04 Août 2023, 18:17
Le terme ne date pas d’hier, mais il est désormais bien difficile d’y échapper : si l’on en croit les industriels du secteur gazier, qui usent et abusent de l’expression dans leurs publicités, conférences et autres rencontres informelles, le « gaz vert » deviendra l’un des piliers du mix énergétique neutre en carbone de demain, en lieu et place de son équivalent fossile.
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Dans la bataille menée par la filière ces dernières semaines pour défendre les chaudières thermiques face à leur possible interdiction par le gouvernement, c’était en tout cas l’un des principaux arguments brandis. « Ce ne sont pas les chaudières qui sont fossiles mais le vecteur énergétique qui les alimente », a ainsi répété à l’envi le syndicat des professionnels du gaz dans le bâtiment, Coénove. En d’autres termes : inutile d’interdire cette installation, alors qu’elle carburera demain à l’énergie verte.
Le 27 juillet, ce lobby dirigé par l’ancien administrateur de l’Ademe et ex-député macroniste Jean-Charles Colas-Roy, a même demandé à ce que le terme de « chaudières fossiles » soit remplacé par « chaudières à combustibles fossiles »…voire « chaudières compatibles ENR [énergies renouvelables, ndlr] » ! Mais de quoi parle-t-on concrètement, et, au-delà des éléments de langage, les chaudières au gaz pourront-elles réellement se passer d’hydrocarbures à temps pour atteindre les objectifs climatiques ?
Le gaz vert : une molécule récupérée sur le sol, plutôt qu’en-dessous
Pour l’heure, le « gaz vert » reste en réalité une notion floue. Celle-ci renvoie principalement au biométhane, ou biogaz, c’est-à-dire le produit de la fermentation de matières organiques issues notamment du milieu agricole (fumier, résidus de culture), mais aussi forestier, urbain (boues, restes alimentaires) ou industriel.
Rien à voir donc, en termes d’impact, avec le gaz « naturel » que l’on utilise aujourd’hui pour se chauffer, et qui résulte de l’exploitation d’hydrocarbures (autrement dit, la méthanisation d’éléments vivants enfouis depuis plusieurs millions d’années, et dont l’extraction par l’homme libère par là-même des gaz à effet de serre). Car le biogaz, lui, provient principalement de la transformation d’effluents agricoles ou de déchets de culture, incorporés dans de grosses cuves appelées « méthaniseurs ». Ainsi, selon GRDF, tandis que le gaz naturel émet 227 grammes de CO2 par kilowattheure sur l’ensemble de son cycle de vie, le biométhane n’en émet que 44 grammes.
Or, celui-ci peut répondre aux mêmes usages que ceux du gaz fossile (CH4), puisqu’il n’en diffère que par son origine. Ainsi, nul besoin d’adapter la chaudière, ni même le réseau pour en incorporer, contrairement à l’hydrogène, dont l’injection pose de sérieux défis. Cette solution paraît donc idéal sur le papier : produite localement, renouvelable, inscrite dans une économie circulaire et peu émettrice de gaz à effet de serre sur l’ensemble de son cycle de vie, une telle source d’énergie pourrait, a priori, répondre aux nouvelles exigences de « souveraineté énergétique » martelées par l’exécutif européen, tout en limitant les rejets de CO2.
Nouveau soutien des pouvoirs publics
Pourtant, celle-ci représente toujours une goutte d’eau dans l’océan fossile. Dans le détail, elle représentait 2% seulement du gaz injecté sur le réseau français l’année dernière, et moins d’1% de la consommation totale de gaz. « Aujourd’hui, on compte 577 unités de méthanisation qui injectent dans le réseau, ce qui représente 10,3 térawattheures (TWh), sur un peu plus de 500 TWh au total », détaille à La Tribune l’association France Biométhane. L’incorporation reste donc, pour l’heure, pour le moins marginale.
D’ailleurs, les objectifs fixés par les pouvoirs publics ont été revus à la baisse : la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2020, en théorie toujours en vigueur, entend porter la part du gaz renouvelable dans la consommation totale de gaz dans l’Hexagone à 7% d’ici à 2030… alors que la loi de transition énergétique pour la croissance verte prévoyait en 2015 un objectif cible de 10% à ce même horizon. Un « signal très mauvais », regrettait en mai 2022 le directeur général du gestionnaire du réseau de transport de gaz Teréga (avec GRTgaz).
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Néanmoins, les lignes bougent et la nouvelle PPE prévue à l’automne pourrait bien tailler une place de choix au biométhane. En avril 2022 déjà, les industriels se réjouissaient de la publication d’un décret encadrant les certificats de production de biogaz (CPB) imposant aux fournisseurs de gaz une obligation de production de cette source d’énergie, annoncé dans la loi Climat et résilience.
Et ce n’est pas tout : il y a quelques semaines, la filière de méthanisation a reçu un soutien conséquent des pouvoirs publics, par le biais d’un ajustement des conditions d’application du tarif d’achat de biogaz. De quoi donner un nouveau souffle à la filière, qui a paradoxalement souffert de la flambée des prix de l’énergie en 2022, puisqu’un méthaniseur demande de l’électricité pour fonctionner.
« C’est une très bonne étape pour redémarrer la filière. Celle-ci a perdu un an et demi, à cause d’un changement dans le mécanisme de soutien à la production de biométhane. Mais on voit que l’histoire nous a donné raison », salue un géant du secteur ayant requis l’anonymat.
De leur côté, GRTGaz et Engie promettent même qu’il est possible de porter à 20% la part du biogaz dans le réseau de transport de gaz français à l’horizon 2030. Avant d’atteindre environ 130 TWh en France d’ici à la moitié du siècle, sur environ 250 TWh de gaz consommés à cette échéance, assure Engie.
Des questions en suspens
Néanmoins, un tel objectif interroge sur le modèle agricole souhaité à l’avenir. « Les intrants resteront à plus de 80% issus du monde agricole », explique-t-on chez France Biométhane. La production de biogaz pourrait donc reposer, en partie, sur l’élevage intensif, lui aussi source d’émissions de gaz à effet de serre, avec des fermes de plus en plus grosses afin de faciliter la récupération des effluents.
« Le gisement restera important, même en cas de baisse de l’élevage », répond-on chez France Biométhane.
Quid, par ailleurs, de la concurrence avec l’alimentation, alors que certaines cultures se voient déjà menacées par le dérèglement climatique ? En France, le code de l’environnement interdit déjà d’utiliser plus de 15% de cultures dédiées à la méthanisation afin d’éviter les conflits avec la demande alimentaire, mais les contrôles restent rares.
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De leur côté, France Biométhane et Engie militent pour que les agriculteurs puissent s’appuyer sur des « cultures intermédiaires à valorisation énergétique » (CIVEs) pour générer la précieuse molécule, c’est-à-dire implantées et récoltées entre deux cultures principales dans une rotation culturale. Les CIVE sont récoltées pour être utilisées en tant qu’intrant dans une unité de méthanisation agricole. « Cela ne prend pas de surface utile, et ne vient pas réduire la production alimentaire », assure-t-on chez France Biométhane.
Enfin, des questions demeurent en suspens sur l’effet réel sur l’environnement des résidus de la fermentation, appelés « digestats ». En effet, la méthanisation produit, en plus du biogaz, cette matière solide, qui correspond en moyenne à 90% du tonnage entrant. Etant donné que celui-ci contient un engrais azoté qui peut être utilisé pour remplacer les engrais synthétiques minéraux issus des carburants fossiles, celui-ci est épandu sur les sols. Mais son impact sur la vie des sols reste sujet à controverse. Par ailleurs, si l’épandage n’est pas réalisé dans des conditions optimales, il est en mesure de se volatiliser sous forme de gaz ammoniac, au fort potentiel de réchauffement global.
Prioriser les usages
Enfin, la filière reste floue sur la répartition concrète de cette molécule entre les différents usages. Alors que, pour Engie, la ressource ira en priorité au chauffage des bâtiments (et « très peu » dans la mobilité), le vecteur gaz est « appelé à prendre une place importante » dans les « besoins de carburants », estime la vice-Présidente du CLER, Madeleine Charru, dans une interview à Coénove publiée en 2018.
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D’autant que plusieurs secteurs ne disposent d’aucune alternative crédible, contrairement au chauffage des bâtiments. Notamment les compléments de production électrique via des centrales à gaz décarbonées, afin de pallier l’intermittence des énergies renouvelables, certains usages industriels de pointe, ou encore la mobilité lourde, l’aérien et le maritime en tête, où cette molécule pourrait se substituer au pétrole. Une chose est sûre : comme pour l’hydrogène bas carbone, il faudra bien prioriser les usages de biogaz. Autrement dit, renoncer à l’utiliser dans certains secteurs où d’autres solutions existent, alors que le gisement restera de toute façon limité.
La Commission a donné son feu vert au mécanisme de régulation du stockage de gaz naturel en France, jugé conforme aux règles de l’UE en matière d’aides d’État. Une décision qui devrait permettre la transition vers un gaz 100% renouvelable, selon Storengy.
« Notre stratégie est de verdir le gaz. Au départ, cela sera un mélange entre gaz vert et gaz naturel. L’objectif à terme, c’est un gaz 100% vert. La réforme pourra le permettre », déclare à EURACTIV Pierre Chambon, Directeur général de l’opérateur d’infrastructure Storengy, qui se dit satisfait de la décision.
« Cette régulation, en donnant cette visibilité de long terme, est tout à fait positive et importante. Cela va permettre de transformer et adapter notre réseau », ajoute-t-il.
Adapter le réseau, c’est stocker plus de gaz vert. « Le développement du biométhane en France est une réalité : il y a des points d’injections plus importants au niveau du transporteur et des distributeurs. Notre réseau de stockage doit s’adapter à ce verdissement du gaz », détaille le Directeur général.
La régulation sur le stockage du gaz naturel en France devrait aider les professionnels du secteur dans leur transition verte. Pour Storengy, au début, cela passera par un « mélange entre gaz vert, principalement issu du biométhane et de l’hydrogène, et gaz naturel », avant de passer au tout vert.
La mesure a été adoptée par la Commission européenne jeudi (28 juin) à l’issue d’une enquête approfondie lancée en février 2020, alors que le mécanisme a vu le jour pour la première fois en France en décembre 2017.
L’enjeu principal du mécanisme : la sécurité d’approvisionnement et du stockage du gaz naturel afin de satisfaire les besoins d’approvisionnement du pays. Dans le système énergétique français, le gaz reste un élément important pour faire face à la demande, notamment lors des pics de froid l’hiver. Les stockages souterrains de gaz naturel ont la capacité de stocker de l’énergie sur le long terme.
Une mesure nécessaire, selon la Commission
Plus qu’un enjeu, c’est donc une nécessité pour la vice-présidente exécutive Margrethe Vestager, en charge de la politique de concurrence : « La mesure est nécessaire et proportionnée pour assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique de ses citoyens et de ses entreprises, tout en garantissant que les éventuelles distorsions de concurrence soient réduites au minimum », a-t-elle déclaré.
Pierre Chambon souligne une décision « qui ne fait qu’entériner un système qui fonctionne bien ».
Le système fonctionne grâce à un mécanisme qui « consiste à mettre aux enchères les capacités de stockage et à couvrir les coûts des opérateurs de stockage. A cette fin, lorsque les recettes de ces opérateurs sont inférieures à celles fixées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les opérateurs de stockage reçoivent une compensation », explique la Commission européenne. À l’inverse, si les recettes sont supérieures à celles fixées par la CRE, les opérateurs doivent reverser l’excédent.
Mais, même si la part de gaz vert augmente, produire du gaz de synthèse n’est aujourd’hui pas encore assez rentable comparé au gaz naturel, issu des hydrocarbures comme le méthane, du propane, du butane, de l’éthane et du pentane. « Le coût de production du gaz de synthèse par rapport au gaz naturel reste encore supérieur. Il y a un enjeu de réduire ce coût pour, à terme, devenir compétitif », explique Pierre Chambon.
Fin 2024, la France devra soumettre à la Commission un rapport sur l’impact de la mesure sur la concurrence notamment par rapport aux opérateurs d’infrastructures des pays voisins. D’ici là, en France, les professionnels du secteur comptent développer une économie rurale et étendre les capacités techniques d’une filière en pleine croissance.