La France dispose actuellement de plus de 1 100 installations de méthanisation dont le biogaz est valorisé en cogénération (production simultanée de chaleur et d’électricité). Ce type de solution a été développé au début des années 2000 et a pris de l’ampleur avec la mise en place d’un soutien tarifaire plus fort de l’État à partir de 2006, puis 2011 et 2016.
Ce soutien prend la forme d’un contrat d’obligation d’achat de l’électricité (appelé BGM6, BG11 ou BG16 selon les années) produite par les cogénérations, pour une durée de 15 à 20 ans. Ces contrats ont peu à peu perdu de l’intérêt avec la mise en place d’un autre soutien public à l’injection directe de biométhane (c’est-à-dire du biogaz épuré) dans le réseau de gaz naturel. Formellement supprimé par un arrêté du 8 septembre 2025, le soutien à la cogénération biogaz perdure pour les contrats en cours, mais n’est plus accessible aux nouvelles installations de méthanisation.
Se pose donc la question de la conversion des installations en cogénération vers l’injection. Un phénomène qui commence tout juste et qui devrait prendre de l’ampleur dans les années à venir, sous réserve de respecter certaines conditions techniques, économiques et réglementaires.
Un potentiel de 2 à 4 TWh de biométhane
La France privilégie désormais l’injection de biométhane, avec déjà 15 TWh livrés dans le réseau en 2025. La future programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) devrait fixer un objectif de 44 TWh en 2030 pour l’injection. « Actuellement, toutes les cogénérations consomment environ 7 TWh de biogaz par an. Les plus petites, en dessous d’une puissance de 250 kW électriques, n’auront pas la taille suffisante pour rentabiliser une valorisation par injection. La filière estime donc que 2 à 4 TWh/an de biogaz de cogénération seront en mesure de passer à l’injection, ce qui n’est pas négligeable. La question de celles qui ne pourront pas basculer en injection demeure un enjeu pour la filière » expose Luc Budin, délégué général du Club Biogaz de l’ATEE, fédérant plus de 300 professionnels.
Le potentiel de conversion identifié repose sur environ 300 cogénérations de plus de 250 kWé qui sont situées à moins de 10 km d’un réseau de distribution de gaz. La proximité d’un réseau est essentielle pour concrétiser un projet d’injection, mais elle ne suffit pas. Les gestionnaires de réseau, dont le principal, GRDF, doivent aussi vérifier que chaque zone du réseau concernée par une injection aura la capacité d’accueillir les nouvelles quantités de biométhane. Le délai de raccordement est de 12 à 18 mois en moyenne, le temps que l’étude du projet, les éventuels travaux sur le réseau et la livraison d’un poste d’injection soient faits. Pour sécuriser les investissements, un dépôt de garantie (de 10 à 50 000 euros) par le porteur de projet est aussi prévu, dans le cas où la conversion nécessite un renforcement du réseau.
L’aspect financier est important. L’exploitant de la méthanisation doit prévoir les investissements nécessaires à l’arrêt et au démantèlement de la cogénération, à la suppression du raccordement électrique, et à l’acquisition de systèmes d’épuration du biogaz. Comme dans les projets neufs, le financement bancaire exige un apport de 15 à 20 % en fonds propres, et dépend du taux d’endettement du porteur de projet et de la rentabilité prévisionnelle du projet.
Une nouvelle génération de contrats… à négocier
L’équilibre économique de l’installation va donc dépendre de la vente du biométhane. Deux enjeux sont à considérer. Le premier est propre aux installations de cogénération bénéficiant d’une obligation d’achat d’électricité : pour les plus récentes, la résiliation anticipée de leur contrat les expose à une pénalité. « Les associations professionnelles ont travaillé avec la Direction générale de l’énergie et du climat pour prévoir des exemptions de pénalité. Elles sont désormais actées dans l’arrêté du 8 septembre 2025 pour les BG16, du moment que la conversion d’une installation prévoit une injection de biométhane, une valorisation du biogaz pour la production de chaleur ou la valorisation de biométhane en tant que carburant alternatif » précise Luc Budin.
Les sites de cogénération qui passeront à l’injection ne pourront pas bénéficier d’un tarif d’obligation d’achat du biométhane. Les contrats de gré à gré – entre un producteur et un acheteur – sont appelés BPA (Biogas Purchase Agreement) ou CPB (Certificats de Production de Biogaz). L’acheteur peut être un consommateur ou un fournisseur, et la durée du contrat varie entre 3 et 15 ans. En plus de rémunérer la molécule de gaz, les BPA valorisent aussi financièrement sa qualité « renouvelable » grâce à une garantie d’origine (GO) valable en Europe ou à un certificat de production de biogaz (CPB) valable en France. Pour être reconnus, CPB et GO nécessitent une certification prévue par la directive européenne RED III sur les énergies renouvelables. Les fournisseurs de gaz en France ont l’obligation légale à partir de 2026 d’acheter des CPB pour « verdir » leurs offres.
Les BPA étant encore peu répandus, le deuxième enjeu du modèle économique d’un projet porte sur la négociation de ces contrats ! Un appui juridique est recommandé, car il faut prévoir de nombreuses clauses (modalités du prix de la molécule, périmètre de vente, engagement de production, garanties de paiement, etc.). Dans le cas d’une conversion vers un contrat avec CPB, si une installation a plus de 15 ans et moins de 30 ans, l’État demande l’application d’un coefficient de modulation de 0,95 : au lieu d’un CPB par MWh de biométhane, le producteur n’en obtiendra que 0,95*.
Globalement, un projet de conversion prend trois ans. Les acteurs de la filière s’organisent pour faciliter et sécuriser ce passage à l’injection, par exemple avec un guide publié par GRDF, S3d Ingénierie, Lexion Avocats, l’AAMF et le Club Biogaz de l’ATEE. L’Ademe doit aussi bientôt publier des recommandations.
En 2023, la filière biogaz/biométhane a été la seule à atteindre les objectifs d’énergies renouvelables de la PPE. « La conversion des cogénérations vers l’injection participera à l’atteinte des nouveaux objectifs et consolidera une filière biométhane qui s’est fortement structurée et professionnalisée, avec de nombreuses entreprises françaises » conclut Luc Budin.
* Ce coefficient de modulation était initialement de 0,8, mais a été modifié par l’arrêté du 28 décembre 2025.
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