Cette source ne se situe encore qu'à un stade ultra-embryonnaire. Mais la production de biométhane à partir de microalgues pourrait constituer d'ici à 2050 le véritable «  chaînon manquant  » de la filière biométhane. Au point d'envisager, à cette échéance, que 80 à 90  % du gaz naturel distribué en France provienne de sources renouvelables. C'est en tout cas ce qu'indique une étude réalisée par le Crigen de GDF Suez pour le compte de GRDF. Les microalgues « déjà domestiquées dans des procédés industriels depuis le milieu du XXe siècle » représenteraient ainsi, pour la France, un potentiel de production de biomé-thane de 1,1 à 9,3 TWh/an en 2020 et de 19,3 TWh/an à l'horizon 2050. Un potentiel complémentaire de 3,5 TWh est même envisageable. Et ce, s'il apparaît que cette activité, qui s'inscrit très largement dans une logique de coproduction à haute valeur ajoutée, peut être étendue à des secteurs industriels autre que ceux auxquels ses promoteurs la réservent habituellement. C'est-à-dire la production de microalgues pour les industries de la nutrition humaine ou animale, cosmétiques... «  À lui, seul, ce potentiel pourrait représenter environ 5 % de celui de la production de biométhane en France, correspondant à une dizaine de sites majeurs et à quelques centaines de sites diffus évidemment de taille beaucoup plus modestes  », estime un porte-parole de GDF-Suez très au fait du dossier.  La culture de microal-gues à des fins énergétique est en effet rendue possible par des rendements, et notamment par des rendements surfaciques, en moyenne 10 à 20 fois supérieurs que d'autres cultures terrestres, ce qui réduit d'autant la compétition avec les terres arables à destination alimentaire. «  Pour autant, de nombreux facteurs techniques et économiques réduisent encore la portée de cette technologie. Pour qu'elle s'épanouisse, il est nécessaire que les sites disposent de place, de proximité avec des apports d'eau, de CO 2 . Mais également que les technologies encore expérimentales se rodent et, surtout, que le  modèle d'affaires de multi-valorisation soit suffisamment probant pour que les acteurs s'engagent ».   Naturellement, comme pour d'ailleurs l'ensemble de la filière biométhane, ce développement ne sera soutenable qu'à condition que soit maintenue la politique de soutien public actuelle. Elle passe notamment par des tarifs d'achat du gaz produit, et réinjecté dans le réseau, très favorables. Rappelons qu'aujourd'hui, le gaz naturel «  vert  » correspond à un tarif d'achat de 81 euros le mégawattheure – pour les installations industrielles de plus de 2 MW – à comparer avec un coût de 25 euros pour le gaz produit à partir de sources fossiles.  «  Pour autant, ce différentiel, certes important, devrait s'atténuer dans les années à venir. Et il ne tient pas compte de toutes les externalités, notamment du coût pour la collectivité d'une moindre valorisation des déchets et du différentiel des impacts carbone  », plaide-t-on chez GRDF. L'opérateur gazier maintient, par ailleurs, les objectifs d'injection de bio-méthane dans le réseau qui devraient, toutes filières confondues s'élever à 20 TWh en 2020. À comparer avec une production de gaz naturel qui s'établit aujourd'hui au total à 500 TWh. Ces prévisions intègrent les perspectives de la filière traditionnelle (déchets), des sources de seconde génération (biomasse lignocellulosique) ainsi que la – très hypothétique à cette date – filière dite de troisième génération (microalgues). Rappelons qu'à ce jour, seule la filière de production par méthanisation de déchets organiques est opérationnelle sur le plan industriel. La deuxième génération (biomasse forestière, produits connexes de série, coproduits agricoles et d'industrie agroalimentaires) ne devrait rentrer dans une phase industrielle qu'à l'horizon 2020, note une seconde étude du Crigen. Selon les scénarios envisagés, elle pourrait représenter à elle seule un potentiel compris entre 100  et 250 TWh/an.