L'énergie en Inde

Comparaisons internationales

L'Agence internationale de l'énergie et Observ'ER classent l'Inde parmi les tous premiers pays au monde pour la plupart des indicateurs :

En 2012, l'Inde est passée du 4^e au 3^e rang parmi les importateurs de pétrole, dépassant le Japon ; elle est également passée du 4^e au 3^e rang parmi les producteurs d'électricité, dépassant la Russie.

La consommation d'énergie primaire de l'Inde est la 3^e au monde, après celles de la Chine (2 894 Mtep) et des États-Unis (2 141 Mtep), mais sa consommation par habitant (0,64 tep) est largement inférieure à la moyenne mondiale : 1,90 tep, à celle de la Chine : 2,14 tep et a fortiori à celle des États-Unis : 6,81 tep^k .

Ressources énergétiques

Les réserves prouvées récupérables de l'Inde étaient estimées par le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales) à :

• charbon : 60,6 milliards de tonnes récupérables à fin 2011 (56 Mds tonnes de charbon bitumineux et 4,5 Mds tonnes de lignite), au 5^e mondial : 6,8 % du total mondial ; la production 2011 était de 516 Mt, ce qui laissait plus de 100 ans de réserves ; le Ministère du Charbon a publié en avril 2009 une cotation des réserves de charbon bitumineux : 105,8 Mds tonnes de réserves prouvées, 123,5 Mds tonnes de réserves indicatives et 38 Mds tonnes de réserves "déduites" ; les estimations de réserves sont affectées de considérables incertitudes, car il n'est pas précisé si la production passée en a été déduite, et les estimations englobent toutes les réserves jusqu'à 1200 mètres de profondeur, alors que les mines indiennes descendent rarement au-dessous de 300 mètres. Les principaux gisements de charbon sont situées dans l'est, depuis l'État d'Andhra Pradesh, au bord de l'Océan Indien, jusqu'à l'Arunachal Pradesh au nord-est ; les états orientaux de Chhattisgarh, Jharkhand, Orissa et Bengale-Occidental à eux quatre recèlent 77 % des réserves : le lignite se trouve au sud, dans le Tamil Nadu, où il est exploité (32 Mt/an) pour la production d'électricité ; les charbons indiens ont en général un taux élevé de cendres et un bas pouvoir calorifique, ce qui explique la faiblesse des exportations (seulement vers les pays voisins : Bangladesh, Népal et Bhoutan) et l'importance des importations, principalement d'Australie, de Chine, d'Indonésie et d'Afrique du Sud².

• pétrole et GPL : 777 millions de tonnes (5,7 milliards de barils), au 19^e rang mondial ; la production 2011 était de 38,2 Mt, ce qui laissait seulement 20 ans de réserves. Environ 53 % des réserves sont situées à terre et 47 % en mer. Le gisement de Digboi dans l'Assam, découvert en 1890, est resté le seul exploité en Inde pendant 60 ans ; il produisait encore en 2009, à un très faible niveau ; depuis 1960, de nombreuses découvertes ont été faites dans l'ouest, l'est et le sud ; les réserves se trouvent surtout à l'ouest : offshore, Gujarat et Rajasthan ; le bassin d'Assam-Arakan au nord-est contient plus de 10 % des réserves ; la principale découverte a été faite en offshore en 1974 : le champ de pétrole et gaz de Mumbai High ; en 2008-09 l'offshore fournissait 66 % de la production nationale ; Cairn Energy a fait 25 découvertes au Rajasthan, au nord-ouest, en particulier à Mangala, dont la production devrait atteindre 125 000 bl/j, et avec les gisements de Bhagyam et Aishwariya la production pourrait atteindre 240 000 bl/j³.

• gaz naturel : 1 154 milliards de m³, au 23^e rang mondial, et sa production de 46 milliards de m³, ce qui laissait seulement 25 ans de réserves. Les réserves sont principalement situées en mer : les trois quarts de la production proviennent de la zone offshore de Mumbai ; les principaux gisements terrestres sont situés dans le Gujarat, l'Assam et l'Andhra Pradesh ; de quantités plus modestes sont produites dans le Tamil Nadu, le Tripura et le Rajasthan^.

• uranium et thorium : 55 000 tonnes de réserves d'uranium raisonnablement assurées au 01/01/2009  plus 25 000 tonnes de réserves présumées, soit 1,3 % des réserves mondiales ; s'y ajoutent 80 000 tonnes de réserves "pronostiquées" et "spéculatives". L'Inde a produit 250 tonnes d'uranium en 2008, et sa production cumulée jusqu'à fin 2008 atteint 9 153 tonnes. L'exploration de l'uranium a débuté en 1949, et des gisements ont été localisés dans de nombreuses régions ; l'exploration continue, en particulier dans les états du Rajasthan, Andhra Pradesh, Karnataka et Meghalaya. La mine de Jaduguda dans l'état oriental du Bihar est exploitée depuis 1967 ; trois autres mines participent à la production de 250 t/an dans la même région : Narwapahar, Bhatin et Turamdih. Des ressources non-conventionnelles estimées à 6 600 tonnes sont récupérables dans les résidus miniers de mines de cuivre dans le district de Singhbhum de l'état de Jharkhand. Des usines de traitement de l'uranium (échangeurs d'ions et lessivage acide) sont en construction.

L'Inde recèle également de vastes réserves de thorium, élément dont les perspectives d'exploitation pour la production d'électricité sont prometteuses : son isotope naturel, le thorium 232, peut être utilisé comme combustible dans un réacteur nucléaire. L'exploitation du thorium par des réacteurs nucléaires à sels fondus paraît aujourd'hui être la voie la plus prometteuse ; elle est à l'étude dans plusieurs pays comme l'Inde, la France, les États-Unis, la Chine et le Japon. Selon les estimations 2013 de l'U.S. Geological Survey, l'Inde serait n°3 mondial pour ses réserves de thorium, après les États-Unis et l'Australie, avec 290 000 tonnes sur un total mondial de 1,4 millions de tonnes ; elle aurait donc 21 % des réserves mondiales ; une autre estimation, moins récente (2005) est fournie par l'International Atomic Energy Agency qui attribuait le premier rang à l'Inde : 519 000 tonnes sur un total mondial de 2 810 000 tonnes, soit 21 % ; cependant, l'exploration de ces réserves est encore rudimentaire et limitée à quelques pays. La compagnie Indian Rare Earths Ltd. construit une usine de 10 000 tonnes/an pour le traitement de la monazite, minerai qui associe le thorium avec des terres rares, dans son complexe Orissa Sands du district de Ganjam, avec une mise en service prévue en 2013.

Charbon

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Coal mining in India » (voir la liste des auteurs).

Histoire

L'exploitation du charbon en Inde a commencé en 1774 sur les rives de la rivière Damodar. Mais elle n'a pris son élan qu'avec l'apparition du chemin de fer en 1853, qui lui permit en quelques années de franchir le seuil du million de tonnes par an ; en 1900, elle dépassait déjà 6 Mt, et en 1920 : 18 Mt. Après un creux pendant la grande crise des années 1930, la production reprit son essor et atteignit 30 Mt en 1946.

L'indépendance amena les plans quinquennaux et la National Coal Development Corporation (NCDC) créée par le gouvernement en 1956 à partir des charbonnages des compagnies ferroviaires, ainsi que la Singareni Collieries Company Ltd. (SCCL), nationalisée en 1956 également par le gouvernement d'Andhra Pradesh ; la propriété de la SCCL a été ultérieurement partagée avec le gouvernement central. En 1971, les mines de charbon à coke furent nationalisées et regroupées dans la société Bharat Coking Coal Limited (BCCL), puis en 1973 les autres mines de charbon le furent également, sauf celles des sidérurgistes Tata et Indian Iron & Steel.

Pétrole

Réserves de pétrole

Les réserves prouvées de pétrole de l'Inde étaient estimées par BP à 0,8 milliards de tonnes fin 2014 (5,7 milliards de barils), soit 17,6 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient l'Inde au 22^e rang mondial avec 0,3 % du total mondial.

Selon Oil & Gas Journal (OGJ), l'Inde détenait près de 5,7 milliards de barils de réserves prouvées au début de 2014, dont 56 % offshore. La majeure partie de ces réserves pétrolières sont situées en offshore à l'ouest, et à terre au nord-est, dans le bassin Assam-Arakan qui contient 23 % des réserves du pays et produit 12 % de son brut ; des réserves importantes existent également dans le golfe du Bengale et au Rajasthan. Le plus grand gisement pétrolier de l'Inde est le champ offshore Mumbai High situé au nord-ouest de Mumbai et exploité par ONGC, dont la production a été de 982 000 barils par jour en 2013 ; ce bassin est cependant en déclin, ainsi que celui d'Assam ; des découvertes importantes ont été faites récemment dans le bassin de Barmer au Rajasthan, où Cairn India a lancé en 2009 le champ de Mangala, dont la capacité de production est de 130 000 barils ; les champs du Rajasthan ont produit au total 179 000 barils en 2013 et pourraient atteindre 300 000 barils dans quelques années ; le bassin offshore de Krishna-Godavari a révélé aussi un potentiel significatif. Le gouvernement encourage les compagnies indiennes à acquérir des participations dans des gisements à l'étranger afin de sécuriser les importations ; des compagnies indiennes ont des parts dans des gisements au Soudan, en Russie, au Venezuela, en Azerbaidjan, au Mozambique, au Canada et au Myanmar.

Importations de pétrole, exportations de produits pétroliers

L'Inde était en 2014 le 3^e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 209,6 Mt, dont 189,7 Mt de brut), après les États-Unis (455,5 Mt) et la Chine (372,8 Mt). Ces importations provenaient surtout du Moyen-Orient : 121,1 Mt (58 %), d'Afrique occidentale : 57,4 Mt (27 %) et d'Amérique latine : 34,4 Mt (16 %). L'Inde a exporté 61,3 Mt de produits pétroliers en 2014, dont 19,6 Mt vers le Moyen-Orient, 9 Mt vers l'Afrique et 7,8 Mt vers l'Europe^.

La consommation augmente rapidement ; la production progresse moins vite et n'a jamais réussi à satisfaire la demande ; l'Inde est donc obligée d'importer massivement : ses importations nettes totale de pétrole sont passées de 42 % de sa consommation en 1990 à 71 % en 2012 ; en 2013, elle a importé 3,9 millions de barils par jour de pétrole brut, dont la majorité en provenance du Moyen-Orient en 2010 :

• Arabie Saoudite : 20 %
• Irak : 14 %
• Iran : 6 %
• autres pays du Moyen-Orient : 22 %
• Afrique : 16 %, dont Nigeria : 8 %
• Venezuela : 12 %
• autres pays d'Amérique : 7 %
• autres : 3 %.

Bilan énergétique pétrole

L'Inde importe 81 % de ses besoins en pétrole brut ; cependant, elle dégage un solde exportateur de produits pétroliers qui représente 22 % de ses ressources pétrolières. Sa consommation est dominée par le secteur des transports : 47 %, puis par les usages non énergétiques (chimie) : 15 %, les ménages : 15 % et l'industrie : 13 %.

Organisation du secteur

Les entreprises publiques dominent le secteur pétrolier, malgré un début de dérégulation depuis les années 1990. Les deux principaux acteurs publics sont Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), qui assure 69 % de la production indienne en 2012, et Oil India Limited (OIL). Le rôle du secteur privé s’accroît, avec en particulier Cairn India, filiale du groupe britannique Cairn Energy, qui contrôle plus de 20 % de la production de pétrole, et les compagnies indiennes Reliance Industries et Essar Oil, devenues des raffineurs de premier plan.

Afin d'accroître la production intérieure en encourageant l'exploration, en particulier dans l'offshore profond, le Ministère du Pétrole et du Gaz Naturel a lancé en 1999 la New Exploration Licensing Policy (NELP), qui pour la première fois permettait à des compagnies étrangères de détenir 100 % du capital de sociétés de projet dans ce secteur ; malgré cela, le nombre de champs exploités par des compagnies internationales est encore faible^e .

Le secteur aval est lui aussi dominé par des entités étatiques, en particulier l'Indian Oil Corporation (IOC) qui gère 8 des 22 raffineries de l'Inde et contrôle les 3/4 du réseau national de transport par oléoducs. Les compagnies publiques Oil marketing companies (OMC’s) jouent un rôle majeur dans la distribution du carburant. Le secteur privé possède 38 % de la capacité de raffinage du pays ; Reliance Industries a ouvert en 1999 la première raffinerie privée et a conquis une part de marché considérable dans le secteur pétrolier indien. L'Inde disposait à la fin 2013 de 22 raffineries totalisant une capacité de 4,35 millions de barils par jour de brut, soit la 5^e capacité de raffinage mondiale. Le complexe de Jamnagar, appartenant à Reliance Industries, est le plus grand complexe de raffinage au monde, avec une capacité de 1,24 millions de barils par jour ; il est situé au nord-ouest afin de minimiser les coûts de transport depuis le Moyen-Orient, de même que la raffinerie de Vadinar (405 000 barils par jour) au Gujarat, appartenant à Essar Oil Ltd. L'Inde projette de porter sa capacité de raffinage à 6,3 millions de barils par jour en 2017. Le système de prix indien est aligné sur les marchés internationaux, sauf les prix au détail des produits raffinés, qui sont subventionnés. Les OMC's sont obligées de vendre à des prix inférieurs aux prix des marchés internationaux, et les pertes qui en découlent sont supportées pour l'essentiel par les compagnies nationales de production et par le gouvernement central, qui prend en charge plus de 20 milliards US$ par an de subventions ; l'Inde a dérégulé les prix de l'essence en 2010, mais cela n'a guère réduit le poids des subventions, car l'essence ne représente qu'une petite part de la demande de produits pétroliers, l'essentiel des subventions allant au kérosène, au diesel et au GPL, qui sont plus largement utilisés par les classes défavorisées ; en juin 2011, le gouvernement a annoncé des hausses de prix allant de 9 à 20 % pour ces produits ; malgré cette décision courageuse, la demande augmente si vite que le poids des subventions devrait continuer à croître.

L'Inde a décidé en 2005 de se doter d'une réserve stratégique de pétrole de 37 millions de barils : trois installations de stockage sont en construction près des raffineries de Visakhapatnam, Mangalore et Padur ; elles seront terminées en 2015 ; le gouvernement prévoit d'ajouter 91 millions de barils supplémentaires d'ici 2017 et vise un stockage de 90 jours de consommation de pétrole brut d'ici 2020

Production de gaz naturel

En 2014, l'Inde a produit 31,7 milliards de m³ de gaz naturel, soit 49,8 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 5,9 % (+8,6 % depuis 2004). Elle se classe au 23^e rang mondial avec 0,9 % de la production mondiale.

La production totale de gaz de l'Inde s'élevait en 2012 à 1,5 T environ (42 milliards de m³).

Consommation de gaz naturel

En 2014, l'Inde a consommé 50,6 milliards de m³ de gaz naturel, soit 45,6 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 1,5 % (+58,6 % depuis 2004). Elle se classe au 14^e rang mondial avec 1,5 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 63 % de sa consommation.

La consommation s'est accrue de 8 % l'an entre 2000 et 2012, malgré une baisse en 2011 due à des pénuries. La consommation a dépassé la production nationale en 2004. Elle atteignait environ 2 100 milliards de pieds cubes en 2012 (environ 59 59 milliards de m³), dont 29 % importés sous forme de GNL. La demande provient pour l'essentiel du secteur de la production d'électricité (33 %), de l'industrie des engrais (28 %) et du remplacement du gaz de pétrole liquéfié pour la cuisson et les autres usages résidentiels (15 %) ; le gouvernement encourage ces trois utilisations prioritaires^{e 9}.

Bilan énergétique du gaz naturel en Inde

En 2012, l'Inde importait 32 % de ses besoins en gaz naturel ; 36 % des ressources totales allaient à la production d'électricité ; la consommation finale de gaz était dominée par les usages non énergétiques (chimie, en particulier engrais) : 49 % et par l'industrie : 35 % ; les ménages utilisaient encore peu le gaz naturel (10 %).

Voici l'évolution depuis 1980 :

La production a été multipliée par 33 en 31 ans, et la consommation par 44 ; d'où l'envolée des importations.

Importations de gaz naturel

En 2014, les importations de gaz naturel en Inde sous forme de GNL ont atteint 18,9 Mds m³, au 4^e rang mondial (mais au 20^e rang environ si l'on prend en compte les importations par gazoducs dans les autres pays), provenant surtout du Qatar : 16,2 Mds m³ et du Nigeria : 1,2 Mds m³.

Les importations de gaz naturel devraient s'accroître dans l'avenir proche ; plusieurs projets de gazoducs et de terminaux à GNL sont en cours ou prévus :

• le gazoduc Iran-Pakistan-Inde (IPI) était en discussion depuis 1994 ; long de 1 700 miles (2735 km) depuis les champs iraniens de Perse du sud (South Pars) jusqu'au Gujarat, il aurait eu une capacité de 150 Mm³ par jour ; l'Inde s'est retiré de ce projet en 2006 ;
• le gazoduc Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-Inde (TAPI ou Trans-Afghan Pipeline) : 1700 km depuis les champs de Dauletabad au Turkmenistan jusqu'en Inde ; en 2010, l'Inde a signé un accord-cadre qui envisage une capacité de 90 Mm³ par jour ; en mai 2012, un contrat d'achat-vente a été signé et en février 2013 une entité ad hoc a été créée pour le financement ; en novembre 2013, la Banque Asiatique de Développement a été choisie comme conseiller technique et financier ; elle a estimé le coût du projet à 10-12 milliards de dollars ;
• gazoduc Myanmar-Inde : les gouvernements d'Inde et de Myanmar ont signé un contrat de fourniture de gaz naturel en 2006, mais un désaccord a surgi sur le tracé : traverser le Bangladesh ou passer directement en Inde par le Nord ? En mars 2009, le Myanmar a signé avec la Chine un contrat de fourniture de gaz naturel, sourcé depuis un champ où avaient investi GAIL et ONGC, remettant en question le gazoduc vers l'Inde.

• l'Inde a commencé à importer du gaz naturel liquéfié (GNL) en 2004, depuis le Qatar ; en 2013, elle était devenue le 4^e importateur mondial de GNL, en important 638 B, soit 18 milliards de m³, soit 6 % du total mondial. Petronet, coentreprise entre GAIL, ONGC, IOC et plusieurs firmes étrangères, est le principal importateur de GNL en Inde. Petronet possède deux terminaux GNL en exploitation :
  • Dahej au Gujarat, où l'Inde a reçu sa première livraison par méthanier en janvier 2004 ; sa capacité maximale est de 480 Bcf/y, soit 13,6 milliards de m³/an ;
  • Kochi : 120 Bcf/y, soit 3,4 milliards de m³/an, mis en service fin 2013 ;

Shell (74 %) et Total (26 %) possèdent le terminal GNL d'Hazira, au Gujarat, entré en service en avril 2005 avec une capacité de 240 B, soit 7 milliards de m³/an.

La capacité totale de regazéification de l'Inde atteint 936 B/y, soit 26,5 milliards de m³/an, et les propriétaires de terminaux ont des projets d'extension, dont celle en construction à Dahej qui portera sa capacité à 720 B/y, soit 20 milliards de m³/an en 2016. Le projet de terminal de Dabhol, qui alimente trois centrales électriques à gaz, avait été lancé par Enron, et a été repris par GAIL qui investit pour en doubler la capacité d'ici à 2017. IOC propose le projet de terminal d'Ennore dans le Tamil-Nadu et d'autres projets sont envisagés sur la côte est, en particulier trois projets de terminaux flottants à Kakinada et un à Gangawaram. Sur la côte ouest, le projet de terminal de Mundra au Gujarat est prévu pour 2016.

La compagnie qatarie RasGas est le seul fournisseur de long terme de l'Inde, avec deux contrats totalisant 360 Bcf/y, soit 10 milliards de m³/an. En 2013, 84 % du GNL importé en Inde provenait du Qatar. Depuis 2010, l'Inde importe des cargaisons spot du Nigeria, d'Égypte et du Yémen. Des contrats GNL ont été signés avec l'Australie, avec plusieurs terminaux américains ainsi qu'avec diverses compagnies européennes et avec Gazprom. OIL a investi dans des projets gaziers au Canada et au Mozambique afin de sécuriser l'approvisionnement du pays.

Organisation du secteur

Le Ministère du Pétrole et du Gaz Naturel (MOPNG) supervise l'exploration et la production, mais le gouvernement a commencé à réformer le secteur et a créé le Petroleum Natural Gas Regulatory Board (Bureau de réglementation du pétrole et du gaz naturel) pour réglementer les activités aval telles que la distribution et la commercialisation. Le gouvernement fixe les prix pour les compagnies du secteur public, alors que les producteurs privés indexent leurs prix sur les prix des marchés internationaux ; c'est le cas des prix du GNL, qui sont en moyenne trois fois plus élevés que les tarifs réglementés, et la plupart des consommateurs indiens paient leur gaz à des tarifs très inférieurs aux prix du gaz importé ; mais le gouvernement a mis en place en juin 2013 un nouveau régime de tarification du gaz naturel visant à encourager l'investissement dans la production nationale en alignant plus étroitement les prix intérieurs sur ceux du marché international ; les tarifs réglementés devaient doubler, mais le gouvernement a repoussé l'application de cette réforme après les élections générales de 2014. Des compagnies privées telles que Petronet LNG (terminaux de regazéification) et Reliance Industries (production offshore dans le bassin de la Krishna-Godavari, gazoduc est-ouest de l'Andhra Pradesh au Gujarat) jouent un rôle croissant.

Les deux principales compagnies exploitant le système de gazoduc indien sont l'entreprise publique Gas Authority of India Ltd. (GAIL) et l'entreprise privée Reliance Gas Tranportation Infrastructure Ltd (RGTIL), filiale du groupe Reliance. GAIL, ex-monopole du transport de gaz, exploite deux gazoducs majeurs dans le nord-ouest (3 328 miles au total : Hazira-Vijaipur-Jagadishpur qui relie le Gujarat à Delhi, et Dahej-Vijaipur. La compagnie dessert surtout la partie nord-ouest du pays et possède plus de 70 % du réseau de gazoducs. RGTIL a mis en service en 2009 le gazoduc Est-Ouest de 881 miles qui relie le champ gazier de la Krishna-Godavari au réseau de GAIL et aux centres de consommation du nord et de l'ouest, mais ce gazoduc reste sous-utilisé du fait de la production inférieure aux prévisions de ce champ gazier. D'autres opérateurs gèrent des gazoducs locaux dans l'Assam et le Gujarat. L'insuffisante interconnexion des réseaux constitue un facteur majeur de limitation du développement gazier. Le réseau totalisait 9 200 miles en 2013, et le plan quinquennal en cours prévoit une extension à 18 000 miles en 2017 ; GAIL projette d'intégrer l'Inde du sud à son réseau et a inauguré en 2013 le gazoduc Dabhol-Bangalore (600 miles).

La production de biocarburants a connu un développement rapide : celle de bioéthanol (produit à partir de la mélasse, résidu de l'industrie sucrière) est passée de 3000 bbl/j en 2000 à 6000 bbl/j en 2011, et celle de biodiesel, démarrée en 2005, atteint 2000 bbl/j en 2011. Ces chiffres sont cependant très faibles en comparaison de la consommation de pétrole : 3 426 000 bbl/j en 2011.

La production de biocarburants à base d'huile de jatropha s'est développée depuis plusieurs décennies, cette huile pouvant être utilisée directement (ou de préférence après raffinage) comme biodiesel dans les générateurs et autres moteurs. Cette plante a un rendement à l’hectare 4 fois supérieur au soja et plus de 10 fois supérieur au maïs. Un hectare de jatropha produit, sur des terrains non agricoles, environ 600 litres de carburant par hectare.

L'Inde a lancé en 2004 un programme de plantation de 400 000 hectares de jatropha, afin de tester la viabilité de la filière ; à terme, 11 millions d'hectares impropres aux cultures vivrières pourraient être dédiés au jatropha. Le gouvernement indien a annoncé en 2005 un objectif de remplacer en 6 ans 20 % de la consommation de pétrole par du biocarburant. Après les premières expérimentations, ce programme semble en perte de vitesse: le site du MNRE ne mentionne plus les biocarburants que sous la forme d'un document de politique générale, où l'objectif de 20 % de biocarburants est repoussé à 2017 et n'est plus qu'indicatif.

Le MNRE subventionne la production familiale de biogaz : pour le XI^e Plan, un objectif de 647 000 unités familiales de biogaz a été fixé, et les réalisations sont :

• 2007-08 : 88 840
• 2008-09 : 107 929
• 2009-10 : 119 914
• 2010-11 : 71 165 au 21-02-2011

le cumul des réalisations, avec celles des plans précédents, atteignait 4 404 762 au 31/3/2011.