OPINION. Le biométhane, produit via la méthanisation, émerge comme une alternative pour compenser partiellement le gaz naturel. Cependant, cette filière soulève des questions économiques, environnementales et sociales, notamment sur sa viabilité à long terme et ses impacts sur les territoires. Par Sébastien Bourdin, Roland Condor, Luc Tessier (EM Normandie) et Christine Fournès, ESSCA (*).
Les pays européens tentent de décarboniser leurs économies par le développement d'innovations favorisant leur transition énergétique. Dans la même période, le conflit entre la Russie et l'Ukraine déstabilise l'approvisionnement en gaz naturel de l'Union européenne alors que cette ressource fossile, considérée comme moins polluante, est envisagée comme un chainon indispensable à la transition énergétique.
La substitution partielle du gaz naturel par la production de biométhane apparaît donc comme une alternative crédible. Le procédé utilisé, la méthanisation, permet de produire du biométhane à partir de la fermentation anaérobique de matières organiques. Le biométhane obtenu peut être destiné à deux voies de valorisation : soit la production d'électricité et de chaleur ; soit la production d'un gaz épuré destiné être injecté dans le réseau de gaz naturel.
En France, l'essor de cette nouvelle filière prometteuse pour ses opérateurs, soulève pourtant des questions quant à son impact environnemental, sa durabilité et sa dépendance aux aides publiques.
Enjeux économiques : un secteur en pleine croissance, mais des performances disparates
Une équipe de chercheurs de l'EM-Normandie et de L'ESSCA (1) a analysé les modèles d'affaires ainsi que les performances économiques et financières de 334 unités de méthanisation entre 2015 et 2019. Cette cohorte de projets, suivie sur 5 ans, à partir de la disponibilité de leurs états financiers (2), concernent à la fois des valorisations locales ou nationales du biométhane produit.
L'étude définit plusieurs modèles d'affaires en distinguant, à la fois, les porteurs de projets, la nature des intrants utilisés et la taille des installations techniques. Ces critères permettent de souligner, pour chaque type de projets, des modèles de revenus et des contraintes opérationnelles spécifiques.
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Trois catégories sont décrites :
- 1. Les projets portés par un ou plusieurs agriculteurs
- 2. Les projets portés par un ou plusieurs entités industrielles
- 3. Les projets portés par des collectivités territoriales en association avec des agriculteurs et/ou des industriels.
Les principales constatations opérationnelles et économiques de ce travail de recherche sont convergentes avec les conclusions du dernier rapport technique publié en décembre 2024 par la commission de régulation de l'énergie (CRE), bien que ce dernier rapport analyse des projets destinées à injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel. Les deux études soulignent, de concert, la dépendance des unités de méthanisation aux tarifs d'achat garantis et le niveau satisfaisant de rentabilité des projets portés par des collectifs d'agriculteurs.
Entre 2015 et 2019, le chiffre d'affaires total des 334 unités de méthanisation suivies, a bondi de 35 %. La rentabilité opérationnelle semble également assurée. Les excédents bruts d'exploitation (EBE) (3) observés ont triplé sur la même période. Ces succès globaux masquent néanmoins d'importantes disparités entre les acteurs : agriculteurs, industriels, et partenariats mixtes. Si chaque type de modèles d'affaires peut, a priori, bénéficier de tarifs d'achats déterminés par la nature et la taille du projet, la comparaison des structures de coûts des modèles d'affaires font apparaitre des différences, en particulier en raison de la nature des intrants organiques, de leur disponibilité et des traitements nécessaires au processus.
Les installations de type industriel présentent, de ce point de vue, des niveaux de coûts complets plus élevés que les installations agricoles en raison de dépenses d'exploitations et d'investissements plus élevés. Les agriculteurs constituent 57 % des unités observées et présentent les meilleures performances économiques. Cette situation s'explique d'abord par leur accès privilégié aux déchets organiques et aux cultures produites sur des exploitations agricoles généralement adossées aux projets. Les unités agricoles bénéficient donc d'un coût d'approvisionnement réduit, leur permettant d'afficher une rentabilité opérationnelle supérieure.
En moyenne, leur EBE représente 41 % du chiffre d'affaires, contre seulement 5 % pour les projets portés par des industriels. Les projets industriels, souvent de plus grande taille, affichent un chiffre d'affaires plus important, mais peinent à atteindre une rentabilité opérationnelle équivalente. Leur dépendance à l'achat de matières premières et leurs charges financières, dues à des investissements techniques plus conséquents, freinent leurs performances économiques. Ces projets, de plus grande taille, présentent néanmoins de meilleures garanties financières vis-à-vis des apporteurs de capitaux. Leur maîtrise des mécanismes de levée de fonds les autorise à négocier des financements à long terme sans mobiliser de fonds propres trop importants et de bénéficier ainsi d'effets de levier. Ces éléments compensent partiellement leurs désavantages opérationnels. Ces industriels obtiennent ainsi une rentabilité financière supérieure à celle des agriculteurs et/ou des partenariats mixtes. Pour leur part, les partenariats mixtes, bien qu'offrant des avantages de mutualisation des ressources, présentent une rentabilité fluctuante, oscillant selon les projets entre succès et difficultés financières.
Par sa forte dépendance à des intrants d'origine agricole, la production de biométhane est soumise à des facteurs macroéconomiques, climatiques et géopolitiques, plus encore que l'exploitation de gaz fossile. L'activité est soumise à des risques de fluctuations des prix. Les prix garantis, sur la base d'un engagement pluriannuel, ont été jugés essentiels par les autorités de régulation pour le développement du biométhane. Ils protègent les producteurs d'une volatilité excessive, facilitant ainsi le financement des projets. Cette dépendance aux aides publiques suscite désormais des débats. Le maintien de ces soutiens, coûteux pour les finances publiques, est en débat. La question a été d'autant plus critique dans le contexte de pressions inflationnistes post-Covid et de hausse des taux d'intérêt. Cette hausse des taux d'intérêt pourrait, à terme, dégrader les effets de levier des modèles d'affaires des projets industriels.
La disparité apparente des performances économiques et financières, notée également par le dernier rapport de la CRE, implique, de son point de vue, une remise à plat des mécanismes d'aides afin d'équilibrer les retours économiques. En 2020, le gouvernement français a tenté de réduire ces tarifs garantis, avant de faire marche arrière en raison de la mobilisation des acteurs du secteur, qui ont alerté sur un risque de ralentissement des démmarages de nouveaux projets. Ces derniers ont souligné l'augmentation des coûts de construction et de maintenance des équipements. On peut néanmoins se questionner sur le modèle d'affaires à privilégier : un modèle porté par des agriculteurs, à rayonnement local, qui cherchent à maximiser la rentabilité d'exploitation ou un modèle porté par des industriels, de plus grande taille, où l'objectif principal reste la maximisation de la rentabilité financière pour les actionnaires ? La CRE préconise une révision des tarifs et un meilleur ciblage des aides publiques pour aligner les niveaux de soutien sur les besoins réels des projets. Ces épisodes illustrent le dilemme des autorités : comment équilibrer soutien public et transition vers un modèle énergétique plus autonome ?
Des enjeux environnementaux et technologiques
Après la phase de décollage dans la décennie précédente, le programme national de soutien à cette activité s'oriente vers une industrialisation accrue du secteur et une croissance du nombre d'unités destinées à l'injection. Les unités de production de ce type, en service sur le territoire métropolitain, a été multiplié par 6 ces dernières années et dépassent désormais 700 sites en 2024. Cette filière a atteint une capacité cumulée de 12 TWh PCS/an à la fin de 2023 pour un objectif de la loi de transition énergétique autour de 40 TWh PCS/an en 2030, dépassant déjà les objectifs intermédiaires du programme. Cette montée en puissance s'est accompagnée d'une croissance de la taille unitaire des nouveaux projets, souvent soutenus par de grands énergéticiens.
À la différence de projets valorisant localement le biométhane par une production locale d'électricité et de chaleur, les projets en injection nécessitent des investissements plus importants (de l'ordre du triplement des ordres de grandeur) nécessaires à l'épuration du gaz, sa compression et le raccordement final au réseau de distribution. La croissance de ce type de valorisation promet des économies d'échelle grâce à des infrastructures plus performantes et une standardisation accrue des processus. Les dernières données disponibles, publiées en décembre 2024, par la CRE, font apparaitre une tendance à la baisse des dépenses d'investissements pour des unités mises en service depuis 2017 ce qui semble confirmer l'industrialisation en cours de la filière. Pour améliorer encore le modèle économique, la filière mise également sur des innovations technologiques à venir et sur la valorisation de sous-produits.
Des solutions nouvelles, telles que la pyrogazéification de déchets solides associée à la méthanation des gaz obtenus, la gazéification hydrothermale de déchets humides (dont les résidus des processus de méthanisation) sont testées. Elles nécessitent encore des investissements en recherche et développement. Sur le plan environnemental, la valorisation des co-produits, comme le digestat utilisé en fertilisation, demeure limitée par des contraintes réglementaires. Enfin, bien que marginale aujourd'hui, la valorisation du dioxyde de carbone (CO2) pourrait offrir des opportunités significatives dans les années à venir.
Cette approche ne fait pourtant pas l'unanimité. Des critiques mettent en avant les risques associés à une production de masse. Le biométhane, énergie renouvelable, n'est pas exempt de critiques environnementales. L'intensification de son développement pourrait accentuer des pratiques peu durables et poser des questions sur la circularité effective des systèmes agro-écologique. La forte dépendance de cette technologie à la disponibilité de la biomasse est d'autant plus problématique que les scénarios de transition écologique multiplient les usages possibles de ces ressources, y compris pour des usages non énergétiques. Des critiques émanent d'une partie du monde agricole en raison de l'utilisation croissante de terres agricoles pour ces grands projets. Les modèles d'affaires initiaux de la méthanisation étaient conçus comme des outils améliorant l'autonomie énergétique et le traitement des déchets des exploitations agricoles impliquées. Le développement actuel de cultures dédiées au biométhane pourrait, a contrario, compromettre la production alimentaire et exacerber les conflits d'usage des sols.
La question de l'acceptabilité locale des grands projets demeure également prégnante. Des associations dénoncent une déconnexion croissante entre les projets industriels et les principes de durabilité, prônant des solutions plus petites et mieux intégrées aux territoires. Des initiatives telles que les communautés énergétiques, mobilisant citoyens, collectivités et entreprises locales, offrent une alternative intéressante. Ces projets favorisent une gestion décentralisée de l'énergie et une implication directe des habitants. Toutefois, leur viabilité économique et leur capacité à rivaliser avec les modèles industriels restent à démontrer. En définitive, la méthanisation offre une opportunité précieuse pour diversifier le mix énergétique français. Mais son succès dépendra de sa capacité à concilier performance économique, respect de l'environnement et justice sociale.
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(1) Bourdin, S., Condor, R., Fournès, C., & Tessier, L. (2024). The economic and financial performance of biogas production: a retrospective analysis of the French case. International Journal of Energy Sector Management. (2) Les données utilisées pour l'étude proviennent d'une description technique des projets recensées par l'ADEME et des états financiers des entreprises porteuses des projets mises à disposition par le biais du fichier Fare de l'INSEE (3) L'excédent brut d'exploitation est un indicateur standard de la performance opérationnelle d'une entreprise. De manière simplifié, Il s'obtient en soustrayant, aux revenus opérationnels de l'activité, l'ensemble des consommations intermédiaires et des charges de personnels.
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(*) Sébastien Bourdin, Roland Condor, Luc Tessier (EM Normandie) & Christine Fournès, ESSCA, (2024). The economic and financial performance of biogas production: a retrospective analysis of the French case. International Journal of Energy Sector Management.
Sébastien Bourdin, Roland Condor, Luc Tessier (EM Normandie) et Christine Fournès
