Die europäische Schifffahrt steht vor einem tiefgreifenden Wandel: Mit der Règlement FuelEU Maritime, die ab dem 1. Januar 2025 in Kraft tritt, werden erstmals verbindliche Reduktionsziele für die Treibhausgasintensität der auf Schiffen verwendeten Energie festgelegt. Bis 2050 sollen die Emissionen um 80 % sinken. Damit eröffnet sich ein völlig neuer Markt für klimaneutrale Kraftstoffe – insbesondere für Bio-LNG (verflüssigtes Biomethan).

Als führender Dienstleister für Biomethan-Zertifizierung, THG-Berechnung, Nachweisführung sowie die Vermittlung von Biomethan, begleitet agriportance diesen Wandel aktiv und positioniert sich als zentraler Ansprechpartner für Reedereien, Bunkerunternehmen und Biomethanproduzenten. Durch fundiertes regulatorisches Know-how und praxisnahe Serviceangebote schafft agriportance die Brücke zwischen Biogas-Erzeugung und maritimer Anwendung.

Bio-LNG: Sofort einsetzbarer Klimakraftstoff für die Schifffahrt

Bio-LNG ist ein Drop-In-Kraftstoff, der ohne technische Anpassungen in der bestehenden LNG-Infrastruktur genutzt werden kann. Besonders attraktiv ist die Verwendung von Wirtschaftsdüngern oder Reststoffen als Ausgangsmaterial. Dadurch können besonders niedrige und teils sogar negative Well-to-Wake-Emissionen erreicht werden.
So ist es Schifffahrtsunternehmen möglich nicht nur ihre gesetzlichen Anforderungen erfüllen, sondern sogar überschüssige Emissionsgutschriften in hohen Mengen zu generieren. Diese können im Rahmen von Flottenpools angerechnet werden.

agriportance: Marktbereiter für nachhaltige maritime Energien

Mit der FuelEU Maritime Verordnung wächst der Bedarf an verlässlichen Partnern, die Nachhaltigkeit, Wirtschaftlichkeit und regulatorische Sicherheit miteinander verbinden. agriportance bietet als Komplettdienstleister entlang der Biomethan-Wertschöpfungskette:

• Zertifizierungs-Know-how nach RED II & III (REDcert-EU, ISCC-EU, SURE)
• Software- & Service-Lösungen für Well-to-Wake-THG-Berechnungen und das Nachweismanagement
• Operative Unterstützung bei der strategischen Nutzung von Pooling-, Banking- und Borrowing-Mechanismen
• Opérateur zwischen Biomethanproduzenten, Händlern und maritimen Abnehmern
• Damit wird agriportance zu der Anlaufstelle für den maritimen Bio-LNG-Sektor: Sowohl für Produzenten als auch für Reedereien und Logistikunternehmen.

Wachsende Nachfrage und attraktive Erlösmöglichkeiten

Der Markt befindet sich in Bewegung: Der agriportance FuelEU-Preisticker zeigt aktuell Preise von über 70 €/MWh für Biomethannachweise aus Wirtschaftsdüngerbasis – Tendenz steigend. Das wachsende Interesse aus der maritimen Industrie sorgt für neue Absatzmöglichkeiten und bessere Erlösperspektiven für Biogasanlagenbetreiber in ganz Europa.

Henning Dicks, Geschäftsführer von agriportance, betont: „Die EU gibt mit FuelEU Maritime einen klaren Rahmen für klimafreundliche Schifffahrt vor – und wir bieten die Lösungen, mit denen Unternehmen diesen Weg heute schon gehen können.“

Jetzt den Markteinstieg gestalten

Unternehmen, die sich frühzeitig auf die neuen EU-Anforderungen vorbereiten, sichern sich entscheidende Wettbewerbsvorteile. agriportance unterstützt sie dabei mit lukrativer Vermittlung, digitalen Tools und regulatorischer Expertise – zudem für einen reibungslosen, wirtschaftlichen und nachhaltigen Einstieg in den maritimen Biomethanmarkt.

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FuelEU Maritime est la pierre angulaire de l'UE pour décarboniser le transport maritime, établir des limites contraignantes d'intensité de GES sur l'ensemble du cycle de vie sur l'énergie utilisée à bord des navires et inciter à l'utilisation de carburants renouvelables. Dans Article 1Le règlement "établit des règles uniformes imposant [...] une limite à l'intensité des gaz à effet de serre (GES) de l'énergie utilisée à bord par un navire arrivant dans les ports relevant de la juridiction d'un État membre, y séjournant ou en sortant" et "une obligation d'utiliser la technologie de production d'électricité en mer (OPS) ou la technologie zéro émission dans les ports relevant de la juridiction d'un État membre".

Début 1 janvier 2025Chaque grand navire doit s'assurer que son système de gestion de la sécurité est en place. moyenne annuelle de l'intensité des GES ne dépasse pas un seuil de resserrement progressif. Article 4(2) précise que cette limite est obtenue en réduisant la valeur de référence 2020 de 91,16 g CO₂ eq/MJ by 2 % de 2025, 6 % de 2030, jusqu'à 80 % by 2050. En définissant à la fois la référence et les étapes de réduction dans la loi, l'UE donne aux armateurs une feuille de route claire et multidécennale vers des émissions proches de zéro.

Bio-LNG : une solution renouvelable en goutte-à-goutte

Dans ce contexte, biométhane bunkered as GNL bio offre une voie d'accès immédiate. Le règlement Annexe II reconnaît explicitement le "bio-méthane liquéfié en tant que carburant de transport" au même titre que le GNL conventionnel dans son tableau de facteurs d'émission par défaut, garantissant ainsi que les opérateurs peuvent appliquer le même cadre de surveillance, de déclaration et de vérification que celui utilisé pour le GNL fossile.

Le bio-GNL est donc compatible avec les moteurs à double carburant existants et l'infrastructure de stockage, ce qui permet de maximiser les réductions de GES sur l'ensemble du cycle de vie, sans pour autant atteindre les objectifs de réduction négatifs. Well-to-Tank des crédits pour les filières de biométhane à base de déchets. Toutefois, avant qu'une facture de bunkering puisse être convertie en crédits climatiques, le carburant doit d'abord clarifier les définitions légales précises et les obstacles à la certification de FuelEU Maritime.

Définition du biométhane (article 3)

FuelEU Maritime fournit son glossaire clé à partir de Directive 2018/2001 (RED II) via Article 3 (2). En déléguant intégralement les définitions, le règlement garantit que any biomethane la qualification de "biogaz" ou de "biocarburant" dans le cadre de RED II est automatiquement qualifiée dans le cadre de FuelEU Maritime. Cet alignement supprime l'ambiguïté et crée un pont juridique sans faille entre les mandats terrestres en matière d'énergies renouvelables et la conformité maritime.

Exigences de certification (Article 10 & Article 4(3))

Une fois qu'un cargo de biométhane répond aux définitions, il doit alors satisfaire aux règles de durabilité et de déclaration en vertu du Article 10:

"Lorsque les biocarburants, le biogaz, les RFNBO et les combustibles carbonés recyclés, tels que définis dans la directive (UE) 2018/2001, doivent être pris en compte aux fins mentionnées à l'article 4, paragraphe 1, du présent règlement, les règles suivantes s'appliquent :".

Spécifiquement :

• Article 10(1)(a) mandates that "biofuels and biogas that do not comply with the sustainability and GHG emissions saving criteria set out in Article 29 of Directive (EU) 2018/2001 ... shall be considered to have the same emission factors as the least favourable fossile fuel pathway for that type of fuel ;".
• Article 10(1)(b) étend le même pire cas de figure aux RFNBO et aux carburants à base de carbone recyclé qui ne respectent pas les seuils de la RED II.

Finally, Article 4(3) ties together definitions and certification by requiring that :

"Sur la base des notes de livraison de carburant complétées conformément à l'annexe I du présent règlement, les entreprises doivent fournir des données exactes, complètes et fiables sur l'intensité des émissions de GES et les caractéristiques de durabilité des carburants ... qui ont été certifiés dans le cadre d'un système reconnu par la Commission conformément à l'article 30(5) et (6) de la directive (UE) 2018/2001 ...".

En pratique, cela signifie que a RED II certification (par ex., REDcert-EU, ISCC-EU) est nécessaire mais pas suffisant. Les opérateurs doivent toujours calculer et déclarer l'intégralité de la valeur de l'énergie. Well-to-Wake intensité de bio-GNL par Annexe I's méthodologie avant qu'aucun crédit GHG ne puisse être réclamé.

Avec Articles 3 et 10et le mandat de reporting en Article 4(3)Le règlement définit une voie claire et juridiquement solide : le biométhane qui répond aux définitions et aux critères de durabilité de RED II peut être utilisé et crédité dans le cadre de FuelEU Maritime, à condition que ses émissions tout au long du cycle de vie soient entièrement documentées. Dans les sections suivantes, nous appliquerons Annexe I's equations to quantify the Well-to-Wake profile of Bio-LNG and explore how shipowners can leverage compliance facilities such as pooling, banking and borrowing to meet each five-year reduction milestone.

Calcul de l'intensité des GHG (du puits au réveil)

Même si la directive FuelEU Maritime fait référence à la directive sur les énergies renouvelables, il existe des différences dans le calcul des émissions de GES. Alors qu'il suffit de calculer les émissions du puits au réservoir pour les biocarburants dans le cadre de la directive sur les énergies renouvelables, les émissions du puits à la cuve doivent également être incluses dans la directive FuelEU Maritime. Cela signifie que non seulement les émissions pour la production du biocarburant sont calculées, mais aussi celles pour sa combustion. Comme les émissions moyennes ne doivent pas dépasser 89,34 gCO2eq/MJ en 2025 et 18,23 gCO2eq/MJ en 20250, le calcul suivant est effectué pour le biométhane afin de déterminer s'il peut être utilisé comme carburant pour répondre aux exigences en matière de GES à long terme :

Total Well-to-Wake

Les émissions du puits au sillage sont calculées en ajoutant les émissions du puits au réservoir et du réservoir au sillage. Ces émissions supplémentaires peuvent être réduites, par exemple, par l'utilisation d'une voile (fwind). Dans cet exemple, cependant, cela n'est pas calculé pour des raisons de simplicité.

Du puits à la cuve (WtT)

Les émissions du puits au réservoir sont calculées en multipliant la quantité absolue d'énergie utilisée par le facteur d'émission en gCO2eq/MJ. Dans ce cas, 1000 MJ et une valeur GHG de -100 gCO2eq/MJ sont supposés. -100gCO2eq/MJ est une valeur réalistement réalisable pour le biométhane produit à partir d'urine. Si la capture du CO2 a également lieu pendant la production de biométhane afin de remplacer le CO2 fossile (CCR) ou de le stocker géologiquement (CCS), des valeurs inférieures à -120 gCO2eq/MJ peuvent également être atteintes. Il existe plusieurs projets en Europe qui produisent et commercialisent déjà ces qualités.

Combustion du CO2 (TtWcomb)

Les émissions de combustion du réservoir au réveil quantifient le CO₂ libéré lorsque le bio-GNL est brûlé à bord. Ces émissions sont calculées en multipliant l'utilisation totale d'énergie du navire par l'intensité d'émission de CO₂ par énergie du combustible, EF₍comb₎, qui est elle-même dérivée de la teneur en carbone et de la valeur calorifique du combustible :

Déterminer EF₍comb₎

Diviser le facteur d'émission de CO₂ du méthane (Cf₍CO₂₎ = 2,750 g CO₂/gFuel) par la valeur calorifique inférieure du bioGNL (LCV = 0,0491 MJ/gFuel) :

Compute TtW₍comb₎

Multiplier EF₍comb₎ par la demande d'énergie du navire (Q = 1 000 MJ) :

Ce terme domine généralement le profil d'émissions à bord du navire et, avec le glissement de méthane (TtW₍slip₎), complète le Tank-to-Wake leg of the life-cycle calculation.

CH4 slip (TtW slip)

Not all methane burns cleanly in a dual-fuel engine-some fraction bypasses combustion as unburned CH₄. Parce que le méthane a une Potentiel de réchauffement global sur 100 ans (PRG) 28 fois celle du CO₂, même un faible taux de glissement peut ajouter de manière disproportionnée à la charge de GES d'un navire. FuelEU Maritime factors this in via Annexe I, Eq. 2qui définit le facteur d'émission de méthane par glissement, EF₍slip₎ :

Calculer EF₍slip₎

Multiplier la fraction de slip (C₍slip₎ = 3.1 % = 0.031 gCH₄/gFuel) par le facteur d'émission de méthane (C₍f,CH₄₎ = 0.00011 gCH₄/gFuel) et le GWP₍CH₄₎ = 28, puis diviser par la valeur calorifique inférieure (LCV = 0,0491 MJ/gFuel) :

Compute TtW₍slip₎

Multiplier EF₍slip₎ par la demande d'énergie du navire (Q = 1 000 MJ) :

Total des émissions du puits au réveil (WTW₍total₎)

Cette équation agrège toutes les contributions du cycle de vie en amont (WtT), la combustion du CO₂ (TtW₍comb₎), et le glissement du méthane (TtW₍slip₎)-et applique le facteur de retour du vent (f₍wind₎) :

Intensité du puits au réveil (EF₍WTW₎)

Enfin, la métrique d'intensité au niveau du navire normalise les émissions totales du puits au sillage par la demande d'énergie de référence :

Dans cet exemple, une valeur GHG de -43,97 gCO2eq/MJ well to wake serait atteinte avec le biométhane qui a été obtenu avec -100 gCO2eq/MJ well to tank for the bunkering of the ship. Toutes les exigences relatives à la valeur GHG seraient donc satisfaites en permanence ici. D'autres carburants présentant une valeur GHG plus élevée pourraient même être ajoutés à long terme.

Flexibilités et avantages en matière de conformité

Ayant atteint une intensité du puits au réveil de -43.97 g CO₂ eq/MJ, un navire brûlant du bioGNL peut atteindre plus que l'objectif FuelEU Maritime sur lui-même. Allowing system participants to use the regulations options for fleet-wide and multi-year mechanisms to lever those significant savings. Grâce à la mise en commun des équilibres de conformité, un navire utilisant du biométhane produit à partir d'urine peut compenser les navires de plus forte capacité dans le même groupe de mise en commun, garantissant ainsi que le groupe atteint ses objectifs moyens en matière de GES, même si certaines unités continuent à utiliser des carburants conventionnels. Likewise, banking allows that WTW-emission-saving surplus to be carried forward to smooth out peaks and troughs in renewable fuel availability.

Sous Article 21les bilans d'intensité de GES ... de deux ou plusieurs navires ... peuvent être mis en commun pour satisfaire aux exigences de l'article 4". EUR-Lex. En pratique, cela signifie qu'un navire enregistrant -43,97 g CO₂ eq/MJ peut générer un surplus de conformité, qui est ensuite attribué à l'ensemble des navires regroupés, à condition que les navires conformes restent conformes, que les navires défectueux profitent du regroupement et que le total des navires regroupés reste conforme. Cette flexibilité transforme un navire isolé alimenté au biométhane en un facilitateur de flotte, permettant aux opérateurs d'échelonner leurs investissements dans des carburants alternatifs tout en garantissant la conformité collective.

En attendant, Article 20 autorise les entreprises à reporter les surplus de conformité réels sur les périodes de déclaration futures ou à emprunter une avance limitée sur le solde de l'année suivante. "Si le navire présente un excédent de conformité, l'entreprise peut l'inscrire au bilan de conformité du même navire pour la période de déclaration suivante, et si un déficit apparaît, l'exploitant peut emprunter un excédent de conformité supplémentaire, dont l'exécution nécessitera toutefois l'ajout de 1,1 fois les économies de GES l'année suivante. EUR-Lex. La banque préserve les crédits négatifs de la PTE que le bioGNL fournit aujourd'hui, en lissant la conformité sur des années plus faciles ; l'emprunt permet à un opérateur de charger à l'avant jusqu'à 2 % de leurs émissions autorisées afin d'éviter les pénalités à court terme.

Ensemble, la mise en commun et la banque/l'emprunt permettent non seulement de respecter les objectifs en ligne droite fixés par FuelEU Maritime, mais aussi d'optimiser l'utilisation du profil carbone exceptionnel du biométhane - transformant les émissions négatives d'un navire en un actif stratégique pour l'ensemble de la flotte, à la fois maintenant et dans les années à venir.

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Pour le marché allemand du biométhane, l'année 2024 a été une année de renouveau et de réflexion stratégique, avec des impulsions importantes données par de nouvelles dispositions légales. Dans notre rétrospective du marché, nous mettons en lumière ces évolutions.

• La nouvelle loi sur l'énergie des bâtiments est entrée en vigueur, introduisant la chaleur issue de la biomasse comme option de conformité forfaitaire.
• Conséquences sur le taux de GES de l'inondation du marché du biométhane par des certificats UER falsifiés et du biodiesel prétendument non avancé
• Le BMUV (ministère fédéral de l'Environnement) adopte un nouveau décret UERV (Upstream Emission Reduction Ordinance)
• Conséquences de la crise des quotas de GES et déclenchement de nouvelles incertitudes sur le marché, notamment en raison des difficultés de paiement des acteurs du négoce du biométhane
• Une nouvelle BImSchG (loi fédérale sur la protection contre les nuisances) est adoptée par le BMUV (ministère fédéral de l'Environnement et de la Protection de la nature)
• La production allemande de biométhane a le vent en poupe

Une nouvelle loi sur l'énergie dans le bâtiment renforce le marché du biométhane

Au début de l'année, le 1.1.2024, est apparu le nouveau Loi sur l'énergie des bâtiments (GEG) (20). Elle a marqué le début de la transition thermique et a mis l'accent sur le chauffage par les énergies renouvelables. Le biométhane constitue une option particulièrement intéressante, car il permet d'utiliser les infrastructures et les installations de chauffage existantes. De plus, l'utilisation du biométhane est considérée comme une "option de conformité forfaitaire". Les propriétaires de maison n'ont donc pas besoin de fournir une preuve individuelle par le calcul. Cette modification promet un débouché solide à long terme pour le biométhane produit à partir de déchets et de résidus (1). Ces substrats sont utilisés dans le secteur du chauffage, car ils ont une valeur de carburant inférieure à 21,6 g CO2/MJ. Il exempte le biométhane de la LME (loi sur le commerce des émissions de combustibles) (21).

Estimations de la dena en ce qui concerne l'ECE

La nouvelle loi sur l'énergie dans le bâtiment ne marque pas seulement une étape importante dans la transition énergétique. Elle influence aussi directement le marché du biométhane en créant de nouvelles incitations à l'utilisation des énergies renouvelables. Selon les estimations de la dena, de l'EWI et du BMWK, cette nouveauté législative fera passer la demande de biométhane dans le secteur du chauffage de sa valeur actuelle de 1 TWh à au moins 13 TWh d'ici 2040 (2).

Faux certificats UER et chute du quota de GES

Figure 2 : Dépassement du quota de GES et prix du quota (Stellungnahme-Gutachten-SG2410100001.pdf)

En revanche, sur le marché des quotas de GES, les effets se faisaient encore sentir. D'une part, les faux certificats de réduction des émissions en amont (UER) ainsi que le biodiesel mal déclaré issu de l'huile de palme, ce qui a été confirmé pour la première fois à la mi-2023. ViGo Bioenergy estime que 50% du quota de GES en étaient dus à des certificats mal déclarés. Pour 2024, le chiffre reste sans titre. D'autres facteurs ont influencé le prix du quota : l'augmentation trop lente du quota, l'augmentation de la mobilité électrique, l'extension du marché à l'étranger pour remplir le quota. En outre, le précédent dépassement extrême du quota a déstabilisé le marché. De 3,4 millions de tonnes de CO2eq en 2022 à 8,1 millions de tonnes de CO2eq en 2030, le prix du quota a augmenté de manière significative. en 2023 et a maintenu la demande à un faible niveau (19, 22).

Après de nombreuses accusations et dénégations, il y a eu quelques nouvelles lois qui ont permis de rétablir le quota de GES en tant qu'outil sérieux. Ainsi, le 14 août 2024, un règlement d'application sur les droits antidumping a été publié, renforçant la production nationale et faisant partie des mesures qui ont contribué au redressement du quota de GES (7, 8, 9, 24).

La nouvelle UERV

En février 2024, le projet d'amendement de l'UERV a été publié. Celui-ci mettrait fin à l'imputabilité future des projets UER, mais ne s'adressait pas aux dommages déjà causés par les certificats mis en circulation. Ainsi, alors que le taux n'a cessé de chuter pour atteindre moins de la moitié depuis la révélation de la fraude, il était toujours possible de faire valoir les certificats UER et même de les reporter à 2025. Le préjudice subi par le secteur des énergies renouvelables a été estimé à 4,4 milliards d'euros. Selon l'initiative Stop Climate Fraud, cet argent aurait profité à l'industrie des énergies fossiles.

Le sujet a encore gagné en attention en mai, lorsque le reportage "frontal" de la ZDF a révélé l'existence de faux projets UER. Cela a entraîné une multiplication des prises de position de la part du monde politique berlinois. Ainsi, la ministre fédérale de l'Environnement Steffi Lemke a reconnu en juillet qu'il y avait probablement eu un manque de contrôle. Selon la police, l'intervention d'organismes de contrôle externes est juridiquement difficile. Les avocats supposent que des parallèles peuvent être établis avec la fraude fiscale. Cela peut signifier des délais de reprise allant jusqu'à 10 ans. Selon un avocat Altenschmidt spécialisé dans le droit commercial et des sociétés, l'UERV peut être interprétée individuellement. On ne peut pas parler définitivement de fraude, le pouvoir de décision final n'appartient en outre ni à l'UBA ni au BMUV, mais au Tribunal administratif fédéral (4).

Initiative 'Halte à la fraude climatique' pour le marché du biométhane

Quelques acteurs clés du secteur des énergies renouvelables ont alors fondé le 4 septembre 2024 l'"Initiative Climate Fraud Stoppen" et ont exercé une pression médiatique sur les politiques. Le président de l'UBA a alors annoncé mi-septembre l'annulation de 45 projets UER. Un signe clair de la remise à plat, alors que selon un communiqué de presse publié une semaine auparavant, seuls 8 projets étaient concernés. L'amendement de la 38e BImSchV a également été adapté de manière à ce que le report du dépassement du quota de GES soit suspendu pour 2025 et 2026. Les dommages causés ne concernent toutefois pas seulement le secteur des énergies renouvelables, mais aussi la République fédérale (5, 6).

Si ces accusations se confirment à grande échelle, l'Allemagne pourrait être confrontée à des dépenses financières plus élevées en raison du règlement européen sur le partage des charges (ESR). On estime d'ores et déjà que les éventuelles pénalités pour réduction insuffisante des émissions dans le secteur des transports pourraient s'élever à environ 16,2 milliards d'euros d'ici 2030. Cependant, les entreprises soumises à des quotas n'ont jusqu'à présent pas à craindre de conséquences, les certificats bénéficiant d'une protection de la confiance sur le marché du biométhane (3).

Impact de la crise des quotas de THG et insolvabilité en gestion propre d'un leader du marché

Landwärme GmbH, un important fournisseur de biométhane pour les entreprises de distribution d'énergie, les services municipaux et les entreprises industrielles, a connu des difficultés financières en 2024. Le 13 août, le tribunal d'instance de Berlin-Charlottenburg a ordonné une procédure d'insolvabilité provisoire en gestion autonome. Celle-ci a été officiellement ouverte le 1er novembre 2024. La filiale Landwärme Service GmbH a également déposé une demande d'insolvabilité après que la THE a résilié ses circuits de bilan le 15 octobre. De telles résiliations constituent une situation exceptionnelle et sont considérées comme une mesure de dernier recours pour minimiser les risques de la part de THE.(10).

Landwärme GmbH a attribué son insolvabilité principalement à la baisse des revenus dans le commerce des quotas de GES. La VKU rapporte également qu'une bonne centaine d'entreprises membres, principalement des services municipaux, ont encore des créances impayées sur Landwärme (11). Les clients craignaient des retards ou des problèmes dans l'annulation des certificats dans les délais, ce qui est particulièrement critique pour la preuve de promotion de la loi sur les énergies renouvelables. Par la suite, les ventes de biométhane issu d'engrais de ferme ont tellement baissé en raison de la chute des quotas que, dans certains cas, le biométhane a déjà été vendu et écoulé sur le marché de la chaleur. Le marché du biométhane, déjà instable, s'en est trouvé encore plus déstabilisé, de nombreux partenaires commerciaux n'étant pas au clair sur les contrats de livraison à conclure. existent resteraient.

Adaptation de la loi pour stabiliser le marché des quotas par la BImSchG sur le marché du biométhane

L'objectif déclaré de faire à nouveau du quota de GES un instrument pertinent pour la réduction des gaz à effet de serre et la protection du climat a ensuite donné lieu à un nouvel amendement de la loi.

Le 20 septembre 2024, le BMUV a publié le projet de référendum (RefE) du troisième décret modifiant le décret fixant d'autres dispositions pour la réduction des gaz à effet de serre dans les carburants (38e BImSchV). Cet amendement a redonné un peu de vie au marché à la fin de l'année, même s'il a été critiqué par certains représentants des intérêts du secteur du biogaz pour son manque de vision. L'association allemande Bioenergie e.V. a écrit dans une prise de position que les producteurs de carburants durables ne pouvaient pas renoncer au chiffre d'affaires pour les certificats de 2024, ce qui a poussé beaucoup d'entre eux à accepter des prix inférieurs à ceux du marché, alors que les entreprises soumises à des quotas financièrement solides peuvent désormais acheter des options de réalisation de quotas à bas prix, ce qui pourrait à nouveau faire baisser le prix du quota en 2027. Celui-ci avait déjà baissé à la fin de l'année 2024 pour l'année de réalisation 2024, car la plupart des acheteurs n'étaient pas intéressés par les transferts suspendus et les producteurs n'étaient pas intéressés par les quotas non rentables. Prix ont vendu pour limiter les dégâts.

Le principal changement apporté par le projet de loi était la suspension du transfert de quotas pour 2025 et 2026, en réponse à la forte baisse de la valeur du quota GES, qui était d'environ 160€ en début d'année, et qui a chuté jusqu'à 50€ par tCO2eq en octobre (16). La nouvelle de la première ébauche de cette modification de la législation a fait souffler un vent de soulagement sur le marché du biométhane, et le prix du biométhane carburant produit à partir de lisier/fumier avec un taux de GES de -100 gCO2/MJ est passé de 9,5 ct/kWh en septembre à 12,5 ct/kWh en novembre.

Pour la première fois, le volume de la production nationale a de nouveau augmenté sensiblement

Selon la dena, sept installations d'une capacité de traitement totale de plus de 2.500 Nm³ par heure ont été mises en service d'ici septembre 2024. Cela signifie qu'à cette date, il y aura déjà plus d'installations que les trois années précédentes réunies (15). Ces observations sont étayées par le registre des données de base du marché. Pour l'ensemble de l'année 2024, il enregistre une augmentation de 3 125 Nm³, qui est injectée dans le réseau par 12 installations. Cela correspond à une augmentation d'environ 5%. Selon la dena, la croissance devrait être constante pour les années à venir, avec 10 à 15 nouvelles installations par an. En moyenne, la taille des installations est de 2,8 MW, ce qui reflète une consolidation croissante du marché et des producteurs en grands regroupements d'entreprises. C'est le signe d'un marché mature. Les substrats utilisés dans les deux plus grandes installations sont le lisier et le fumier. Cela rend le biométhane produit intéressant pour le marché des carburants (12, 13).

Des signes positifs pour le marché

Malgré les difficultés rencontrées sur le marché, les efforts de construction de nouveaux bâtiments indiquent un intérêt stable pour les investissements et des perspectives positives pour les années à venir. L'Association européenne du biogaz (EBA) montre que l'Allemagne est à la traîne des États membres de l'UE, malgré une croissance accrue. Elle enregistre une augmentation constante du volume de production de biogaz d'environ 20% pour cent. Mais même ce chiffre a été dépassé dès le premier trimestre, puisque 6,4 milliards de mètres cubes ont été produits dans l'UE-27. Par rapport à l'année précédente, cela représente une augmentation de plus de 30% (14). Le rattrapage des autres pays européens en termes de volume de production de biométhane promet une diversification et donc une stabilisation du marché du biométhane.

Sources

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Le registre du biogaz de la dena (Agence allemande de l'énergie) joue un rôle central dans l'apport de preuves sur le marché de l'électricité et du chauffage. En 2018, l'Union européenne s'est fixé comme objectif, dans la directive sur les énergies renouvelables (RED II), de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de renforcer l'utilisation des énergies renouvelables. Pour mettre en œuvre ces objectifs climatiques au niveau national, des lois telles que la loi sur les énergies renouvelables (EEG) ont été adoptées. Celle-ci régit la rémunération de l'électricité produite à partir de sources durables, comme le biométhane. La loi EEG impose également des exigences en matière de production d'électricité, notamment la fourniture de preuves complètes. Pour cela, le registre du biogaz a été créé en Allemagne en tant que registre central pour l'enregistrement et le transfert des garanties d'origine, dont la base légale est la loi sur l'énergie. Guide du registre des biogaz dena est mentionné dans le registre. Outre le registre du biogaz, Nabisy (système de biomasse durable) est un autre registre. Nabisy et dena ont un certain chevauchement, mais couvre principalement l'échange de quotas d'émission. 

Que sont les justificatifs dena et pourquoi sont-ils importants ? 

Le registre du biogaz (BGR) est une plateforme de documentation et de partage des garanties d'origine du biométhane utilisées dans la loi sur les énergies renouvelables (EEG) ou la loi sur l'énergie des bâtiments (GEG). Il existe en outre le registre Nabisy pour les garanties de durabilité nécessaires au respect d'autres lois telles que le quota de GES ou la loi sur le commerce des émissions de combustibles (LCE). 

Les installations qui produisent de l'électricité pour l'EEG ou de la chaleur pour l'EEG sont tenues de faire certifier les quantités de biométhane de l'année précédente au plus tard le 28 février. 

Saisie des données dans le système dena

Pour enregistrer les quantités de biométhane, les participants au registre doivent d'abord enregistrer l'installation correspondante dans le système. Ensuite, ils lancent un audit de l'installation (AAD), qui sert à vérifier les informations de l'installation. Une fois l'audit de l'installation (AAD) confirmé, les lots de production (PC) peuvent être enregistrés dans le registre du biogaz. Il est possible d'enregistrer les PC en cours d'année ou au début de l'année suivante.

Au début de l'année suivante, les PC enregistrés sont soumis à un audit d'exploitation (BAD). Cet audit sert à vérifier les quantités injectées ainsi que le respect des exigences légales, comme par exemple le bilan de masse. L'audit d'exploitation se base sur un catalogue de critères standardisés qui pose des exigences spécifiques au cadre légal, dont, entre autres, les lois EEG, GEG et BEHG. Le site Matrice des produits du registre du biogaz dena et le Catalogue de critères du registre du biogaz dena aident à attribuer les critères respectifs aux quantités de biométhane. Lors de la création du BAD, les critères pertinents peuvent être sélectionnés dans une liste et attribués au PC. L'auditeur et l'administrateur du registre doivent tous deux confirmer le PC avec les critères attribués et le mettre au vert. De plus, il est possible de mettre des quantités en jaune, ce qui permet une commercialisation séparée des garanties d'origine et du biométhane. Cette procédure n'est cependant pas autorisée par la législation allemande et n'est utilisée qu'à l'étranger ou pour atteindre des objectifs volontaires. 

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Documentation de la valeur GES 

En plus des critères standardisés, il est également possible de faire accepter des remarques dites pertinentes pour la preuve. Certains acheteurs demandent par exemple la certification d'une valeur GES. Cette indication permet aux commerçants d'avoir la flexibilité de pouvoir vendre également dans les pays européens. 

En ajoutant un "critère de substrat libre", vous avez la possibilité d'indiquer une valeur de GES (gaz à effet de serre) pour un PC spécifique ou de diviser le PC et d'enregistrer différentes valeurs de GES pour les sous-ensembles correspondants. Cela permet une transmission flexible et précise des valeurs GES tout au long de la chaîne de création de valeur. Dans ce contexte, il convient de veiller tout particulièrement à l'indication correcte de la valeur GES. Cela se fait en g CO2eq/kWh et non en g CO2eq/MJ. Cette distinction provient du secteur de l'électricité, où l'on calcule en kWh, et du secteur de l'échange de quotas d'émission et du transport, où l'on utilise des MJ. En complément, il est possible d'ajouter une description, comme par exemple "EVK1 (020204)", afin de spécifier davantage la documentation. 

Vous pouvez également transmettre la valeur GES via un bon de livraison pour les produits intermédiaires (Proof of Sustainability, PoS). Un inconvénient majeur du PoS est que les critères dena ne sont pas indiqués sur le PoS et, contrairement au registre des biogaz dena, ne sont vérifiés qu'à une date ultérieure dans le cadre d'une recertification. Pour ce faire, le PoS est associé à la garantie d'origine, comme décrit dans le chapitre suivant. 

Détection parallèle 

Afin de garantir l'utilisation parallèle des garanties d'origine et des garanties de durabilité et d'exclure une double commercialisation, il est nécessaire de procéder avec soin. Si une PC est utilisée à la fois pour la LEG ou la LIC et pour la LBE, il peut être nécessaire de gérer les justificatifs en parallèle dans Nabisy et dans le registre du biogaz. 

Afin de relier les justificatifs d'origine du biométhane du registre des biogaz de la dena (BGR) aux justificatifs de durabilité dans Nabisy, il est crucial, dans le cadre de l'audit d'exploitation de la dena (BAD), d'inclure le numéro de l'installation de la dernière interface ainsi que les numéros de justificatifs pertinents dans les critères de l'installation à contrôler, suffisamment tôt avant l'audit. 

La dena et la BLE travaillent sur une interface entre les systèmes, ce qui permettrait une comparaison automatique des données. Cependant, jusqu'à ce que ces efforts soient finalisés, le transfert simultané des garanties d'origine et de durabilité est la procédure recommandée afin d'exclure toute double commercialisation. 

Vous avez des questions ou besoin d'un conseil ?

N'hésitez pas à nous contacter :

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Pour atteindre les objectifs climatiques que l'Allemagne et l'UE se sont fixés, il est nécessaire d'utiliser toutes les possibilités disponibles pour produire des énergies renouvelables. Outre l'énergie solaire et éolienne, le biogaz offre une alternative attrayante, car il peut être utilisé indépendamment des conditions météorologiques. peut être utilisé. Une autre option pour les énergies renouvelables est d'acheter du biométhane, car il est polyvalent. 

Le biométhane présente en outre l'avantage d'être chimiquement identique au gaz naturel tout en étant quasiment neutre pour le climat. Cela permet de l'utiliser directement dans les réseaux de gaz naturel et les installations existantes sans adaptation technique. Les infrastructures de gaz naturel existantes, y compris les réseaux de gaz, les installations de cogénération et d'autres systèmes, peuvent généralement être utilisées de manière respectueuse du climat sans adaptation. Cela fait du biométhane une source d'énergie extrêmement pratique et durable, à la fois écologique et économique.

Les avantages du biométhane dans le SEQE-UE

Le système européen d'échange de quotas d'émission (EU-ETS) est un instrument central de la politique climatique de l'UE. Il vise à limiter les émissions de gaz à effet de serre des installations industrielles, des centrales électriques et d'autres entreprises à forte consommation d'énergie. Les installations dont la consommation dépasse 20 MW sont tenues d'acheter des certificats d'émission pour couvrir leurs émissions de CO₂.

Dans ce contexte, l'achat de biométhane présente des avantages considérables : Il est produit à partir de déchets organiques ou de cultures énergétiques. En raison de son cycle fermé de CO₂, il est considéré comme quasiment neutre pour le climat. Cela permet aux entreprises de réduire considérablement leurs besoins en certificats d'émission coûteux. En outre, le biométhane est compatible avec l'infrastructure gazière existante. Cela facilite son intégration dans les installations existantes et rend superflus les investissements dans de nouvelles technologies.

De même, dans le cadre du système national d'échange de quotas d'émission (NEHS) en Allemagne, le biométhane joue un rôle important. Ce système complète le SCEQE en donnant un prix aux émissions de CO₂ dans les secteurs du transport et du chauffage. Les entreprises remplacent les combustibles fossiles par du biométhane, ce qui leur permet d'économiser sur les coûts des certificats, car le biométhane peut être considéré comme ayant un facteur d'émission nul.

Comment trouver les meilleures offres de biométhane

Le marché du biométhane est complexe et soumis à des législations nationales et européennes. Une manière de trouver des offres adaptées est de travailler avec des intermédiaires ou des négociants spécialisés et d'acheter le biométhane par leur intermédiaire. Ceux-ci font office d'interface entre les producteurs et les acheteurs et proposent un large choix de sources de biométhane certifiées.

Si vous avez d'autres questions ou si vous êtes intéressé(e) par une offre, n'hésitez pas à organiser un rendez-vous avec un interlocuteur approprié de notre part : Zones de distribution d'agriportance. | Vos contacts

Critères importants pour l'achat de biométhane pour le marché du chauffage

Lors de l'achat de biométhane, les entreprises doivent s'assurer que les critères de durabilité sont respectés conformément à la LME (loi sur le commerce des émissions de combustibles) et à la directive européenne RED II (Directive sur l'énergie renouvelable II) doivent être remplies. Ces réglementations définissent la manière dont la durabilité et la réduction des gaz à effet de serre doivent être démontrées.

Ainsi, le biométhane doit provenir d'installations certifiées selon un système volontaire reconnu, comme REDcert et ISCC. Par ailleurs, le bilan des gaz à effet de serre est un critère décisif. Avant d'acheter du biométhane, il faut s'assurer que le biométhane utilisé offre effectivement une économie de CO₂ d'au moins 70%.

De l'offre à la livraison : comment fonctionne l'achat de biométhane

Le commerce du biométhane est basé sur une justification par bilan. Cela signifie que le biométhane est injecté physiquement dans le réseau de gaz, mais que son utilisation effective est documentée par des garanties d'origine et de durabilité. Au niveau physique, il est toutefois important que les exigences de la norme DIN EN 16723-2 soient remplies. Celles-ci concernent entre autres la teneur en soufre et le pouvoir calorifique du gaz. Ces informations, tout comme la durabilité, doivent être certifiées et sont communiquées dans la déclaration du fabricant, par exemple.

Des certificats de durabilité tels que les certificats ISCC (International Sustainability and Carbon Certification) ou REDcert sont délivrés pour assurer la conformité légale du biométhane. Ils garantissent l'origine et le respect des exigences environnementales. L'ensemble du processus est piloté par un bilan de masse. Celui-ci documente de manière exhaustive comment et où le biométhane est utilisé. Le système de bilan massique permet un mélange de matières entre le biométhane durable et le gaz naturel, tout en garantissant que les propriétés durables correspondent à la quantité certifiée.

Comment fonctionne la formation des prix dans le commerce du biométhane

La formation du prix du biométhane se compose de différents facteurs. Le prix de base est généralement basé sur le prix du marché du gaz naturel fossile. S'y ajoutent les coûts des certificats de durabilité et des garanties d'origine. Un courtier en biométhane peut donner des conseils sur l'achat de biométhane.

Si les acheteurs ont des exigences spécifiques en matière de réduction des gaz à effet de serre, des suppléments supplémentaires peuvent s'appliquer. De telles exigences de qualité, telles qu'une réduction particulièrement élevée des émissions de CO₂, peuvent avoir une influence considérable sur le prix.

Pour en savoir plus, consultez notre blog sur le sujet : Quels sont les facteurs qui influencent le prix du biométhane ?

Foire aux questions sur le biométhane pour les acheteurs - FAQ et réponses

Comment acheter du biométhane ?

Le biométhane est chimiquement identique au gaz naturel et peut être acheté sans problème via le réseau de gaz naturel existant. Il est distribué via un système de bilan de masse, ce qui rend la disponibilité régionale moins pertinente.

Le biométhane est-il économiquement viable ?

Le biométhane est rentable si l'on tient compte des subventions, des incitations légales et des avantages à long terme. Bien que le biométhane soit actuellement plus cher à produire que le gaz naturel fossile, la hausse du prix du CO₂ et d'autres lois visant à réduire les gaz à effet de serre le rendent de plus en plus compétitif. Les programmes de soutien, tels que les aides de l'EEG ou les subventions pour les centrales de cogénération, contribuent considérablement à la rentabilité. À long terme, le biométhane offre des avantages financiers en évitant les pénalités de CO₂ et en améliorant le bilan climatique, notamment dans les segments de l'approvisionnement en chaleur et des transports. Des volumes d'achat plus importants et des économies d'échelle peuvent encore réduire les coûts.

A partir de quel ordre de grandeur est-il judicieux d'acheter du biométhane ?

L'achat de biométhane n'est vraiment rentable qu'à partir d'une consommation de 1 GWh par an. A partir de cet ordre de grandeur, les charges administratives et logistiques peuvent être gérées plus efficacement. Le biométhane est particulièrement adapté aux centrales de cogénération et aux réseaux de chaleur de proximité, car il peut produire de la chaleur et de l'électricité de manière flexible. Il peut également être utilisé pour se conformer à la LTECV (loi sur l'énergie dans le bâtiment) et à la LME (loi sur le commerce des émissions de combustibles). Sur le marché des carburants, l'utilisation du biométhane devient rentable pour les services municipaux à partir d'environ 10 GWh. Cela permet de bénéficier des aides prévues par la loi sur les énergies renouvelables ou de respecter le quota de GES dans le secteur des transports.

Puis-je utiliser du biométhane étranger ?

L'utilisation de biométhane étranger est réglementée différemment selon le marché de vente et les exigences légales. Sur le marché des carburants, l'importation est possible depuis 2023 pour respecter le quota de gaz à effet de serre (quota GES). Cependant, cela n'est valable que si les exigences légales sont remplies. Sur le marché de l'électricité et du chauffage, la prise en compte du biométhane importé est plus complexe. Il existe notamment des incertitudes quant à l'évitement de la double commercialisation et au respect des conditions d'éligibilité nationales. Selon la dena il est essentiel que le biométhane importé réponde aux critères de durabilité de l'UE, conformément à la directive sur les énergies renouvelables II (RED II). Des certifications (par ex. ISCC, REDcert) et des garanties d'origine sont nécessaires.

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Résumé : Qu'est-ce que la loi sur l'énergie dans le bâtiment (LEB) ?

L'EEG vise à faire appliquer au niveau national la directive européenne sur les bâtiments (EPBD) et la directive sur l'efficacité énergétique (EED). Depuis son entrée en vigueur en 2020, la loi a subi de nombreuses itérations et a été amendée pour la dernière fois le 16 octobre 2023. Les changements sont intervenus selon GEG 2024 et traitent de l'optimisation des bâtiments anciens. Les installations de chauffage (§60b), qui doivent être contrôlées et optimisées d'ici 2027 si elles ont été construites avant 2009, doivent être contrôlées et optimisées tous les 15 ans pour les installations plus récentes. ans sont contrôlés. Des paramètres tels que l'efficacité et l'isolation thermique sont alors optimisés.

Quand le décret EnEV et quand la loi GEG s'appliquent-ils ?

Le site Règlement sur les économies d'énergie (EnEV) et la loi sur les économies d'énergie (EnEG) ont été adoptées respectivement en 2005 et 1976 et étaient valables jusqu'au 1er novembre 2020. Depuis, elle a été remplacée par la loi sur l'énergie dans le bâtiment (GEG), l'EnEV et l'EnEG ne sont donc plus valables.

Peut-on utiliser du biométhane pour se conformer à la loi sur l'énergie dans le bâtiment ?

Les bâtiments à construire doivent être des bâtiments à très faible consommation d'énergie. Les bâtiments à très faible consommation d'énergie ne doivent pas dépasser 0,55 fois les besoins annuels en énergie primaire (Q_P) d'un bâtiment de référence et de respecter les valeurs maximales de déperdition de chaleur. Cela correspond à une consommation de chaleur inférieure à 75 kWh/m²a et à une classe d'efficacité énergétique B, soit environ 1/10 de la consommation d'un bâtiment moyen des années 50 (bauhandwerk.de). Le calcul du Q_P s'effectue à l'aide de la norme DIN V 18599 : 2018-09. Pour ce faire, la consommation d'énergie finale est calculée comme indiqué ci-dessous et multipliée par le facteur d'énergie primaire. (energie-experten.org) Le facteur d'énergie primaire fait simplement référence à la source d'énergie utilisée, comme expliqué ci-dessous.

Atteindre les besoins annuels en énergie primaire grâce aux énergies renouvelables

Un moyen d'atteindre le besoin annuel en énergie primaire requis est d'utiliser des énergies renouvelables. Pour ce faire, on utilise le facteur d'énergie primaire, qui est de 1,1 pour les combustibles fossiles et qui, selon le mode de chauffage du biométhane, est pris en compte à hauteur de 0,7 (chaudière) ou même 0,5 (installation de cogénération à haut rendement).

Le biométhane est un méthane renouvelable produit par le traitement du biogaz issu de matières organiques telles que les déchets agricoles et les boues d'épuration. Pour en savoir plus, consultez le blog sur le biométhane (agriportance.com).

Illustration de DIN V 18599 - Évaluation énergétique des bâtiments

Un moyen d'atteindre le besoin annuel en énergie primaire requis est d'utiliser des énergies renouvelables. Pour ce faire, on utilise le facteur d'énergie primaire, qui est de 1,1 pour les combustibles fossiles et qui, selon le mode de chauffage du biométhane, est pris en compte à hauteur de 0,7 (chaudière) ou même 0,5 (installation de cogénération à haut rendement).

La quantité de biométhane utilisée doit être justifiée par un système de bilan massique et doit en outre répondre aux exigences de l'annexe 1 de la loi EEG 2009 (LOI SUR LES ÉNERGIES RENOUVELABLES 2009).
Comme dans le Guide Dena un chauffage fonctionnant avec 65% EE à partir de biogaz (c'est-à-dire du biométhane) représente une option de conformité forfaitaire. Cela signifie qu'un calcul individuel selon la norme DIN V 18599 n'est pas nécessaire.
La preuve est principalement apportée par le registre des biogaz Dena. Les autorités compétentes sont spécifiques à chaque Land, en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, il s'agit de l'autorité de surveillance de la construction (GEG-UG NRW).

À quels bâtiments la loi sur l'énergie des bâtiments s'applique-t-elle ?

La loi sur l'énergie des bâtiments oblige les propriétaires de bâtiments existants ou à construire à respecter des critères énergétiques spécifiques. En outre, elle impose des exigences en vue d'une éventuelle subvention, qui sont appliquées au niveau des Länder. La loi s'applique à tous les bâtiments qui, selon leur destination, sont chauffés ou climatisés.

Exceptions à la règle : Quels sont les bâtiments auxquels l'ECE ne s'applique pas ?

Tous les bâtiments sont soumis à la section 3 de la LCB, qui traite de l'inspection des systèmes de climatisation. Cependant, pour le reste de la loi, les bâtiments suivants ne sont pas pris en compte :

• Bâtiments d'exploitation utilisés principalement pour l'élevage ou la détention d'animaux
• Bâtiments qui, selon leur utilisation, doivent être maintenus ouverts sur une grande surface et pendant une longue durée
• Serres
• Tentes et bâtiments temporaires dont la durée d'utilisation prévue est inférieure à 2 ans
• Bâtiments religieux
• Bâtiments souterrains
• Bâtiments d'habitation utilisés moins de 4 mois par an
• les bâtiments résidentiels dont la durée de vie est limitée annuellement, ce qui entraîne une consommation d'énergie inférieure à 25% de la valeur attendue
• les bâtiments d'exploitation qui, selon leur destination, sont chauffés à moins de 12 degrés Celsius
• Bâtiments d'exploitation chauffés pendant moins de 4 mois et refroidis pendant moins de 2 mois

Quelles sont les pénalités ?

Les responsables de la mise en conformité sont les propriétaires ou les maîtres d'ouvrage d'un bâtiment. Ceux-ci sont donc également responsables en cas de non-respect des prescriptions énergétiques, avec des amendes pouvant aller jusqu'à 5.000€.

Comment les subventions sont-elles régies par la loi sur l'énergie des bâtiments ?

Le site GEG précise également que les installations rénovées ou nouvellement construites qui produisent de la chaleur à partir de la biomasse (y compris le biométhane) peuvent bénéficier d'une aide. Pour plus d'informations sur le programme de soutien, veuillez consulter le site suivant Office fédéral de l'économie et du contrôle de sortie (BAFA) dans le Programme d'aide fédérale aux bâtiments performants (BEG).

Résumé

La loi sur l'énergie des bâtiments (GEG) 2023 apporte des changements majeurs pour les nouvelles constructions et les bâtiments existants et remplace les réglementations antérieures telles que l'EnEV et l'EnEG. Elle exige l'optimisation des installations de chauffage, encourage et réglemente l'utilisation d'énergies renouvelables telles que le biométhane et fixe de nouvelles normes pour une construction efficace sur le plan énergétique. La loi prévoit également des sanctions en cas de non-respect et offre des possibilités de financement pour les projets énergétiques durables.

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La base de données de l'Union est un registre de preuves dans le secteur des biocarburants, créé et géré par la Commission européenne. Elle doit permettre une meilleure traçabilité des (bio)carburants gazeux et liquides. Cela devrait permettre d'éviter la double comptabilisation et la double commercialisation des caractéristiques de durabilité. Les économies de gaz à effet de serre d'une quantité de bioénergie sont prises en compte dans le quota allemand de biocarburants et dans le SCEQE. La création et le fonctionnement de la base de données de l'Union réduisent le risque de fraude. En enregistrant la biomasse, la base de données de l'Union empêche que de grandes quantités d'huile de palme soient déclarées à tort comme biodiesel dans les autres pays de l'UE. Il faudrait que le lien avec la biomasse soit disponible dans la BDU pour ces quantités.  

Mise en place de la base de données de l'Union après la RED II

La "Renewable Energy Directive" (RED II) régit la création et le fonctionnement de la base de données de l'Union à l'article 28, paragraphes 2 et 4. La Commission établit une base de données de l'Union qui permet de tracer les carburants liquides et gazeux utilisés pour le transport et de les comptabiliser dans le compteur conformément à l'article 27, paragraphe 1, point b).

Ou être pris en compte aux fins de l'article 29, paragraphe 1, premier alinéa. Les États membres exigent des opérateurs économiques concernés qu'ils fournissent dans cette base de données des informations sur les transactions effectuées et sur les caractéristiques de durabilité de ces carburants. Cela inclut leurs émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie, depuis leur lieu de production jusqu'au fournisseur de carburants qui les met sur le marché. Les États membres peuvent mettre en place une base de données nationale liée à la base de données de l'Union. Ils doivent veiller à ce que les données introduites soient immédiatement transférées entre les bases de données". 

Qui doit déposer des données dans l'UDB et les utiliser ? 

Dans l'UDB, conformément à la RED II, dans le Secteur des transports tous les carburants gazeux et liquides sont couverts. Il s'agit entre autres des biocarburants, des bioliquides et des gaz durables. Le biométhane et l'hydrogène en font notamment partie. En outre, les Renewable fuels of non-biological origin (RFNBOs) et les combustibles carbonés recyclés y seront couverts. A partir de la RED III, le champ d'application sera étendu au secteur de la biomasse. Celle-ci sera alors utilisée pour la production de chaleur/froid et d'électricité et sera également incluse dans la base de données de l'Union.  

Champ d'application de la BDU

Comme le champ d'application de l'UDB ne se limite pas à la dernière interface, comme c'est le cas pour Nabisy par exemple, le cercle des utilisateurs est ici aussi plus large. Actuellement, tous les opérateurs économiques tout au long de la chaîne de valeur des biocarburants doivent s'enregistrer et déposer des données à partir du point de collecte de la biomasse. Cela signifie que chaque distributeur de biomasse qui collecte de la biomasse comme du maïs ensilé, du lisier/fumier ou des déchets municipaux doit s'enregistrer dans la base de données de l'Union. Les lieux d'origine de la biomasse, comme les exploitations agricoles ou les restaurants dans le cas des déchets de cuisine, en sont actuellement exclus. Ces derniers doivent cependant continuer à faire leurs auto-déclarations dans le système souhaité, comme par exemple REDcert-EU, ISCC-EU, SURE, BetterBiomass ou d'autres exposer au collecteur de la biomasse.

La biomasse dans la BDU

Ces biomasses sont ensuite enregistrées par le collecteur de biomasse dans l'UDB en tant que "Transaction de l'acheteur au lieu d'origine"avec les caractéristiques de durabilité qui y sont associées. Le premier collecteur/collecteur de la biomasse peut ensuite la transmettre à un autre opérateur économique, par exemple une installation de biogaz. Les créateurs doivent enregistrer la transmission/transaction dans la BDU dans un délai de 72 heures doivent être déclarées. Les conversions de biomasse doivent également être enregistrées. Dans le cas du biométhane, il pourrait s'agir par exemple de la production de biogaz, où du biogaz est produit à partir d'un volume de biomasse, comme par exemple des fientes sèches de poulet.  

Différentes désignations des biomasses des registres

L'astuce est qu'il existe différentes désignations de biomasse dans les différents registres et systèmes. Ainsi, le UDB actuellement dans le cas du lisier "Manure", "Manure with organic waste" et "Manure with organic waste and energy crops". Le site Liste de matériel d'ISCC ne connaît en revanche que "Manure". Des registres comme Nabisy en revanche, tiennent compte dans leurs codes de biomasse non seulement du matériau de départ, mais aussi du processus de production. Ces codes tiennent compte de l'existence ou non d'une combustion des gaz de combustion et de la présence ou non d'un stockage fermé des digestats. Ainsi, pour le biométhane produit à partir de lisier, il existe 4 codes différents qui prennent également en compte : "biométhane produit à partir de lisier (toutes espèces animales confondues) ; stockage fermé des digestats ; combustion des gaz de combustion".  

Quels sont les premiers pas avec l'UDB ? 

La première étape avec la BDU pour tous les opérateurs économiques est la saisie de Stocks initiaux. Selon la documentation de l'UDB, cela sera nécessaire pour tous les opérateurs économiques à partir du 01.01.2024. Les utilisateurs doivent d'abord créer tous les fournisseurs. Ensuite, l'utilisateur peut naviguer vers "Saisie des stocks initiaux" : 
 

Les utilisateurs y saisissent sous "Saisir le stock initial" le stock pour une biomasse ou également pour des produits intermédiaires comme le biogaz ainsi que pour des produits finis comme le biométhane.

Si l'opérateur économique clique sur ce bouton, un menu s'ouvre. Les utilisateurs y saisissent des données relatives à la biomasse ainsi que des données PoS.

Comme il n'existe actuellement aucune possibilité de corriger les biomasses saisies de manière erronée après l'enregistrement final, la prudence est de mise lors de la saisie.

Nous sommes à votre disposition pour répondre à vos questions sur l'administration de la BDU, le calcul de la valeur des gaz à effet de serre et le bilan massique. 

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Coûts de production de biométhane

La production de biométhane est un processus complexe qui implique la fermentation de matières organiques telles que les déchets agricoles, le lisier ou les cultures énergétiques. Il faut ici prendre en compte le coût des matières premières, la technologie utilisée pour la fermentation, le traitement du gaz produit ainsi que les coûts d'exploitation et de maintenance des installations. Les coûts d'exploitation comprennent également les dépenses en énergie, en eau, en personnel et en entretien de l'installation. Les améliorations de l'efficacité et les progrès technologiques peuvent réduire les coûts de production, mais les coûts d'investissement pour la construction des installations restent un facteur important.

La détermination du prix du biométhane produit à partir d'engrais de ferme dans le secteur des carburants nécessite une étude détaillée de la structure des coûts. Cela se fait tout au long de la chaîne de valeur ainsi qu'une analyse de la rentabilité. Plusieurs facteurs définis constituent la base de la détermination des coûts :

1. Le biométhane présente une économie de gaz à effet de serre (GES) de -100g CO2eq.
2. Présence d'une installation de biogaz ; seule la mise en place d'une installation de traitement du biogaz est nécessaire.
3. La distance au réseau de gaz naturel est inférieure à 1 kilomètre.
4. L'apport en capital est constitué à 100% de capital étranger.
5. La production de biogaz brut est de 250 mètres cubes standard par heure ; la production de biométhane est d'environ 125 mètres cubes standard par heure.
6. L'installation de biogaz est déjà entièrement amortie.

Composantes du coût de la production de biométhane

Pour la transformation du biogaz en biométhane, divers coûts d'investissement sont à prendre en compte :

1. Les coûts fixes de l'installation de traitement du biométhane s'élèvent à 1,5 million d'euros.
2. Une station de pompage centrale avec un débit de 85 mètres cubes par heure entraîne des coûts de 50.000 euros.
3. Le confinement des pompes entraîne une dépense de 20 000 euros.
4. Une installation d'alimentation en biogaz coûte 250.000 euros.

La planification, l'autorisation et d'autres postes comme la certification sont estimés forfaitairement à 10% de l'investissement total. L'amortissement des installations techniques est prévu sur 10 ans, ce qui donne des coûts fixes annuels d'environ 200.000 euros. Les coûts variables varient en fonction de l'exploitation. Un facteur de coût significatif est l'achat de substrat, qui peut influencer considérablement la rentabilité.

Exemple de calcul des coûts de production du biométhane

Dans notre scénario, nous partons d'une utilisation de substrats de 20% d'ensilage de maïs et de 80% de lisier. Les coûts variables se composent comme suit :

1. La production d'ensilage de maïs coûte 45 euros par tonne.
2. Le catalogue des tarifs commerciaux (CTC) pour les achats supplémentaires est de 50 euros par tonne.
3. Pour l'élimination du digestat, on admet une valeur forfaitaire de 10 euros par tonne.
4. La mise à disposition de chaleur pour le digesteur entraîne des coûts d'environ 50.000 euros par an.
5. Les réparations, l'entretien et les carburants nécessitent environ 180 000 euros par an.

Entre juin et octobre 2022, un prix du biométhane d'environ 22 centimes d'euros par kilowattheure a pu être atteint sur le marché spot. Les contrats à long terme ont parfois atteint des prix plus bas en raison de la double commercialisation. En supposant un prix prudent de 20 centimes d'euros par kilowattheure pour le biométhane avec une valeur GES de -100g CO2eq et en tenant compte des frais de réseau évités d'environ 50.000 euros, un chiffre d'affaires annuel d'environ 1.800.000 euros a pu être atteint. Après déduction des coûts fixes et variables, il en résulte un bénéfice d'environ 650.000 euros par an. Dans cette configuration, une installation pourrait être amortie en trois ans.

L'échange de quotas de GES représente désormais pour de nombreuses parties prenantes une incitation économique importante à la transition vers l'énergie durable dans le secteur des transports. Que ce soit en conservant les flottes de véhicules existantes ou en passant à la propulsion électrique. Pour atteindre les objectifs de protection du climat dans le secteur des transports d'ici 2030, les augmentations du quota de GES fixées par la loi à 9,25 % en 2024 et dans les années suivantes ne sont toutefois pas suffisantes.

Les facteurs qui déterminent le prix du biométhane

Frais de transport

Une fois produit, le biométhane doit être transporté vers les points de distribution ou directement vers les clients finaux. Cette chaîne logistique peut inclure des coûts de transport par camion, d'injection dans le réseau de gaz ou de transport par bateau ou par train. Les coûts varient en fonction de la distance, du moyen de transport et de l'infrastructure.

Impôts et taxes

En Allemagne, la vente de biométhane est soumise à la taxe sur l'énergie, bien que les biocarburants puissent bénéficier d'avantages fiscaux sous certaines conditions. D'autres taxes peuvent être imposées par des exigences réglementaires, comme les certificats d'émission. Ces coûts sont généralement répercutés sur le prix final. Ils contribuent à la somme totale que le consommateur doit payer.

Marges bénéficiaires

Les producteurs et les fournisseurs de biométhane calculent des marges bénéficiaires afin d'amortir leurs investissements et de réaliser un profit. Ces marges doivent être compétitives et dépendent de plusieurs facteurs. Notamment la dynamique du marché, la concurrence des autres biocarburants et la demande des consommateurs.

Le site Engagement à réduire les émissions en Allemagne

L'obligation légale de réduire les émissions en Allemagne crée un marché pour l'échange de quotas de GES, ce qui rend l'utilisation de biocarburants comme le biométhane plus attrayante. Les compagnies pétrolières qui commercialisent des carburants fossiles doivent réduire leurs émissions de GES. Le quota de GES, défini en pourcentage du volume total de carburant, indique la part qui doit être remplacée par des carburants durables.

Les quotas de GES croissants augmentent la demande de biocarburants. Comme les metteurs sur le marché de carburants sont incités à atteindre leurs objectifs d'émissions en utilisant des biocarburants plutôt que de risquer des pénalités élevées. La pénalité de 470 €/t CO2Äq fixée pour le non-respect du quota de GES est une incitation économique importante. Elle influence aussi indirectement la formation du prix du biométhane. Si le coût de la réduction des émissions de CO2 liées à l'utilisation du biométhane est inférieur à la pénalité, il devient plus intéressant pour les compagnies pétrolières d'utiliser le biométhane plutôt que de payer la pénalité.

La compétitivité du biométhane par rapport à d'autres biocarburants comme le biodiesel ou le bioéthanol est finalement influencée par son prix. Celui-ci peut être demandé par les producteurs pour le quota de GES. La production de biométhane présente des structures de coûts différentes par rapport aux autres biocarburants. Cela peut conduire à une diversification des prix. De plus, les différences régionales dans la disponibilité des matières premières et l'efficacité des processus de production ont une influence directe sur les prix du biométhane.

Le prix du quota de GES

Le prix du quota GES reflète le coût de l'émission d'une tonne d'équivalent CO2 et constitue un élément central dans le cadre de la réglementation des émissions de gaz à effet de serre. Les fluctuations du prix des quotas entre 430 et 520 euros par tonne de CO2eq en 2021 illustrent les changements dans la demande de quotas d'émission. Différents facteurs tels que la dynamique du marché, les décisions politiques et les activités économiques les influencent.

La valeur GES joue un rôle essentiel puisqu'elle détermine la part du soi-disant quota qui peut être remplie par l'utilisation d'une certaine quantité de biométhane. Le biométhane est considéré comme plus respectueux de l'environnement, car il émet moins de CO2 lors de sa combustion que le gaz naturel fossile. La quantité de quotas de GES pouvant être générée par le biométhane dépend de son potentiel d'économie de GES.

Évolution du prix du biométhane

Cliquez ici pour accéder à notre ticker de prix →

Principales caractéristiques de durabilité du biométhane

En ce qui concerne les caractéristiques de durabilité, il y a deux points importants :

1. La double comptabilisation des économies réalisées grâce aux matières premières avancées : Après avoir atteint un certain sous-quota, les économies réalisées grâce à l'utilisation de matières premières avancées peuvent être comptabilisées deux fois. Cela doit inciter à utiliser des matières premières plus avancées et plus respectueuses de l'environnement afin de réduire davantage les émissions de CO2.
2. Plafond pour le biométhane NawaRo : pour le biométhane produit à partir de matières premières renouvelables (NawaRo), il existe un plafond pour la part de plantes qui pourraient également être utilisées pour l'alimentation humaine ou animale. Cette réglementation vise à garantir que la production de biométhane n'entre pas en concurrence avec la production de denrées alimentaires et d'aliments pour animaux, assurant ainsi la durabilité.

Prix TTF

Le prix TTF se réfère à la place de négoce du gaz naturel aux Pays-Bas, connue sous le nom de Title Transfer Facility (TTF). Ce marché au comptant est l'une des places de négoce les plus importantes et les plus liquides pour le gaz naturel en Europe et sert de référence pour la formation des prix du gaz naturel dans la région. Le prix du TTF est utilisé pour le négoce à court terme (marché spot) ainsi que pour les contrats à long terme (futures) et reflète l'offre et la demande sur le marché européen du gaz naturel.

Composition du prix du gaz

Le prix du gaz se compose des éléments principaux suivants :

1. Les prix du gaz sur les marchés internationaux, qui peuvent varier en fonction de l'offre et de la demande, des événements géopolitiques et d'autres facteurs économiques.
2. Les redevances de réseau, qui couvrent les coûts d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz. Ces redevances peuvent varier en fonction des régions et des coûts d'entretien des infrastructures.
3. les taxes et redevances, y compris le prix du CO2.

Ces postes de coûts fixés par l'État peuvent inclure des aspects de la politique environnementale et énergétique. Le prix du CO2, qui vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre, en est un exemple. Il le fait en fixant un prix sur la teneur en carbone des combustibles fossiles.

Tous ces facteurs contribuent ensemble à former le prix final que les consommateurs paient pour le gaz.

Impact du prix du TTF sur le biométhane

Le prix du TTF, en tant qu'indicateur du gaz naturel, peut avoir un impact sur le prix du biométhane. Ceci en raison du fait que le biométhane est considéré comme une alternative renouvelable au gaz naturel conventionnel. Si le prix du TTF augmente, cela peut rendre le biométhane plus compétitif, car l'écart de prix entre le gaz renouvelable et le gaz fossile se réduit. Inversement, une baisse du prix du TTF peut faire apparaître le biométhane comme plus cher et réduire sa compétitivité par rapport au gaz naturel. Cependant, les prix du biométhane dépendent également d'autres facteurs, tels que les subventions locales, les coûts de production et les dynamiques de marché spécifiques.

Le prix du gaz naturel au hub TTF (Title Transfer Facility) en euros montre un prix relativement stable et bas, qui augmente lentement au cours du premier semestre 2021. A partir de mai 2021 (mai.21), les prix commencent à augmenter fortement, avec des pics remarquables et une forte volatilité. Les pics extrêmes, qui vont bien au-delà de 200%, atteignent leur apogée vers novembre 2021 (nov.21). Après ces pics, le prix chute, mais remonte en mai 2022 (mai.22). Par la suite, le prix baisse à nouveau et se stabilise à un niveau plus élevé qu'au début de la période représentée, avec une valeur finale d'environ +208% en mai 2023 (mai.23). Pour plus d'informations sur les prix actuels du gaz naturel, veuillez consulter le site : https://www.finanzen.net/rohstoffe/erdgas-preis-ttf/chart

Ces mouvements volatils sont dus à différentes conditions de marché. On peut citer par exemple les changements de la demande, les décisions politiques, les modifications de contrats ou d'autres événements externes, comme la guerre en Ukraine, qui influencent le marché du gaz naturel.

L'historique des prix du gaz TTF peut être considéré comme un indicateur des tendances générales du marché de l'énergie, qui peuvent à leur tour influencer les prix du biométhane, en particulier sur les marchés où le biométhane est utilisé en remplacement direct du gaz naturel. Pour déterminer l'impact exact du prix du gaz TTF sur le prix du biométhane, il faudrait considérer des analyses de marché spécifiques qui analysent à la fois les prix du gaz naturel et ceux du biométhane sur la même période. N'hésitez pas à nous contacter si vous avez des questions à ce sujet. Contact Henning.

Promotion du biométhane

La promotion du biométhane incite également à une agriculture plus durable. Cela en soutenant la valorisation des déchets organiques et en minimisant ainsi l'impact écologique des activités agricoles. Cela renforce non seulement les zones rurales, mais soutient également la transition énergétique et l'économie circulaire.

Dans le secteur des carburants, le biométhane sous forme de GNC est un substitut écologique aux carburants fossiles traditionnels. La combustion du biométhane dans les véhicules entraîne une réduction des émissions d'oxydes d'azote (NOx) et de particules. Ce qui, à son tour, améliore la qualité de l'air et réduit les émissions de gaz à effet de serre. Les gouvernements et les autorités encouragent le passage au biométhane par des incitations financières, des avantages fiscaux et des programmes de soutien.

Infrastructure des stations-service GNC

Un facteur déterminant pour le succès du biométhane en tant que carburant est la disponibilité d'une infrastructure appropriée de stations de ravitaillement en GNC. Si certains pays disposent déjà d'un réseau développé, d'autres ont encore beaucoup de retard à rattraper.

En résumé, la composition du prix du biométhane est déterminée par un mélange complexe de coûts de production, de coûts de transport et de logistique, de conditions fiscales ainsi que de dynamiques de marché et d'exigences gouvernementales en matière de réduction des émissions. Les marges bénéficiaires doivent être calculées avec soin. Ceci afin de pouvoir faire face à la concurrence, alors que dans le même temps, le cadre légal de réduction des émissions offre une incitation financière supplémentaire qui influence la demande et donc le prix du biométhane.

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L'importance du marché du biométhane ne cesse de croître. En particulier dans les pays qui ont des objectifs climatiques stricts et qui s'efforcent de décarboniser le secteur de l'énergie. Le marché est principalement stimulé par les mesures de soutien gouvernementales telles que le quota de GES, les réglementations environnementales et la demande croissante en sources d'énergie renouvelables. Différentes technologies, comme la méthanisation de l'hydrogène combinée au CO2 (power-to-gas), offrent d'autres possibilités de produire du biométhane de manière efficace et adaptée à la demande.

Influences sur le prix du biométhane

Le prix du biométhane est fortement influencé par le contexte politique. Il peut s'agir de quotas de GES qui encouragent le recours aux énergies renouvelables et stimulent ainsi les investissements dans la production de biométhane. 

En Allemagne, le biométhane est commercialisé par le biais de la vente directe. Cela peut se faire soit à l'échelle nationale par l'injection dans le réseau de gaz naturel, soit localement par la remise directe aux consommateurs finaux via leurs propres stations-service. L'attrait de cette commercialisation repose en grande partie sur les droits d'émission négociés. Ceux-ci résultent de l'économie de gaz à effet de serre et peuvent conduire à des revenus supplémentaires.

Les prix du biométhane reflètent ces dynamiques et peuvent être influencés par les politiques de soutien, les avantages fiscaux et le développement des infrastructures. Cela en fait un élément volatile, mais stratégiquement important, du paysage des prix de l'énergie.

Durant l'été 2018, le prix du quota de carburant s'élevait à environ 150 euros par tonne d'équivalent CO2. On peut calculer la plus-value sur la vente de quotas de carburant due à la réduction des GES par le biométhane avec cette valeur.

La même année, trois prix du CO2 différents étaient pertinents :

• le prix du marché des émissions de l'EEX, soit 20 euros par tonne d'équivalent CO2
• le prix du quota de carburant mentionné ci-dessus
• la pénalité prévue par la loi fédérale sur la protection contre les émissions (BImSchG), soit 470 euros par tonne d'équivalent CO2

En ce qui concerne la réduction des GES, on distingue trois classes de substrats pour le biométhane :

• Biométhane produit à partir de 100 % de déchets et de résidus
• Biométhane produit à partir de 100 % d'engrais de ferme (lisier, fumier)
• Biométhane produit à partir de 100 % de matières premières renouvelables (NawaRos)

La production a légèrement augmenté en 2018. Pour la première fois, plus de 10 térawattheures de biométhane ont été injectés dans le réseau. Et ce, bien que la construction de nouvelles installations d'injection reste à un faible niveau. Une offre excédentaire due à la construction de nouvelles installations alors que les ventes sont restées stables a entraîné une baisse des prix. De plus, les changements climatiques tels que l'été chaud de 2018 et les mauvaises récoltes qui en ont résulté ont augmenté le coût des intrants et entraîné une baisse de la production en 2019.

Évolution de la demande sur le marché allemand du biométhane

Le marché allemand du biométhane se caractérise par une demande croissante et une hausse des prix du biogaz injecté. L'introduction de la Directive sur les énergies renouvelables II (RED II) et un intérêt croissant pour le bio-GNL et en partie le bio-GNC, ont stimulé la demande et donc les prix du biométhane, en particulier à partir d'engrais de ferme et de résidus avancés. Ces sources sont particulièrement rentables en raison de leur profil GES plus favorable et de la possibilité de double comptabilisation dans le cadre du quota GES. Cela ouvre de nouvelles perspectives commerciales aux exploitants d'installations de biogaz, au-delà de la production d'électricité dans le cadre de la loi sur les énergies renouvelables.

À partir de janvier 2022, le Prix du biométhane à partir d'engrais de ferme, sur la base d'une valeur de GES de -100 g CO2eq/MJ réalisable par RED II. Le prix inclut déjà la possibilité d'une double comptabilisation pour le biométhane avancé. Le prix est valable pour un contrat de fourniture de 7 ans débutant en janvier 2025.

Influences extérieures qui influencent le prix du biométhane

La guerre en Ukraine a encore accéléré la hausse des coûts de l'énergie, y compris du biométhane. Or, les coûts selon les sources d'énergie ont augmenté jusqu'à 80% entre janvier et mars 2022. Cela a entraîné d'importantes charges financières qui ont fortement touché les ménages à faibles revenus en particulier. L'incertitude des marchés et le gel des activités en Russie par les compagnies pétrolières internationales ont entraîné des prix records pour les produits énergétiques. Le pétrole russe est boudé et les taux de fret ont fortement augmenté. En ce qui concerne le gaz, la hausse des prix est due à une forte demande et, parallèlement, à des livraisons incertaines en provenance de Russie. Ces tendances générales dans le domaine de l'énergie se sont également reflétées sur le marché du biométhane. Ainsi, les prix du biométhane produit à partir d'engrais de ferme ont atteint un niveau élevé de 38 ct/kWh en octobre 2022.

Le prix du biométhane, produit à partir de résidus avancés, est influencé par la mise en œuvre de la directive sur les énergies renouvelables II (RED II). Cette directive fixe une valeur réaliste de réduction des gaz à effet de serre (GES) de +10 grammes d'équivalent CO2 par mégajoule (gr CO2eq/MJ). Le prix du biométhane dans le cadre d'un contrat de fourniture de six ans était d'environ 15-16 ct/kWh en janvier 2023 et a augmenté jusqu'à 20 ct/kWh en octobre 2023. En outre, le prix inclut la possibilité d'une double comptabilisation du biométhane avancé. Cette double comptabilisation permet à certains types de biométhane produits à partir de résidus d'être comptabilisés deux fois dans le cadre de la RED II pour respecter les quotas de GES. Cela augmente la valeur du biométhane dans le cadre de tels contrats.

Évolution du prix du biométhane issu des ressources naturelles

Le biométhane NawaRo, utilisé en priorité dans les centrales de cogénération au biométhane, qui bénéficient d'une rémunération au titre de la loi sur les énergies renouvelables (EEG), présente une évolution spécifique des prix.

Les prix peuvent varier en fonction des règles de la loi sur les énergies renouvelables et des bonus éventuels. Les données historiques montrent que le prix du biométhane NawaRo était de 12 centimes d'euro par kilowattheure en janvier 2022 et qu'il est tombé à 10 centimes d'euro par kilowattheure en octobre 2023. Durant cette période, l'évolution des prix a été linéaire avec une légère tendance à la baisse. En juin et juillet 2023 ainsi qu'en décembre 2023, des pics de prix allant jusqu'à 13 cents par kilowattheure ont été observés. Cette représentation est basée sur un contrat de fourniture hypothétique de six ans débutant en janvier 2025 et reflète les mouvements de prix potentiels basés sur les données historiques indiquées et le cadre légal.

Evolution actuelle du prix du biométhane

L'évolution exacte et actuelle des prix peut être consultée à tout moment sur le site web à l'adresse suivante :

Biométhane

Évolution des prix

vers notre ticker de prix

En 2022, une nouvelle étape a été franchie avec des ventes de biométhane de plus de 11 térawattheures. Tirée par la demande du secteur des carburants et une croissance de 6 % du volume des échanges, favorisée par la hausse des prix du gaz naturel et l'élargissement des sources d'approvisionnement, notamment en Pologne, en République tchèque, en France et en Espagne. Malgré l'augmentation des activités commerciales internationales, le potentiel est freiné par l'hétérogénéité des objectifs de durabilité et des charges administratives au sein de l'UE.

Le secteur connaît un pic de tous les temps grâce à l'évolution positive du marché des carburants et du chauffage, ainsi qu'à l'augmentation des activités commerciales internationales. L'anticipation d'une nouvelle hausse du prix du carbone favorise la compétitivité du biométhane. Le marché européen pourrait continuer à connaître une croissance grâce à la stabilité des marchés du biométhane et aux mesures de soutien telles que la RED III et le paquet REPowerEU.

Le quota de GES en Allemagne, introduit en 2015, sera progressivement augmenté pour atteindre 25 % en 2030. Entre 2015 et 2019, la quantité de biométhane prise en compte dans le quota est restée stable, mais a ensuite enregistré une nette augmentation. En 2021, il s'agissait de près de 1000 GWh et une nouvelle augmentation est attendue pour 2022.

Le taux de réduction des gaz à effet de serre en Allemagne pour les énergies renouvelables

Le quota de réduction des gaz à effet de serre (quota GES) en Allemagne est un instrument normé par la loi. Il existe depuis 2015 et encourage l'utilisation d'énergies renouvelables dans le secteur des transports afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre.
Le 20 mai 2021, ce quota a été revu et passe de 6% en 2021 à 25% d'ici 2030. Le biométhane, produit à partir de lisier, de paille et de déchets biologiques, est particulièrement efficace pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et permet d'économiser jusqu'à 60 % par rapport à une voiture diesel de taille moyenne achetée en 2019.

Quota de GES pour le biométhane

Le taux de GES exprime en pourcentage la quantité de carburant durable utilisée par rapport à la quantité totale de carburants, y compris les combustibles fossiles comme le diesel et l'essence. Pour 2021, le taux de GES a été fixé à 7 %. Les exploitants d'installations de biogaz constituent une source de revenus importante en vendant le quota de GES lorsqu'ils utilisent le biométhane comme carburant, et ils peuvent calculer les économies réalisées individuellement.

Cette réglementation encourage l'utilisation du biométhane et d'autres carburants durables en offrant des incitations économiques à la réduction des gaz à effet de serre. En augmentant le quota, on crée une incitation plus forte pour augmenter la part des énergies renouvelables dans le secteur des transports.

Les prix élevés des quotas pour 2022 ont été annoncés et devraient se maintenir dans les années à venir. Cela s'explique par les pénalités en cas de non-respect. Le biométhane présente un autre potentiel de développement, notamment dans le secteur des carburants GNC et GNL. L'utilisation du GNC dans les voitures diminue, mais les camions au GNC et surtout au GNL restent très demandés. L'exemption de péage pour les camions roulant au GNC et au GNL a été prolongée jusqu'en 2023, ce qui a entraîné une demande supplémentaire. Des incertitudes freinent toutefois la prolongation de la tendance de croissance qui se poursuit actuellement, par exemple en raison du débat sur la suppression de la double comptabilisation du biométhane avancé.

Lancement de la base de données de l'Union à l'échelle de l'UE

L'introduction d'une base de données de l'Union à l'échelle européenne concernera également le biométhane importé. Cette évolution pourrait entraîner un renforcement de la concurrence et une augmentation de l'activité commerciale. De plus, le scandale du biodiesel chinois mal déclaré a eu un impact sur le prix du biométhane entre mars et octobre 2023.

Enfin, l'industrie pétrolière allemande a dépassé le quota de GES en 2021, économisant plus de 15 millions de tonnes de CO2. Cela dépasse les exigences légales et le biométhane y a largement contribué.

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Le marché du biométhane a fait parler de lui ces derniers mois. Avec des hausses de prix fulgurantes, d'intenses discussions sur le quota de gaz à effet de serre (GES) dans le cadre de la Directive sur les énergies renouvelables (RED) III et une reprise générale du secteur en raison de la crise énergétique, il est clair que le marché allemand du biométhane est plus passionnant que jamais. Mais qu'est-ce qui le rend si attractif ? Et quelles sont les réalités qui caractérisent le marché allemand en particulier ?

Une image dynamique du marché : la recette du biométhane grâce au quota de gaz à effet de serre

Selon l'analyse "Baromètre de la filière biométhane 2023" de la dena, les ventes totales de biométhane ont dépassé pour la première fois la barre des 11 TWh en 2022. L'un des principaux moteurs de cette évolution est la demande croissante de biométhane dans le secteur des carburants. On y voit également des activités d'importation et d'exportation accrues. Le fait que le biométhane produit dans d'autres pays de l'UE puisse être pris en compte dans le quota allemand de gaz à effet de serre (quota GES) constitue une incitation particulière pour les États membres de l'UE.

Quels sont les avantages du quota allemand de gaz à effet de serre (GES) ?

Le quota de gaz à effet de serre (quota GES) en Allemagne caractérise la réduction des émissions de gaz à effet de serre imposée par la loi. Les entreprises soumises à ce quota - généralement des compagnies pétrolières - doivent y répondre en introduisant des biocarburants durables sur le marché. La base de référence pour la réduction est la valeur de référence du diesel avec 94,1 g d'équivalent CO2 par mégajoule. Au lieu de se concentrer uniquement sur la quantité d'énergie fournie par les biocarburants, comme c'était le cas auparavant avec le quota de biocarburants, l'accent est désormais mis sur la réduction réelle des émissions de gaz à effet de serre.

Cette réorientation est née de la nécessité d'orienter davantage l'utilisation des biocarburants vers la réduction des émissions de gaz à effet de serre. En 2015, le quota de GES a donc remplacé le quota de biocarburants. Avec cette nouveauté, le Bundestag allemand limite les émissions provenant de l'industrie pétrolière. Outre l'incorporation directe de biocarburants, le commerce de quotas basés sur la production de biométhane permet aux entreprises pétrolières de disposer d'une option supplémentaire pour réduire leurs émissions de CO2.

Les producteurs de biométhane jouent un rôle clé à cet égard. Ils produisent le gaz qui sert de carburant et permet ainsi d'économiser indirectement des émissions de CO2. Le quota de GES généré est soit vendu directement aux entreprises obligées, si les producteurs agissent également en tant que distributeurs de biométhane, soit ils vendent le biométhane à d'autres distributeurs. La mise sur le marché ou le ravitaillement du biométhane génère le quota en question. Les revenus générés sont basés sur la vente de ces quotas aux entreprises obligées.

Ce passage du quota de biocarburants au quota de GES est basé sur la directive européenne sur les énergies renouvelables (RED II). La directive initiale sur les énergies renouvelables (RED) de 2009 et sa révision de 2018 (RED II) ont fixé les objectifs en matière d'énergies renouvelables dans le secteur des transports. Elles définissent des critères de durabilité et de réduction des gaz à effet de serre. Parallèlement, la directive sur la qualité des carburants (FQD) a été établie dans le but de réduire les émissions du cycle de vie des carburants. Les États membres de l'UE sont tenus de transposer ces directives dans leur droit national. En Allemagne, il en a résulté l'intégration dans la loi fédérale sur la protection contre les émissions (BImSchG) ainsi que dans le décret sur la durabilité des biocarburants (Biokraft-NachV).

Quelles sont les conditions qui font de l'Allemagne un marché attractif pour le biométhane ?

Le quota de GES en Allemagne a été mis en place afin d'inciter le marché, notamment les biocarburants à forte réduction de GES. Alors que le gaz naturel fossile ne peut pas contribuer à la réalisation de ce quota, le biométhane offre cette possibilité. Il est intéressant de noter que l'éligibilité du biométhane à ce quota dépend du substrat utilisé. Un candidat de premier plan dans ce domaine est le biométhane produit à partir d'engrais de ferme, comme le lisier. Celui-ci est classé comme biocarburant avancé.

Les entreprises qui dépassent leur obligation de quota bénéficient même d'un double avantage, car les excédents de biocarburants avancés peuvent être comptabilisés deux fois dans le quota général de GES. En revanche, les entreprises qui ne respectent pas leur quota ou qui le ratent s'exposent à des pénalités financières. Ces pénalités étaient fixées à 0,47 euro par kg de CO2eq jusqu'à l'année d'engagement 2021 et ont été portées à 0,60 euro par kg de CO2eq à partir de 2022.

Ces réglementations ont entraîné une augmentation de la demande de biométhane, qui a à son tour influencé les prix et les revenus potentiels du biométhane en Allemagne. Cependant, les exigences et donc les revenus potentiels du biométhane varient en fonction du groupe de substrats utilisés. L'UE a reconnu que la production de biocarburants conventionnels pouvait avoir un impact négatif, par exemple en affectant les terres riches en biodiversité. C'est pourquoi des directives ont été données aux États membres de l'UE pour encourager l'utilisation de biocarburants, mais selon des critères de durabilité stricts.

Pourquoi le biométhane issu d'effluents d'élevage est-il si important pour le marché allemand du biométhane ? Carburante si attractif ?

Une attention particulière est accordée au biométhane produit à partir d'engrais de ferme, en tenant compte du "bonus lisier". Ce bonus fait que la réduction des émissions de GES se situe à une valeur standard impressionnante de -100 g CO2 eq/MJ, comme le stipule la RED II. En réalité, cette valeur peut même être dépassée en cas de calcul individuel. Par conséquent, les prix et les revenus potentiels du biométhane en Allemagne sont étroitement liés au substrat utilisé et au taux de GES associé.

Dans le cadre du système de quotas de gaz à effet de serre (GES), les engrais de ferme et les résidus avancés bénéficieront d'une double comptabilisation dans les années à venir. Cela leur confère une valeur GES plus avantageuse que celle des matières premières renouvelables (NawaRos). Cela signifie pour vous que le biométhane produit à partir d'engrais de ferme et de résidus avancés offre les possibilités de recettes les plus élevées. Cela s'explique par le fait que la valeur GES est l'élément central de la formation du prix et que, selon le substrat utilisé, différentes majorations ou minorations sont appliquées au prix.

Quelle est l'évolution des prix du biométhane ?

La commercialisation à long terme du biométhane offre des perspectives de revenus considérables, en particulier si l'on considère que la conclusion de contrats d'approvisionnement de 7 ans avec des acheteurs de biométhane permet de générer une source de revenus stable et durable. Vous trouverez des informations détaillées sur les possibilités de revenus spécifiques en fonction du substrat utilisé sur le site web : Pour en savoir plus sur les prix du biométhane et les possibilités de revenus, cliquez ici.

Toutefois, il est tout aussi important de rester à l'affût des opportunités à court terme - le marché spot joue ici un rôle crucial. Sur ce marché, le gaz naturel et l'électricité sont échangés presque en temps réel, ce qui permet à l'offre et à la demande de se rencontrer directement. Les transactions qui y sont effectuées reflètent le prix actuel du marché et sont conclues dans les deux jours. Le commerce du biométhane s'oriente donc vers le prix actuel de la bourse, ce qui offre des opportunités lucratives pour des revenus plus élevés.

Cependant, il ne faut pas se focaliser uniquement sur l'évolution des prix. Les tendances mondiales en matière de demande de biométhane sont également importantes. L'intérêt croissant des médias pour le bio-GNL et le bio-GNC témoigne d'une prise de conscience et d'un intérêt croissants pour les sources d'énergie durables. En outre, la production de biométhane offre aux exploitants d'installations de biogaz de nouvelles opportunités commerciales qui vont au-delà des possibilités offertes jusqu'à présent par la loi sur les énergies renouvelables. C'est donc une période passionnante pour tous ceux qui souhaitent s'engager dans le domaine du biométhane.

Quels sont donc les principaux facteurs qui influencent les recettes sur le marché allemand du biométhane ?

En résumé, les principaux facteurs du marché du biométhane sont les suivants

1. Le quota de GES : il garantit que les entreprises privilégient les biocarburants avancés, ce qui augmente les prix du biométhane en Allemagne et les possibilités de revenus qui y sont liées.
2. Différenciation des catégories de substrats : Le biométhane peut être comptabilisé différemment en fonction des substrats utilisés. Le biométhane produit à partir d'engrais de ferme et de résidus avancés offre les meilleures possibilités de revenus, car la valeur GES est l'élément qui détermine le prix.
3. Opportunités de commercialisation à long terme : les contrats de livraison de 7 ans permettent aux producteurs de biogaz de s'assurer des sources de revenus stables.
4. Le marché spot : un coup d'œil sur le marché spot montre que le biométhane est négocié au prix actuel de la bourse, ce qui offre des possibilités de recettes supplémentaires.

Outre le marché national du biométhane, le commerce international joue également un rôle important. L'intérêt croissant pour le bio-GNL et le bio-GNC offre également de nouvelles opportunités aux exploitants d'installations de biogaz d'autres États membres de l'UE.

Comment se présente le commerce international du biométhane ? Mot-clé : besoin et demande

La demande et l'intérêt pour le marché du biométhane ont considérablement augmenté suite à la crise énergétique et à la hausse des prix du gaz naturel qui en a résulté. Le commerce international du biométhane a fortement augmenté en raison des prix élevés du gaz et de mécanismes tels que le système européen d'échange de quotas d'émission (EU-ETS) et la loi fédérale sur le commerce des émissions (BEHG). Les données de la dena pour l'année 2022 montrent que 3,5 TWh de certificats d'origine de biométhane ont été transférés des pays européens voisins vers l'Allemagne. L'une des raisons de ce phénomène est que le biométhane - qu'il s'agisse de bio-GNC ou de bio-GNL - provenant d'autres pays de l'UE contribue positivement au quota de GES allemand.

Les sources d'approvisionnement en biométhane se sont élargies

L'éventail des sources d'approvisionnement en biométhane s'est donc élargi. Les exportations en provenance de pays comme la Pologne, la République tchèque, l'Espagne et la France sont particulièrement importantes. La France devrait commencer à exporter des garanties d'origine à partir de janvier 2024, ce qui augmentera les volumes de biométhane sur le marché. Le Danemark est également un acteur clé. Le biogaz y représente déjà 30 % du marché total du gaz. Jusqu'à présent, ce biogaz était principalement utilisé en Suède. Un arrêt récent de la Cour de justice européenne pourrait toutefois entraver cette voie d'exportation, ce qui ouvrirait de nouvelles possibilités à des pays comme l'Allemagne.

Les perspectives pour le marché européen du biométhane sont positives. Des marchés plus stables émergent grâce aux installations de biométhane planifiées et aux mesures prises au niveau de l'UE, notamment la directive RED III. De plus, la création d'une base de données de l'Union européenne favorise les échanges entre les États membres de l'UE.

Toutefois, il existe aussi des obstacles. Les différents critères de durabilité des pays membres de l'UE et les obstacles bureaucratiques qui y sont liés compliquent le commerce international. Pour l'Allemagne, il est clair que seuls les biocarburants qui répondent aux critères du règlement sur la durabilité des biocarburants (Biokraft-NachV) peuvent contribuer au respect des quotas.

Quelles sont les réglementations actuelles pour la certification du biométhane sur le marché allemand des carburants ?

En attendant les premières retombées financières de l'échange de quotas, il reste un obstacle indispensable à franchir : la certification du biométhane. Même si le biométhane est importé de pays extérieurs à l'UE, cela ne doit pas être considéré comme un obstacle. Cependant, ce biométhane importé doit répondre aux mêmes normes élevées de durabilité que le biométhane produit en Allemagne. Pour l'espace allemand, ces exigences sont concrètement définies dans le décret sur la durabilité des biocarburants (Biokraft-NachV). Le biométhane utilisé dans le secteur des carburants est donc produit par des systèmes tels que REDcert ou ISCC certifiés.

La procédure de certification elle-même n'est pas triviale. L'exploitant de l'installation doit faire appel à un auditeur qualifié qui contrôlera le respect des critères de durabilité lors d'un audit approfondi. Cela comprend notamment la vérification de la réduction des gaz à effet de serre par un bilan GES correspondant, une analyse précise du bilan massique ainsi qu'un examen complet de tous les documents pertinents qui accompagnent l'ensemble de la chaîne de création de valeur du biométhane.

Qu'en est-il du bilan de masse des biocarburants sur le marché allemand du biométhane ?

Il existe deux principaux systèmes de certification du biométhane dans les États membres de l'UE : le "Book and Claim" sur les systèmes de garantie d'origine, en anglais Guarantee of Origin (GOs), et le système de bilan massique. 

Alors que les GO séparent les attributs de durabilité de la marchandise physique, le système de bilan massique garantit que la matière certifiée qui quitte une chaîne d'approvisionnement a été introduite dans celle-ci en quantité égale. Ce système nécessite des enregistrements détaillés sur le transport du biométhane, les processus de transformation du biométhane et d'autres facteurs.

En principe, les GO ont été étendus afin de couvrir non seulement l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables, mais aussi les gaz renouvelables. Les GO sont un moyen de prouver au consommateur final qu'une certaine proportion de l'énergie qu'il consomme provient de ressources renouvelables. La GO peut être transférée indépendamment de l'unité de gaz énergétique pour laquelle elle a été délivrée à l'origine Pour plus de détails sur les GO, voir l'article 19 de la RED II ou le Office fédéral allemand de l'environnement. Or, une GO délivrée pour le biométhane ne contribue pas à la réalisation des objectifs nationaux en matière d'énergies renouvelables. C'est pourquoi, dans le cadre de la RED II, l'UE a divisé le biométhane en deux groupes avec deux valeurs de potentiel différentes : 

1. un carburant renouvelable pour le transport dans le cadre du système de bilan massique, avec une valeur de réduction des GES pour la réalisation des objectifs visés à l'article 29 (1), et
2. une valeur ajoutée verte pour les produits énergétiques dans le cadre du schéma GO. 

Système de bilan massique obligatoire de la part de l'UE pour l'utilisation du biométhane comme carburant

Les différentes valeurs de potentiel montrent également que le système de bilan massique est obligatoire de la part de l'UE pour l'utilisation du biométhane comme carburant dans les transports. En Allemagne, l'obligation de bilan de masse est explicitement mentionnée dans le décret sur les biocarburants. De cette manière, ils s'assurent que la quantité de matière certifiée qui quitte la chaîne d'approvisionnement correspond à la quantité de matière certifiée qui est entrée dans la chaîne d'approvisionnement, en tenant compte des processus de conversion. Vous trouverez plus de détails sur le bilan massique sous : >Lien<

En principe, les régulateurs nationaux peuvent introduire leurs propres systèmes de bilan massique en les faisant valider par l'UE. Actuellement, l'European Renewable Gas Registry (ERGAR) a demandé une telle validation pour le réseau gazier européen. L'issue de cette demande n'est pas encore connue.

Qu'en sera-t-il après la certification du biométhane ?

Une fois la certification obtenue, l'exploitant d'une installation de biométhane peut ouvrir un compte dans le système de biomasse durable (Nabisy) auprès de l'Institut fédéral pour l'agriculture et l'alimentation (BLE). Le certificat fraîchement obtenu et les quantités respectives de biométhane certifié y sont déposés. En outre, les émissions spécifiques de gaz à effet de serre du biocarburant en kilogrammes d'équivalent dioxyde de carbone par mégajoule doivent être enregistrées. Une fois les données saisies, une attestation officielle de durabilité est délivrée à l'exploitant. Ce document doit être transmis à l'organisme de gestion des quotas de biocarburants en même temps que la déclaration annuelle de quotas. L'illustration ci-dessous montre à quoi ressemble une attestation de durabilité. Cette preuve montre clairement l'importance du système de bilan massique pour la participation au marché allemand du biométhane ainsi que la pertinence des émissions spécifiques de gaz à effet de serre. 

Figure 1 : Exemple de preuve de durabilité

En ce qui concerne la qualité du biocarburant, une preuve supplémentaire est nécessaire, souvent sous la forme de certificats d'analyse ou de déclarations du producteur. Si l'organisme de gestion des quotas de biocarburants donne son accord, d'autres formes de preuves appropriées peuvent être acceptées. Depuis le 1er janvier 2017, la preuve de durabilité ou la preuve partielle selon le règlement sur la durabilité des biocarburants (Biokraft-NachV) sont considérées comme des déclarations formelles du producteur. Il convient de noter que l'organisme de quotas de biocarburants peut également exiger des échantillons qui doivent respecter certaines normes minimales. Ces normes sont définies dans la norme DIN EN 16723-2:2017-10, qui décrit les spécifications pour le gaz naturel et le biométhane dans le secteur du transport, ainsi que pour le biométhane destiné à être injecté dans le réseau de gaz naturel.

En résumé, le commerce et l'utilisation du biométhane en Allemagne nécessitent à la fois des processus de certification stricts et des obligations de documentation étendues. Cela permet de s'assurer que le biométhane répond aux exigences élevées de durabilité et de qualité.

Quelles sont les règles exactes en matière d'exportation de biométhane ?

L'exportation de biométhane vers l'Allemagne est une activité soumise à des règles et caractérisée par une situation juridique complexe. En principe, l'importation de biométhane gazeux en provenance d'autres Etats membres de l'UE dans le réseau public de gaz naturel allemand est autorisée si toutes les conditions requises sont remplies. L'injection, le prélèvement ou l'évacuation du biométhane doivent avoir lieu sur le territoire soumis à accises de l'Union européenne. En outre, il convient de noter que l'affectation du biométhane au bilan est limitée exclusivement au territoire d'accise de l'Union européenne, conformément aux directives européennes.

Quelles sont les lois et réglementations relatives à l'importation de biométhane en Allemagne ?

Un critère central ici est que le biométhane importé soit utilisé comme carburant sur le marché allemand. De plus, il faut s'assurer que la biomasse utilisée pour produire le biométhane est éligible à la comptabilisation. Une taxation correcte constitue une autre condition fondamentale pour que le biométhane soit comptabilisé dans le quota de gaz à effet de serre (GES) en Allemagne. Non seulement le biométhane provenant d'autres pays de l'UE peut être comptabilisé, mais le biocarburant physique importé physiquement en Allemagne, quel que soit son lieu de production, peut également contribuer au respect du quota de GES.

Le biométhane exporté depuis des pays hors de l'UE, appelés pays tiers, fait l'objet d'un régime distinct. Dans ce cas, le biométhane doit exister sous forme physique ; une affectation au bilan n'est pas autorisée dans ce contexte. Si vous envisagez d'importer des produits à base de biométhane, que ce soit sous forme gazeuse (bio-GNC) ou sous forme liquéfiée (bio-GNL), en provenance d'autres pays de l'UE, vous devez vous renseigner sur les exigences spécifiques. Le Hauptzollamt fournit des informations précises pour le marché du biométhane sur les conditions à remplir pour que de tels produits puissent être comptabilisés dans le quota de GES allemand. Pour une vision plus complète et claire, ces critères sont détaillés dans le schéma ci-dessous.

Figure 2 : Règles et directives d'exportation pour l'importation de biométhane

Si vous en avez besoin d'autres, vous trouverez des informations sur le site web du Hauptzollamt sous la rubrique "Quota de gaz à effet de serre" ou vous pouvez nous contacter.

Les possibilités d'échanges internationaux de biométhane entre l'Allemagne et d'autres pays - qu'il s'agisse de pays membres de l'UE ou de pays tiers - varient en fonction des dispositions légales existantes et des accords bilatéraux.

Quelles sont les possibilités d'échanges internationaux de biométhane entre l'Allemagne et d'autres pays membres ou non de l'UE ? 

Au sein de l'UE : Le commerce du biométhane avec les pays membres de l'UE est possible sous certaines conditions et en tenant compte des exigences de durabilité. Cela permet le libre échange de biométhane via le réseau public de gaz naturel. Il faut alors s'assurer que le biométhane importé réponde aux mêmes exigences de durabilité que le biométhane produit en Allemagne et que les règles et directives d'exportation mentionnées ci-dessus soient respectées. 

États non membres de l'UE - cas de la Suisse : La Suisse, bien que n'étant pas membre de l'UE, a de nombreux accords avec l'UE qui facilitent le commerce. Cependant, lors de l'exportation de biométhane de la Suisse vers l'Allemagne, il existe des dispositions et des réglementations particulières qui doivent être respectées.

l'Autriche et ses particularités : L'Autriche a son propre système de régulation du biométhane et de ses échanges sur le marché du biométhane. En Autriche, lorsque le producteur injecte du gaz dans le réseau public et que celui-ci n'est pas prélevé ailleurs, ni pour la consommation finale, ni à des fins de conversion, comme par exemple lorsque le gaz est utilisé pour le secteur des transports, la garantie d'origine du gaz (GOG) s'applique conformément au §81 du paquet de lois sur le développement des énergies renouvelables (EAG). Concrètement, cela signifie qu'en cas de transformation du gaz, la garantie d'origine est annulée et qu'à la place, des certificats de gaz vert sont délivrés conformément au § 86 EAG (exception UBA). En conséquence, les garanties d'origine ne peuvent pas être retirées. E-Control est l'autorité indépendante de régulation de l'électricité et du gaz en Autriche qui surveille et supervise les marchés de l'énergie. Concrètement, il faut tout d'abord savoir que les exportations de biométhane depuis l'Autriche ne se font pas sans difficulté et que de nombreuses réglementations individuelles doivent être prises en compte.

Il est important de souligner que malgré la possibilité d'échanger du biométhane au niveau international, le respect des critères de durabilité, des exigences légales et des accords bilatéraux doit toujours être garanti.

Le marché allemand du biométhane - un aperçu

Le marché allemand du biométhane est au cœur d'un développement dynamique, stimulé par des incitations réglementaires, des mécanismes de marché et des tendances internationales. Il offre ainsi aux acteurs de multiples opportunités en termes d'exportation de biométhane vers l'Allemagne et de possibilités de revenus sur le marché allemand du biométhane carburant. Pour relever sans problème les défis de la certification pour l'exportation de biométhane vers l'Allemagne, il vous suffit de nous contacter.

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