Biogaz

Présentation des technologies relatives à la filière biogaz 

La méthanisation est un processus naturel de dégradation biologique de la matière organique dans un milieu sans oxygène due à l’action de multiples micro-organismes (bactéries). Elle peut avoir lieu naturellement dans certains milieux tels que les marais ou peut être mise en œuvre volontairement dans des unités dédiées grâce à un équipement industrie appelé « méthaniseur ».

La filière biogaz peut être décomposée en trois sous-filières, segmentées selon l’origine et le traitement des déchets :

• la méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes
• la méthanisation de boues de stations d’épuration des eaux usées (STEP)
• le biogaz des installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND)

La méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes

Les intrants de ces installations sont des déchets agricoles, de l’industrie, principalement agroalimentaire, et la partie biodégradable des déchets ménagers. L’approvisionnement de ces installations peut comporter des produits de cultures, dans des limites fixées par la loi.

Les installations agricoles dites « centralisées » sont plus importantes que les installations de petites tailles dites « à la ferme ».

La méthanisation de boues de stations d’épuration des eaux usées (STEP)

Les boues et graisses de stations d’épurations sont des déchets organiques (et quelques fois minéraux) dont le potentiel méthanogène est supérieur à celui des déchets animaux et presque tous les déchets végétaux. Leur méthanisation permet de produire un biogaz particulièrement riche en méthane.

Le biogaz des installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND)

Pour la filière ISDND, le biogaz est produit naturellement puis capté. Ce biogaz est communément appelé « gaz de décharge ».

Le biogaz, produit dans des méthaniseurs ou capté dans des décharges, peut ensuite être soit brûlé pour une utilisation sous forme de chaleur seule, d’électricité seule ou de cogénération (chaleur et électricité), soit épuré pour en extraite le méthane. Ce biométhane peut ensuite être injecté dans les réseaux de gaz naturel ou utilisé comme carburant (bioGNV).

Chiffres clés de la filière biogaz

Production et capacité installée

Les dernières données, statistiques et analyses sur la filière biogaz (pour la production d'électricité et pour l'injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturels) sont disponibles sur le site du SDES.

Fin septembre 2024, 1096 installations produisent de l’électricité à partir de biogaz, correspondant à une puissance installée de 601 MW. En outre, 710 installations injectent du biométhane dans les réseaux de gaz naturel, correspondant à une capacité installée de 13,1 TWh PCS/an.

Potentiel du biogaz

Les gisements potentiels de ressources renouvelables mobilisables en méthanisation ont été évalués dans le cadre d’une étude réalisée par SOLAGRO et AEC pour le compte de l’ADEME en 2018.

Le potentiel théorique de ressources primaires (d'origine agricole, de biodéchets, de résidus d'algues...) pour la méthanisation a été évalué à 140 TWh PCS de production d'énergie primaire en biogaz.

Le tableau de bord ODRé permet de suivre le développement des installations de méthanisation sur l’ensemble du territoire national.

Objectifs pour la production de biogaz

Une trajectoire figure dans le plan national d’action en faveur des énergies renouvelables, prévu par la directive 2018/2001 relative à la promotion de l’utilisation des énergies renouvelables.

Ainsi, la programmation annuelle de l’énergie (PPE), outil de pilotage de la politique énergétique, comprend un volet relatif au développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération. La PPE définit en particulier les objectifs de développement des énergies renouvelables pour les différentes filières.

Les objectifs de production de biogaz fixés dans la PPE (2019-2028):

• pour 2023: 14 TWh de production totale de biogaz dont 6 TWh injecté dans les réseaux;
• pour 2028: entre 24 à 32 TWh de production totale de biogaz dont 14 à 22 TWh injecté dans les réseaux en fonction des coûts de production de biométhane injecté dans les réseaux.

Spécifiquement, pour la production d'électricité à partir de méthanisation, la PPE 2019-2028 fixe les objectifs suivants:

• pour 2023: 270 MW;
• pour 2028: entre 340 et 410 MW.

Cadre réglementaire  

Code de l’environnement

Installations classées pour la protection de l’environnement

Les installations de méthanisation relèvent de la rubrique 2781 de la nomenclature des installations classées intitulée "Installations de méthanisation de déchets non dangereux ou de matière végétale brute, à l’exclusion des installations de méthanisation d’eaux usées ou de boues d’épuration urbaines lorsqu’elles sont méthanisées sur leur site de production."
En fonction du type d'intrants utilisés, l'installation de méthanisation est soumise à la rubrique 2781-1 ou 2781-2 :

• 2781-1: Méthanisation de matière végétale brute, effluents d'élevage, matières stercoraires, lactosérum et déchets végétaux d'industries agroalimentaires
• 2781-2: Méthanisation d'autres déchets non dangereux

En outre, la quantité journalière de matière traitées (en t/j) fait évoluer le régime auquel l'installation est soumise : Autorisation, Enregistrement ou Déclaration avec contrôles périodiques.

Les installations soumises à autorisation pour la rubrique 2781, sont classées au titre de la rubrique 3532 (Valorisation de déchets non dangereux) et donc relèvent de la directive IED. L'arrêté du 17/12/19 relatif aux meilleures techniques disponibles (MTD - BREF WT) s'applique donc à ces installations. De plus, en fonction de la quantité de gaz inflammable susceptible d'être présente dans les installations (supérieur ou égal à 10 tonnes), celles-ci peuvent relever d'un classement 4310 (Substances inflammables - SEVESO).

Les installations biogaz peuvent par ailleurs devoir respecter d’autres considérations environnementales :

• périmètre de protection des captages publics,
• législation sur l’eau,
• réglementation sanitaire.

Méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes

Le décret n° 2022-1120 du 4 août 2022 relatif aux cultures utilisées pour la production de biogaz et de biocarburant précise que les installations de méthanisation peuvent être approvisionnées par des cultures principales dans une proportion maximale de 15 % du tonnage brut total des intrants.
Pour les installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel, mises en service après le 1er janvier 2017, la proportion maximale de cultures principales est applicable pour chaque lot de biométhane (quantité de biométhane injecté sur une période donnée) mentionné à l'article R. 446-1 du code de l'énergie.

Interlocuteurs : Direction Régionale de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement (DREAL), Direction Départementale des Territoires (DDT), Direction Départementale de l'Emploi, de la Protection des Populations (DDPP) ou Direction départementales de l'emploi, du travail, des solidarités et de la protection des populations (DDETSPP) du lieu d’implantation.

Code de l’urbanisme

Permis de construire

En fonction de sa surface, une installation biogaz peut être soumise à déclaration préalable ou à permis de construire.

À noter que l’implantation d’une tel dispositif se doit d’être compatible avec les règlements d’urbanisme en vigueur (Plan d’occupation des sols, plan local d’urbanisme ou règlement national d’urbanisme).

Interlocuteur ; Direction Départementale des Territoires (DDT) du lieu d’implantation,

Code de l’énergie

Autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité

Les installations biogaz de puissance supérieure à 50 MW sont soumises à autorisation d’exploiter. Les installations de puissance inférieure sont réputées autorisées et aucune démarche administrative n’est nécessaire.

La demande est à adresser à la direction de l’énergie à l’adresse suivante :

Interlocuteurs : Ministère de la Transition Energétique

Dispositifs d’accompagnement

Le plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA)

Le Plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA) a été lancé conjointement par le ministère du Développement durable et le ministère de l’Agriculture, le 29 mars 2013. Ce plan s’inscrit dans une démarche agronomique fondée sur le respect de l’équilibre de la fertilisation et la réduction globale du recours aux intrants. L’objectif est de développer en France, à l’horizon 2020, 1 000 méthaniseurs à la ferme, contre 90 à fin 2012.

Dispositifs de soutien

Le fonds déchets et le fonds chaleur

Depuis 2007, l’ADEME soutient financièrement les investissements de méthanisation de déchets et effluents industriels, agricoles et municipaux, hors installations de valorisation du biogaz issues d’installations de stockage de déchets non dangereux avec:

• Le fonds "déchets/ économie circulaire" finance les équipements de traitement du digestat et les projets de méthanisation avec valorisation du biogaz produit par cogénération.
• Le fonds "chaleur" finance les projets de méthanisation avec valorisation directe de chaleur (et les réseaux de chaleur associés) ainsi que les projets d’injection de biométhane dans les réseaux de gaz.

L’obligation d’achat du biométhane injecté dans le réseau de gaz

Tout producteur de biométhane souhaitant injecter sa production dans les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel est éligible à une obligation d’achat en guichet ouvert sous réserve de la préservation du bon fonctionnement des réseaux.

Dans ce système, le biométhane injecté est acheté par un fournisseur de gaz naturel à un tarif d’achat fixé à l’avance et permettant de couvrir les coûts d’investissement et d’exploitation de l’installation de production de biométhane tout en assurant une rentabilité normale du projet. L’obligation d’achat est contractée pour une durée de 15 ans.

Les contrats d'obligation d'achat à tarif réglementé sont réservés aux installations présentant une production annuelle prévisionnelle inférieure à 25 GWh PCS par an.

La structure et les niveaux des tarifs d’achat sont issus de travaux de concertation menés par l’administration depuis 2009 avec les représentants de l’ensemble des acteurs de la filière (entre autres porteurs de projets agricoles et industriels, gestionnaires de réseaux, ADEME) et la Commission de régulation de l’énergie.

Pour les installations de stockage de déchets non dangereux, les tarifs d’achat du biométhane injecté sont compris entre 73 et 135 €/MWh selon la taille de l’installation.

Pour les autres unités de méthanisation, les tarifs d’achat du biométhane injecté (hors coefficient d’indexation annuelle) se composent d’un tarif de base compris entre 111 et 178 €/MWh selon la taille de l’installation, auquel peut s’ajouter une prime calculée en fonction de la nature des matières traitées par méthanisation utilisés (« intrants » types effluents d'élevage, boues de stations d'épuration) et en fonction de la taille du réseau de distribution dans lequel s'effectue l'injection du biométhane. Lorsque les intrants sont « mélangés » (codigestion), la prime est pondérée, calculée au prorata des quantités d’intrants utilisés par l’installation

Pour bénéficier du tarif d’achat, le producteur, conformément aux dispositions de l’article R. 446-3 du code de l’énergie, doit adresser sa demande par lettre recommandée avec accusé de réception au préfet de région dans lequel est situé le site de production. À cet effet, un formulaire "Démarches simplifiées" ad hoc est mis à disposition.

Un producteur de biométhane qui souhaite vendre sa production injectée dans le cadre d’un contrat d’obligation d’achat peut :

• s’adresser au fournisseur de gaz naturel de son choix,
• s’adresser à un fournisseur de gaz naturel qui a manifesté son intérêt pour l’achat de biométhane, éventuellement par zone géographique, parmi la liste des fournisseurs intéressés par l’achat de biométhane,
• en cas de refus des fournisseurs de gaz naturel contactés, s’adresser à un des acheteurs de dernier recours de biogaz désignés en application de l’article D. 466-14 du code de l’énergie.

Conformément aux dispositions de l’article D. 446-11 du code de l’énergie, un modèle obligatoire de contrat d’achat a été élaboré en concertation avec les acteurs de la filière biométhane pour chacune des trois catégories tarifaires mentionnées dans l’arrêté du 10 juin 2023 (BI1 : méthanisation en digesteur hors matières résultant du traitement des eaux usées, BI2 : méthanisation en digesteur y compris matières résultant du traitement des eaux usées, BI3 : captation de biogaz sur une installation de stockage de déchet non dangereux).

Ce modèle constitue un contrat immédiatement opérationnel après renseignement des conditions particulières.

Les appels d’offres pour des capacités de production de biométhane destiné à être injecté dans le réseau de gaz

Le dispositif de guichet ouvert est complété par une procédure d’appel d’offres permettant de piloter la trajectoire de développement des capacités de production de biométhane.

L’article L. 446-5 du code de l’énergie dispose que, lorsque les capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz ne répondent pas aux objectifs chiffrés de la programmation pluriannuelle de l’énergie, le ministre chargé de l’énergie peut recourir à une procédure d’appel d’offre.

Les lauréats des appels d’offres pourront bénéficier d’un tarif d’achat pour le biométhane injecté dans le réseau de gaz.

Le premier appel d'offres permettant l'octroi d'un contrat d'obligation d'achat pour les installations de production de biométhane de plus de 25 GWh/an a été lancé le 27 décembre 2023. La capacité contractualisée totale appelée y était de 1,6 TWh/an divisée en trois périodes de dépôt d'offres. Le prix plafond pour les installations de méthanisation en digesteur de produits ou déchets non dangereux y est de 120 €/MWh.

Le cahier des charges est disponible sur le site de la Commission de Régulation de l’Énergie: https://www.cre.fr/documents/appels-doffres/appel-doffres-portant-sur-la-realisation-et-lexploitation-dinstallations-de-production-de-biomethane-injecte-dans-un-reseau-de-gaz-naturel.html. 

La première période de dépôt des offres s'est déroulée du 1er au 15 février 2024. Trois dossiers de candidature ont été déposés. Un projet a été désigné lauréat, pour une installation de production de 37 GWh PCS/an, les deux autres ne remplissant pas les conditions requises.

Contrôle des installations de production de biométhane

Afin d’assurer un développement exemplaire des énergies renouvelables, les installations de production de biométhane bénéficiant d’un dispositif de soutien au fonctionnement font l’objet de contrôles avant leur mise en service puis tout au long de leur exploitation.

Ces contrôles concernent :

• les installations bénéficiant du dispositif d’obligation d’achat à un tarif réglementé ou à la suite d’un appel d’offres ;
• les installations ne bénéficiant pas du dispositif d’obligation d’achat ou de complément de rémunération, valorisant tout ou partie de leur production via le dispositif de Certificats de Production de Biogaz (CPB).

Ils visent à vérifier la conformité des installations aux exigences fixées par le code de l’énergie, les arrêtés tarifaires ou le cahier des charges de la procédure d’appel d’offres, et les modèles de contrat d’achat de biométhane.

Les installations soumises aux contrôles par un organisme agréé

Le code de l’énergie prévoit que les installations faisant l’objet d’un contrat d’obligation d’achat, y compris à la suite d’un appel d’offres, et les installations émettant des CPB sont soumises à des contrôles effectués aux frais du producteur par des organismes agréés (articles L. 446-6, L. 446-13, L. 446-26-1 et L. 446-47 du code de l’énergie). Les dispositions du code de l’énergie relatives à ces contrôles ont été complétées par celles de l’arrêté du 3 septembre 2025 relatif aux modalités de contrôle des installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel.

Selon le dispositif de soutien, il peut s’agir d’un contrôle initial à la mise en service de l’installation, d’un contrôle à la suite d’une demande de modification substantielle du contrat ou de l’installation, et/ou de contrôles périodiques. Ces contrôles sont indispensables à la prise d’effet des contrats d’obligation d’achat, à la poursuite de l’exécution de ces contrats et à leur modification substantielle le cas échéant, ainsi qu’à la délivrance de CPB. Le contrôle initial ou à la suite d’une modification substantielle donne lieu à la délivrance d’une attestation de conformité par l’organisme agréé en charge de ce contrôle.

Ces contrôles portent sur les prescriptions mentionnées à l’article 1 de l’arrêté du 3 septembre 2025 précité et sont réalisés sur la base de référentiels précisant les points de contrôle propres à chaque prescription et les preuves de conformité associées. L’installation doit être achevée pour que le premier contrôle puisse avoir lieu.

Les différents types de contrôles

• Le contrôle initial à la mise en service

[Concerne les installations bénéficiant du dispositif d’obligation d’achat]

Le décret n°2021-1273 du 30 septembre 2021 a introduit une obligation de contrôle initial des installations sous contrat d’obligation d’achat. L’organisme agréé en charge de ce contrôle délivre une attestation de conformité après avoir vérifié que l’ensemble des prescriptions applicables sont respectées (articles R. 446-16-17 et R. 446-16-18). La transmission de cette attestation de conformité par le producteur au cocontractant conditionne la prise d’effet du contrat d’achat. Le modèle d'attestation de conformité en vigueur est disponible en bas de page.

• Le contrôle à la suite d’une demande de modification substantielle

[Concerne les installations bénéficiant du dispositif d’obligation d’achat]

Toute installation sous contrat d’obligation d’achat ayant ou non fait l’objet d’une attestation de conformité initiale est soumise à la délivrance d’une attestation de conformité en cas de modification portant sur l’une des caractéristiques suivantes :

• la production annuelle prévisionnelle de l’installation ;
• les éléments conditionnant l’éligibilité de l'installation au dispositif d’obligation d’achat, et subordonnant le droit au soutien et sa valeur le cas échéant ;
• le dispositif de comptage.

Lorsque le producteur adresse à son cocontractant la demande de modification de son contrat, il doit ainsi faire réaliser un nouveau contrôle de son installation par un organisme agréé. La transmission de l’attestation de conformité par le producteur à son cocontractant conditionne la prise d’effet de l’avenant portant modification du contrat. Cette transmission doit intervenir dans un délai de 6 mois à compter de la date de la demande de modification du contrat.

• Les contrôles périodiques

[Concerne l’ensemble des installations]

Les installations sous contrat d’obligation d’achat ou émettant des CPB sont soumises à des contrôles périodiques tous les quatre ans (articles L. 446-47, R. 446-16-17 du code de l’énergie et arrêté du 3 septembre 2025). Un contrôle périodique ne donne pas lieu à la délivrance d’une attestation de conformité.

L’échéance associée au premier contrôle périodique est définie par l’article 4 de l’arrêté du 3 septembre 2025 :

• pour les installations disposant d’une attestation de conformité (délivrée initialement ou à la suite d’une demande de modification), le premier contrôle périodique a lieu au plus tard quatre ans après la date de l’attestation la plus récente ;
• pour les installations ne disposant pas d'une attestation de conformité qui ont été mises en service entre le 1^er octobre 2021, date de publication du décret n° 2021-1273 du 30 septembre 2021, et le 7 mars 2026, date d'entrée en vigueur de l’article 4 de l’arrêté du 3 septembre 2025, le premier contrôle périodique a lieu au plus tard à la première date anniversaire de la date de mise en service, à compter du 7 mars 2026 (par exemple, pour une installation mise en service le 3 juin 2024, le premier contrôle périodique doit intervenir avant le 3 juin 2026) ;
• pour les installations ne disposant pas d'une attestation de conformité qui ont été mises en service avant le 1^er octobre 2021, le premier contrôle périodique a lieu au plus tard à la première date anniversaire de la date de mise en service multiple de quatre ans, à compter du 7 mars 2026 (par exemple, pour une installation mise en service le 14 janvier 2019, le premier contrôle périodique doit intervenir avant le 14 janvier 2027).

Les contrôles périodiques suivants ont lieu au plus tard quatre ans après la date du contrôle périodique le plus récent.

Pour les installations sous contrat d’obligation d’achat, un contrôle périodique doit avoir lieu entre un et douze mois avant la date de fin du contrat.

Les installations dont la production de biométhane fait l’objet d’une demande de CPB auprès du gestionnaire du registre de CPB doivent disposer d’une attestation de conformité datant de moins de quatre ans ou avoir réalisé un contrôle périodique il y a moins de quatre ans.

Il est à noter qu’un contrôle en cas de modification substantielle peut valoir contrôle périodique dès lors qu’il porte sur l’ensemble des prescriptions devant faire l’objet du contrôle périodique.

Les éléments à transmettre à l’organisme agréé en charge du contrôle

Le producteur doit transmettre à l'organisme en charge du contrôle, préalablement à sa visite, tous les documents permettant de justifier du respect des prescriptions générales, ainsi que, le cas échéant, les éléments fournis au cocontractant lors de sa demande de contrat ou demande d'avenant. Les référentiels de contrôle listent pour chaque filière l’ensemble de ces documents. L’organisme en charge du contrôle peut également demander au producteur d’éventuels éléments supplémentaires nécessaires à la réalisation du contrôle.

Le constat d’une non-conformité lors d’un contrôle

Si une non-conformité est constatée lors du contrôle d’une installation sous contrat d’obligation d’achat, l'organisme agréé en informe le préfet de région et lui transmet son rapport de visite complet dans un délai d’un mois suivant la visite. De même, si un contrôle périodique n'est pas réalisé dans les délais fixés, le cocontractant en informe le préfet de région. Une procédure de sanction, telle que prévue aux articles R. 446-16-3 à R. 446-16-7 du code de l’énergie, peut alors être engagée à l’encontre du producteur.

De la même façon, les organismes agréés informent chaque année le ministre chargé de l’énergie des résultats des contrôles périodiques des installations émettant des CPB. En cas de non-conformité constatée lors du contrôle d’une installation, une procédure de sanction, telle que prévue aux articles R. 446-129 et R. 446-130 du code de l’énergie, peut être engagée à l’encontre du producteur.

La procédure d’agrément des organismes chargés des contrôles

Les organismes chargés des contrôles sont agréés par arrêté du ministre chargé de l'énergie. Ne peuvent être agréés que les organismes accrédités pour les contrôles d’équipements sous pression et d’installations électriques, sur la base de la norme ISO 17020, avec un niveau d'indépendance de type A.

L’organisme qui souhaite être agréé en fait la demande par courrier électronique à l’adresse : gaz-renouvelables-et-bas-carbone@developpement-durable.gouv.fr 

Le contenu de la demande d’agrément est défini à l’article 7 de l’arrêté du 3 septembre 2025.

L’agrément d’un organisme de contrôle est délivré pour une période de 5 ans à compter de la date de publication de l’arrêté désignant cet organisme, sous réserve du maintien de ses accréditations et qualifications, et de l’absence de manquement à ses obligations.

La qualité des prestations des organismes agréés peut être évaluée par les fonctionnaires et agents publics habilités, ou par un prestataire désigné à cet effet par le ministre chargé de l’énergie.

Soutien à la R&D et à l’innovation

Il existe, pour la méthanisation de déchets, différents outils de soutien à la R&D et à l’innovation, qui vont dépendre du niveau de maturité technologique du projet.

Dans le cadre du programme Investissements d’avenir (PIA), l’ADEME finance notamment des projets de démonstration sur diverses thématiques, dont la thématique « économie circulaire » qui comprend la méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes.

Depuis 2009, l’ADEME a lancé successivement plusieurs appels à manifestation d’intérêt (AMI) ou appel à projets (AAP) ayant permis de soutenir de nombreux projets dans le domaine de la production d’électricité et de chaleur renouvelable et des projets R&D concernant la méthanisation (bioéconomie, digestats, valorisation énergétique...). 

Des appels à projets sont lancés régulièrement sur les thématiques « énergies renouvelables » et « économie circulaire ».

Il existe également des appels à projets spécifiques destinés à soutenir les projets des PME en lien avec les énergies renouvelables lancés par l’ADEME (appel à projets « Initiatives PME ») ou par le Ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer (initiative Greentech verte).