La publication en novembre 2011 des tarifs d’achat pour le biométhane injecté dans les réseaux de gaz ouvrait une voie nouvelle à une filière jusque-là cantonnée à la valorisation électricité et chaleur. L’appétit était réel : environ 280 projets déposés pour étude auprès de GRDF, une trentaine auprès de GRTgaz et TIGF, et l’entrée en lice de développeurs venus de l’éolien et du photovoltaïque.
Le paradoxe français est connu. Le pays dispose du premier gisement de biogaz d’Europe grâce à son secteur agricole, mais ne valorisait que 526 ktep en 2009 contre 4,2 Mtep en Allemagne et 1,7 Mtep au Royaume-Uni, soit moins de 10 % d’un potentiel brut estimé entre 7 et 16 Mtep.
Un dispositif qui place l’incitation à l’aval
Le mécanisme retenu repose sur la garantie d’origine. Le fournisseur de gaz capte un premium biométhane et en conserve une quote-part, 25 % en règle générale, 100 % si le gaz est utilisé comme carburant, le solde venant en déduction de la compensation versée via un fonds géré par la Caisse des Dépôts.
Ce premium se décompose en deux valeurs. Une valeur carbone d’abord, équivalente aux émissions évitées : à 9 €/t, soit le cours de début 2012, elle représentait 1,7 €/MWh gaz, et pouvait atteindre 6 €/MWh à horizon 2020 sur la base d’une tonne à 30 €. Un premium marketing ensuite, lié à la valeur d’image ou citoyenne, estimé par comparaison avec les offres d’électricité verte à environ 3,5 % de la part fourniture, soit près de 1,6 €/MWh.
Au total, le premium gaz vert ressortait à 3,3 €/MWh à court terme et près de 7,6 €/MWh à horizon 2020.
Deux dynamiques de marché à anticiper
La première hypothèse est un transfert de valeur de l’aval vers l’amont. Compte tenu de délais de développement de quatre à sept ans, une tension pouvait apparaître entre demande de gaz vert et offre disponible. Pour sécuriser leur approvisionnement, les fournisseurs seraient alors amenés à rémunérer les producteurs au-delà du tarif d’achat, conçu comme un plancher. Nos analyses montraient qu’une internalisation complète du premium par les développeurs améliorerait le TRI des projets d’1 à 2 points.
La seconde hypothèse est l’implication directe des fournisseurs dans le développement des projets. Le TRI cible de 10 % fixé par la DGEC était jugé insuffisant par plusieurs investisseurs au regard des risques : coûts réels mal connus sur l’épuration, l’injection et le raccordement, risque d’interruption lié aux exigences de qualité gaz, durées d’instruction incertaines en DREAL, et concurrence frontalière sur les intrants. Dans ces conditions, les fournisseurs pouvaient investir eux-mêmes pour garantir les volumes et capter la valeur de commercialisation. C’est exactement la configuration observée en Allemagne, où la majeure partie des producteurs de biométhane injecté sont des acteurs intégrés.
Une pérennité du dispositif qui restait à démontrer
Deux incertitudes pesaient. La première, technique : l’évaluation financière de la garantie d’origine repose sur un système déclaratif, aisé à établir pour une offre catalogue mais délicat pour une offre packagée, négociée, ou pour un fournisseur ne proposant que du gaz vert.
La seconde, plus structurelle : dans le portefeuille de technologies de décarbonation, l’injection de biométhane ne figure pas parmi les filières les plus efficaces. Cette réalité devait conduire les pouvoirs publics à réviser le dispositif au juste nécessaire, et rien ne garantissait le maintien du principe de conservation d’une fraction du premium. Sauf, précisément, si la filière était pensée non comme un instrument de politique énergétique seule, mais aussi de politique agricole.
Pour aller plus loin, téléchargez notre analyse complète ci-dessous ou contactez nos experts.
