ANNEXES
ANNEXE I - RESSOURCES UTILISÉES EN MÉTHANISATION 353 ( * ),354 ( * )
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Ressources dont le gisement
et son utilisation pour la
méthanisation
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Ressources dont le gisement est connu et son utilisation pour la méthanisation est avérée |
Ressources dont le gisement est connu et son utilisation pour la méthanisation est possible |
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Nature du gisement |
Volume total produit |
Utilisation |
Nature du gisement |
Volume total produit |
Nature du gisement |
Volume total produit |
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Issues de silos |
- 199 milliers tMS/an pour les céréales - 76 milliers tMS/an pour le maïs - 97 milliers tMS/an pour les oléagineux - 4,7 milliers tMS/an pour les protéagineux - 0,3 milliers tMS/an pour le riz |
40 % du gisement |
Fumier |
201 523 milliers tMB/an |
Pailles de céréales |
50 841 milliers tMS/an |
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Coproduits de la vinification :
marcs de raisin,
lies de vin
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- 853 milliers tMB/an pour les marcs de raisin - 1 397 milliers tMB/an pour les lies de vin et les bourbes |
5 à 10 %
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Lisier |
98 076 milliers tMB/an |
Cannes de maïs |
12 044 milliers tMS/an |
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Vinasses viticoles |
54 milliers tMB/an |
40 % du gisement |
Coproduits de l'industrie des ovoproduits |
- 10 milliers tEL/an pour les blancs d'oeufs techniques - 40 milliers tEL/an pour les coquilles - 4 milliers tEL/an pour les écarts de production |
Coproduits animaux : farines et graisses animales |
- 223 milliers tMB/an pour les farines animales - 98 milliers tMB/an pour les graisses animales |
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Coproduits de l'industrie de la transformation des fruits et légumes : déchets d'usinage, écarts de triage, drêches de tomates |
- 23 milliers tMB/an pour l'usinage de pois - 56 milliers tMB/an pour l'usage de haricots verts - 3,8 milliers tMB/an pour les drêches de tomates |
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Coproduits de l'industrie betteravière : pulpes, vinasses |
- 1 939 milliers tMS/an pour les pulpes - 621 milliers tMB/an pour les vinasses |
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Coproduits des brasseries : drêches d'orge et de blé |
- 356 milliers tMB/an pour les issues
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Coproduits de la cidrerie : marcs de pommes déshydratées |
- 7 milliers tMS/an |
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Coproduits de l'industrie laitière : lactosérum |
- 82 milliers tMS/an pour le lactosérum liquide - 492 milliers tMS/an pour le lactosérum en poudre |
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Coproduits des industries céréalières : sons, drêches, remoulages de blé et maïs |
- 1 014 milliers tMB/an pour les issues de la meunerie - 1 962 milliers tMB/an pour les issues de l'amidonnerie - 244 milliers tMB/an pour le issues de la semoulerie |
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ANNEXE II - CARTOGRAPHIE DE LA FILIÈRE FRANÇAISE DE LA MÉTHANISATION 355 ( * )
ANNEXE III - ORIENTATIONS NON CHIFFRÉES FIXÉES PAR LA PROGRAMMATION PLURIANNUELLE DE L'ÉNERGIE (PPE) EN MATIÈRE DE GAZ RENOUVELABLE ET DE RÉCUPÉRATION 356 ( * )
La PPE prévoit plusieurs orientations non chiffrées en matière de gaz renouvelables et de récupération.
S'agissant du biométhane, elle prévoit :
- de donner de la visibilité en adoptant un calendrier d'appels d'offres pour le biométhane injecté , avec le lancement chaque année de 2 appels d'offres de 350 GWh PCS ;
- de consolider l'obligation d'achat de biogaz à un tarif réglementé et de lancer des appels d'offres permettant d'atteindre les objectifs de production à un coût maîtrisé grâce à de fortes baisses des coûts : le tarif d'achat proposé en guichet ouvert pour les installations de petite taille sera ajusté à la baisse en cas de contractualisation de capacités de production de biogaz supérieures à l'objectif de 800 GWh PCS par an sur l'ensemble des filières de valorisation ; le volume des appels d'offres sera réduit ou augmenté en fonction de l'atteinte d'une trajectoire de tarif d'achat de référence (75 €/MWh PCS pour les projets de biométhane injecté sélectionnés en 2023 et 60 €/MWh PCS en 2028) ;
- de mettre en place un dispositif de soutien adapté pour le biométhane non injecté dans les réseaux de gaz naturel , en particulier celui utilisé directement dans les véhicules fonctionnant au bioGNV ;
- de favoriser le GNV et le bioGNV , notamment grâce au suramortissement à l'achat de véhicules compatibles ;
- d'accélérer le déploiement du GNV , notamment grâce au soutien à la production de biométhane pour les méthaniseurs qui alimentent les véhicules (bus, camions) ;
- de faciliter l'approvisionnement et le raccordement des stations GNV aux réseaux de gaz naturel.
Pour ce qui concerne la gazéification, la PPE fixe pour objectifs :
- de réaliser un retour d'expérience sur les démonstrateurs de gazéification pour injection dans les réseaux gaziers ;
- d'étudier la possibilité de développer la gazéification pour injection sans concurrencer la filière bois-énergie et, le cas échéant, d'autoriser les projets de gazéification pour injection dans les réseaux de gaz naturel à participer aux appels d'offres relatifs à l'obligation d'achat de biométhane ;
- de réaliser un retour d'expérience sur les démonstrateurs de gazéification de combustibles solides de récupération pour injection dans les réseaux gaziers et pour production de chaleur.
Enfin, concernant le power-to-gas, la PPE envisage :
- de mettre en place un soutien au développement de l'hydrogène décarboné à hauteur de 50 M€ par an et de lancer des appels à projets sur la mobilité et la production d'hydrogène à l'aide d'électrolyseurs ;
- de mettre en place en 2020 un système de traçabilité de l'hydrogène décarboné ;
- de prolonger la mesure de suramortissement à l'achat de véhicules hydrogène a minima dans les mêmes conditions que pour le GNV (pour les poids lourds de plus de 3,5 tonnes) ;
- de mobiliser les institutions financières (financements privés et publics dont Caisse des dépôts et consignations - CDC - Banque des territoires et Bpifrance) et standardiser les modèles de cofinancement pour les projets de déploiement d'écosystèmes mutualisant au niveau local différents usages (mobilité, industrie) ;
- de mener avec tous les acteurs concernés une réflexion sur la simplification et l'harmonisation des procédures d'autorisation et d'homologation des bateaux et des solutions d'avitaillement en hydrogène associées ;
- de poursuivre un soutien à l'innovation , en particulier pour accompagner l'industrialisation et le passage à l'échelle des acteurs français.
ANNEXE IV - ORIENTATIONS NON CHIFFRÉES FIXÉES PAR LA STRATÉGIE NATIONALE BAS-CARBONE EN MATIÈRE DE GAZ RENOUVELABLES ET DE RÉCUPÉRATION 357 ( * )
Quelques orientations non chiffrées sont fixées par la SNBC s'agissant des gaz renouvelables et de récupération :
- réduire les émissions diffuses des ISDND par le captage du biogaz, associé si possible à sa valorisation ;
- étudier l'opportunité d'introduire une étape de méthanisation des boues dans la construction ou la réhabilitation des installations de traitement des eaux usées ;
- substituer aux énergies fossiles, du biogaz ou des CSR , dans les industries ne pouvant pas être électrifiées ;
- développer la méthanisation agricole des effluents d'élevage ou des productions végétales non valorisées (CIVE, résidus de culture, excédents d'herbe) ;
- développer au niveau de la recherche et du développement des procédés optimisés de méthanisation, de gazéification et de pyrogazéification (réduction des fuites, maîtrise des coûts) ;
- confronter différents scénarios d'affectation de la biomasse ainsi que des scénarios de power-to-gas afin d'en déterminer les conséquences en termes d'usage de chaleur et de gaz renouvelable à horizon 2050.
ANNEXE V - CADRE RÈGLEMENTAIRE PRÉVU POUR L'OBLIGATION D'ACHAT PAR GUICHET OUVERT APPLICABLE AUX INSTALLATIONS DE BIOGAZ INJECTÉ DANS LES RÉSEAUX DE GAZ NATUREL 358 ( * )
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Obligation d'achat
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Installations de production
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Installations de production
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Textes applicables |
Décret du 21/11/2011 Arrêté du 23/11/2011 |
Décret du 20/11/2020 Arrêté du 23/11/2020 |
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Durée du contrat |
15 ans |
15 ans |
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Conditions administratives |
Néant |
Achèvement des formalités prévues
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Tarif de référence |
• Installations de stockage de déchets non
dangereux (ISDND) :
• Autres installations :
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• Installations de stockage de déchets non dangereux
(ISDND) :
• Digesteurs de produits ou déchets non dangereux hors matières résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles : 8,6 à 12,2 c€/kWh
• Digesteurs de produits ou déchets non dangereux, y
compris
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Primes |
• Prime « déchets des collectivités
- hors boues de stations d'épuration -, déchets des
ménages et assimilés ou déchets
• Prime « produits issus de cultures
intermédiaires et des déchets ou résidus provenant de
l'agriculture, de la sylviculture, de l'industrie agroalimentaire ou des autres
agro-industries » :
• Prime « stations de traitement
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• Prime « installations
raccordées
• Prime « proportion d'effluents d'élevage : 0 à 1 c€ / kWh • Prime « matières résultant du traitement des eaux usées - hors déchets ou résidus de l'industrie agroalimentaire ou des autres agro-industries » : 0 à 2 c€/kWh |
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Malus |
Néant |
• Malus « installations bénéficiant
d'une aide à l'investissement
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Réduction trimestrielle |
Néant |
• Coefficient de réduction si
• Coefficient de réduction si
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ANNEXE VI - CADRE RÈGLEMENTAIRE PRÉVU POUR L'OBLIGATION D'ACHAT PAR GUICHET OUVERT APPLICABLE AUX INSTALLATIONS DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ UTILISANT LE BIOGAZ PRODUIT PAR MÉTHANISATION 359 ( * )
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Obligation d'achat
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Installation de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale |
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Textes applicables |
Arrêtés des 19/05/2011, 23/09/2016, 13/12/2016, 03/09/2019 et 11/05/2020 |
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Durée du contrat |
20 ans |
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Conditions administratives |
Réalisation d'une étude de
préfaisabilité sur la valorisation
énergétique
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Tarif de référence |
• Installations dont la puissance est inférieure ou égale à 80 kW : 17,5 c€/kWh • Installations dont la puissance est égale à 500 kW : 15,5 c€/kWh |
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Primes |
• Prime « proportion d'effluents d'élevage » : 0 à 5 c€/kWh |
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Réduction trimestrielle |
• Coefficient de réduction « à compter du 1 er janvier 2018 » : 0,5 c€/kWh 360 ( * ) |
ANNEXE VII - CRITÈRES DE PERFORMANCE ÉNERGÉTIQUE ET ENVIRONNEMENTALE APPLICABLES AUX AIDES À L'INVESTISSEMENT ATTRIBUÉES PAR L'AGENCE DE L'ENVIRONNEMENT ET DE LA MAÎTRISE DE L'ÉNERGIE (ADEME) AUX PROJETS DE MÉTHANISATION 361 ( * )
L es aides à l'investissement ne sont allouées aux projets de méthanisation que sous réserve de conditions techniques ou financières destinées à garantir un haut niveau de performance énergétique et environnementale.
Les principales conditions sont les suivantes :
- un taux de 10 % minimum de fonds propres ou quasi-fonds propres ;
- la certification « Qualimétha » des entreprises associées au projet ;
- la conformité de l'installation à la règlementation et une métrologie complète ;
- un plan d'approvisionnement et de gestion des intrants avec :
§ un taux de 50 % maximum de CIVE ;
§ un taux inférieur à 15 % de cultures énergétiques principales ;
§ une maîtrise supérieure à 50 % du potentiel énergétique du gisement ;
§ un rayon d'approvisionnement limité, avec un taux de 90 % des intrants venant de moins de 40 kilomètres ;
§ l'absence de déstabilisation des filières de valorisation performantes sur le plan environnemental (compostage, méthanisation, alimentation animale).
- un effort d'optimisation du bilan d'émissions de GES de l'installation par :
§ une couverture et une récupération du biogaz sur le post-digesteur et réduction des émissions lors du stockage du digestat ;
§ l'utilisation de matériel d'enfouissement des digestats lors de leur épandage ;
§ des pratiques agro-écologiques pour la culture de CIVE, dont la limitation du recours aux engrais et aux produits phytosanitaires.
- une performance de valorisation énergétique :
§ de 50 % pour la cogénération ;
§ de 75 % pour l'injection.
ANNEXE VIII - AIDES À L'INVESTISSEMENT VOIRE AU FONCTIONNEMENT ALLOUÉES PAR CERTAINS CONSEILS RÉGIONAUX AUX PROJETS DE MÉTHANISATION 362 ( * )
À titre non exhaustif, des aides budgétaires aux projets de méthanisation attribuées par les conseils régionaux peuvent être citées :
- en région Bretagne , une aide à l'investissement - dans la limite de 60 % des dépenses et de 60 000 € -, et une aide au fonctionnement - sur les actions d'animation, d'instruction, de développement et de structuration - peuvent être accordées aux projets de microméthanisation - sous réserve d'une capacité d'injection de moins de 30 Nm 3 /h, de l'absence de cultures énergétiques, d'un approvisionnement dans un rayon de moins de 30 kilomètres, et d'une valorisation énergétique de plus de 60 % ;
- en région Île-de-France , une aide pour les unités de méthanisation consiste en un soutien aux études de faisabilité et de raccordement, dans la limite de 50 % des dépenses et de 50 000 € ;
- en région Grand Est , un soutien aux études de faisabilité de la méthanisation permet la prise en charge des études de faisabilité, d'injection et de raccordement, dans une limite de 50 à 70 % et de 300 000 € ;
- en région Nouvelle-Aquitaine , le dispositif « MéthaN-Action » comporte une aide à la décision - dans une limite de 50 à 70 % des dépenses liées aux études de faisabilité et d'injection - ainsi qu'une aide à l'investissement - dont le niveau est défini à l'issue de l'instruction du projet et d'une valorisation énergétique de plus de 60 % ;
- en région Pays de la Loire , un appel à projets pour les unités de méthanisation, avec une contribution variable du conseil régional, existe, sous réserve de 50 % de potentiel énergétique, 60 % d'effluents d'élevage et 90 % d'approvisionnement dans un rayon de moins de 30 kilomètres ;
- en région Normandie , le dispositif « Initiative Développement durable Énergie Environnement » apporte une aide couvrant 50 % des dépenses liées à l'amorçage des projets d'énergies renouvelables - études, assistance, conseil, expertise ou personnel - allant de 5 000 à 40 000 €, dès lors qu'ils ne bénéficient pas déjà d'une aide délivrée par l'Ademe ;
- en région Auvergne-Rhône-Alpes , un appel à projets méthanisation a été lancé - pour les projets de méthaniseurs agricoles en cogénération de 250 à 500 kW, les projets de méthaniseurs non agricoles en cogénération inférieurs à 500 kW, les projets de valorisation en injection ou en carburants sans limitation de puissance - permettant de couvrir les dépenses de ces projets - achat de foncier, frais bancaires, frais généraux, assurances, dépenses liées au digestat -, pour un montant de 800 à 5 000 €/kW et dans la limite de 200 000 à 500 000 € ;
- en région Occitanie , il existe une aide régionale aux missions d'accompagnement pour des démarches de communication ou concertation pour les projets de méthaniseurs supérieurs à 80 kW - dans la limite de 50 % des dépenses et de 50 000 € - et une aide à la réalisation de projets locaux de prévention, de gestion et de valorisation des déchets et de développement de l'économie circulaire - dans une limite de 20 à 50 % et de 50 000 € ;
- en région Sud , « Métha'synergie » réunit l'ensemble des acteurs locaux de la méthanisation - région SUD, Ademe, DREAL, chambres d'agricultures, professionnels - et offre un appui et des aides financières.
ANNEXE IX - INCITATIONS FISCALES APPLICABLES AUX ACTIVITÉS LIÉES À LA MÉTHANISATION
À titre non exhaustif, plusieurs aides fiscales attribuées par l'État ou les collectivités territoriales ou leurs groupements en faveur de la méthanisation existent .
P our ce qui est de la phase amont de cette production :
- les installations et bâtiments de toute nature affectés à la production de biogaz sont exonérés de la taxe foncière sur les propriétés bâties (TFPB) (article 1382 du code général des impôts) ;
- les sociétés produisant du biogaz sont exonérées de la cotisation foncière sur les entreprises (CFE) et donc de la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) 363 ( * ) (articles 1451 et 1586 ter du même code) ;
- les exploitations et coopératives agricoles sont exonérées, pour certaines surfaces ou locaux, de la taxe d'aménagement (TA) (articles L. 331-7 et L. 331-8 du code de l'urbanisme) 364 ( * ) ;
- seules les installations de production d'électricité d'origine nucléaire ou thermique supérieures ou égales à 50 MW, les installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent ou des courants ou d'origine hydraulique ou photovoltaïque supérieures ou égales à 100 kW ou les installations de production d'électricité d'origine géothermique supérieures ou égales à 12 MW sont soumises à l'imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) 365 ( * ) (articles 1519D, 1519E, 1519F, 1519HB du code des impôts) ;
- s'agissant plus spécifiquement des ISDND, un tarif réduit , de 30, 37 ou 47 euros par tonne en 2021, est appliqué sur la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) , dès lors qu'elles réalisent une valorisation énergétique de plus de 75 % du biogaz capté et/ou sont exploitées selon la méthode du bioréacteur et réalisent une valorisation énergétique du biogaz capté (article 266 nonies du même code) 366 ( * ) .
Concernant la phase aval de la méthanisation :
- le gaz naturel ou le méthane d'origine renouvelable utilisés comme combustible ou carburant dans les installations de cogénération, pour la fraction des consommations se rapportant à l'électricité, sont exonérés de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) (article 266 quinquies du code des douanes) 367 ( * ) ;
- un taux réduit de taxe sur la valeur ajoutée (TVA) de 5,5 % est appliqué à la fourniture d'électricité ou de gaz naturel 368 ( * ) ou de chaleur produite à partir de 50 % de production d'énergie renouvelable ou un taux de 10 % à la prestation de méthanisation ou la valorisation des digestats (articles 278-0 bis et 279 du même code général des impôts 369 ( * ) ) ;
- une déduction, de 20, 40 ou 60 % 370 ( * ) , sur les bénéfices industriels et commerciaux soumis à l'impôt sur le revenu des personnes physiques (IRPP) , s'applique à l'acquisition de véhicules utilisant exclusivement le gaz naturel et le biométhane carburant (article 39 decies A du même code) ;
- n'est pas assujetti à la redevance pour pollution de l'eau d'origine non domestique, l'épandage du digestat issu de la méthanisation (article L. 213-10-2 du code de l'environnement).
ANNEXE X - CARTOGRAPHIE DES POLITIQUES PUBLIQUES CONDUITES EN EUROPE EN MATIÈRE DE BIOGAZ INJECTÉ DANS LES RÉSEAUX DE GAZ NATUREL 371 ( * )
ANNEXE XI - LISTE DES PROPOSITIONS DE LA MISSION D'INFORMATION SUR LA MÉTHANISATION
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AXE 1 - CLARIFIER LES POLITIQUES PUBLIQUES 1. Reconnaître l'intérêt du biogaz dans les plans énergétiques et climatiques, notamment dans la stratégie nationale bas-carbone (SNBC). |
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2. Préserver la pluralité et la complémentarité des énergies renouvelables, gazières comme électriques. |
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3. Au-delà de l'injection, déjà prioritaire, accorder une attention complémentaire aux autres sources - installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), stations d'épuration des eaux usées (STEP) - et usages - cogénération, mobilité - du biogaz, notamment dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). |
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4. Au-delà de la méthanisation, accorder une attention complémentaire aux autres technologies de production de gaz renouvelable et de récupération (pyrogazéification, power-to-gas, gazéification hydrothermale), notamment dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). |
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5. Éviter un scénario « tout biogaz à l'allemande » et privilégier un essor réfléchi, maîtrisé, équilibré et progressif du biogaz, avec un point d'étape en 2023 à mi-parcours de l'application de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). |
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6. Renforcer la cohérence du portage ministériel de la politique de soutien au biogaz, entre les ministères de l'agriculture, de la transition écologique et de l'économie, ainsi que des réseaux territoriaux impliqués (services déconcentrés, Ademe, Bpifrance, agences de l'eau). |
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7. Donner une traduction règlementaire, notamment dans la PPE, cohérente avec les objectifs ou dispositifs de soutien prévus par la loi (loi « Transition énergétique » de 2015, ordonnance sur l'« Adaptation du système gazier » de 2016, loi « LOM » de 2019, loi « Énergie-climat » de 2019, loi « Climat et résilience » de 2021). |
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8. Préparer la « loi quinquennale » sur l'énergie de 2023, en prévoyant la réévaluation de l'objectif de 10 % de gaz renouvelable d'ici à 2030 et en y intégrant les technologies complémentaires à la méthanisation (pyroazéification, power-to-gas, gazéification hydrothermale). |
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9. Consacrer un « modèle français » de la méthanisation, sous l'égide de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), la Commission de régulation de l'énergie (CRE), de Chambres d'agriculture France (CAF) et du Haut Conseil pour le climat (HCC) et constituer une « filière française » de la méthanisation , sous l'impulsion du CSF « Industries de nouveaux systèmes énergétiques ». |
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10. Consolider l'obligation d'achat et le complément de rémunération, attribués en guichet ouvert ou par appel d'offres, en veillant à la modération des coûts et à la rentabilité des installations : a. Garantir une transparence dans le soutien apporté à la filière, en chargeant le ministère de la transition écologique (MTE), en lien avec la Commission de régulation de l'énergie (CRE), d'une évaluation du coût consolidé du soutien public à la filière du biogaz, par type d'installations et d'usages ; b. Compenser la baisse des « tarifs d'achats » provisoires demandés à la filière en mettant en oeuvre les mécanismes de soutien extra-budgétaires, à commencer par les « certificats de production de biogaz » ; c. Mesurer les conséquences de la baisse des « tarifs d'achats » provisoires, en particulier le malus de 0,5 c€/kWh 372 ( * ) en cas d'aide à l'investissement versé par l'Ademe ; d. Instituer un appel d'offres sur les installations supérieures à 300 GWh, non mis en oeuvre depuis l'ordonnance « Adaptation du secteur gazier » de 2016 ; e. Instituer un appel d'offres sur le biogaz non injecté majoritairement destiné à des usages liés à la mobilité, non mis en oeuvre depuis la loi « LOM » de 2019 ; f. Prévoir un soutien à l'ensemble des installations de production de biométhane dans les « tarifs d'achat » définitifs. |
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11. Maintenir un plein soutien à la valorisation du biogaz par cogénération, en particulier dans le cadre des « tarifs d'achat ». |
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12. Maintenir un soutien spécifique à l'injection du biométhane issu des boues d'épuration (STEP). |
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13. Rendre plus effectif le « droit à l'injection » là où il trouve à s'appliquer, en permettant une annualisation de la capacité maximale des installations de production de biométhane (indice Cmax). |
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14. Abaisser les coûts de raccordement, en appliquant le taux de réfaction tarifaire de 60 % issu de la loi « Climat et résilience » de 2021. |
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15. Répondre aux difficultés de la réforme du mécanisme des « garanties d'origine », issue de la loi « Énergie-Climat » de 2019, en évaluant ses modalités, corrigeant ses lacunes et anticipant ses évolutions. |
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16. Permettre un soutien à coût réduit pour les finances publiques en faveur du biogaz, en appliquant rapidement le mécanisme des « certificats de production de biogaz », issu de la loi « Climat et résilience » de 2021. |
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17. Maintenir un cadre fiscal et bancaire incitatif pour la filière du biogaz, via des réductions d'impositions nationales - sur la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) ou la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) - mais aussi des prêts sans garantie - comme ceux de Bpifrance. |
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18. Intégrer le biogaz dans le « Plan de relance », dès l'examen du projet de loi de finances pour 2022. |
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19. Corriger les distorsions de concurrence dans les dispositifs de soutien, notamment selon les types de méthaniseurs ou de technologies de production de gaz renouvelable et de récupération. |
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AXE 2 - STRUCTURER LA FILIÈRE
20. Consolider la « démarche qualité » portée par la filière, notamment par la diffusion du label « Qualimétha » et de l'institution d'un label « Exploitation ». |
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21. Consolider l'information et la formation disponibles, en envisageant l'institution d'un portail national du biogaz par la puissance publique. |
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22. Mieux structurer la gouvernance nationale de la filière, en instituant a minima un groupe dédié au sein du comité stratégique de filière (CSF) du Conseil national de l'industrie (CNI) « Industries des nouveaux systèmes énergétiques ». |
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23. Mobiliser la planification énergétique et climatique - stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB), programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), stratégie nationale bas-carbone (SNBC) - en associant la filière du biogaz à son élaboration pour une prise en compte de tous les enjeux dans l'utilisation de la biomasse. |
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24. Mettre des moyens administratifs ou financiers d'ingénierie à la disposition des porteurs de projets de méthanisation. |
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25. Appliquer le « bac à sable règlementaire » et élargir les « contrats d'expérimentation » pour soutenir les différentes technologies innovantes de production de gaz renouvelable et de récupération. |
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26. Développer la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale et le power-to-gas en complément de la méthanisation, en prévoyant des appels à projets dédiés par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) ou l'Agence nationale de la recherche (ANR) et en élargissant les prêts sans garantie de Bpifrance. |
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27. Développer une « co-digestion territoriale » pour permettre une valorisation des biodéchets des collectivités, des citoyens et des entreprises, aux côtés de ceux d'origine agricole. |
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28. Développer la captation et la valorisation du CO 2 issu du procédé de séparation des gaz. |
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29. Utiliser le biogaz - biogaz naturel pour véhicules (bioGNV), biogaz naturel comprimé (bioGNC), biogaz naturel liquéfié (bioGNL) - pour la décarbonation des transports lourds de marchandises, en appliquant un cadre de soutien adapté (« tarifs d'achat », « garanties d'origine », incitations fiscales). |
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AXE 3 - TERRITORIALISER LES PROJETS 30. Renforcer l'information préalable des élus locaux concernant les projets de méthanisation, à commencer par celle des maires des communes et des présidents des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) d'implantation, en appliquant aux projets d'énergies renouvelables gazières les outils prévus pour celles électriques. |
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31. Mieux associer les autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE) à la mise en oeuvre du « droit d'injection », en phase amont de la définition des zones de raccordement. |
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32. Ouvrir plus largement les transferts de « garanties d'origine » aux collectivités territoriales, en appliquant les avancées issues des lois « Énergie-Climat » et « Climat et résilience » et en prévoyant l'information des élus locaux par les services déconcentrés de l'État. |
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33. Structurer la gouvernance locale de la filière biogaz autour des comités régionaux de pilotage du schéma régional de biomasse (SRB), des schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SRADDET) et des schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie (SCRAE). |
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34. Prévoir un axe lié au biogaz dans les stratégies régionales de valorisation de la biomasse (SRB) voire les schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SRADDET), les schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie (SCRAE) et les plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET). |
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35. Promouvoir une administration en « mode projet », avec une attention particulière des services déconcentrés de l'État en matière de délais, de procédures, de formations et d'échanges. |
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36. Instituer un « guichet unique » pour les porteurs de projets de méthanisation. |
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37. Consolider les moyens des services déconcentrés intervenant dans l'instruction, la gestion ou le contrôle des installations de méthanisation, à commencer par ceux des directions départementales de protection des populations (DDPP) et des directions régionales de l'environnement, de l'aménagement et du logement (DREAL). |
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38. Prévenir les contentieux par une attention accrue portée à la rédaction des actes administratifs et des études d'impact, en particulier sur la qualité de l'eau, d'une part, à l'association des parties prenantes en amont et au contrôle de l'application de la règlementation par les services déconcentrés de l'État, d'autre part. |
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39. Constituer une base de données pour l'ensemble des installations de production de biogaz, quel que soit leur mode de valorisation, y compris par injection ou sous forme de carburant, sous l'égide de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe). |
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40. Évaluer et contrôler l'application locale de la règlementation applicable aux projets de méthanisation, notamment en matière de conditions d'implantation, de prévention des fuites, de règles d'épandage ou de transport d'intrants. |
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41. Favoriser l'ancrage territorial des projets, en renforçant la place des acteurs du monde agricole dans la gouvernance locale et en mobilisant les réseaux territoriaux des chambres d'agriculture et des sociétés d'aménagement foncier et d'établissement rural (SAFER). |
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AXE 4 - AMÉLIORER LES PRATIQUES
42. É valuer plus finement les impacts économiques du projet de décret MFSC concernant la méthanisation des boues d'épuration. Compenser, le cas échéant, les impacts économiques du projet de décret dans l'élaboration du dispositif de soutien à la méthanisation des boues d'épuration. |
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43. Identifier dans le plan régional de prévention et de gestion des déchets un maillage pertinent pour s'assurer de la valorisation optimale des biodéchets. |
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44. Poursuivre l'acquisition des connaissances sur l'impact agronomique de l'épandage du digestat. |
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45. Poursuivre les études afin d'estimer l'impact de la filière de méthanisation sur les agents pathogènes et les bactéries résistantes aux antibiotiques. |
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46. Développer une recherche pluridisciplinaire pour comprendre la réalité des projets, notamment dans leurs impacts socio-économiques. Mettre en place un outil d'observation associant les SAFER qui permettrait de mesurer les effets induits par la massification potentielle de la méthanisation agricole sur les prix du foncier et des matières premières. |
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47. Publier le rapport prévu par la loi « Énergie-Climat » sur les externalités positives de la méthanisation et l'étendre aux externalités négatives. |
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48. Conduire une évaluation environnementale continue pour un développement piloté de la filière. |
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49. Conserver le plafond de 15 % sur les cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre principal, auxquelles les installations de méthanisation peuvent avoir recours, et contrôler son application. |
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50. Préserver le modèle à la française, privilégiant la valorisation des déchets réels, encadrant l'exploitation énergétique de cultures à vocation alimentaire - en conservant une limite de cultures dédiées dans les intrants utilisés par la méthanisation - et autorisant la valorisation des CIVE. |
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51. Définir plus précisément les CIVE, tant dans la nature des cultures que dans leur ordre de succession dans la rotation culturale. Privilégier le développement des CIVE sans engrais minéral de synthèse ni traitement phytosanitaire. Concernant les CIVE d'été, réserver le recours à l'irrigation à la sécurisation de la levée des plantes. |
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52. Déterminer une distance maximale de parcours des intrants, différenciée selon le type d'intrants et en fonction des territoires. Fixer cette distance maximale proportionnellement au pouvoir méthanogène des intrants. |
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53. Élaborer un guide des bonnes pratiques d'épandage des digestats, pour limiter les risques de sur-azotification et d'émissions de protoxyde d'azote. |
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AXE 5 - PRÉVENIR LES RISQUES ET
RENFORCER
54. Continuer à développer une approche empirique, fondée sur les précédents, pour faire évoluer le cadre règlementaire relatif aux risques. Développer une culture de la prévention des risques pour prévenir les difficultés en amont. |
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55. Évaluer la simplification du régime des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE). |
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56. Évaluer l'impact économique du nouveau régime ICPE et en tirer les conclusions en termes de compensation dans le cadre d'un maintien des objectifs. |
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57. Continuer à améliorer la conception des installations pour prévenir les risques, en pérennisant notamment le label Qualimétha. |
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58. Développer une culture de la prévention des risques parmi l'ensemble des acteurs de la méthanisation en renforçant les offres de formation continue. Familiariser les étudiants aux enjeux de la méthanisation dès la formation initiale au sein des établissements d'enseignement agricole. |
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59. Renforcer le cadre de concertation locale, notamment pour les installations simplement soumises à déclaration. Généraliser la communication en amont des projets, y compris pour ceux simplement soumis à déclaration. |
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60. Inciter les régions (ou les départements) à la mise en place d'outils de concertation locale visant à renforcer l'acceptabilité des projets. |
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61. Développer une information nationale « grand public » pour diffuser une connaissance générale minimale de la méthanisation. Soutenir des programmes d'information sur la méthanisation agricole dans les territoires, par exemple par l'organisation de journées portes ouvertes. |
* 353 Source : Contribution écrite adressée par FranceAgriMer.
* 354 (1) Milliers tMB/an : milliers de tonnes de matière brute par an.
(2) Milliers tMS/an : milliers de tonnes de matière sèche par an.
(3) Milliers tEL/an : milliers de tonnes équivalent liquide par an.
* 355 Source : Éléments transmis par l'Association française du gaz (AFG).
* 356 Ministère de la transition écologique (MTE), Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) 2019-2023, 2024-2028 , avril 2020.
* 357 Ministère de la transition écologique (MTE), Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) 2019-2023, 2024-2028 , avril 2020.
* 358 Source : Mission d'information.
* 359 Source : Mission d'information.
* 360 Coefficient intégré dans un calcul plus large.
* 361 Source : Contribution écrite adressée par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe).
* 362 Source : Sites institutionnels des conseils régionaux de Bretagne, d'Île-de-France, du Grand Est, de Nouvelle-Aquitaine, des Pays de la Loire, de Normandie et d'Auvergne-Rhône-Alpes, septembre 2021.
* 363 En effet, la CVAE trouve à s'appliquer « dans les conditions fixées » pour la CFE (article L. 1586 ter du CGI).
* 364 Une exonération facultative peut, en outre, être adoptée par les collectivités territoriales ou leurs groupements pour ce qui concerne « les locaux à usage industriel ou artisanal » (article L. 331-9 du CGI).
* 365 Pour le gaz, l'IFER s'applique toutefois aux « installations de gaz naturel liquéfié, aux stockages souterrains de gaz naturel, aux canalisations de transport de gaz naturel, aux stations de compression du réseau de transport de gaz naturel, aux canalisations de transport d'autres hydrocarbures et aux canalisations de transport de produits chimiques » (article 1519 HA du CGI).
* 366 Les installations de combustion dont la puissance est comprise entre 20 et 50 MW sont également exonérées.
* 367 Selon ce même article, le tarif de 8,45 euros par mégawattheure (MWH) applicable au gaz naturel est « minoré à hauteur du rapport entre la quantité de biométhane injectée en France dans les réseaux de gaz naturel et la consommation de gaz fournie en France par les réseaux de gaz naturel ».
* 368 Qu'il soit de source renouvelable ou fossile.
* 369 Bulletin officiel des finances publiques (BOFIP), n° BOI-ANNX-000 481, 19 mai 2021 : https://bofip.impots.gouv.fr/bofip/12 777-PGP.html/identifiant=BOI-ANNX-000 481-20 210 519
* 370 Du 1 er janvier 2019 au 31 décembre 2024 pour les véhicules dont le tonnage est respectivement supérieur ou égal à 2,6 et inférieur à 3,5 tonnes, supérieur ou égal à 3,5 tonnes, supérieur ou égal à 3,5 tonnes et inférieur à 16 tonnes.
* 371 Gaz réseau distribution France (GrDF), Gaz réseau de transport (GRTgaz), Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN), Syndicat des énergies renouvelables (SER), Teréga, Panorama du gaz renouvelable en 2020 , 2021.
* 372 Soit 5 €/MWh.