Deux fois plus de centrales de biométhane en service fin 2018

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(Crédit : France Biométhane)

Prévue par la loi du 24 février dernier et confirmée lundi dernier par Sébastien Lecornu, secrétaire d’État auprès du ministre de la Transition écologique et solidaire, la prise en charge à 40% du coût de raccordement des projets de biométhane* est encore en attente d’un arrêté et d’un décret. Le Code de l’énergie, qui affecte aux producteurs d’énergie la totalité des frais de connexion au réseau, doit être modifié.

La réfaction tout de suite

Christophe Bellet, responsable projet biométhane de GRDF, n’a aucun doute sur la parution des textes et d’ailleurs l’opérateur de réseau estime être en mesure de mettre en oeuvre dès maintenant cette réfaction tarifaire. Elle va contribuer à accélérer le développement de cette filière en retard sur les objectifs nationaux. « Pour des projets de taille moyenne, par exemple de 3 M€ et 80 Nm3, un raccordement de 3 km coûte 300 000 euros, soit 10% de l’investissement. La prise en charge à 40% va les encourager », prévoit ce professionnel.

Pour l’instant, le surcoût va être assumé par l’opérateur de réseau, d’une part parce qu’il est très ...

marginal à son échelle (4 M€ pour 2018, pour un chiffre d’affaires de 3,6 Mds€), de l’autre, car la structure du tarif réseau concerné a été fixée pour quatre ans par la Commission de régulation de l’énergie. La prise en charge sera donc répercutée plus tard sur les utilisateurs. Soit dit en passant, ce coup de pouce vient fragiliser un peu plus le biométhane porté, déjà considéré par une récente étude de l’Ademe comme un procédé non viable économiquement, à de rares exceptions.

90 projets en production en fin d’année prochaine

Coté biométhane injecté sur place, une vingtaine de projets devraient être débloqués de ce fait selon Christophe Bellet. Ce qui représente une petite poussée de plus dans une filière qui semble de toute façon entamer son décollage. A la fin du premier semestre 2017, 1,4 TWh de production supplémentaire ont été enregistrés dans la file d’attente de projets, pour un total de 6,5 TWh. La filière fait donc trois fois mieux que lors du premier semestre 2016. Christophe Bellet compte sur pas moins de 50 projets supplémentaires raccordés en 2018 pour GRDF, alors que 36 sont en service aujourd’hui pour l’ensemble des opérateurs de réseau et 32 pour GRDF. Le secteur pourrait donc compter sur 90 projets installés fin 2018.

Devenir compétitif, le nouveau sujet

Fait notable : la très grande majorité de la production sera destinée au transport, un usage pour lequel le biométhane n’est pas exonéré de la taxe carbone. Une incohérence qui renchérit de 5,88 €/MWh le prix du bioGNV. Cela dit, avec ou sans taxe carbone, le prix global reste très loin de la parité avec celui de la molécule d’origine fossile. Ce dernier varie entre 17 et 20 €/MWh quand le coût du biogaz épuré navigue en moyenne entre 85 € et 100 €/MWh. Avec une pointe à 130€ pour les petits projets et un plus bas autour de 50€ pour les gisements en décharge. C’est là le nouvel enjeu de cette filière : tirer sérieusement les prix vers le bas et devenir compétitive, car l’obligation d’achat et les tarifs actuels ne dureront pas ad vitam.

La Loi pour la transition énergétique prévoit 10% de gaz renouvelable dans la consommation en 2030. L’actuelle Programmation pluriannuelle de l’énergie fixe un objectif d’injection de 1,7 TWh/an en 2018 et de 8 TWh/an en 2023. Mais en 2016, seul 215 GWh ont été produits… L’évolution du pipe indique néanmoins que la filière commence à combler pour de bon son retard.

* Les petites centrales d’électricité renouvelable sont également concernées par cette aide, prévue par la loi du 24 février 2017 qui ratifie les ordonnances du 27 juillet 2016 sur l’autoconsommation d’électricité et du 3 août 2016 sur la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables.