Le biogaz couvre le Danemark

Début juillet, le Danemark a produit assez de biogaz pour couvrir toute sa consommation nationale de gaz sur une journée, une première. Le signal est réel, mais il repose sur une demande déjà faible, en baisse, et sur un coût qui pèse de plus en plus sur les derniers usagers du gaz.

Le record danois dit autant sur la réussite du biogaz que sur le recul du gaz lui-même. Pendant une journée, le pays a injecté assez de gaz renouvelable pour couvrir l’ensemble de sa consommation nationale, selon BT. Sur l’année, le biogaz fournit désormais environ 40 % de la consommation danoise de gaz. Cette performance tient à deux mouvements simultanés : la production renouvelable augmente, tandis que moins de logements et d’usines brûlent du gaz pour se chauffer ou fonctionner. C’est une avancée, mais dans un marché gazier déjà étroit et en contraction.

Du lisier au gazoduc

La technologie n’a rien de nouveau. Des bactéries dégradent des déchets organiques, comme le lisier, les restes alimentaires ou les boues d’épuration, en l’absence d’oxygène : ce processus produit du biogaz brut. Une fois le dioxyde de carbone et les impuretés retirés, on obtient du biométhane, assez pur pour circuler dans les gazoducs existants (AIE). Au Danemark, le gestionnaire de réseau Energinet utilise des certificats pour suivre la quantité de gaz renouvelable injectée. Physiquement, les molécules se mélangent dans le réseau ; comptablement, les certificats attribuent l’origine verte (Energinet).

L’enjeu dépasse le Danemark. Après la coupure des approvisionnements russes en 2022, le plan européen REPowerEU a fixé un objectif de 35 milliards de mètres cubes de biométhane d’ici à 2030 (REPowerEU). La logique est simple : un gaz produit à partir de déchets locaux ne dépend pas d’un fournisseur étranger. Et contrairement à l’électricité éolienne ou solaire, le biométhane se stocke dans les infrastructures existantes et peut servir dans les secteurs où l’électrification reste lente ou coûteuse, comme l’industrie à haute température ou certains bâtiments anciens (Commission européenne).

La facture tombe sur les derniers usagers du gaz

Les premiers gagnants sont identifiables : agriculteurs exploitant des méthaniseurs, développeurs de projets et gestionnaires de réseaux gaziers. Les ménages, eux, bénéficient surtout d’un gain indirect de sécurité énergétique. Ils peuvent en revanche perdre directement sur la facture.

Produire du biométhane coûte cher. Dans la plupart des pays, la filière dépend de prix d’achat garantis, financés par les tarifs du gaz ou par les budgets publics. Or, quand la consommation baisse, les coûts fixes d’entretien des réseaux se répartissent entre moins d’usagers. En France, la Commission de régulation de l’énergie a relevé de 5,87 % le tarif régulé de distribution du gaz à partir du 1er juillet 2026 (CRE). Le mécanisme est brutalement simple : la consommation recule plus vite que le réseau ne se réduit, donc chaque client restant paie davantage pour maintenir les tuyaux ouverts (Le Monde).

Les ménages danois subissent la même tension. Même lorsque le réseau verdit, les prix continuent de suivre les marchés internationaux de gros, puisque le biométhane entre dans le même système commercial que le gaz fossile. Selon un rapport danois, les foyers équipés d’une chaudière au gaz paieraient déjà 5 000 couronnes de plus par an qu’avant le choc des prix de 2022 (Ritzau). Des molécules vertes ne garantissent donc pas une facture plus légère.

L’Allemagne rend l’arbitrage encore plus clair. Une étude du Fraunhofer ISE estime que le chauffage au gaz, avec une part croissante de gaz vert, pourrait coûter jusqu’à 49 000 € de plus sur vingt ans qu’une pompe à chaleur pour une maison individuelle type (Energie & Management). Cela ne condamne pas le biométhane. Cela indique plutôt qu’il est trop rare et trop coûteux pour maintenir des millions de logements dans le gaz. Sa valeur se trouve là où l’électricité ne remplace pas encore facilement les combustibles : certains procédés industriels, les capacités de secours, les bâtiments difficiles à convertir.

Un record sur terrain favorable

Le cas danois repose sur des décennies d’investissement dans le biogaz agricole et sur un marché gazier de petite taille. Le reste de l’Europe part de plus loin. L’Irlande vise 5,7 TWh de biométhane d’ici à 2030, mais ne compte que deux installations injectant dans le réseau, pour environ 75 GWh par an, soit moins de 1,5 % de son objectif (We Are Biogas).

La leçon danoise est utile, à condition de ne pas la surinterpréter. Le biométhane fonctionne quand il accompagne une baisse de la demande de gaz et quand les pouvoirs publics réservent cette ressource rare aux usages qui en ont vraiment besoin. Le risque, sinon, est que ce type de record serve d’argument pour prolonger des infrastructures gazières dont de moins en moins de ménages dépendront, tout en faisant payer leur maintien à ceux qui resteront raccordés.