Règlement méthane de l’UE 2024/1787 : obligations pour le secteur de l’énergie et portée pour le biogaz

Le règlement (UE) 2024/1787 sur la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie, entré en vigueur le 4 août 2024, impose des obligations au secteur des combustibles fossiles — pétrole, gaz naturel et charbon — et non directement aux unités de méthanisation ou de production de biométhane. Il exige la mesure, la déclaration et la vérification des émissions, la détection et la réparation régulières des fuites ainsi que la limitation du rejet et du torchage de routine du méthane, et, dans les années à venir, la documentation des émissions de méthane liées aux importations. Pour le biogaz, la portée est surtout indirecte.

Pourquoi le méthane

Le méthane est un puissant gaz à effet de serre dont la durée de vie dans l’atmosphère est plus courte que celle du CO₂, de sorte que sa réduction produit rapidement un effet sur le climat. La stratégie de l’UE sur le méthane d’octobre 2020 annonçait des actions dans l’énergie, l’agriculture et les déchets ; le règlement de 2024 en est le volet législatif pour le secteur de l’énergie. L’agriculture et les déchets (par ex. le lisier, les décharges) restent hors de son champ.

Champ d’application selon la Commission européenne

L’application, les décisions de conformité et l’essentiel de la déclaration relèvent des autorités nationales compétentes, et les sanctions sont fixées par les États membres.

Où se situe le biogaz

La page de la Commission consacrée au règlement ne mentionne ni le biogaz ni le biométhane dans le champ d’application matériel. Cela ne signifie pas que le règlement soit sans effet pour la filière :

• Infrastructure gazière. Les obligations des opérateurs de réseaux et d’installations du secteur gazier (dans la mesure définie par le règlement) peuvent influer sur les coûts et les normes, qui touchent aussi les points d’injection du biométhane. Vérifiez dans le texte du règlement quels éléments d’infrastructure sont concernés.
• Prix et marché. Les exigences applicables aux importateurs peuvent augmenter le coût du gaz provenant de livraisons sans émissions de méthane faibles documentées, ce qui modifie le rapport de prix entre le gaz naturel et le biométhane — appréciation de la rédaction, dépendant des prix futurs.
• Culture technique. L’étanchéité des installations, le contrôle des fuites de méthane et la limitation du torchage du gaz sont de bonnes pratiques également dans les unités de méthanisation ; certains investisseurs les adoptent volontairement dans le cadre du financement ou de la certification.

Que faire en pratique

1. Vérifiez si votre activité entre dans le champ d’application. Si vous êtes producteur de biogaz ou de biométhane et non gestionnaire de réseau, vous n’avez en général pas d’obligations découlant directement du règlement.
2. Interrogez le gestionnaire de réseau sur les changements prévus des normes de raccordement et de suivi des fuites aux points d’injection.
3. Recensez les sources de fuites de méthane dans votre installation : soupapes de sécurité, couvertures des cuves, soufflantes, purgeurs de condensats, torchère.
4. Mettez en place un contrôle de l’étanchéité (par ex. inspections périodiques au détecteur), qui pourrait s’avérer exigé dans les contrats avec les acheteurs ou les financeurs.
5. Suivez les échéances. La mise en œuvre par étapes signifie que les dates applicables aux importateurs et à la déclaration ne sont pas identiques.

Malentendus fréquents

• « Le règlement interdit la torchère dans l’unité de méthanisation » — non ; l’interdiction du torchage de routine concerne le secteur des combustibles fossiles, et la torchère de sécurité reste un élément de l’installation.
• « L’agriculture est concernée » — le règlement encadre le secteur de l’énergie, pas les émissions des exploitations.
• « Le biométhane est automatiquement exempté de toute conséquence » — des effets indirects peuvent toucher les réseaux et le marché du gaz.

Le méthane dans l’unité de méthanisation : d’où vient-il et comment le limiter

Le biogaz contient généralement plus de la moitié de méthane, de sorte que chaque fuite représente une perte de matière première et une émission de gaz à effet de serre. Parmi les sources typiques figurent les couvertures et membranes de cuves non étanches, les soupapes de surpression-dépression, les raccordements de tuyauterie, les compresseurs et soufflantes, le système de déshydratation, ainsi que le méthane non brûlé dans les gaz d’échappement des moteurs de cogénération. Le stockage ouvert du digestat constitue parfois une source supplémentaire. La réduction de ces pertes est une bonne pratique indépendamment du règlement : elle améliore le bilan gazier, la sécurité (risque d’explosion) et le résultat des calculs d’empreinte carbone.

Contexte politique

Le règlement s’inscrit dans la stratégie de l’UE sur le méthane d’octobre 2020 et dans l’engagement mondial de réduire les émissions de méthane d’au moins 30 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 2020, adopté lors du sommet sur le climat de Glasgow (Global Methane Pledge). Pour l’Union, l’importation est déterminante : une part importante du gaz consommé dans l’UE provient de l’extérieur, de sorte que les exigences couvrent aussi les chaînes d’approvisionnement situées au-delà de ses frontières. C’est pourquoi les obligations échelonnées pour les importateurs constituent l’élément le plus visible du règlement.

Questions à poser au gestionnaire ou aux financeurs

• De nouvelles exigences relatives au suivi des fuites de méthane apparaîtront-elles dans le contrat de raccordement ou d’injection ?
• La banque ou l’investisseur attend-il un rapport annuel sur l’étanchéité et les émissions de méthane ?
• Comment l’acheteur (par ex. industriel) évalue-t-il l’empreinte méthane du biométhane par rapport au gaz importé ?

Ce texte est fourni à titre informatif et ne constitue pas un conseil juridique ; avant toute décision d’investissement ou démarche formelle, vérifiez la version en vigueur des dispositions et consultez un juriste ou l’autorité compétente.