être injecté directement dans les réseaux de gaz naturel. C’est alors du biométhane.

La production de biométhane est soutenue par les pouvoirs publics au travers du dispositif d’obligation d’achat prévu à l’article L. 446-1 et suivants du code de l’énergie. Tout producteur de biométhane injectant du gaz dans les réseaux est rémunéré par un tarif d’achat, dont le niveau est fixé par arrêté, qui lui est versé par le fournisseur de gaz avec lequel il a conclu un contrat d’achat de sa production. Les charges résultant de l’exécution de ces contrats sont financées par la « contribution biométhane », dont s’acquittent tous les consommateurs finals de gaz naturel.

Contexte

La réglementation

La vente de biogaz est régie par les articles L. 446-1 et suivants du code de l’énergie. Huit arrêtés et décrets ont été pris en novembre 2011 pour spécifier les conditions d’application de l’obligation d’achat du biométhane. Certains ont été modifiés depuis pour permettre la double valorisation du biogaz (électricité et gaz naturel) ou pour autoriser la production de biométhane à partir des boues des stations d’épuration.

Pour en savoir plus :

Décret n° 2011-1595 du 21 novembre 2011 relatif à la compensation des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel
Décret n° 2011-1594 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de vente du biométhane aux fournisseurs de gaz naturel
Décret n° 2011-1596 du 21 novembre 2011 relatif aux garanties d’origine du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel
Décret n° 2011-1597 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de contractualisation entre producteurs de biométhane et fournisseurs de gaz naturel (modifié par le décret n° 2013-177 du 27 février 2013 et par le décret n° 2014-672 du 24 juin 2014)
Arrêté tarifaire du 23 novembre 2011 fixant les conditions d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel, modifié par l’arrêté du 27 février 2013 (double valorisation du biogaz) et par l’arrêté du 24 juin 2014 (autorisation donnée aux stations d’épuration d’injecter du biométhane)
Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la nature des intrants dans la production de biométhane pour l’injection dans les réseaux de gaz naturel et modifié par l’arrêté du 24 juin 2014
Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d’origine venant en réduction des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation
Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d’origine venant en réduction des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation

Le fonctionnement

La figure ci-dessous schématise le fonctionnement de la « contribution biométhane ».


Source : CRE

Contrairement aux producteurs d’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat, les producteurs de biométhane ont la faculté de choisir leur acheteur. Des acheteurs de dernier recours sont prévus. Leur liste a été fixée par l’arrêté du 4 juin 2012.
Des garanties d’origine (GO) sont associées à l’injection de biométhane dans le réseau. L’acheteur est subrogé au producteur dans son droit à obtenir la délivrance des GO :

  • s’il valorise les garanties d’origine qu’il détient sous forme de gaz (vente des GO à une contrepartie ou vente à certains de ses clients de « gaz vert »), 75 % du produit de cette vente sont affectés à la réduction des charges de service public ;
  • s’il les valorise sous forme de carburant, il conserve la totalité du produit de la vente.

Types d’installations et tarifs

Les tarifs perçus par les producteurs de biométhane dépendent du type d’installation (installation de stockage de déchets non dangereux - ISDND, méthanisation agricole, station d’épuration, etc.), des types d’intrants utilisés, et de la capacité maximale de production. Ces tarifs sont indexés sur l’évolution des indices du coût du travail dans les industries mécaniques et électriques et celui des prix à la production de l’industrie.

Pour comparaison, la moyenne des prix du gaz naturel en France au PEG Nord retenue pour calculer les charges de service public prévisionnelles de 2015 est de 25 €/MWh. Les tarifs d’achat peuvent donc être jusqu’à plus de cinq fois supérieur.

La double-valorisation

La double-valorisation est un moyen pour un producteur de s’affranchir des limites éventuelles rencontrées pour les débouchés de l’une ou l’autre des valorisations. C’est le cas d’une installation implantée dans une zone de faible consommation de gaz ne permettant pas d’injecter la quantité de biométhane souhaitée dans le réseau de gaz naturel et ne disposant pas d’un débouché chaleur suffisant pour permettre de rentabiliser une installation de cogénération3. Dans un tel cas, la double-valorisation permet d’injecter une quantité de biométhane moins importante, pour ne pas saturer le réseau de gaz naturel de la zone, et de valoriser une proportion plus importante de la vapeur produite par l’installation de cogénération, augmentant ainsi son efficacité énergétique et le montant de la prime qui lui est associée.
Cette disposition permet ainsi à une installation de cogénération mise en service avant la date de publication du décret du 27 février 2013 de bénéficier d’un contrat d’achat pour l’injection de biométhane à un tarif d’achat prenant en compte l’amortissement partiel déjà réalisé.

********
3 La délibération de la CRE du 28 avril 2011 portant avis sur le projet d’arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz montre que le taux de rentabilité interne d’un projet est fortement dépendant de l’efficacité énergétique de l’installation, elle-même fonction de la quantité de chaleur que le producteur est en mesure de valoriser.

Charges de service public et contribution biométhane

Chaque année avant le 31 mars de l’année N, les acheteurs de biométhane au cours de l’année N-1 déclarent à la CRE :

  • leurs achats de biométhane constatés au titre de l’année précédente ;
  • leurs frais de gestion ;
  • la valorisation de leurs garanties d’origine.

Chaque année avant le 31 juillet de l’année N, les acheteurs de biométhane au cours de l’année N+1 déclarent à la CRE :

  • leurs achats de biométhane prévisionnels pour l’année suivante ;
  • leurs frais de gestion prévisionnels ;
  • la valorisation de leurs garanties d’origine prévisionnelle.

Les charges de service public du biométhane sont constituées par :

  • les surcoûts d’achat du biométhane injecté, calculés par différence entre les tarifs d’achat et les prix de marché de gros du gaz naturel pour les quantités injectées ;
  • les frais de gestion induits par la mise en place de ce dispositif (développement de systèmes d’information, frais de personnel, etc.) ;
  • les frais de trésorerie à la charge des fournisseurs dès lors que le montant qu’ils ont recouvré est inférieur (ou supérieur) au montant de leurs charges réelles ;
  • la valorisation éventuelle de GO qui vient en déduction.

La méthodologie appliquée par la CRE pour le calcul des charges est accessible ici.
Les charges à compenser pour l’année N+1 intègrent la régularisation des années antérieures. Elles sont calculées par la CRE comme suit :

La contribution unitaire proposée par la CRE est calculée en divisant les charges de service public par l’assiette de contribution, qui est constituée des kilowattheures facturés aux consommateurs finals de gaz naturel. À titre d’exemple, les charges prévisionnelles pour 2015 sont de 7,6 millions d’euros et la contribution unitaire de 0,0153 €/MWh. Cela représente un impact de 0,26 € HT sur la facture type d’un client se chauffant au gaz (B1 « chauffage » et consommation de 17 MWh par an).

Perspectives de développement

Les premières installations de biométhane injecté ont vu le jour en 2012. Le développement de la filière se fait à un rythme régulier. La CRE prévoit que le nombre d’installations passe de 3 en 2013 à 20 en 2015, pour une quantité de biométhane injecté de 89 GWh.

Évolution du nombre d’installations et de la quantité de biométhane injecté

Source : CRE

L’évolution du montant des charges de service public liées à l’obligation d’achat de biométhane suit la même tendance : il passerait de 1 million d’euros en 2013 à 7,6 millions d’euros en 2015.

Évolution des charges de service public de biométhane
(avec un prix moyen du gaz naturel en France au PEG Nord de 25 €/MWh)


Source : CRE

En 2013, les ministres de l’énergie et de l’agriculture ont présenté le plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote, celui-ci prévoit de passer de 250 à 1 500 unités de méthanisation en 2020. Cet objectif cumule la valorisation de biogaz sous forme d’électricité et de biométhane injecté.
Lors du colloque national biomasse (1er juillet 2014), la ministre chargée de l’énergie a annoncé un objectif de biogaz injecté représentant 10 % du gaz naturel circulant dans les réseaux en 2030, ce qui représenterait autour de 50 TWh en considérant la consommation française actuelle de gaz de l’ordre de 500 TWh/an.
Dans sa feuille de route méthanisation, l’ADEME envisage dans son « scénario volontariste » que 30 TWh de biométhane serait injecté dans les réseaux de gaz en 2030.

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