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Quand transition énergétique rime avec innovation technologique — Ouvrir la boîte noire de la modernisation écologique

Industrialiser la méthanisation agricole. Les reconfigurations d’une filière soumise aux exigences de production et de rentabilité

Industrialization of agricultural anaerobic digestion. The reconfiguration of a sector subject to production and profitability imperatives
Antoine Bouzin

Résumés

On observe au cours des années 2010 une transformation du cadrage des politiques publiques afférentes à la méthanisation. En effet, le plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote coporté en 2013 par les ministères de l’Agriculture et de l’Écologie présente la méthanisation comme une solution à divers problèmes publics – énergétique, climatique, traitement des déchets, économique, agro-environnemental – et désigne les mondes agricoles pour conduire la filière. On observe néanmoins à la fin des années 2010 un resserrement des attentes de l’État autour des enjeux énergie-climat. La priorité accordée à la production d’énergie est couplée à d’autres attentes d’ordre budgétaire impliquant des exigences en termes d’industrialisation et de rentabilité, soit en définitive un référentiel congruent avec les principes de la modernisation écologique. En outre, la diffusion des modèles de méthanisation en injection et la diminution des tarifs d’achat entérinée en 2020 tendent à imposer un nouveau modèle économique pour la filière. Si l’augmentation des coûts d’investissement complique l’accès des mondes agricoles à la filière, les industriels de l’énergie manifestent a contrario leur volonté d’intégrer le secteur et affichent des objectifs de production conséquents. C’est à la fois la définition des modèles légitimes de méthanisation et l’image de la filière elle-même, de son rôle dans la société, qui font l’objet d’une lutte cristallisée par la double concurrence d’une part entre les unités en cogénération et en injection, et d’autre part entre les unités agricoles et les unités centralisées.

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Texte intégral

1L’État français tient-il réellement au développement de la filière méthanisation en France ? C’est en substance la question que pose M. Quaak, vice-président de l’aamf1, dans un article de La France agricole paru le 14 février 20232. Le polyculteur-éleveur met alors en cause l’augmentation des coûts de production des unités d’une part, et la diminution des tarifs d’achat actée en 2020 par l’administration d’autre part. Il estime en outre que « si on ne fait rien, on va enterrer la méthanisation agricole ».

  • 3 La Première ministre Élisabeth Borne présentait le 06 octobre 2022 le « Plan de sobriété énergétiq (...)

2Cette interview du vice-président de l’aamf intervient au milieu de l’hiver 2022-2023, quelques mois après la publication du World Energy Outlook, le rapport annuel de l’International Energy Agency, qui commence par ces mots : « The world is in the midst of its first global energy crisis – a shock of unprecedented breadth and complexity » (IEA, 2022 : 19). L’agence internationale indique alors deux facteurs explicatifs majeurs : d’une part la hausse brutale et vertigineuse de la demande énergique mondiale associée à la reprise économique post-pandémie de Covid-19, et d’autre part un approvisionnement moindre des ressources énergétiques russes en Europe depuis l’intensification du conflit russo-ukrainien. Le thème de l’énergie amorce donc indéniablement son retour au sommet des agendas médiatiques et politiques, en particulier en France qui a connu, ce même hiver, des injonctions gouvernementales à la sobriété énergétique3 et la crainte de coupures de courant, pudiquement évoquées sous le terme de « délestage électrique ».

  • 4 Le plan repowereu présenté par la Commission européenne (2022) vise notamment à réduire la dépenda (...)
  • 5 On compte sur le territoire national 1 310 installations de production de biogaz en 2021 pour une (...)
  • 6 Titre d’un article de La France agricole publié le 14 septembre 2020, consulté le 06 mai 2023.

3La description de la situation par M. Quaak apparaît paradoxale au regard des préoccupations énergétiques manifestées par la Commission européenne et le pouvoir exécutif français. En effet, le plan REPowerEU4 mentionne à de multiples reprises le biogaz comme une solution crédible aux attentes européennes, à la fois géostratégiques – se dispenser du gaz russe – et climatiques – produire une énergie renouvelable (EnR). De plus, la filière méthanisation, productrice de biogaz, est soutenue financièrement par les politiques publiques françaises depuis le début des années 2000. Elle a par ailleurs fait l’objet de plusieurs exercices de scénarisation à l'échelle nationale, en particulier par l’Ademe (2018) qui évoque la possibilité d’un mix de gaz 100 % renouvelables en 2050, et mise précisément sur le déploiement à grande échelle de la méthanisation. Affichant pourtant jusqu’alors un dynamisme incontestable – le nombre d’installations et la production d’énergie à partir de biogaz ont été multipliés par plus de cinq entre 2011 et 20215 –, les tarifs d’achat ont connu en 2020 une baisse qui a brutalement freiné le dépôt de nouveaux projets, suscitant la colère des acteurs agricoles de la filière dénonçant à l’époque « l’assassinat programmé du biogaz agricole6 ». Ce choix controversé soulève ainsi plusieurs interrogations. Comment effectivement expliquer cette diminution des tarifs d’achat alors même que les enjeux énergétiques et climatiques – puis géostratégiques – parviennent au sommet de l’agenda politique ? Est-ce une manifestation du désintérêt de l’État à l’égard de la filière biogaz ? Par ailleurs, cette baisse des tarifs d’achat a-t-elle concrètement pénalisé l’ensemble des projets de méthanisation ?

4Le biogaz fait l’objet d’un nombre croissant de recherches croisées en sciences humaines et sociales (Dziebowski et al., 2023). L’analyse des transformations engendrées par les projets de biogaz au sein des exploitations agricoles a par exemple montré que cette nouvelle activité « s’inscrit dans le prolongement de ce que les agriculteurs considèrent comme le cœur de leur métier » (Anzalone et Mazaud, 2021 : 11). Ces résultats rejoignent d’autres travaux socio-anthropologiques qui soulignent par ailleurs que la production de biogaz agricole donne lieu à un travail de bricolage entre des « catégories ontologiquement séparées », celle de l’alimentation et de l’énergie (Dobigny, 2019 : 356). D’autres études ont exposé la typologie des unités de méthanisation en France (Berthe et al., 2020) et distingué les logiques de motivation des agriculteurs porteurs de projets (Delhoume et Caroux, 2014). La place de ces exploitations agricoles productrices de biogaz dans la chaîne globale de valeur agro-industrielle a aussi fait l’objet d’une attention particulière (Berthe et al., 2018), tout comme la distribution et les effets des investisseurs dans ce secteur (Jutteau, 2022). Enfin, les questions relatives aux contestations sociales en réaction aux projets de biogaz agricole ont également suscité de nombreuses investigations (Camguilhem, 2018 ; Soland et al., 2013).

5Avant d’ouvrir la boîte noire des décisions d’action publique et d’en comprendre les conséquences sur la filière, il sera en premier lieu nécessaire (1) de décrire et d’analyser finement le fonctionnement des dispositifs de méthanisation. Loin de former un ensemble homogène, les unités de méthanisation présentent de nombreuses disparités en termes de gouvernance, des matières méthanisables mobilisées, des modes de valorisation énergétique, de dimensionnement ou encore d’ancrage territorial. Nous analyserons en second lieu (2) le processus de construction de la méthanisation agricole comme solution de politique publique. Nous identifierons d’abord l’ensemble des problèmes publics auprès desquels les acteurs de la filière tentent de chaîner à la méthanisation. Nous expliciterons ensuite les caractéristiques du référentiel sectoriel élaboré en 2013 par les pouvoirs publics. Enfin, nous détaillerons en dernier lieu (3) les transformations du secteur engendrées par l’introduction de l’injection comme méthode de valorisation du biogaz produit. Nous montrerons que les nouvelles exigences de performance et de rentabilité, caractéristiques des principes de la modernisation écologique, conduisent à une réorientation de la filière vers une catégorie spécifique d’unités, les unités centralisées possédées par les entreprises de l’énergie.

Cadre d’analyse et méthodologie

6Cet article s’inscrit théoriquement dans le champ des sciences politiques et de l’analyse de l’action publique. Nous nous sommes en particulier appuyés sur le concept de référentiel des politiques publiques conçu par B. Jobert et P. Muller (Jobert et Muller, 1987 ; Muller, 2015) et discuté dans l’espace académique francophone (Faure et al., 1995 ; Boussaguet et al., 2015). Issu initialement d’études sur la planification française, le concept de référentiel propose d’appréhender l’élaboration des politiques publiques comme un processus de fabrication de valeurs, de normes, d’algorithmes (ou relations causales) et d’images (Muller, 2018). Cette production est animée par plusieurs groupes sociaux, notamment des acteurs administratifs, des acteurs professionnels sectoriels et des médiateurs dont l’une des fonctions est d’assurer l’intégration et la légitimation des politiques publiques ainsi construites.

7Notre dispositif méthodologique est donc divisé en deux démarches distinctes. Nous avons adopté en premier lieu un cheminement qualitatif et compréhensif avec la conduite de 90 entretiens semi-directifs avec des acteurs investis dans la filière méthanisation en France, issus des mondes agricoles – agriculteurs, responsables syndicaux –, de grandes entreprises du secteur énergétique – pétrole, électricité et gaz –, d’organisations propres à la filière biogaz – Club Biogaz de l’Association technique énergie environnement (atee), aile (Association d’initiatives locales pour l’énergie et l’environnement), l’Association des agriculteurs méthaniseurs de France (aamf), France Gaz renouvelables, Solagro –, des élus – parlementaires (Assemblée nationale et Sénat), maires, au sein de collectivités territoriales –, de l’administration (centrale et territoriale), des grands corps techniques de l’État, de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), de FranceAgriMer et du champ scientifique. Cette position wébérienne classique repose sur une prise au sérieux du discours des acteurs sociaux, des représentations et des actions restituées au cours des entretiens. Cette démarche nous est apparue indispensable pour mieux saisir l’organisation de la filière méthanisation agricole et ses différents réseaux. Ces entretiens nous permettent en outre de saisir avec davantage d’acuité les positions et les stratégies antagonistes qui établissent des rapports de force et structurants au sein du secteur.

8Nous avons également réalisé des observations participantes : nous avons visité cinq unités de méthanisation agricole présentant des caractéristiques socio-techniques distinctes en termes de valorisation de l’énergie produite (cogénération et injection) et de type de portage (entreprise agricole unique, groupement d’entreprises agricoles, entreprises agricoles associées à un industriel). Nous avons aussi participé au salon interprofessionnel « Journée régionale de la méthanisation » qui s’est tenu le mardi 30 novembre 2021 à Bordeaux.

  • 7 Sujets aux changements fréquents de dénomination, le Masa, le Mefsin et le mte seront respectiveme (...)

9Enfin, nous avons établi et analysé un corpus de littérature grise constitué de documents d’action publique afférents à la méthanisation agricole, d’articles de presse et de rapports technico-économiques produits par des acteurs privés – des bureaux d’études, des cabinets de conseil, des organisations professionnelles – et des acteurs publics – l’Ademe, la Commission de régulation de l’énergie (cre), le ministère de l’Agriculture et de la Souveraineté alimentaire (Masa), le ministère de l’Économie, des Finances et de la Souveraineté industrielle et numérique (Mefsin) , le ministère de la Transition écologique (mte)7.

10Nous avons également mobilisé pour cet article des matériaux recueillis dans le cadre d’une étude financée par la Région Nouvelle-Aquitaine (Rui et al., 2023). Cette étude vise à comprendre la conflictualité suscitée par les projets de méthanisation déployés sur le territoire régional. Nous avons ainsi identifié et retenu 19 terrains à l’aide d’une analyse de la presse quotidienne régionale (base de données d’actualité internationale Factiva). Ces sites suscitent pour la plupart de la conflictualité, des mouvements d’opposition (14 sur 19) et nous avons tenu à faire varier les caractéristiques des unités de méthanisation (mode de valorisation du biogaz, état d’avancement du projet, dimensionnement, localisation, type de portage, types d’activités agricoles territoriales). Nous avons par conséquent pris part à une campagne d’entretiens pour laquelle nous avons interviewé 30 acteurs : des porteurs de projet, des maires et des opposants, généralement membres d’une association locale.

1. Les mondes de la méthanisation

  • 8 Commandé par l’association FranceGaz – le syndicat professionnel de l’industrie gazière française (...)

11Ainsi que le montre le travail de P. Muller sur l’agriculture (2014), la compréhension des (évolutions des) politiques publiques sectorielles ne peut s’exonérer d’un examen conjoint du secteur afférent. Ainsi, cette première partie vise à apporter une analyse de la filière méthanisation, des types d’unités et des catégories d’acteurs qu’elle rassemble. Peu identifiée, voire inconnue du grand public en France8, la filière présente un parc d’unités extrêmement divers, comme le montrent les figures 1 et 2. Ces dernières illustrent deux modèles très différents, pourtant tous deux insérés dans la grande catégorie des « unités de méthanisation ». Nous nous intéresserons plus spécifiquement aux unités de méthanisation agricole, à leurs singularités et à leur place dans la filière méthanisation. Enfin, nous montrerons dans quelle mesure la filière réunit des acteurs et des organisations de deux secteurs préexistants et déjà structurés : l’agriculture et l’énergie.

Figure 1. Unité de méthanisation en cogénération à Madaillan, Lot-et-Garonne

Figure 1. Unité de méthanisation en cogénération à Madaillan, Lot-et-Garonne

Figure 2. Unité de méthanisation à Mourenx, Pyrénées-Atlantiques

Figure 2. Unité de méthanisation à Mourenx, Pyrénées-Atlantiques

1.1. Définir les unités de méthanisation : des taxinomies instables

  • 9 Gaz naturel pour véhicule.

12La filière repose sur la maîtrise technologique de la méthanisation, ce processus biologique naturel de décomposition par des micro-organismes de la matière organique en milieu anaérobie. Contrôlée au sein d’une cuve appelée digesteur ou méthaniseur, la dégradation des matières fermentescibles insérées (les déchets ou intrants) fabrique simultanément, et de manière non intermittente, du biogaz – composé à 50-70 % de méthane, 20-50 % de dioxyde de carbone et de quelques gaz à l’état de traces – et un produit humide, le digestat, composé en proportion variable de matière organique, de matières minérales et d’eau (Ademe, 2017). Le biogaz produit peut être transformé et utilisé de différentes manières : sous forme de chaleur seule par combustion, de cogénération (production conjointe d’électricité et de chaleur), de carburant (bioGNV9) ou de réinjection dans les réseaux de gaz (après épuration du biogaz pour obtenir du biométhane). Le digestat est quant à lui le plus souvent utilisé dans l’agriculture en raison de ses propriétés fertilisantes. Les unités ou centrales de méthanisation (figure 3) rassemblent donc sur un même site l’ensemble des installations nécessaires à la production de biogaz, c’est-à-dire généralement un espace dédié au stockage des intrants, les digesteurs où se produit la fermentation et les équipements de transformation du biogaz (un moteur dans le cas de la cogénération, une station d’épuration de gaz dans le cas de l’injection).

Figure 3. Schéma des différentes étapes de production du biogaz

Figure 3. Schéma des différentes étapes de production du biogaz

Source : Club Biogaz de l’Atee, consulté le 06 mai 2024

  • 10 Entrée « Biogaz » sur le site du ministère, consulté le 06 mai 2024.
  • 11 Ainsi dénommées par les articles D543-291 à D543-293 du Code de l’environnement.
  • 12 Au 1er janvier 2023, on compte en France 164 isdnd, 98 unités de traitement des boues de Step et 1 (...)

13Plusieurs classifications coexistent en ce qui concerne les unités de méthanisation. Le me distingue par exemple trois grands types10 : les unités de traitement de boues de stations d’épuration des eaux usées (Step), les installations de stockage de déchets non dangereux (isdnd), et les unités de méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes11. Toutefois, cette dernière catégorie regroupe une grande disparité d’unités et apparaît par conséquent trop large pour être opérationnelle dans notre analyse12. La littérature grise produite sur la méthanisation met par ailleurs en circulation une pluralité de catégories d’unités : « méthanisation agricole », « méthanisation à la ferme », « méthanisation industrielle », « méthanisation territoriale », « méthanisation centralisée » … La multiplication de ces étiquettes, qui font l’objet d’une appréciation et d’une appropriation différenciées selon les acteurs (administratifs et privés), montre d’une part la diversité (et la diversification) des unités existantes, et d’autre part l’incertitude pesant sur le travail de définition des unités au sein de la filière.

14Deux critères apparaissent néanmoins déterminants dans la caractérisation de ces différents types d’unités de méthanisation (SER et al., 2023) : (1) la gouvernance, autrement dit la répartition des parts au capital détenues, et (2) la composition du flux d’intrants. Concernant la gouvernance, les unités peuvent être portées et détenues par des acteurs agricoles – un seul agriculteur, un collectif d’exploitants ou bien une structure agricole –, par des acteurs industriels – développeur de projets d’EnR, entreprises de l’énergie (pétrolières ou gazières) ou du déchet –, ou encore par une collectivité locale. Du point de vue du flux d’intrants, ce dernier peut combiner des déchets issus de l’industrie agro-alimentaire (iaa) et des grandes et moyennes surfaces (gms), la partie biodégradable des déchets ménagers, des effluents d’élevage, des matières végétales – et notamment des cultures intermédiaires à valorisation énergétique (Cive).

1.2. Une dynamique (encore) portée par la méthanisation agricole

  • 13 Extraits rappelés par le Club Biogaz de l’Atee (2022 : 3).
  • 14 On peut toutefois considérer que cette estimation sera amenée à être réévaluée dans les prochaines (...)

15Nous allons ici fixer notre attention sur la catégorie des unités de méthanisation agricole (uma). Le Code rural propose deux éléments de définition, et donc de délimitation : l’unité de méthanisation est considérée agricole « lorsque cette production est issue pour au moins 50 % de matières provenant d’exploitations agricoles » (article L. 311-1) et si ladite unité est « détenue majoritairement par des exploitants agricoles » (article D. 311-18)13. Les uma se dégagent tout particulièrement des exercices taxinomiques précédemment évoqués en raison d’une part de leur place spécifique dans les études prospectives concernant l’avenir de la filière, et d’autre part de leur forte proportion dans l’ensemble du parc national. En effet, un rapport publié par l’Ademe en 2013, réalisé conjointement par le bureau d’études Solagro et le cabinet de conseil Inddigo, indique que « le gisement global mobilisable à 2030 pour la méthanisation a ainsi été évalué à 130 millions de tonnes de matière brute, soit 56 twh d’énergie primaire en production de biogaz. Il est composé à 90 % de matières agricoles » (Ademe, 2013 : 80)14. Par ailleurs, selon le rapport coproduit par l’Ademe et le bureau d’études Observ’ER (2023), sur les 1 494 installations en fonctionnement en France au 1er janvier 2023, au moins 1 092 unités s’insèrent dans la catégorie des uma, soit près de 73 % du parc global. Toujours selon le même rapport, la part de production énergétique des uma représente environ 54 % de la puissance électrique totale installée (en kWe), et environ 63 % du débit total de biométhane (en Nm3/h). Autrement dit, si les uma sont bien majoritaires en nombre, elles disposent de capacité de production plus faible que d’autres catégories d’unités. En comparaison, les unités de step, moins de 7 % du parc, représentent environ 11 % de la puissance électrique totale, et 5 % du débit total de biométhane.

Figure 4. Proposition de typologie des unités de méthanisation agricole

Figure 4. Proposition de typologie des unités de méthanisation agricole

Source : Couturier, 2013 : 73

  • 15 Au 1er janvier 2023, 61 % des unités de méthanisation valorisaient leur biogaz sous forme de cogén (...)

16La notion d’uma, même encadrée juridiquement par le Code rural, s’avère ambivalente dans la mesure où elle subsume des catégories d’unité pouvant être différenciées (figure 4) selon leur capacité de production et leur mode de valorisation énergétique du biogaz15, leur dimensionnement, les partenariats éventuels noués avec des industriels et des collectivités, la composition précise du flux d’intrants (part des effluents d’élevage et des matières issues de Cive), la nature des contraintes et des risques encourus, ou encore les motivations et attentes à l’égard du projet lui-même (Berthe et al., 2020).

17Enfin, la filière méthanisation suscite depuis peu l’intérêt d’autres catégories d’acteurs économiques, notamment issus des mondes de l’énergie. En effet, la société lot-et-garonnaise Fonroche Biogaz impliquée dans la conception et l’exploitation d’uma en partenariat avec des entreprises agricoles a été acquise en 2021 par TotalÉnergies qui annonce en outre viser une production de biométhane de l’ordre de 1,5 twh par an dès 202516. La société Engie se positionne également sur le marché et ambitionne quant à elle une production de 4 twh en France pour 2030 (Engie, 2022). Hors de l’Hexagone, le pétrolier Shell s’est emparé de Nature Energy Biogas en novembre 2022, tandis que British Petroleum a annoncé le rachat de l’entreprise texane de biogaz Archaea Energy en décembre de la même année. Ces unités de méthanisation, si elles s’approvisionnent partiellement en matières agricoles en contractualisant avec des exploitants et/ou bien des structures agricoles (par exemple des coopératives), ne répondent pas aux critères du Code rural dans la mesure où les parts au capital sont majoritairement détenues par les entreprises en question – pétrolières ou gazières. Cette catégorie d’unité sera désignée sous le terme de « centralisée » dans le reste de l’article.

1.3. Une filière intersectorielle au croisement de l’agriculture et du gaz

18Nous souhaiterions préciser ici les modalités de structuration du secteur de la méthanisation agricole. Ce dernier peut être saisi analytiquement comme un cas de « création d’un nouveau secteur à partir de secteurs existants » (Jobert et Muller, 1987 : 133). Comme le soulignent clairement A. Berthe et al. (2020), les uma se situent à l’interface de trois domaines d’activité distincts : l’agriculture, l’énergie (électricité, gaz et carburant) et la gestion des déchets. En effet, le fonctionnement d’une uma engendre plusieurs types de flux de matières. Nous en retiendrons ici trois : (1) un flux « intrants » et deux flux « produits », (2a) un premier flux « produit biogaz » et (2b) un second flux « produit digestat » (Figure 5). Chacun de ces flux renvoie à l’un (ou plusieurs) des secteurs préexistants composant le secteur de la méthanisation. Dans le cas des uma, le flux « intrants » concerne la production des matières soumises ensuite au processus biologique de méthanisation et implique principalement les exploitations agricoles (à travers l’approvisionnement en effluents d’élevage, en résidus de culture et en Cive) et les éventuelles entreprises partenaires (iaa, gms, restauration). Le flux « produit biogaz » est confié quant à lui à des entreprises du secteur de l’énergie – de l’électricité ou du gaz – et le flux « produit digestat » est de nouveau du ressort des acteurs agricoles.

Figure 5. Les flux du dispositif de méthanisation

Figure 5. Les flux du dispositif de méthanisation
  • 17 Présentation de l’association sur son site internet, consulté le  06 mai 2024.
  • 18 Fédération nationale des collectivités concédantes et régies.
  • 19 Fédération nationale des syndicats d'exploitants agricoles.
  • 20 Fondée en 2008 suite à l’ouverture des marchés de l’énergie dans l’ue et filiale du groupe Engie, (...)

19Ce nouveau secteur de la méthanisation réunit ainsi des acteurs, individuels et collectifs, issus de deux principaux secteurs : l’agriculture et l’énergie. Cette jonction est particulièrement visible au sein du groupe d’intérêt France Gaz Renouvelables qui entend porter la voix de la filière au sein du champ politique. Constituée « autour d’un centre de gravité agricole17 », l’association compte parmi ses membres fondateurs l’aamf, Chambres d’agriculture France, le Club Biogaz de l’Atee, la fnccr18, la fnsea19, le think tank France Biométhane, grdf20 et grtgaz. Ces acteurs se croisent et échangent dans les forums associés à la méthanisation, autrement dit ces « espaces de confrontation de différentes interprétations du monde, de visions alternatives concernant un champ ou un secteur donné et les recettes de politique publique à lui appliquer » (Fouilleux et Jobert, 2017 : 13). Les forums forment des espaces agonistiques où sont produits des repères à la fois cognitifs (l’interprétation causale des problèmes à résoudre), normatifs (les valeurs à respecter) et instrumentaux (les principes d’actions) propres à un secteur en question (Jobert, 1992). Ils rassemblent en outre des acteurs économiques, techniques, politiques et administratifs. Plus spécifiquement, dans le cas de la méthanisation, ces forums regroupent des directions de l’administration centrale, des services déconcentrés de l’État, des représentants des collectivités territoriales, des bureaux d’études et des cabinets de conseil, des groupes d’intérêts, des organisations syndicales et professionnelles. J. Cadiou (2023 : 66 et s.) distingue en particulier cinq forums afférents au secteur de la méthanisation : le forum prospectif sur le futur du biogaz, le forum des professionnels du biogaz, le forum des professionnels agricoles du biogaz, le forum des politiques publiques des énergies renouvelables et le forum scientifique. Plusieurs acteurs collectifs, participant à différents forums, se trouvent ainsi multipositionnés : c’est par exemple le cas du bureau d’études Solagro, du groupe d’intérêt aamf et du distributeur de gaz grdf.

20On peut dès lors s’interroger sur la circulation des interprétations, des valeurs et des principes d’action afférents à la méthanisation agricole au sein de ces différents forums. Observe-t-on une forme d’unanimité, ou au contraire de fortes divergences quant à la sélection des problèmes publics prioritaires susceptibles d’être résolus par le secteur, aux modalités de déploiement territorial des uma, aux rôles sectoriels assignés aux acteurs agricoles et énergéticiens ? Nous tenterons d’esquisser successivement dans les deux prochaines parties les tensions qui traversent et saisissent le secteur.

2. Construire une politique publique de méthanisation

21L‘émergence du secteur de la méthanisation au confluent des deux principaux secteurs préexistants laisse en suspens la question des modalités de la genèse et de la fabrication des politiques publiques afférentes. Nous nous pencherons donc ici sur le processus visant à chaîner différents problèmes au dispositif de méthanisation présentée comme une solution pertinente de politiques publiques (Zittoun, 2013). Nous nous intéresserons en premier lieu aux problèmes publics en concurrence dans l’élaboration des normes, des valeurs et des représentations du secteur. Nous préciserons en second lieu les contours du référentiel sectoriel produit au début des années 2010 et son caractère hybride au croisement des enjeux climatiques, économiques, de gestion des déchets et agro-environnementaux.

2.1. La concurrence des problèmes publics et des chaînages

22Les acteurs sectoriels, en particulier agricoles et gaziers, positionnés tant au sein d’administrations, d’entreprises ou d’associations, et impliqués dans les forums évoqués précédemment, mobilisent leur organisation et leurs ressources pour construire une représentation de la méthanisation comme alternative de politique publique, c’est-à-dire une « innovation technologique qui se présente comme une solution pour répondre à divers problèmes » (Evrard, 2013 : 23). Ces acteurs tentent de participer au processus social de médiation au sens où le définissent B. Jobert et P. Muller (1987), c’est-à-dire à la construction du référentiel de la politique publique sectorielle. Toutefois, et comme nous l’avons rappelé précédemment, la fabrication d’un tel référentiel engage la construction de normes, de valeurs, d’images et de relations causales. C’est ce dernier point qui va ici concentrer notre attention. L’élaboration des relations causales consiste notamment ici, pour les acteurs concernés, à défendre la méthanisation comme une solution alternative et, par conséquent, à chaîner le dispositif à des problèmes publics préexistants déjà identifiés et acceptés comme tels par les pouvoirs publics.

  • 21 L’usage méthodologique de ce document nous semble particulièrement pertinent dans la mesure où les (...)

23Cette promotion de la méthanisation par les acteurs sectoriels peut prendre une grande diversité de forme : publication de rapports, organisation de visites des uma, projets pédagogiques au sein d’écoles d’ingénieurs, rubriques spécifiques sur les sites internet, interventions dans des salons interprofessionnels ou dans des tables rondes thématiques, ou encore vidéos promotionnelles déposées sur des plateformes en ligne. Ces stratégies plurielles fabriquent ainsi un récit du secteur présenté comme une solution à plusieurs catégories de problèmes jugés plus ou moins significatifs et prioritaires selon les positions sectorielles des acteurs en question. Ces différentes catégories de problème public ont été soigneusement répertoriées dans le rapport d’information sénatorial intitulé « La méthanisation dans le mix énergétique : enjeux et impacts » (Sénat et Salmon, 2021)21.

- Un problème énergétique et climatique : production d’énergies renouvelables (ibid. : 29), réduction des émissions atmosphériques de gaz à effet de serre (ges) (ibid. : 28) et décarbonation de plusieurs secteurs, par exemple l’énergie (ibid. : 20) et transport de marchandises (ibid. : 69).

- Un problème (géo)politique : renforcement de la souveraineté et de l’indépendance nationales en termes d’énergie (ibid. : 29, 70).

- Un problème de traitement des déchets : valorisation des déchets (ibid. : 30), et notamment des effluents d’élevages (ibid. : 71) afin de limiter les pollutions – notamment azotées – causées par les déchets fermentescibles industriels, agricoles et (bientôt) ménagers, insertion dans une logique d’économie circulaire (ibid. : 29).

- Un problème agro-environnemental : facilitation de la transition vers l’agro-écologie des exploitations agricoles par exemple via la substitution, au moins partielle, des engrais chimiques par le digestat produit (ibid. : 72), par la protection de la biodiversité permise par les Cive (ibid. : 73) ou encore par davantage de stockage du carbone dans les sols (ibid. : 74).

- Un problème économique : soutien à la création d’un secteur avec des emplois durables non délocalisables (ibid. : 29, 76), moyen d'assurer un soutien économique à l’activité agricole (ibid. : 75), et d'améliorer la balance commerciale du pays (ibid. : 29).

24Chaque problème public chaîné à la méthanisation suscite des engagements différenciés parmi les acteurs sectoriels. En effet, les problèmes publics de traitement des déchets, agro-environnemental et économique concernent davantage les intérêts de la filière agricole tandis que le problème énergétique et climatique mobilise davantage, notamment pour des raisons réglementaires, le secteur gazier. Toutefois ces problèmes publics pèsent-ils tous d’un poids équivalent ? Autrement dit, les catégories d’acteurs impliqués dans la promotion de tel ou tel chaînage « problème public – solution méthanisation » possèdent-elles les mêmes ressources en termes d’influence dans le processus de fabrication de la politique publique sectorielle afférente ? Tous ces chaînages potentiels sont-ils par ailleurs compatibles ?

2.2. Le plan emaa de 2013 en faveur de la méthanisation et des mondes agricoles

  • 22 Il s’agit d’une obligation d’achat de l’énergie renouvelable produite sur une période et à un prix (...)

25L’opération de mise en politique publique (Neveu, 2015) en ce qui concerne la méthanisation laisse ainsi peu à peu entrevoir un assemblage hétéroclite empruntant aux secteurs agricole et énergétique dans la définition et la sélection des problèmes à résoudre, des objectifs à atteindre et des instruments à mettre à œuvre. En effet, la méthanisation fait l’objet d’un soutien réglementaire dès 2002, d’abord en lien avec le secteur lié au traitement des déchets. L’introduction d’un tarif d’achat22, instrument désormais incontournable dans l’action publique afférente à la transition énergétique (Cointe, 2019), doit encourager la production d’électricité à partir des émanations gazeuses de décharge (Bailly, 2014). Le biogaz est ainsi progressivement légitimé institutionnellement dans le bouquet énergétique français, notamment à travers le Plan Climat français de 2004 et le Plan d’action national en faveur des énergies renouvelables de 2010, ce dernier fixant par ailleurs des objectifs quantifiés de production d’énergie en cogénération (meedm, 2010). Le plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote (emaa) coporté en 2013 par le me et le ma (Medde et Maaf, 2013) est décisif dans la mesure où il constitue l’un des premiers programmes nationaux propres à la méthanisation et sert par ailleurs « toujours [de] feuille de route aujourd’hui dans les politiques publiques actuelles » (Cadiou, 2023 : 86).

26Le plan emaa comporte un double volet « azote » et « méthanisation – biogaz » : la technologie de méthanisation est alors présentée comme un moyen efficace d’une part pour « limiter les pertes d’azote à différentes échelles (parcelle, exploitation, territoires), et confirmer sa valeur économique pour le secteur agricole » (Medde et Maaf, 2013 : 5), et d’autre part pour réduire « les émissions de méthane, puissant gaz à effet de serre, dans l’atmosphère » et contribuer » à la production d’énergie renouvelable » (ibid. : 9). Le plan emaa participe ainsi à imposer une représentation de la méthanisation comme un instrument au service d’une « perspective d’agriculture durable et de transition énergétique et écologique » (ibid. : 7). Les objectifs quantitatifs de production de biogaz assignés à la méthanisation (exprimés en mégawatt et tonnes d’équivalent pétrole) s’associent à une exigence de valorisation agronomique des digestats produits.

27Le plan emaa apparaît également normatif concernant la typologie des unités à mettre en œuvre à l’échelle du territoire en visant « une pleine intégration de la filière méthanisation dans l’activité agricole » (Michun, 2016 : 8). Parmi toutes les catégories d’unités de méthanisation existantes, ce sont bien les unités de méthanisation agricole, au sens au l’entend le Code rural, que privilégie ici le plan emaa. Cela ne signifie pas pour autant la promotion d’un modèle unique et uniforme de méthanisation puisque, comme nous l’avons précisé supra, les uma constituent une catégorie large et hétérogène, notamment sur la question de la gouvernance (un exploitant seul, un collectif d’agriculteurs, un groupement d’entreprises agricoles, des entreprises agricoles associées à un ou plusieurs industriels ; voir Figure 2). En outre, le plan emaa ambitionne explicitement le déploiement de « 1 000 méthaniseurs à la ferme à l’horizon 2020 » (Medde et Maaf, 2013 : 7) et esquisse par ailleurs les contours d’une orientation française – et donc d’un choix de chaînages – concernant la méthanisation conçue comme un « complément de revenus pour les exploitations agricoles, en valorisant l’azote et en favorisant le développement de plus d’énergies renouvelables ancrées dans les territoires » (ibid. : 4).

28Le référentiel de politique publique sectoriel défini par le plan emaa vise à atteindre un chaînage entre la méthanisation et différents problèmes publics, en particulier le problème énergétique, climatique, de gestion des déchets, agro-environnemental et économique. Cette combinaison particulière s’observe également dans la production réglementaire réalisée à l’égard de la méthanisation agricole. Les tarifs d’achat de l’électricité produite sont revalorisés en 2011 afin de promouvoir davantage les uma dotées d’une plus faible capacité de production énergétique. La création d’une prime pour le traitement effluent d’élevage dont le potentiel méthanogène est faible (Ademe et al., 2011) apparaît également comme un moyen de favoriser l’ancrage, et l’accès financier, de la méthanisation dans les mondes agricoles. Un dispositif de tarif d’achat pour l’injection du biométhane est en outre créé en 2011 et favorise les unités traitant des déchets issus de l’agriculture.

29Ainsi que l’analysent F.-J. Daniel et V. Bailly : « with these new orientations, the biogas market is resolutely geared towards smaller agricultural projects » (2015 : 14). Le référentiel emaa pose en effet clairement un ensemble de normes, de valeurs et de principes d’action, autrement dit une représentation du secteur et de son rôle au sein de la société. À travers sa volonté de promouvoir – à l’aide d’un instrument financier – une typologie de méthanisation agricole de petite taille avec une production décentralisée en cogénération et animée par les mondes agricoles, le référentiel emaa – et donc les pouvoirs publics – désigne les catégories d’acteurs sociaux à qui les pouvoirs publics souhaitent confier le leadership sectoriel : les exploitants agricoles.

3. Les reconfigurations d’une filière arrimée aux enjeux énergie-climat

30Le plan emaa de 2013 donne ainsi une orientation au secteur de la méthanisation agricole. Comment dès lors expliquer cette dénonciation évoquée dans l’introduction et énoncée par des acteurs agricoles d’un « assassinat programmé du biogaz agricole » ? Nous tenterons de répondre à cette question en trois temps. Nous reviendrons en premier lieu sur les évolutions concomitantes, au cours des années 2010, concernant à la fois les méthodes de valorisation du biogaz produit et les dynamiques de chaînage entre la méthanisation et les problèmes publics indiqués supra. Nous explorerons en second lieu les transformations engendrées par la méthode de l’injection sur les modèles économiques, et les stratégies professionnelles, des uma. Enfin, nous précisons en dernier lieu dans quelle mesure ces mutations conduisent à une reconfiguration de la filière. Les unités centralisées possédées par les entreprises de l’énergie apparaissent dès lors adaptées à aux nouvelles contraintes, à l’inverse des uma précédemment encouragées par le plan emaa.

3.1. L’injonction à l’injection

31La cogénération demeure la méthode dominante de conversion et de valorisation du biogaz produit par les uma jusque dans les années 2010. En effet, les acteurs gaziers, en particulier Gaz de France (gdf), se sont longtemps opposés à l’injection de biométhane dans les réseaux de distribution. Toutefois, cette position évolue à la fin des années 2000, notamment dans un contexte de libéralisation du secteur énergétique et de mise à l’agenda des enjeux climatiques transcrite dans de nouvelles réglementations (Aykut, 2020) : « C’est vraiment Jean-François Cirelli, en tant que ceo [pdf de gdf de 2004 à 2008] qui a tapé du poing sur la table en disant […] en somme “non mais en fait, vous n’avez rien compris, le monde bouge, ce n’est pas le biométhane qui va modifier l’image du gaz naturel. L’image du gaz naturel, elle est déjà menacée et il faut qu’on avance et c’est une excellente opportunité” » (extrait, entretien avec un ingénieur de grtgaz).

32Ce changement de prise de position conduit peu à peu à une promotion de la méthanisation de la part des gestionnaires de réseaux, en particulier de grdf. Le biométhane est dès lors présenté comme la solution la plus pertinente pour décarboner le transport, la distribution et la consommation de gaz, et par conséquent pour réduire les émissions de ges du secteur. J. Cadiou utilise à cet égard la notion de promesse sociotechnique développée par P.-B. Joly (2015). Le soutien désormais assuré par les gestionnaires de réseaux de gaz au biométhane prend ainsi la forme d’une promesse, autrement dit une « construction narrative permettant de problématiser le développement d’une technologie […] comme réponse à un problème ou à un défi sociétal » (Cadiou, 2023 : 9). Les années 2010 correspondent à la période où grdf, notamment via sa direction biométhane, commence à s’investir dans la filière afin d’encourager le développement de l’injection comme méthode de valorisation du biogaz. Cette stratégie repose principalement sur un argument technique : l’Ademe indique en effet que la méthode de l’injection consistant à épurer le biogaz pour obtenir du biométhane permet de « récupérer au moins 80 % de l’énergie » produite par l’uma, contre 30-40 % avec la cogénération (Ademe, 2016 : 11). Cette optimisation de l'efficacité énergétique permise par l’injection est notamment discutée et soutenue dans l’un des forums sectoriels, le Groupe de travail (gt) Injection biométhane copiloté par l’Ademe et grdf.

  • 23 La ppe est un instrument au service de la politique énergétique qui exprime les orientations prior (...)

33Ce raisonnement technique entre en résonance avec le travail législatif centré sur les enjeux climatiques et ciblant la réduction des émissions de ges à l’échelle nationale. Ainsi, la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (tecv) introduit un objectif en termes de production de biogaz : atteindre 10 % de la consommation française de gaz en 2030. La loi tecv institue par ailleurs la ppe23 qui affiche également des objectifs de production pour le biogaz à atteindre dès 2023 : 13,5 twh en cogénération et 8 twh en injection (meem, 2016 : 51).

34La promesse biométhane obtient une place décisive dans les forums du secteur de la méthanisation. En effet, le Plan Climat présenté par le me en 2017 annonce viser la neutralité carbone en 2050 afin notamment de « rendre irréversible la mise en œuvre de l’accord de Paris » (mtes, 2017 : 4). L’objectif poursuivi consiste ainsi à diminuer la consommation d’énergie fossile et la substituer à l’aide des énergies renouvelable. Initié le 1er février 2018 dans le cadre de ce même Plan Climat, le groupe de travail « méthanisation » organisé sous l’égide du me explicite « l’objectif que 10 % du gaz soit d’origine renouvelable en 2030, ce qui représentera 12 millions de tonnes de CO2 par an évitées (3 % de nos émissions) » (mtes, 2018 : 3). L’inscription du biométhane, et par conséquent de la méthode de l’injection, dans ce récit de planète en transition énergétique s’effectue notamment par la production de scenarii. L’Ademe précise ainsi dans un rapport intitulé « La France indépendante en gaz en 2050 » (2018) la disponibilité en ressources (en termes de biomasse agricole), la capacité de production potentielle, exprimée en twh, atteignable par la méthanisation, et les quantités d’émissions de ges potentiellement évitées.

35La présentation de ces objectifs quantifiés à l’égard de la production de biométhane d’une part, et l’implication de la Direction générale de l’Énergie et du Climat (dgec) du me d’autre part renouvellent ce travail de mise en politique publique de la méthanisation. L’élaboration de ces normes tend ainsi à éclipser la combinaison de chaînages proposés par le plan emaa au profit d’un chaînage dominant entre la méthanisation et les problèmes publics énergétiques et climatiques. C’est par conséquent une nouvelle image concernant le rôle de la méthanisation dans la société qui s’esquisse : une filière d’abord productrice d’EnR, et notamment de biométhane, perçue ainsi comme un instrument de transition énergétique et de décarbonation de la société.

3.2. Le nouveau modèle économique de la méthanisation par injection

36Le succès de la méthode de l’injection s’observe concrètement dans le déploiement territorial des projets de méthanisation agricole. En effet, tandis qu’on dénombre 440 uma en cogénération (82,7 %) et 52 uma en injection (9,8 %) en 2020, le parc national compte en 2023 669 uma en cogénération (61,3 %) et 371 uma en injection (34 %). La progression est donc de 52 % pour les uma en cogénération, et de 613,5 % pour les uma en injection (Ademe et Observ’ER, 2020 ; Ademe et Observ’ER, 2023). Nous allons donc nous intéresser ici aux conséquences de la dynamique des uma en injection sur le secteur. En effet, le modèle de fonctionnement des uma en injection est-il similaire au modèle des uma en cogénération ?

37Berthe et al. (2022) relèvent plusieurs différences dans les business models entre ces deux catégories d’uma, et notamment à l’égard de l’investissement initial dans les infrastructures. Tandis que l’investissement moyen pour une uma en cogénération est de 1,9 million d’euros, celui pour une uma en injection se chiffre à 4,8 millions d’euros, soit un coût 2,5 fois supérieur. Ce besoin supplémentaire en capital économique a une conséquence majeure concernant les logiques d’action professionnelles mises en œuvre par les agriculteurs méthaniseurs en injection (Berthe et al., 2020). Ces derniers tendent en effet à inscrire leur activité de méthanisation dans une logique d’énergiculture, c’est-à-dire à déployer « une stratégie d’optimisation de la production énergétique de l’unité » (Debref et al., 2023 : 40). L’un des moyens d’optimiser la production de biométhane consiste à sélectionner des intrants très méthanogènes pour le fonctionnement de l’uma. Cette stratégie entraîne une forte concurrence entre les agriculteurs méthaniseurs, en particulier vis-à-vis des déchets produits par les iaa.

  • 24 Les objectifs fixés par la ppe 2, en deçà des ambitions de la filière, avaient suscité une grande (...)

38Ce business model des uma en injection est de plus bousculé à la fin des années 2010 par une évolution de l’instrument d’action publique économique et incitatif mis en œuvre. En effet, le me décrète en 2020 une diminution des tarifs d’achat du biométhane. La justification de la cre tient en deux raisons principales. D’une part la production nationale de biométhane prévue pour 2021 atteint déjà les objectifs quantifiés fixés par la ppe 2 pour 202324 ; d’autre part, le nombre de nouveaux projets d’uma en cours d’instruction fait peser un risque de surcoût important pour les finances publiques (cre, 2020). En effet, le biométhane est acheté par les fournisseurs d’énergie à un prix fixé sur une période déterminée, généralement supérieur au prix du marché. Le surcoût engendré pour les fournisseurs est alors compensé par l’État. La décision effective de baisser les tarifs d’achat du biométhane est de l’ordre de 1 % à 15 % en ce qui concerne les uma – baisse par ailleurs plus importante pour les petites installations en termes de capacité de production (ibid.).

39Outre ce double phénomène, la dynamique de l’injection comme méthode de conversion du biogaz et cette baisse des tarifs d’achat du biométhane, la filière méthanisation est désormais sommée d’intégrer de nouvelles exigences. Le point de vue du Comité de prospective de la cre est à ce titre éclairant : « À mesure que la filière s’industrialise et que la technologie s’affine, il est permis d’anticiper, d’ici 2035, une amélioration de la compétitivité de la filière […] en incluant des leviers d’amélioration technologique, d’amélioration de la performance et d’industrialisation de la filière » (Comité de prospective de la cre, 2019 : 22). On peut dès lors s’interroger sur la capacité des uma à répondre à ces contraintes économiques.

3.3. Vers une prééminence des unités centralisées au sein de la filière ?

  • 25 Voir les propos du vice-président M. Quaak cités dans l’introduction.

40Ces injonctions administratives visent ainsi à articuler les normes de la filière méthanisation aux principes de la modernisation écologique, ce projet politique conçu pour « rendre compatibles les piliers de la dynamique de modernisation de la fin du xxe siècle (économie de marché, innovations technologiques, participation démocratique et bonne gouvernance) avec la rationalité écologique » (Foyer, 2015 : 13). R. Debref et al. (2023 : 28) soulignent que, face à ces exigences, les acteurs énergéticiens possèdent désormais « des arguments de poids pour apparaître comme les acteurs de la filière "biométhane" les mieux placés pour relever le défi de son industrialisation », et particulièrement en raison de leur capital économique et de leur capacité à gérer les différentes étapes de traitement du « flux biogaz » (épuration, transport, distribution, vente). En effet, le coût des unités en injection d’une part, et la diminution des tarifs d’achat d’autre part, tendent à favoriser les organisations les plus fortement dotées en capital économique, tant dans le secteur de l’énergie que de l’agriculture, autrement dit les unités centralisées et les uma portées par les coopératives. Ces tendances se vérifient concrètement sur le terrain. En effet, l’aamf alerte régulièrement depuis 2020 sur les abandons de projets portés par des exploitants agricoles25. Ce constat est en outre partagé par les acteurs administratifs régionaux accompagnant le déploiement territorial des uma via l’octroi de subventions : « Fin 2020, [c’est] la mise en œuvre des nouveaux tarifs. Donc tout le monde dépose avant pour avoir les anciens tarifs. Gros pic avant la fin des anciens tarifs. Et là, une baisse, une division par deux […] il y a une forte baisse du développement d’unités de méthanisation » (extrait, entretien avec un responsable administratif régional).

41L’incertitude sur la rentabilité économique des projets d’uma apparaît comme un risque désormais trop important, ainsi que nous l’explique un cadre de l’aamf rencontré en janvier 2022 : « Donc on est dans cette phase-là où il y a un frein très clair, il n’y a plus de projets qui se font quasiment. »

  • 26 Il s’agit des sites de BioBéarn (Pyrénées-Atlantiques), Biogasconha (Landes), Biovilleneuvois (Lot (...)

42Ainsi, les quantités d’énergie produite, les quantités d’intrants nécessaires et, par conséquent, le dimensionnement total sont bien supérieurs dans le cas des unités centralisées, portées par les acteurs énergéticiens, en comparaison des uma détenues par les exploitants agricoles (Berthe et al., 2020). Selon les données de grdf (consultées le 1er septembre 2024), les trois unités disposant des plus grandes capacités de production de biométhane appartiennent à TotalÉnergies26. Du point de vue du « flux intrants », les acteurs énergéticiens négocient avec des iaa et plusieurs agriculteurs, voire de grandes organisations agricoles comme des coopératives, pour obtenir des déchets fermentescibles, et négocient à nouveau avec les acteurs agricoles pour l’épandage du digestat. En définitive, le modèle d’unité mis en œuvre par les acteurs énergéticiens consiste en une centralisation de la production énergétique et donc une spécialisation des espaces ruraux pour assurer cette production. De plus, la possibilité d’une coexistence territoriale entre les unités centralisées gérées et par des énergéticiens et les uma suscite des interrogations et des craintes. En effet, la concurrence pour l’accès aux biodéchets à fort potentiel méthanogène favorise les acteurs énergéticiens, mieux pourvus en capitaux économiques.

43Le développement et le déploiement d’unités centralisées et d’uma possédées par les acteurs agricoles les plus pourvus en capitaux économiques, guidés par une logique d’énergiculture, pourraient conduire à une reconfiguration de la filière. L’analogie avec les travaux d’A. Lovins semble ici particulièrement éclairante. Le physicien étasunien distingue en effet deux idéaux-types en termes de système énergétique : un hard energy path fondé sur une production centralisée mobilisant des énergies nucléaire et fossiles, une dynamique centrée sur l’offre, et une organisation de type monopolistique du secteur ; un soft energy path caractérisé quant à lui par une production décentralisée d’énergies renouvelables, une maîtrise de la demande et une organisation de type pluraliste du secteur (Lovins, 1977 ; Evrard, 2013). Le modèle défini par le plan emaa, principalement axé sur la cogénération, emprunte des caractéristiques à ces deux idéaux-types et constitue ainsi une forme de middle-range energy path. En effet, si la production de biogaz y apparaît décentralisée et organisée par une pluralité d’agriculteurs, le transport et la distribution de l’énergie produite sont assurés par des réseaux centralisés gérés par un nombre extrêmement restreint d’acteurs. Ces spécificités sont par ailleurs soulignées dans un rapport de la cre : « La filière française se caractérise par la petite taille de ses installations, dont la capacité moyenne (15 GWh/an par installation) est quatre fois inférieure à la capacité moyenne des installations européennes. Cette spécificité résulte, entre autres, d’un choix politique assumé : la dégressivité du tarif d’achat actuel en fonction de la taille des installations » (Comité de prospective de la cre, 2019 : 17).

44Ce modèle français middle-range energy path n’a pas été conçu pour optimiser la production de biogaz, et donc de valeur économique. Il s’agissait plutôt s’assurer la compatibilité des chaînages entre différents problèmes publics, parmi lesquels certes les problèmes énergétiques et climatiques, mais également ceux liés au traitement des déchets et aux enjeux agro-environnementaux. Ainsi, les contraintes techniques et économiques des unités en injection tendent plutôt à inscrire ces dernières au sein d’un hard energy path caractérisé par une plus forte concentration, et donc une spécialisation, des sites des production, un rôle plus conséquent des acteurs énergéticiens dans la gouvernance, et des objectifs de rentabilité clairement affirmés. Encouragées par le plan emaa, les uma détenues par les exploitants agricoles apparaissent désormais peu ajustées pour répondre à ces nouvelles exigences de performance et de rentabilité.

Conclusion

45La promotion et le déploiement de la filière biogaz apparaissent plus tardivement, d’une part à l’échelle nationale par rapport aux autres sources d’énergie renouvelable, et d’autre part à l’échelle internationale vis-à-vis de pays européens comme l’Allemagne et le Danemark. Toutefois, on observe depuis le début des années 2010 l’élaboration et l’application d’un référentiel sectoriel à la méthanisation agricole visant à prendre en charge des problèmes publics climatiques, de gestion des déchets, économiques et agro-environnementaux. Ce référentiel esquisse un modèle de système énergétique original, un middle-range energy path. La promotion de la méthode de l’injection d’une part, et la diminution des tarifs d’achat d’autre part conduisent, au cours des années 2010, à des transformations à la fois dans le référentiel sectoriel et dans la réalisation concrète des unités de méthanisation sur le terrain qui tendent dès lors à s’inscrire dans un système énergétique de type hard energy path avec une centralisation de la production et une organisation monopolistique du secteur.

46On observe une concurrence des normes et des objectifs – en définitive des images afférentes au rôle du secteur dans la société – censés régir et réguler la filière méthanisation. Le plan emaa et la loi tecv esquissent par exemple deux modalités d’action publique distinctes, difficilement compatibles, de la méthanisation. Une concurrence s’exerce également entre les acteurs agricoles et énergéticiens pour le leadership de la filière, et donc dans la construction du référentiel de politiques publiques qui « est à la fois une prise de parole (production de sens) et une prise de pouvoir (structuration d’un champ de forces) » (Muller, 2018 : 58). Ces concurrences montrent dans quelle mesure le secteur demeure dans un processus encore non stabilisé d’encastrement au sein où l’entend H. White (1992) et synthétisé ici par M. Grossetti : « l’encastrement est la dépendance d’une identité (ou d’une forme d’ordre) vis-à-vis des liens qu’elle a avec les autres, autrement dit la contrainte qu’exercent sur elle les tentatives de contrôle des autres identités » (2004 : 130). Le secteur de la méthanisation repose en effet sur trois secteurs préexistants – l’agriculture, l’énergie et la gestion des déchets – et donne donc lieu à des rapports de force entre ces différents acteurs sectoriels animés par des représentations, des intérêts et des logiques professionnelles distincts.

47Ces changements montrent que, si la notion de transition énergétique peut apparaître comme une évidence normative pour les acteurs – notamment institutionnels et administratifs –, son cadrage conceptuel et ses normes de réalisation conduisent à des processus sociaux et politiques spécifiques en termes de prise de décision, de gouvernance et de modes d’appropriation qui, loin d’être déterminés par des considérations exclusivement techniques, comportent nécessairement une part d’arbitraire (Baggioni et al., 2019). La méthanisation, d’abord présentée dans le plan emaa comme une alternative et une solution à plusieurs registres de problèmes publics, se voit peu à peu intégrée dans une politique publique énergétique et climatique, et par conséquent réduite à une technologie productrice d’énergie renouvelable. La filière se voit peu à peu subordonnée à des exigences d’industrialisation et de rentabilité économique, soit en définitive les principes d’action théorisés par la modernisation écologique : « problems caused by modernization, industrialization, and science can only be solved through more modernization, industrialization, and science » (Buttel, 2000 : 62).

48Cette orientation du secteur vers l’injection et son inscription vers un système énergétique de type hard energy path posent ainsi de nouvelles interrogations. De quel poids pèsent respectivement les acteurs agricoles et énergéticiens dans les arènes de la politique publique, ces espaces de « négociations orientant directement les décisions de politique publique » (Fouilleux et Jobert, 2017 : 11) ? Quelle peut être l’autonomie des acteurs agricoles s’ils sont réduits à un rôle de fournisseur d’intrants, et de récepteurs de digestat ? L’accélération du déploiement des unités en injection contribuera-t-elle à une intensification du mouvement de financiarisation et d’industrialisation déjà à l’œuvre dans les mondes agricoles (Purseigle et al., 2017) ?

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Notes

1 L’Association des agriculteurs méthaniseurs de France a été créée en 2010 et revendique 550 adhérents fin 2023.

2 Consulté le 06 mai 2024.

3 La Première ministre Élisabeth Borne présentait le 06 octobre 2022 le « Plan de sobriété énergétique » pour le pays (Gouvernement, 2022).

4 Le plan repowereu présenté par la Commission européenne (2022) vise notamment à réduire la dépendance de l’Union européenne à l’égard des ressources énergétiques russes. Trois pistes sont proposées : les économies d’énergie, la diversification des sources d’énergie et l’accélération de la transition énergétique.

5 On compte sur le territoire national 1 310 installations de production de biogaz en 2021 pour une production énergétique de 11 twh (Ademe et Observ’ER, 2020 ; ser et al., 2022 ; mte, 2022).

6 Titre d’un article de La France agricole publié le 14 septembre 2020, consulté le 06 mai 2023.

7 Sujets aux changements fréquents de dénomination, le Masa, le Mefsin et le mte seront respectivement désignés dans le reste de l’article à l’aide des termes génériques suivants : ministère de l’Agriculture (ma), ministère de l’Économie et des Finances (mef) et ministère de l’Écologie (me).

8 Commandé par l’association FranceGaz – le syndicat professionnel de l’industrie gazière française –, un sondage Ifop publié en décembre 2022 indique que 50 % des personnes interrogées n’ont jamais entendu parler du gaz renouvelable, et 35 % ne savent pas précisément de quoi il s’agit (Ifop, 2022).

9 Gaz naturel pour véhicule.

10 Entrée « Biogaz » sur le site du ministère, consulté le 06 mai 2024.

11 Ainsi dénommées par les articles D543-291 à D543-293 du Code de l’environnement.

12 Au 1er janvier 2023, on compte en France 164 isdnd, 98 unités de traitement des boues de Step et 1 396 unités de traitement des déchets issus de l’agriculture, de l’industrie et des ménages (Ademe et Observ’ER, 2023).

13 Extraits rappelés par le Club Biogaz de l’Atee (2022 : 3).

14 On peut toutefois considérer que cette estimation sera amenée à être réévaluée dans les prochaines années. En effet, la loi relative à la lutte contre le gaspillage alimentaire pour une économie circulaire (Agec) visant à généraliser le tri à la source des biodéchets doit entrer en application à partir du 1er janvier 2024.

15 Au 1er janvier 2023, 61 % des unités de méthanisation valorisaient leur biogaz sous forme de cogénération, 34 % sous forme d’injection et 5 % sous forme de chaleur seule (Ademe et Observ’er, 2023).

16 D’après le directeur général Gas, Renewables & Power de TotalÉnergies cité dans le communiqué de presse en ligne, consulté le 06 mai 2024.

17 Présentation de l’association sur son site internet, consulté le  06 mai 2024.

18 Fédération nationale des collectivités concédantes et régies.

19 Fédération nationale des syndicats d'exploitants agricoles.

20 Fondée en 2008 suite à l’ouverture des marchés de l’énergie dans l’ue et filiale du groupe Engie, l’entreprise Gaz Réseau Distribution France est le principal distributeur de gaz (fossile) en France.

21 L’usage méthodologique de ce document nous semble particulièrement pertinent dans la mesure où les sénateurs et sénatrices de la mission d’information ont échangé avec une centaine d’acteurs impliqués dans la méthanisation agricole, positionnés dans des champs distincts (scientifique, politique, économique, associatif et administratif) et issus des différents secteurs préexistants (agriculture, énergie et gestion des déchets).

22 Il s’agit d’une obligation d’achat de l’énergie renouvelable produite sur une période et à un prix déterminés, imposée par les pouvoirs publics aux gestionnaires de distribution et/ou de transport.

23 La ppe est un instrument au service de la politique énergétique qui exprime les orientations prioritaires des pouvoirs publics en termes de maîtrise de la demande en énergie, de déploiement des énergies renouvelables et de sécurité d'approvisionnement.

24 Les objectifs fixés par la ppe 2, en deçà des ambitions de la filière, avaient suscité une grande déception au sein du secteur (Poupeau, 2023).

25 Voir les propos du vice-président M. Quaak cités dans l’introduction.

26 Il s’agit des sites de BioBéarn (Pyrénées-Atlantiques), Biogasconha (Landes), Biovilleneuvois (Lot-et-Garonne), jeu de données : sites d'injection de biométhane en France.

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Table des illustrations

Titre Figure 1. Unité de méthanisation en cogénération à Madaillan, Lot-et-Garonne
URL http://journals.openedition.org/developpementdurable/docannexe/image/24823/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 79k
Titre Figure 2. Unité de méthanisation à Mourenx, Pyrénées-Atlantiques
URL http://journals.openedition.org/developpementdurable/docannexe/image/24823/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 68k
Titre Figure 3. Schéma des différentes étapes de production du biogaz
Crédits Source : Club Biogaz de l’Atee, consulté le 06 mai 2024
URL http://journals.openedition.org/developpementdurable/docannexe/image/24823/img-3.jpg
Fichier image/jpeg, 78k
Titre Figure 4. Proposition de typologie des unités de méthanisation agricole
Crédits Source : Couturier, 2013 : 73
URL http://journals.openedition.org/developpementdurable/docannexe/image/24823/img-4.jpg
Fichier image/jpeg, 50k
Titre Figure 5. Les flux du dispositif de méthanisation
URL http://journals.openedition.org/developpementdurable/docannexe/image/24823/img-5.jpg
Fichier image/jpeg, 21k
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Pour citer cet article

Référence électronique

Antoine Bouzin, « Industrialiser la méthanisation agricole. Les reconfigurations d’une filière soumise aux exigences de production et de rentabilité »Développement durable et territoires [En ligne], Vol. 15, n°3 | Décembre 2024, mis en ligne le 20 décembre 2024, consulté le 16 juin 2025. URL : http://journals.openedition.org/developpementdurable/24823 ; DOI : https://doi.org/10.4000/13cqe

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Auteur

Antoine Bouzin

Antoine Bouzin est doctorant en sociologie au Centre Émile Durkheim, également diplômé ingénieur de l’ENSEEIHT. Ses recherches portent d’une part sur la méthanisation – élaboration des politiques publiques de transition, structuration intersectorielle de la filière, scénarisation des futurs écologiques – et d’autre part sur l’engagement écologiste des ingénieurs – les trajectoires militantes et professionnelles, les prises de position politique, l’appréhension du rôle des sciences et techniques.
Centre Émile Durkheim (CED, UMR 5116), université de Bordeaux
antoine.bouzin@u-bordeaux.fr
n° Orcid : 0000-0003-2182-3228

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Le texte seul est utilisable sous licence CC BY-NC 4.0. Les autres éléments (illustrations, fichiers annexes importés) sont « Tous droits réservés », sauf mention contraire.

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