Le Parlement européen a adopté, jeudi 22 octobre, une position favorable au report de trois ans de plusieurs obligations prévues par le règlement européen sur les émissions de méthane. Les eurodéputés vont ainsi au-delà de la proposition de la Commission, qui prévoyait un décalage limité à un an, au nom de la sécurité d’approvisionnement dans un contexte de tensions géopolitiques et de prix élevés de l’énergie. La France défendait précisément ce report d’un an, tandis que l’Italie, soutenue par plusieurs États membres, plaidait pour un délai de trois ans afin de laisser davantage de temps aux importateurs et aux producteurs pour adapter leurs contrats, leurs infrastructures et leurs procédures de contrôle. Adopté par 341 voix contre 225 et six abstentions, le texte prévoit notamment que les importateurs de pétrole, de gaz naturel et de charbon disposent jusqu’au 31 mai 2031 pour démontrer que leurs contrats respectent des normes de surveillance, de déclaration et de vérification équivalentes à celles de l’Union européenne. La déclaration de l’intensité en méthane des combustibles fossiles commercialisés dans l’UE serait également repoussée à août 2031, contre août 2029 dans le calendrier initial. Les exploitants européens bénéficieraient, eux aussi, de délais supplémentaires pour transmettre des rapports vérifiés sur les émissions mesurées au niveau des sites et des installations.

Le Parlement souhaite toutefois maintenir le calendrier initial pour les importations en provenance de pays faisant l’objet de sanctions européennes. Les volumes concernés devraient être déclarés séparément afin d’éviter tout contournement, y compris lorsqu’ils sont intégrés à des cargaisons mixtes. Les députés demandent par ailleurs à la Commission de présenter, d’ici juillet 2029, un rapport sur la mise en œuvre du règlement, les dispositifs de contrôle, les sanctions nationales et les éventuels risques pour la sécurité d’approvisionnement. Les ONG environnementales dénoncent un recul préoccupant et redoutent que ce nouveau calendrier ne fragilise la législation adoptée en 2024. Celle-ci impose notamment aux opérateurs de mesurer et déclarer leurs émissions, d’inspecter régulièrement leurs équipements, de détecter et réparer les fuites, ainsi que de limiter le dégazage et le torchage. Deuxième contributeur au réchauffement climatique après le CO₂, le méthane possède un pouvoir réchauffant bien supérieur à celui du dioxyde de carbone, même s’il reste moins longtemps dans l’atmosphère.

La position du Parlement doit désormais être négociée avec les États membres, dont le vote est attendu le 28 octobre. Le texte définitif devra trouver un équilibre entre la volonté de préserver les approvisionnements énergétiques européens et l’urgence de réduire les émissions liées aux secteurs pétrolier, gazier et charbonnier.

Le biométhane poursuit sa progression en Europe, mais le changement d’échelle reste un défi. Selon les données de l’European Biogas Association (EBA) reprises par GRDF, la capacité de production installée atteint désormais 8,2 milliards de mètres cubes par an, répartis entre près de 2 000 unités dans 26 pays, soit une hausse de 17 % sur un an. Un rythme de croissance encore insuffisant au regard de l’objectif européen de 35 milliards de m³ annuels à l’horizon 2030. Pour accompagner cette montée en puissance, GRDF a réuni les 7 et 8 octobre à Paris une vingtaine de gestionnaires de réseaux de distribution issus de 13 pays, afin de partager leurs expériences en matière d’intégration des gaz renouvelables.

Avec plus de 860 sites d’injection et une centaine de nouveaux raccordements chaque année depuis plus de 10 ans, la France dispose d’une expérience dans l’adaptation de ses infrastructures gazières. Mais l’augmentation des volumes injectés soulève de nouveaux enjeux techniques : optimisation des capacités d’accueil, pilotage dynamique des flux, modernisation des postes d’injection et développement du rebours, qui permet de transférer les surplus locaux de biométhane vers le réseau de transport pour alimenter d’autres zones de consommation. « L’enjeu n’est pas de reproduire un modèle, mais de partager les bonnes pratiques afin d’accélérer collectivement la décarbonation de nos économies », souligne Arancha Boden, responsable des affaires européennes et internationales de GRDF.

Au-delà des raccordements, le développement du biométhane suppose ainsi une transformation progressive de l’exploitation des réseaux, des outils numériques et des dispositifs de supervision. Pour les distributeurs européens, l’enjeu consiste à accueillir des volumes croissants de gaz renouvelables tout en maintenant la performance industrielle et en maîtrisant les coûts d’adaptation. Une condition déterminante pour rapprocher la production européenne de ses objectifs de 2030 et renforcer la contribution du biométhane à la décarbonation du système énergétique.

Le groupe énergétique a engagé la construction du parc du Buisson, à Saint-Jean-Froidmentel (Loir-et-Cher), sur le site d’une ancienne carrière. Ce premier projet hybride du groupe dans l’Hexagone associera une centrale photovoltaïque de 29,8 MWc à un système de stockage par batteries de 8,8 MW, pour une capacité de 20 MWh. Un investissement qui illustre la montée en puissance des solutions de flexibilité, devenues un enjeu central pour accompagner l’essor des énergies renouvelables et répondre aux besoins d’équilibrage du réseau électrique.

Déployé sur 23 hectares, le futur parc accueillera près de 46 000 panneaux photovoltaïques et quatre conteneurs de batteries. Sa production annuelle devrait représenter l’équivalent de la consommation électrique de 15 500 personnes. Le dispositif de stockage permettra, quant à lui, d’absorber une partie de l’électricité produite lorsque l’ensoleillement est important, puis de la réinjecter sur le réseau lorsque la demande augmente. Avec une puissance de 8,8 MW, les batteries pourront restituer l’énergie stockée pendant plus de deux heures, contribuant ainsi à mieux valoriser la production solaire. L’originalité du projet repose sur son modèle dit « co-localisé », qui consiste à implanter les installations photovoltaïques et les batteries sur un même site, en mutualisant notamment les infrastructures de raccordement. Les deux équipements partageront ainsi une liaison d’environ 11 kilomètres jusqu’au poste source. Le chantier doit se poursuivre jusqu’en 2027, avec un raccordement au réseau prévu durant l’été et une mise en service complète attendue en décembre. Le projet devrait également générer des retombées économiques locales, estimées à 122 000 euros de recettes fiscales annuelles pour les collectivités. La commune bénéficiera par ailleurs d’une enveloppe de près de 90 000 euros destinée à financer des initiatives liées à la transition énergétique. Au-delà de cette première réalisation française, Engie entend faire du stockage un levier majeur de sa stratégie de croissance. Le groupe revendique déjà 10,7 GW de capacités de stockage en exploitation et en construction à l’échelle mondiale et ambitionne de porter son portefeuille d’actifs renouvelables et de stockage à 95 GW d’ici 2030.

Le coût d’accès au réseau électrique pourrait devenir un nouvel enjeu législatif pour la décarbonation de l’industrie française. Déposée le 6 octobre 2026 par le député Raphaël Schellenberger, une proposition de loi vise à faire évoluer les règles du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe) afin de faciliter l’électrification des procédés industriels. Le texte, cosigné par plus de 50 députés de différentes sensibilités politiques, des Républicains au Parti socialistes. Cette initiative issu du rapport parlementaire qu’il avait remit fin juillet au Premier ministre, repose sur trois mesures : mutualiser certains coûts de renforcement du réseau de distribution, étendre aux industriels raccordés à ce réseau les possibilités d’abattement du Turpe, sous conditions, et porter jusqu’à 80 % la prise en charge des raccordements nécessaires à l’électrification de procédés industriels existants.