Durabilité des bioénergies

Principes généraux et références juridiques

Textes de référence

La directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables dite « RED II », pose le principe de la « durabilité des bioénergies » qui s’applique à la production de biocarburants et bioliquides, de biogaz, d’électricité, de chaleur ou froid, à partir de biomasse.

La RED II succède à une première directive de 2009 qui s’appliquait déjà aux biocarburants et bioliquides.

Elle en reprend l’idée principale : pour considérer qu’une énergie produite à partir de biomasse est « vertueuse », et en particulier qu’elle mérite des soutiens publics encourageant son utilisation pour se substituer aux énergies fossiles, il convient de s’assurer qu’elle respecte un certain nombre de critères environnementaux. Ces critères doivent être examinés dans une approche en cycle de vie, allant de la production de biomasse jusqu’à la production énergétique.

Par exemple, des biocarburants produits à partir d’une matière première ayant contribué à la déforestation récente d’une forêt primaire ne seraient pas considérés comme durables.

Cette idée principale est reprise est étendue par la RED II.

Plus précisément et de façon générale, 3 types de critères doivent être respectés :

1. la durabilité, c’est-à-dire le fait que l’approvisionnement en biomasse ait un impact limité sur l’environnement, notamment biodiversité, stockage de carbone des terres, pérennité globale des puits de carbone, etc.(L.281-7 à L.281-10 du code de l’énergie) ;

2. les réductions d’émissions de gaz à effet de serre (GES) mesurées dans une logique de « cycle de vie » par rapport à un combustible fossile de référence (L.281-5 et L.281-6 du code de l’énergie) ;

3. l’efficacité énergétique des installations de production d’électricité (L.281-11 du code de l’énergie).

Les producteurs de bioénergies ne respectant pas ces critères s’exposent à des sanctions administratives, ne peuvent pas contribuer aux objectifs européens de la France en matière d’énergies renouvelables, et ne peuvent se voir attribuer d’aides publiques, ou peuvent voir leurs aides suspendues.

En France, la directive a été transposée par plusieurs textes :

• L’ordonnance n°2021-235 du 3 mars 2021

• Le décret n°2021-1903 du 30 décembre 2021

• Cinq arrêtés :

  • un arrêté portant dispositions communes,

  • un arrêté pour chacune des 4 filières : bioliquides/biocarburants, biométhane, électricité, chaleur/froid.

L’ordonnance et le décret se traduisent par les dispositions suivantes du code de l’énergie :

• Dans la partie législative :

  • Dispositions communes : Titre VIII du Livre II , articles L.281-1 à L.285-1

  • Électricité : Section 6 du chapitre IV du titre Ier du livre III, L.314-32 à L.314-35

  • Biométhane : Section 8 du chapitre VI du titre IV du livre IV, L.446-27 à L.446-30

  • Biocarburants/bioliquides : Chapitre I du Titre VI du Livre VI, L.661-1 à L.661-2

  • Réseaux de chaleur/froid : Chapitre V du Titre Ier du Livre VII, L.715-1 à L.715-4

• Dans la partie réglementaire :

  • Dispositions communes : Titre VIII du Livre II, articles R.281-1 à R.284-10

  • Électricité : Section 5 du chapitre IV du titre Ier du livre III, R.314-93 à R.314-107

  • Biométhane : Section 9 du chapitre VI du titre IV du livre IV, R.446-80 à R.446-95

  • Biocarburants/bioliquides : Chapitre Unique du Titre VI du Livre VI, R.661-1 à R.661-6

  • Réseaux de chaleur/froid : Chapitre V du Titre Ier du Livre VII, R.715-1 à R.715-6 (applicables de façon générale à la production de chaleur ou de froid en application du R.283-23)

Calendrier d’application en bref

L’entrée en vigueur de la « durabilité des bioénergies » est progressive, avec une période transitoire prévue par les textes, pour les filières utilisant des combustibles solides et gazeux, du 1^er juillet 2022 au 1^er juillet 2023.

Pour les combustibles utilisés durant l’année 2022, les opérateurs ont appelé à transmettre des éléments attestant du respect des exigences dans le courant du 1^er semestre 2023 mais ces éléments n’auront pas besoin d’être certifiés.

En revanche, dès le début de l’année 2024, le respect des différents critères devra être attesté de façon certifiée par les opérateurs, y compris dans le cadre du marché ETS des quotas carbone (voir infra).

Les filières des bioliquides et biocarburants appliquent la durabilité RED II, sans période transitoire, dans la continuité de l’application de la durabilité des bioénergies mise en place par la directive RED I de 2009.

Champ d’application : une mise en œuvre différenciée selon les cas

Dans l’application de cette nouvelle réglementation, il est important d’avoir en tête que la forme des combustibles considérés, solide, liquide ou gazeuse, aura un impact sur les critères à respecter.

On distinguera ainsi :

• d’une part les « combustibles ou carburants issus de la biomasse » qui désignent de façon générique tous les combustibles solides ou gazeux,

• d’autre part les combustibles liquides incluant les biocarburants (liquides à destination transport) et les bioliquides (liquides à usage électricité ou chaleur).

Taille des installations

Un premier élément de différenciation porte sur la taille des installations de production énergétique (L.281-4 du code de l’énergie).

Ne sont globalement pas concernées par les exigences « les petites installations » (et a fortiori les particuliers) à savoir :

• les installations de production d’électricité ou de chaleur/froid à partir de biomasse solide de puissance thermique nominale inférieure à 20 MW ;

• les installations de production d’électricité ou de chaleur/froid à partir de biogaz de puissance thermique nominale inférieure à 2 MW ;

• les installations de production de biométhane dont la capacité de production est inférieure à 19,5 GWh de pouvoir calorifique supérieur par an.

Toutes les installations produisant des bioliquides ou biocarburants sont en revanche soumises aux exigences, indépendamment de leur taille.

Il est important de souligner qu’une définition spécifique a été retenue pour l’application de la RED II concernant la « puissance thermique nominale » d’une installation (R.281-1) qui concerne « la somme des puissances thermiques de toutes les unités techniques qui la composent, pouvant fonctionner simultanément et dans lesquelles des combustibles ou carburants issus de biomasse ou des bioliquides sont utilisés. » Les appareils uniquement fossiles qui composent éventuellement l’installation sont donc exclus du calcul.

Origine de la biomasse

Un second élément de différenciation porte sur l’origine de la biomasse utilisée.

Les critères s’appliquant à la biomasse agricole se fondent sur le type d’occupation du sol ou le statut des terres évalué au 1^er janvier 2008.

Dès lors que les terres étaient considérées comme étant « de grande valeur en termes de biodiversité », comme « présentant un important stock de carbone » ou comme « ayant le caractère de tourbières » au 1^er janvier 2008, leur utilisation doit faire l’objet d’une vigilance particulière. Le principe est que de telles catégories de terres n’ont a priori pas vocation à être converties en terre agricole (on parle parfois de « no go areas » ou « zones interdites ») ou à produire de la biomasse agricole, et que par conséquent sauf exemption ciblée et dûment justifiée, la biomasse agricole n’est pas durable au sens de RED II si elle provient de ces terres.

Les critères s’appliquant à la biomasse forestière se fondent sur la qualité de la gestion forestière, évaluée selon 5 critères, dans une approche dite « d’analyse basée sur les risques ».

Dès lors que le droit interne d’un pays d’origine est considéré, de façon étayée et transparente, comme satisfaisant à ces 5 critères, la biomasse forestière sera jugée à « faible risque » et pourra donc être considérée comme durable au sens de la directive RED. Dans le cas où un ou plusieurs critères ne pourraient pas être considérés comme satisfaits à ce niveau d’analyse, une analyse plus fine doit être conduite au niveau de la zone d’approvisionnement forestière sur ces mêmes critères.

Les déchets occupent une place à part dans l’application de ces textes. Les déchets et résidus autres que les résidus provenant de l’agriculture, de l’aquaculture, de la pêche et de la sylviculture ne doivent remplir que les critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre. L’électricité, le chauffage et le refroidissement produits à partir de déchets ménagers et assimilés ne sont pas soumis aux critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Le cas échéant, de tels combustibles sont donc à traiter spécifiquement au sein des approvisionnements d’une installation.

Des critères de gaz à effet de serre qui vont dépendre de la forme du combustible et des dates de mise en service

Au sens de la RED, une installation est considérée comme « mise en service » une fois que la production physique de biocarburants, de bioliquides, de biogaz, de chaleur et de froid ou d’électricité à partir de combustibles issus de la biomasse y a débuté. Une installation dont le périmètre évolue ou qui change de taille (ex : ajout d’un appareil) est considérée comme déjà « en service » si elle utilisait déjà de la biomasse avant cette évolution.

Les biocarburants, le biogaz sans injection dans les réseaux de gaz naturel et consommé dans le secteur des transports ainsi que les bioliquides doivent présenter un potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre :

• d’au moins 50 % lorsqu’ils sont produits dans des installations mises en service avant le 6 octobre 2015 ;

• d’au moins 60 % lorsqu’ils sont produits dans des installations mises en service entre le 6 octobre 2015 et le 31 décembre 2020 ;

• et d’au moins 65 % dans des installations mises en service à partir du 1^er janvier 2021.

La production d’électricité, de chaleur et de froid à partir de combustibles ou carburants issus de la biomasse, la production de biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel, la production du biogaz non injecté dans un réseau de gaz naturel et non destiné au secteur des transports doivent présenter un potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre :

• d’au moins 70 % lorsque cette production a lieu dans des installations mises en service du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2025;

• d’au moins 80 % pour les installations mises en service à partir du 1^er janvier 2026.

La méthodologie de calcul pour vérifier l’atteinte de ces objectifs est détaillée dans les annexes de la directive RED II. Elles se fondent sur une logique en « cycle de vie » : l’ensemble des émissions de la chaîne de valeur, de la production de la matière première, jusqu’à la transformation énergétique finale, doivent être prises en compte

En bout de chaîne, le cumul des émissions est comparé à un « combustible fossile de référence » afin de déterminer si les objectifs de réduction d’émissions de gaz à effet de serre sont atteints.

Pour certains types de production de bioénergies et pour certains types de combustibles, des « valeurs par défaut » sont disponibles et peuvent éviter de faire un calcul complet.

Par exemple, l’annexe VI de la directive précise que pour la production de chaleur utilisant des plaquettes forestières provenant de rémanents d’exploitation forestière et ayant été transportées sur une distance totale de 1 à 500 km, la réduction d’émissions de gaz à effet de serre peut-être directement fixée à 91 % sans refaire de calcul complet. Le critère de 70 ou de 80 % est donc atteint. En revanche, pour ces mêmes plaquettes ayant parcouru une distance totale de plus de 10 000 km, la valeur par défaut de réduction d’émission de gaz à effet de serre est de 60 % seulement : cette valeur ne permettra donc pas d’atteindre le critère de 70 % et encore moins celui de 80 %. Un calcul plus fin doit être effectué pour tenter de démontrer l’atteinte du critère.

Un critère d’efficacité énergétique portant sur des cas spécifiques

Le critère d’efficacité énergétique défini à l’article L.281-11 du code de l’énergie ne s’applique qu’aux installations :

• produisant de l’électricité, y compris en cogénération ;

• utilisant des combustibles solides ou gazeux ;

• dépassant une puissance thermique nominale de 50 MW ;

• mises en service ou converties à l’utilisation de combustibles ou carburants issus de la biomasse après le 25 décembre 2021.

Mise en œuvre opérationnelle des obligations

Systèmes volontaires et organismes certificateurs au cœur de la traçabilité RED II

Compte-tenu des exigences à satisfaire sur le fond et en termes de traçabilité, l’ensemble des acteurs de la chaîne de valeur (tout opérateur économique qui prend part à la chaîne de valeur de la production à la commercialisation des biocarburants, bioliquides et combustibles issus de la biomasse) sont impliqués dans la démonstration de la durabilité et des exigences de réduction d’émissions de GES, depuis la production de matière première jusqu’à la production énergétique en bout de chaîne.

Concrètement, des documents, les « attestations de durabilité », vont transiter tout au long de la chaîne pour permettre au producteur énergétique en bout de chaîne d’attester que les exigences ont bien été satisfaites, aussi bien en termes d’origine de la biomasse que de réductions d’émissions de gaz à effet de serre. Les producteurs d’électricité devront également attester du respect du critère d’efficacité énergétique. Elles prennent notamment en compte les émissions de gaz à effet de serre, en grammes d’équivalent CO₂ par quantité de matière ou en grammes d’équivalent CO₂ par mégajoules. En bout de chaîne, les producteurs d’énergie feront remonter un document de synthèse, la « déclaration de durabilité » auprès de la puissance publique pour chacune des installations assujetties à la RED II.

Le contenu et les modalités de renseignement de ces divers documents seront détaillées par des « systèmes de traçabilité » auxquels les opérateurs économiques vont pouvoir se référer.

Au titre du Code de l’énergie, les opérateurs adhèrent obligatoirement à un système de durabilité :

• un système volontaire (VS) international mis en place généralement par des opérateurs économiques, et qui a obligatoirement fait l’objet d’une reconnaissance officielle par la Commission européenne (CE) ;

• un système national (SN) mis en place par chaque État membre et reconnu uniquement dans cet État membre, sauf si ce dernier l’a fait reconnaître par la Commission. En France, l’essentiel de la traçabilité reposera sur les règles établies par ces « systèmes volontaires » reconnus auprès de la Commission européenne, et dont la liste est disponible sur le site internet de la Commission.

Enfin, les documents et les modalités de travail des opérateurs économiques devront faire l’objet d’une certification, opérée par des organismes certificateurs indépendants opérant au titre de ces systèmes et formés par ces derniers. Ainsi, chaque attestation ou déclaration de durabilité pourra se référer à un numéro de certification obtenue après audit par ces organismes. Des modalités d’audits groupés peuvent être prévues par les systèmes volontaires.

La RED II impose aux États membres de superviser le fonctionnement des organismes certificateurs qui contrôlent le respect de ces critères.

Les informations qui transitent tout au long de la chaîne sont attachées à des « lots » de biomasse ou de combustibles, c’est-à-dire des volumes de biomasse qui présentent les mêmes caractéristiques de durabilité. Cette notion présente des souplesses en matière de gestion et de regroupement des informations de traçabilité. Cependant, elle oblige les opérateurs à distinguer les « lots » de biomasse et donc les attestations reçues dès lors que les caractéristiques de durabilité varient.

Ainsi, des plaquettes forestières et des plaquettes à base de déchets de bois constitueront des lots différents. De la biomasse originaire d’Espagne sera à distinguer d’une biomasse française, etc.

Implication des organisations professionnelles et rôle des DREAL

Dans le courant de l’année 2023, il est impératif que les opérateurs identifient les systèmes volontaires avec lesquels ils vont pouvoir travailler, ainsi que les organismes certificateurs qui seront en capacité de les auditer dans le courant de l’année.

Pour cela, il est possible pour eux de se renseigner dans un premier temps auprès des organismes professionnels tels que le Comité interprofessionnel du bois-énergie (CIBE) pour la filière bois-énergie.

Concernant la filière bois-énergie, le consortium CNPF, COPACEL, FEDENE, FNB, FNCOFOR, FNEDT, FRANSYLVA, ONF, SER, UCFF, CIBE coordonné par ce dernier, en collaboration avec certains systèmes volontaires reconnus par la Commission européenne, a élaboré et met à disposition des opérateurs des modèles d’attestation et de déclaration de durabilité qui sont utilisables dès le 1^er semestre 2023 durant la période transitoire. Ces éléments seront à transmettre aux services énergie des DREAL, chargées du suivi de la durabilité RED II des installations au niveau régional.

Ces modèles constitueront la base de travail des services de l’État pour le suivi et le contrôle de la durabilité RED II. Elle pourra être amenée à évoluer de façon progressive, à l’avenir, selon le retour d’expérience tiré des premières années et en fonction des constats effectués au niveau de l’UE.

Ce consortium a également coordonné une « analyse basée sur les risques » pour la biomasse forestière française afin de démontrer que cette dernière peut être considérée comme durable au sens de la RED II.

Dès lors qu’un opérateur énergétique utilise, de façon directe ou indirecte, de la biomasse importée, cette dernière doit faire l’objet du même type d’analyse. Les systèmes volontaires devraient en toute logique être à même de fournir aux opérateurs les éléments d’analyse réalisée pour les différents pays d’importation, ou si nécessaire, une analyse plus fine, pour les différentes zones d’approvisionnement forestières dans ces pays.

RED II et marché des quotas carbone européens (ETS)

Désormais, les installations soumises au marché européen des quotas carbone devront démontrer la durabilité et la réduction de gaz à effet de serre, au sens de la RED II, de leurs combustibles biomasse solide, gazeux ou bioliquide pour pouvoir compter les émissions correspondantes à ces derniers à 0 dans les déclarations d’émissions ETS. Il est important de noter que cela s’applique à toutes les installations soumises au marché ETS, même celles en dessous du seuil de 2 MW/20 MW en termes de « puissance biomasse » (au sens du R.281-1 du code de l’énergie). Les critères d’efficacité énergétique RED II (L.281-11 du code de l’énergie) ne s’appliquent pas à l’ETS.

Au titre du code de l’énergie, les installations de moins de 2 MW/20 MW (respectivement combustibles gazeux et solides) au sens RED II ne sont pas formellement obligées de respecter les critères de la durabilité des bioénergies et de réduction des émissions de GES. En revanche, en cas de non-respect de ces critères et dès lors qu’elles sont soumises à l'ETS, elles ne pourront pas comptabiliser leurs émissions correspondantes à 0 et devront donc rendre des quotas ETS.

Exemple : une installation de combustion comprenant 3 unités utilisant des combustibles solides, 2 de 10 MW fossiles et 1 de 5 MW biomasse, si elle souhaite compter les émissions biomasse à 0 dans l'ETS, devra montrer la durabilité de son approvisionnement biomasse, et ce même si elle n’était pas soumise à RED II au titre du code de l’énergie.

Les opérateurs soumis à l’ETS devront :

• être en mesure de transmettre leurs justificatifs au titre de la RED II en même temps que leurs déclarations ETS, avant la fin du mois de février de chaque année ;

• transmettre un plan de surveillance (prévu par la réglementation ETS) mis à jour avec les combustibles biomasse, dans lequel figure la procédure de vérification du respect des critères de durabilité et/ou de réduction des gaz à effet de serre.

À noter cependant, pour les combustibles utilisés dans le courant de l’année 2022, les critères sont réputés satisfaits et aucune démonstration spécifique ne sera requise.

C’est donc à compter de la déclaration 2024 (sur les émissions 2023) que la règle s’applique concrètement.