Le 13 juin dernier, la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, a annoncé la publication de mesures réglementaires pour renforcer le déploiement de la filière biogaz. Un décret et deux arrêtés ont été publiés afin de revaloriser le tarif d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz. L’objectif est de permettre une meilleure indexation sur les variations des prix de l’énergie. Cette revalorisation atteint environ 12 % par rapport à l’arrêté précédent et le tarif sera désormais indexé deux fois par an contre une seule fois pour l’ancien. La ministre a également décidé d’autoriser le cumul de l’obligation d’achat de biométhane à un tarif réglementé avec d’autres aides à l’investissement (par exemple de l’Ademe ou des régions). Ces aides devront être versées au cas par cas après analyse de la rentabilité de chaque projet. Ces mesures viennent renforcer une filière en plein essor dans le secteur des énergies renouvelables. « Notre capacité d’injection de biogaz dans les réseaux représente environ 2 % de notre consommation totale de gaz aujourd’hui » a déclaré la ministre de la Transition énergétique. Les professionnels du biométhane souhaitent que l’Etat fixe un objectif de 20 % en 2030.

Le développeur de projets de production et de stockage d’énergie renouvelable Verso Energy et l’entreprise de services Equans France ont signé, le 14 juin dernier, un partenariat pour développer des projets hydrogène dans la mobilité lourde. Verso Energy se charge de la conception, du développement et du financement des infrastructures, tandis qu’Equans France aura à charge, la conception, la construction et la maintenance des centrales de production et des stations de distribution d’hydrogène. Les deux entreprises collaborent déjà dans le cadre des projets Alp’Hyne et H2Bycol, visant à la création de trois stations de production et de distribution d’hydrogène d’origine renouvelable, dans la Vallée de l’Arve (Haute-Savoie) et en Île-de-France.

Le producteur d’électricité renouvelable UNITe a été désigné pour la construction d’une centrale hydroélectrique à Méolans-Revel, dans les Alpes-de-Haute-Provence. En 2022, l’entreprise a été sélectionnée par la commune suite à un appel à manifestation d’intérêt pour la réalisation d’un aménagement hydraulique de 700 kW sur le torrent de Rioclar. Fort de son ancrage local avec l’exploitation de trois centrales hydrauliques dans la même vallée, UNITe souhaite commencer les travaux à partir de 2025. Les études environnementales et techniques ont déjà commencé et la production annuelle est estimée à 2 300 MWh, soit l’équivalent de la consommation électrique (hors chauffage) de 1 000 habitants. La commune ne bénéficiera pas de l’électricité produite par l’entreprise mais recevra une redevance, qui sera versée par UNITe au titre de l’occupation de ses parcelles communales.

Le 31 mai dernier, le constructeur automobile Stellantis N.V et l’entreprise australienne Vulcan, spécialisée dans l’extraction de lithium des saumures souterraines grâce à la géothermie, ont signé un accord de principe pour un projet de développement géothermique. L’objectif est de fournir au site de Stellantis, situé à Mulhouse, de la chaleur renouvelable tout en extrayant du lithium qui servira à la production de batteries électriques. « La géothermie est l’une des nombreuses solutions que nous explorons pour atteindre notre objectif de neutralité carbone d’ici 2038 », déclare Arnaud Deboeuf, directeur industriel de Stellantis. Dans le cadre du projet Zero Carbon LithiumTM, Vulcan a déposé une demande de licence exclusive pour l’exploration du lithium en Alsace, couvrant une zone supplémentaire de 480 km² dans le gisement de saumure de la Haute Vallée du Rhin. De nombreuses études doivent d’abord être menées mais ce projet pourrait contribuer à combler une part significative des besoins énergétiques annuels du site de Mulhouse dès 2026.

L’association française négaWatt et une vingtaine de partenaires européens ont présenté le 5 mai dernier leur scénario pour l’Europe visant à proposer une trajectoire de transition énergétique vers la neutralité carbone et le tout renouvelable avant 2050. Baptisé Clever (A Collaborative Low Energy Vision for the European Region), ce projet se distingue d’autres exercices prospectifs à l’échelle européenne car il met la sobriété au premier plan. Dans les vingt prochaines années, l’Union européenne devra faire deux fois plus pour réduire ses émissions que ce qu’elle a réalisé ces trente dernières années. Le rapport estime qu’il est possible de baisser de 55 % la consommation finale de l’Union européenne en 2050, par rapport à 2019 et atteindre 80 % d’énergies renouvelables en 2040. En France, l’objectif est une baisse de 40 % en 30 ans. La sobriété participerait à cette baisse, à hauteur de 20 % à 30 %, le reste concerne l’efficacité. Grâce à cela, l’Union européenne serait capable de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 65 % dès 2030, soit 10 points de plus que l’objectif qu’elle s’est donné (-55%). Selon les auteurs, ce scénario rendrait l’Europe complètement autonome sur le plan énergétique en 2050. Aucune importation d’énergie ne serait nécessaire à cet horizon, pas même celles d’hydrogène vert ou de carburants de synthèse.

En collaboration avec l’Ademe, Observ’ER vient de mettre en ligne sur son site l’état des lieux du parc d’installations de méthanisation en service au 1^er janvier 2023. Ce travail dresse le bilan de la filière suivant les différents types de sites ou de valorisation existants. L’état des lieux recense 1 494  installations opérationnelles dans le pays, dont 85 % sont issus de centrales à la ferme ou d’unités de co-digestions territoriales. Cette catégorie est la seule à réellement progresser en nombre d’installations (+ 17 % par rapport à 2021). Les autres – unités en stations d’épuration urbaine, en industrie ou sur des sites de traitement de déchets ménagers – n’évoluent que très peu. L’année 2022 a ainsi vu l’émergence de 186 nouvelles installations, un chiffre inférieur à celui de 2021 (200 unités). Sur le plan de la valorisation, le biogaz issu des méthaniseurs a permis la production de 2,5 TWh d’électricité, d’environ 1,9 TWh de chaleur, l’injection de 7 TWh de biométhane dans le réseau de gaz naturel et d’ 1 TWh de BioGNV pour alimenter des véhicules. En termes de dynamisme, la valorisation sous forme de biométhane injecté dans le réseau de gaz a le plus progressé (+ 63 % de valorisation). La région Grand Est reste de loin la première en termes de nombre d’installations de cogénération (197 unités) ainsi que de capacité électrique (59,4 MWe). C’est également la première région, légèrement devant les Hauts-de-France, pour l’injection de biométhane avec 100 unités pour une capacité de 19 454 Nm3/h (+ 37 % par rapport à 2021).

Lundi 22 mai dernier, le Comité de suivi du programme européen de coopération transfrontalière (Interreg Rhin Supérieur) a annoncé le lancement d’un projet de réseau de chaleur franco-allemand passant sous le Rhin qui approvisionnera environ 7 000  foyers strasbourgeois à l’horizon 2027. La chaleur « fatale » d’une aciérie de Kehl en Allemagne, sera récupérée et réinjectée dans le réseau de chauffage urbain de Strasbourg. Le projet de cette canalisation de 4,5 kilomètres est chiffré à 25,5 millions d’euros et sera financé par l’Union européenne à hauteur de 2,1 millions d’euros. Le reste sera apporté par des collectivités locales françaises et allemandes, la Banque des territoires, l’Ademe et son homologue allemand Dena. Le tout sous la responsabilité de la société Calorie Kehl – Strasbourg. Le projet permettra d’éviter l’émission de 20 000 tonnes de CO₂ par an.

Le 23 mai dernier, dix-huit agriculteurs associés ont inauguré Sanamethan, une nouvelle unité de méthanisation innovante à Vraignes-en-Vermandois dans la Somme. La particularité du site tient à la capture du dioxyde de carbone (CO₂) contenu dans le biogaz, qui est transformé afin d’être vendu. Il serait le deuxième site de ce genre en France, selon les exploitants. Quatre à cinq mille tonnes de CO₂  biogénique seront récupérées sous forme liquide chaque année. Il peut être valorisé pour le nettoyage industriel, dans l’industrie pharmaceutique ou la fabrication de boissons gazeuses. Les prix de marché du CO₂ varient de 40 à 150 €/tCO₂. Le biométhane est, lui, injecté dans le réseau GRTgaz. En fonctionnement depuis le début de l’année, le groupement d’agriculteurs a investi 12 millions d’euros dans la création du site. Composée de quatre digesteurs, qui ingurgitent près de 100 tonnes de matières organiques par jour, l’unité de méthanisation injecte 320 Nm³/h de biométhane dans le réseau de transport de GRTgaz. « La multiplication des digesteurs permet de répartir les risques. En cas de panne sur l’un d’eux, trois autres continuent de fonctionner et de produire du biogaz, ce qui nous permet aussi de faire des tests sur de nouvelles matières organiques que nous cherchons à valoriser », précise Pierre Chombart, responsable du site. D’autres projets comme l’hygiénisation (valorisation des sous-produits animaux et soupe de biodéchets) ou la méthanation (réaction de synthèse du méthane à partir d’hydrogène et de monoxyde de carbone) sont envisagés ainsi que l’installation de panneaux photovoltaïques sur une partie du site.

Alors qu’une augmentation du prix du gaz est attendue avec la fin du bouclier tarifaire au 1^er juillet 2023, le prix du granulé de bois est en baisse. Après des hausses exceptionnelles ces derniers mois, il retrouve un niveau de prix raisonnable ce printemps. Pour un usage en chauffage principal, d’après une enquête du CEEB (Centre d’étude de l’Économie du Bois), le prix du granulé de bois en sac était de 11,75  centimes d’euros par kWh PCI (pouvoir calorifique inférieur) en avril 2023, et celui du granulé en vrac de 11,62 c€/kWh, contre plus de 13  c€/kWh en octobre 2022. Cette baisse ne ramène toutefois pas les prix au niveau de ceux de 2021 (5 à 9 c€/kWh), avant la crise énergétique. Propellet, l’association du chauffage au granulé de bois, observe néanmoins que pour une maison de 90 m², se chauffer avec un poêle à granulé est aussi économique qu’avec une pompe à chaleur et serait même près de deux fois moins cher sans le bouclier tarifaire.

Observ’ER vient de mettre en ligne son étude complète portant sur le marché 2022 des pompes à chaleur (PAC) individuelles, jusqu’à 30 kW. Sans surprise, les ventes de pompes à chaleur géothermiques sont restées stables en 2022 par rapport à 2021, avec 3 260 appareils vendus contre 3  220 en 2021. Il en a été de même pour les équipements aérothermiques, dont les ventes n’ont progressé que de 3 %. Ce chiffre masque cependant un contraste entre les segments de l’aérothermie puisqu’une forte croissance a été observée dans les pompes à chaleur air/eau (+ 35 % pour 341 750 unités vendues) alors que les ventes d’appareils air/air étaient en recul (- 7 % pour 750 780 unités vendues). Après une première version de cette étude publiée en avril et qui ne portait que sur les chiffres de marché, l’étude publiée aujourd’hui s’étoffe de plusieurs indicateurs décrivant la répartition régionale des ventes, les types d’opérations (premier équipement ou remplacement) ou une évaluation du chiffre d’affaires de la filière. Outre ces indicateurs nouveaux, un volet est dédié au suivi des prix moyens des installations. Avec des hausses moyennes allant de 7 à 14 % pour le matériel, et ce sur l’ensemble des secteurs (aérothermie et géothermie), l’année passée a enregistré les plus fortes croissances de prix observées ces dix dernières années. S’ajoutant aux hausses déjà observées en 2021, entre 2020 et 2022, l’augmentation moyenne des prix aura ainsi été de 15 à 20  %.