La vulnérabilité de l'Europe face aux perturbations de ses approvisionnements en GNL n'a jamais été aussi manifeste. Depuis fin février, la fermeture du détroit d'Ormuz par l'Iran a bloqué près de 20 % du commerce mondial de GNL. L'Europe importe environ 10 % de son GNL via ce détroit, et les capacités de stockage de gaz sur le continent étant déjà fortement sollicitées après un hiver rigoureux, la pression sur les décideurs politiques pour accélérer la production nationale de gaz renouvelable est intense.
L'UE a interdit toutes les importations de gaz et de GNL russes en janvier 2026, les remplaçant par des approvisionnements mondiaux en GNL et une production accrue de biométhane. La question est de savoir si cette accélération est suffisamment rapide et ciblée.
Le paradoxe français
La France offre un exemple éloquent. Figurant parmi les principaux producteurs de biométhane en Europe, elle a quasiment doublé sa capacité installée ces dernières années. Au premier trimestre 2026, 818 sites répartis sur l'ensemble du territoire injectaient du biométhane dans le réseau gazier, pour une capacité de production cumulée de 15.7 TWh par an. Cependant, ce chiffre impressionnant masque un problème structurel. Une évaluation par les pairs, publiée dans… Examens énergétiques renouvelables et durables Le potentiel de biométhane agricole en France est estimé à 64.1 TWh par an, provenant principalement des déjections bovines. Ce potentiel pourrait atteindre 108.7 TWh si les cultures de couverture étaient généralisées à l'ensemble des cultures. L'écart entre la production réelle et les ressources disponibles relève moins d'un problème technologique que d'un problème géographique et économique.
Le réseau gazier français, comme la plupart des réseaux européens, a été conçu pour desservir les centres urbains. De nombreuses exploitations agricoles sont situées loin du point d'injection le plus proche, et le coût de la réduction de cette distance est prohibitif.
« La plupart des exploitations sont éloignées du réseau électrique », explique Jules Vasse, responsable des relations publiques de la start-up française SUBLIME Énergie. « Le coût est d'environ 100 000 euros par kilomètre de réseau. »
Pour une exploitation agricole produisant de modestes volumes de biogaz, le calcul est rarement avantageux. Soit l'investissement initial en infrastructures est trop important, soit la production de l'exploitation est trop faible pour justifier le coût du raccordement, une fois réparti sur des volumes de production réalistes. De ce fait, une part significative du potentiel agricole français en biogaz reste inexploitée ou est utilisée dans des systèmes de cogénération que l'État français cherche désormais à supprimer progressivement.
La cogénération — la production combinée de chaleur et d'électricité à partir de biogaz — a été le modèle dominant pour la première génération de digesteurs agricoles. Ce système était gérable à grande échelle, mais peu efficace sur le plan énergétique. « Nous perdions beaucoup de chaleur et nous ne l'utilisions pas au maximum », constate Vasse.
L'orientation politique européenne s'est résolument tournée vers le biométhane, qui préserve davantage la valeur énergétique. Cependant, cette évolution a engendré un problème d'accès : le passage de la cogénération à la production de biométhane pose des défis particuliers aux petites installations éloignées des gazoducs. Actuellement, il faut en moyenne trois ans entre le début de l'étude de faisabilité du raccordement et la mise en service d'une unité de méthanisation. Or, avec l'objectif français de 10 % de gaz renouvelable dans la consommation nationale d'ici 2030, le temps est une ressource précieuse pour le secteur.
Le modèle Milkrun
La solution proposée par SUBLIME Énergie contourne totalement le réseau électrique. Au lieu de valoriser le biogaz sur place et de l'injecter dans un pipeline, l'entreprise liquéfie le mélange brut de biogaz — biométhane, bioCO2 et un agent vecteur exclusif — directement à la ferme. Des camions-citernes collectent ensuite le gaz liquéfié tous les quelques jours et le transportent vers une plateforme centralisée partagée par une dizaine de fermes dans un rayon de 60 kilomètres.
Au niveau de la plateforme, la distillation cryogénique sépare les trois composants en bio-GNL, bioCO2 liquide et agent vecteur récupérable. Aucun de ces produits n'est injecté dans le réseau gazier. Le bio-GNL est vendu directement aux transporteurs routiers, tandis que le bioCO2 liquide est destiné à des acheteurs industriels, tels que les exploitants de serres. SUBLIME qualifie ce modèle logistique de « tournée du laitier », car son fonctionnement est similaire à celui des coopératives laitières.
La séparation du bioCO2 et du biométhane est l'étape qui, historiquement, rendait la valorisation à la ferme excessivement coûteuse. Lors de la liquéfaction du biométhane, le CO2 cristallise au lieu de se liquéfier, ce qui complique son transport. L'agent vecteur breveté de SUBLIME stabilise le mélange au moment de la liquéfaction, permettant ainsi de transporter la totalité du flux de biogaz en une seule cargaison de camion-citerne avant la séparation à grande échelle dans la plateforme de collecte. « Nous pouvons simplement liquéfier le biogaz à la ferme, le collecter et le déposer dans une plateforme », explique Vasse. « Grâce à cette technologie, nous n'avons plus besoin du réseau de gaz. »
Le procédé SUBLIME Energie en bref.
Le mois dernier, SUBLIME Énergie a inauguré Charlie, présenté comme le premier système au monde capable de liquéfier le biogaz directement à la ferme, sur le site de Gazéa à Plélo, en Bretagne. Ce démonstrateur a une capacité annuelle d'environ 180 tonnes de bio-GNL et 330 tonnes de bioCO₂ liquide. La ferme de Gazéa est un élevage porcin, et le biogaz provient de son digesteur anaérobie existant.
Les versions précédentes, Alpha et Bravo, étaient à l'échelle du laboratoire. Charlie est la première à fonctionner avec du biogaz issu d'une exploitation agricole réelle, en conditions réelles d'utilisation. « Nous avions déjà réussi, sur le plan technique, à liquéfier le biogaz en laboratoire », explique Vasse. « Grâce à Charlie, nous allons maintenant liquéfier le biogaz directement à la ferme. C'est un passage à l'échelle industrielle. »
Un système circulaire
La circularité du modèle ne se limite pas à l'énergie. La digestion anaérobie produit du digestat — le résidu solide issu de l'extraction du biogaz — qui agit comme un engrais naturel. Lorsque la digestion est pratiquée à la ferme, le digestat y reste et est épandu localement.
À travers l'Europe, le digestat a déjà le potentiel de remplacer 17 % des engrais azotés de l'UE, et ce chiffre devrait dépasser les 65 % d'ici 2040 à mesure que le secteur se développe.
Cela est particulièrement important en ce moment. La crise du détroit d'Ormuz a perturbé les chaînes d'approvisionnement mondiales en engrais, les prix de l'urée ayant augmenté de 50 % depuis le début du conflit.
La région du Golfe est un important producteur d'engrais azotés d'origine fossile dont dépendent les exploitations agricoles européennes.
Un modèle qui capte le biogaz pour produire de l'énergie et qui restitue le digestat au sol réduit cette dépendance aux deux extrémités.
Le bioGNL cible également un secteur que l'électricité renouvelable a jusqu'à présent eu du mal à atteindre. Il offre une alternative bas carbone au diesel pour le transport lourd, réduisant les émissions de gaz à effet de serre jusqu'à 85 %.
Elle s'applique également aux machines maritimes et agricoles — des secteurs où l'électrification par batteries reste impraticable à l'échelle et aux cycles de service requis.
L'ouverture du site Charlie.
Le tableau réglementaire
Vasse mentionne également un instrument réglementaire parallèle en cours de finalisation. Connu sous le nom d'IRICC (Incitatif à la réduction de l'intensité carbone des carburants en France, inspiré de la directive européenne refondue sur les énergies renouvelables), ce cadre introduit des objectifs sectoriels de réduction des gaz à effet de serre pour les carburants de transport. Les objectifs pour le secteur routier débutent à 5.9 % en 2026 et atteignent 10.6 % d'ici 2030. Les fournisseurs de carburants incapables d'atteindre ces objectifs s'exposent à des sanctions, ce qui crée un signal direct en faveur du bioGNL. « Nous pourrons ainsi dialoguer avec un investisseur, mais aussi avec un agriculteur, car il est essentiel qu'il ait la certitude que nous pratiquons un prix compétitif sur le marché », explique Vasse.
Vasse soulève également une question politique plus fondamentale que la France n'a pas encore résolue : faut-il privilégier les matières premières issues du fumier par rapport aux cultures énergétiques, afin d'éviter toute concurrence entre production d'énergie et sécurité alimentaire ? « Si nous voulons que la méthanisation contribue à une agriculture plus responsable, il faut une réglementation qui reconnaisse les avantages du fumier par rapport aux cultures », affirme-t-il. « Il ne faut pas mettre en concurrence la production d'énergie et la sécurité alimentaire. »
SUBLIME Énergie prépare déjà Delta, son premier projet à l'échelle commerciale, qui reliera une dizaine d'exploitations agricoles à une plateforme de traitement partagée dans la même région de Bretagne, la mise en service étant prévue pour 2028. Vasse estime que l'entreprise pourrait à terme réaliser plus d'un millier de projets à travers l'Europe d'ici 2050, en s'appuyant sur une ressource que SUBLIME évalue à 26 TWh de potentiel inexploité de biométhane hors réseau en France seulement.
La réalisation rapide de cette ambition plus large dépend de bien plus que de l'ingéniosité des start-ups. La stabilité des politiques, des mécanismes de tarification équitables et un signal réglementaire clair quant à l'avenir de l'énergie à l'échelle agricole sont autant de conditions préalables. Or, alors que la crise d'Ormuz continue de mettre en lumière la fragilité de la dépendance de l'Europe aux importations, il est plus que jamais évident de défendre la valorisation des déchets agricoles comme ressource énergétique stratégique.
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