Durabilité des bioénergies

Modalités de déclaration début 2026 au titre de la biomasse consommée durant l’année 2025

Pour les installations de production de biométhane

Un numéro d'identification de l'installation de production de biométhane doit être préalablement demandé au bureau des gaz renouvelables et bas-carbone (gaz-renouvelables-et-bas-carbone@developpement-durable.gouv.fr). Pour obtenir ce numéro, les informations suivantes doivent être transmises : raison sociale, adresse du site de production de biométhane, système de certification, adresse du siège social, immatriculation au registre du commerce et des sociétés et K-bis.

Conformément aux dispositions de l'arrêté du 1er février 2023 relatif aux critères d'intrants, de durabilité et de réductions des émissions de gaz à effet de serre pour la production de biométhane, un lot doit être déclaré au plus tard 18 mois après la date de début du lot.

Pour attester de la durabilité du biogaz injecté par les installations de production de biométhane, les déclarations d’intrants, de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre associées aux lots injectés devront être transmises à l’adresse gaz-renouvelables-et-bas-carbone@developpement-durable.gouv.fr sous le format Excel disponible ci-dessous.

Pour rappel, un lot de biométhane (défini au R. 446-1 du code de l’énergie) peut avoir une durée maximale de 12 mois et doit être déclaré au plus tard sous 18 mois à l’administration.

Modalités relatives à la certification :

Toute installation de production de biométhane soumise aux exigences de la directive RED doit être certifiée.

Pour le cas particulier des installations dont la production annuelle prévisionnelle (resp. capacité maximale de production) contractualisée est inférieure à 19.5 Wh PCS/an (resp. 200 Nm3/h), mais dont la production réelle est supérieure à 19.5 GWh PCS/an à la fois en 2024 et 2025, celles-ci doivent être certifiées au plus tard le 30 juin 2026.

Modalités de déclaration :

La totalité de la production de biométhane injectée d'une installation doit faire l'objet d'une déclaration. La déclaration associée aux lots injectés devra être complète (critère d'intrants, de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre) et les données déclarées doivent avoir fait l'objet d'un contrôle par l'organisme de certification (auditeur).

Pour les installations de production d'électricité et/ou de chaleur (cas général et spécificités pour les bioliquides) 

Date limite de déclaration : 15/03/2026

Lien : https://demarche.numerique.gouv.fr/commencer/declaration-durabilite-2026-elec-chaleur 

Pour attester de la durabilité des bioénergies début 2026 pour la production d’électricité et/ou de chaleur, deux documents sont à compléter :

• un tableur de déclaration de durabilité au format imposé;
• un document annexe, facultatif et au format libre détaillant les calculs d’émissions de gaz à effet de serre réalisés par l’opérateur lorsque ces derniers sont requis.

Le tableur à compléter est disponible ci-dessous, en format Excel ou LibreOffice, assorti de ses consignes qu'il est recommandé de lire avec attention.

Le second document détaillant les calculs GES n'est attendu que :

• lorsque l'opérateur utilise des lots de combustibles ou intrants qui sont soumis à ces exigences de réduction de GES,
• et qu'il a effectué un calcul en valeurs réelles, pour toute ou partie du calcul.

Si l'opérateur a recouru uniquement à des valeurs par défaut de la directive, ou valeurs représentatives de la filière bois énergie, le tableur de déclaration est autoportant.

Pour tout opérateur, la déclaration (tableur au format imposé) devra porter sur la totalité de la biomasse consommée durant l'année 2025. Tout opérateur doit aussi disposer d'un certificat attestant qu'il est bien certifié RED au titre d'un schéma volontaire reconnu par la Commission européenne (sans quoi la déclaration est considérée comme invalide, sauf pour les installations entrée en service au S2 de l'année 2025 pour lesquelles un délai de tolérance est possible),

Les opérateurs n'ayant pas déclaré à l'échéance prévue seront considérés comme en non conformité par rapport à la réglementation et s'exposeront donc aux sanctions prévues par le code de l'énergie.

Un formulaire « démarches simplifiées » est ouvert (lien ci-dessous) afin de permettre le dépôt des deux documents attendus, du certificat, et permettre à l’opérateur de répondre à quelques questions complémentaires sur sa situation et celle de ses fournisseurs :

https://demarche.numerique.gouv.fr/commencer/declaration-durabilite-2026-elec-chaleur 

Merci de vous référer au document de consignes "Consignes déclaration 2026 - Cas général" ci-dessous, ainsi qu'au document "Conseil pour votre déclaration de durabilité" pour remplir le tableur Excel.

Tous les opérateurs, y compris ceux utilisant des bioliquides de seconde génération, doivent utiliser le formulaire de déclaration ci-dessus.

CAS PARTICULIER : Bioliquides conventionnels

Pour des explications spécifiques sur les bioliquides conventionnels, merci de vous référer au document "Consignes déclaration 2026 - Bioliquides" ci-dessous), qui détaille la procédure à suivre sur l'outil CarbuRe : https://carbure.beta.gouv.fr/

Pour les installations de production d'électricité et/ou de chaleur à partir de biogaz (tableur Excel spécifique à remplir, en lieu et place du tableur Excel du cas général)

Les exigences pour ces installations sont identiques au cas général.

Toutefois, un tableur Excel spécifique est à remplir (en remplacement du tableur de déclaration du cas général). Celui-ci permet de constituer des "lots de biogaz" dans la déclaration de durabilité, à partir de différents intrants : ce sont ces lots qui devront respecter le critère de réduction de GES.

Merci de vous référer aux consignes spécifiques disponibles dans le fichier ci-dessous "Consignes déclaration 2026 - cogé biogaz"

Pour les opérateurs concernés par le marché des quotas carbone ETS (GEREP uniquement)

Pour l’ETS, l’outil GEREP uniquement sera utilisé. La déclaration de durabilité de la section précédente (tableur Excel) ne doit pas être remplie : les vérificateurs ETS vérifieront la présence d'attestations de durabilité pour les lots de biomasse consommés, en tenant dûment compte des dérogations en vigueur les années précédentes. Un opérateur soumis uniquement à l'ETS et non à la RED ne doit donc pas remplir le formulaire DémarchesSimplifiées ni le tableur de déclaration.

Pour les opérateurs utilisant des bioliquides conventionnels, une extraction de CarbuRe contenant tous les lots reçus et validés pour l'année 2024 devra être déposée (voir consignes dédiées ci-dessus dans le document "Consignes déclarations 2025 - Bioliquides). L'extraction CarbuRe de la donnée complète sera possible à compter du 10 février.

Pour les opérateurs concernés à la fois par la RED et par l’ETS, les deux canaux de déclaration (respectivement, le formulaire "démarches simplifiées", ou CarbuRe (voir le cas particulier plus haut), et GEREP) doivent être utilisés.

Pour les opérateurs ETS consommateurs de gaz naturel issu d’un réseau de gaz naturel :

• Les garanties d’origines biogaz (GO) pourront être valorisées dans le système EU-ETS uniquement si elles sont associées à une preuve de durabilité (déclaration d’intrants, de durabilité et de réductions des émissions de gaz à effet de serre sous le format disponible), pour le même lot de biométhane ;
• 36% des GO émises en 2023 par une installation de production de biométhane injecté dans le réseau et disposant d’un contrat d’obligation d’achat (ou d’un contrat d’expérimentation) pourront être valorisées dans le système des quotas carbone (article D. 446-27 du code de l’énergie) ;
• Si l’opérateur ETS a conclu un contrat de gré-à-gré (et non un contrat d’obligation d’achat avec compensation des charges de service public ou un contrat d’expérimentation) avec une installation de production de biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel, l’ensemble des garanties d’origines pourra être valorisée dans l’EU-ETS ;
• Il sera possible pour un opérateur français de valoriser une garantie d’origine émise par un autre Etat-membre dans l’EU-ETS, sous réserve que cette GO respecte les conditions pour être valorisable dans l’EU-ETS de l’état membre dont est issue la GO et que cette GO transite par le registre français des garanties d’origines afin de garantir l’absence de double comptabilisation ;
• Les opérateurs ETS n’ont pas l’obligation de se faire certifier.

Modalités d'application de la directive RED et des audits depuis la date limite de transposition de la directive RED III (21 mai 2025) : clause "grand-père"

• Pour la filière du bois-énergie (clause applicable uniquement jusqu'à la transposition définitive de la directive RED III) : 

Au vu des difficultés opérationnelles rencontrées dans la mise en œuvre de la directive RED III dans le secteur du bois-énergie, la France a communiqué à la Commission européenne sa décision d’appliquer la « clause grand-père », définie à l’article 29.15 de la directive. 

Celle-ci permet aux entreprises concernées de continuer d’être soumises aux critères de la directive dans sa version en vigueur avant le 21 mai 2025, soit la directive dite « RED II », et non pas aux nouveaux critères de la directive révisée, dite « directive RED III ». Elle est en vigueur pour la biomasse produite entre le 21 mai 2025 et le 31 décembre 2026.
Dans ce cadre, les systèmes volontaires et organismes certificateurs pourront reconnaître les preuves de durabilité de la biomasse établies selon les règles de la directive RED II et sont invités à prendre toutes les dispositions nécessaires à cet effet : toute biomasse incluse dans le périmètre de cette clause et vérifiant les exigences de la RED II sera considérée comme durable. 
 

Merci de vous référer à la note ci-dessous qui précise les modalités d'application de la clause grand-père pour le secteur du bois-énergie (installations et entreprises concernées, types de biomasse, cadre temporel, question des stocks et des importations, synergies avec les dérogations en cours)

• Pour la filière biométhane (clause applicable jusqu'au 31 décembre 2030) : 

Face aux difficultés rencontrées par les installations de production de biométhane dans la mise en œuvre des nouveaux critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) définis par la directive européenne RED III, la France a obtenu l’accord de la Commission européenne pour appliquer la clause d’antériorité, dite « clause grand-père », définie à l’article 29.15 de cette directive.

Concrètement, les installations concernées pourront continuer à appliquer les seuils de réduction des émissions de GES tels que fixés par la directive RED II . Cette dérogation est valable pour le biométhane produit jusqu’au 31 décembre 2030, uniquement dans des installations bénéficiant d'un contrat d'achat signé avant le 20 novembre 2023.

Dans ce cadre, les systèmes volontaires et organismes certificateurs pourront reconnaître les preuves de durabilité établies conformément aux règles de la RED II. Ils sont invités à mettre en place toutes les dispositions nécessaires à cet effet : le biométhane couvert par cette dérogation et répondant aux exigences de la RED II sera considéré comme durable. Concernant l’émission des certificats et les standards applicables lors des audits, les schémas volontaires sont encouragés à appliquer leurs règles internes tout en veillant à limiter les contraintes pour les opérateurs.

Il convient de noter que le champ d’application de la clause grand-père est strictement limité au territoire français, et donc aux installations et fournisseurs opérant en France. Ainsi, les garanties d’origine et preuves de durabilité associées au biométhane bénéficiant de cette dérogation peuvent être utilisées par les installations implantées en France et soumises au système européen d’échange de quotas d’émission (SEQE-ETS), mais ne peuvent pas être exportées vers un autre État membre, sauf si celui-ci applique également la clause grand-père.

• Pour la production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de biogaz (clause applicable jusqu'au 31 décembre 2030) :
   

• pour les installations mises en service avant le 1er janvier 2021 [NB : art 29.15.g et h] et ayant été en service pendant 15 ans, en imposant au moins 80% de réduction des émissions de gaz à effet de serre au plus tôt à partir du 1er janvier 2026 ;
• pour les installations de moins [NB : art 29.15.f] de 10MW mises en service entre le 1er janvier 2021 et le 20 novembre 2023, en imposant au moins 70% de réduction des émissions de gaz à effet de serre avant que les installations aient été en service pendant 15 ans et d'au moins 80% de réduction après avoir été en service pendant 15 ans ; 
• pour les installations de plus [NB : art 29.10.e] de 10MW mises en service entre le 1er janvier 2021 et le 20 novembre 2023, en imposant au moins 70% de réduction des émissions de gaz à effet de serre avant le 31 décembre 2029 et au moins 80% de réduction au-delà de cette date.

Au vu des nécessaires changements dans les processus techniques et culturaux pour atteindre les nouvelles exigences de réduction des émissions de gaz à effet de serre dans la filière production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de biogaz, la France a communiqué à la Commission européenne son intention d’appliquer la « clause grand-père », définie à l’article 29.15 de la directive, pour les installations bénéficiant d'un contrat de soutien accordé avant le 20 novembre 2023. 

Ainsi, jusqu'au 31 décembre 2030, les exigences de la directive RED II resteront applicables pour les installations bénéficiant d'un contrat d'obligation d'achat ou de complément de rémunération accordé avant le 20 novembre 2023 : 

• les installations de production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de biogaz mises en service avant le 1er janvier 2021 et bénéficiant d'un contrat d'obligation d'achat (selon article L.314-1 du code de l'énergie) ou d'un contrat de complément de rémunération (selon article L.314-18 du code de l'énergie) accordé avant le 20 novembre 2023 sont exemptées de présenter une réduction des émissions de gaz à effet de serre ;
• les installations de production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de biogaz mises en service entre le 1er janvier 2021 et le 31 décembre 2025 et bénéficiant d'un contrat d'obligation d'achat (selon article L.314-1 du code de l'énergie) ou d'un contrat de complément de rémunération (selon article L.314-18 du code de l'énergie) accordé avant le 20 novembre 2023 doivent présenter une réduction des émissions de gaz à effet de serre d'au moins 70 % par rapport aux émissions de gaz à effet de serre résultant de l'utilisation de combustibles d'origine fossile.
   

Il est considéré que le soutien est accordé à la date de la demande complète de contrat pour les arrêtés tarifaires, et à la date de désignation lauréat pour les appels d'offres.

Dans ce cadre, les systèmes volontaires et organismes certificateurs pourront reconnaître les preuves de durabilité établies conformément aux règles de la RED II.
Cette clause grand-père ne s'applique pas aux installations ne bénéficiant pas d'un contrat de soutien accordé avant le 20 novembre 2023. Ces dernières devront donc respecter les nouvelles exigences de la directive RED III dès l'entrée en vigueur des textes nationaux de transposition. De plus, passé le 31 décembre 2030, toutes les installations devront appliquer les nouvelles exigences de directive RED III rappelées ci-dessus. 
Il convient de noter que le champ d'application de la clause grand-père est strictement limité au territoire français. Dans l'hypothèse d'une exportation d'électricité produite à partir de biogaz vers un autre Etat membre, les garanties d'origine afférentes à la production d'électricité d'une installation implantée sur le territoire métropolitain et bénéficiant de la dérogation ne peuvent être reconnues par les autorités compétentes dudit Etat membre, sauf si celui-ci applique également la clause grand-père.

• Pour la production de chaleur et/ou d'électricité à partir de combustibles solides de récupération (CSR) ainsi que pour la production de chaleur à partir de combustibles solides comportant une fraction biogénique dans des cimenteries / fours à chaux (clause applicable uniquement jusqu'à la transposition définitive de la directive RED III)

Au vu des difficultés opérationnelles rencontrées pour parvenir à une certification qui couvre toute la chaîne de valeur des installations produisant de l'énergie à partir de CSR et celle des cimentiers / fours à chaux utilisant des combustibles solides comportant une fraction biogénique, la France appliquera une période de transition pour ces acteurs. 

La fraction biogénique des flux de CSR ou autres combustibles solides utilisée pour produire de l'énergie dans des installations de ces filières assujetties à la directive RED, ou bien au système européen d'échange de quotas d'émissions (SEQE-ETS), pourront prendre un facteur d'émission égal à zéro quand bien même l'intégralité de la chaîne de traçabilité, et notamment les fournisseurs de CSR, ou autres combustibles solides dans le cas des cimentiers/fours à chaux, (collecteurs, préparateurs, négociants), ne serait pas certifiés, et donc que les flux en question ne disposent pas de preuves de durabilité.

Cette période de transition est valide pour la biomasse consommée en 2025 et en 2026, et sous réserve que l'installation de production d'énergie elle-même soit bien certifiée et à jour de ses obligations au titre de la directive RED. Elle n'est valide que pour des installations de production d'énergie mises en services avant le 20 novembre 2023, ou pour celles lauréates d’un soutien public attribué avant le 20 novembre 2023, même si l’installation de production d’énergie a été mise en service ultérieurement. Les autres installations sont invitées à engager au plus vite les démarches afin de conformer leur chaîne de traçabilité aux exigences de la directive RED III.

Les acteurs de la filière sont invités à contacter un organisme certificateur au plus vite afin de pouvoir s'engager dans la démarche de certification, afin de préparer l'entrée en vigueur de la directive RED III dès sa transposition finalisée et l'extension du critère de réduction de gaz à effet de serre à toutes les installations de puissance thermique nominale supérieur à 7,5 MW, quelle que soit leur date de mise en service, et à tous leurs fournisseurs de CSR et combustibles solides jusqu'au premier point de collecte.

Recensement des installations de production d’électricité, de chaleur et de froid concernées par l’application de la durabilité des bioénergies découlant de la directive RED III : 

En vue de vérifier si votre installation de production de chaleur, d'électricité et/ou de froid est assujettie à RED III, la Direction-générale de l’énergie et du climat vous demande de remplir le formulaire disponible au lien ci-après : https://www.demarches-simplifiees.fr/commencer/formulaire-d-identification-red3 

Le cas échéant, nous vous invitons également à vous rapprocher de vos fournisseurs et à les informer sur la mise en place de ces exigences vous concernant : ils seront, a priori, appelés à contribuer à la traçabilité propre à ce nouveau cadre et à vous fournir les éléments de démonstration de la durabilité de leurs produits, et devront être certifiés pour la RED III.

Cette démarche de recensement est démarche d’identification des installations soumises à la RED menée par l’administration, en coopération avec les interprofessions. Cette démarche ne présage pas de la doctrine d’application de la RED III ni du calendrier de mise en œuvre précis, qui seront précisés ultérieurement par les services de l’Etat en coordination avec le CIBE et en phase avec les consignes transmises par la Commission européenne. 

Ce recensement a vocation à avoir une vision exhaustive des installations concernées, et à les responsabiliser quant aux obligations nouvelles auxquelles elles seront prochainement soumises. Dans le cadre de ce questionnaire, n’hésitez pas à indiquer les interrogations que vous avez concernant la RED III, le but ici est également de permettre aux DREAL de vous contacter et répondre à vos questions.

Sur ce sujet, nous vous renvoyons également vers les autres sections de cette page qui présente les grandes informations liées à la directive RED, une FAQ avec des questions précises sur l’application de RED II (dont la plupart restent d’actualité pour RED III, et qui sera prochainement mise à jour en conséquence), ainsi que des documents sur le cadre spécifique à la RED III. 

Foire aux questions – Mise en œuvre de la durabilité des bioénergies RED [MàJ de novembre 2025]

Ce document a uniquement pour objectif de partager la compréhension qu’a le Ministère de la Transition écologique, de l’Energie, du Climat et de la Prévention des Risques des dispositions de la directive RED et des documents qui l’accompagnent ou la déclinent, et de leur mise en œuvre opérationnelle. Les réponses présentées sont toutefois susceptibles d’évoluer à la marge en fonction notamment des nouvelles informations ou précisions apportées par la Commission Européenne.

Globalement, les autorités françaises restent à l’écoute de toute interprétation contraire qui pourrait émaner d’autres parties prenantes (systèmes volontaires, organismes certificateurs…) et dont elles n’auraient pas connaissance à ce stade.

La présente FAQ est applicable au 03/10/2024 (mise à jour le  24/11/2025) : plusieurs points vont cependant évoluer avec la mise en application de la directive RED3.

Principes généraux et références juridiques - directives RED II et RED III

Textes de référence

La directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables dite « RED II », pose le principe de la « durabilité des bioénergies » qui s’applique à la production de biocarburants et bioliquides, de biogaz, d’électricité, de chaleur ou froid, à partir de biomasse.

La RED II succède à une première directive de 2009 qui s’appliquait déjà aux biocarburants et bioliquides.

Elle en reprend l’idée principale : pour considérer qu’une énergie produite à partir de biomasse est « vertueuse », et en particulier qu’elle mérite des soutiens publics encourageant son utilisation pour se substituer aux énergies fossiles, il convient de s’assurer qu’elle respecte un certain nombre de critères environnementaux. Ces critères doivent être examinés dans une approche en cycle de vie, allant de la production de biomasse jusqu’à la production énergétique.

Par exemple, des biocarburants produits à partir d’une matière première ayant contribué à la déforestation récente d’une forêt primaire ne seraient pas considérés comme durables.

Cette idée principale est reprise est étendue par la RED II.

Plus précisément et de façon générale, 3 types de critères doivent être respectés :

1. la durabilité, c’est-à-dire le fait que l’approvisionnement en biomasse ait un impact limité sur l’environnement, notamment biodiversité, stockage de carbone des terres, pérennité globale des puits de carbone, etc.(L.281-7 à L.281-10 du code de l’énergie) ;
2. les réductions d’émissions de gaz à effet de serre (GES) mesurées dans une logique de « cycle de vie » par rapport à un combustible fossile de référence (L.281-5 et L.281-6 du code de l’énergie) ;
3. l’efficacité énergétique des installations de production d’électricité (L.281-11 du code de l’énergie).

Les producteurs de bioénergies ne respectant pas ces critères s’exposent à des sanctions administratives, ne peuvent pas contribuer aux objectifs européens de la France en matière d’énergies renouvelables, et ne peuvent se voir attribuer d’aides publiques, ou peuvent voir leurs aides suspendues.

En France, la directive a été transposée par plusieurs textes :

• L’ordonnance n°2021-235 du 3 mars 2021
• Le décret n°2021-1903 du 30 décembre 2021
• Cinq arrêtés en date du 1er février 2023 :
  • un arrêté portant dispositions communes,
  • un arrêté pour chacune des 4 filières : bioliquides/biocarburants, biométhane, électricité, chaleur/froid.

L’ordonnance et le décret se traduisent par les dispositions suivantes du code de l’énergie :

• Dans la partie législative :
  • Dispositions communes : Titre VIII du Livre II , articles L.281-1 à L.285-1
  • Électricité : Section 6 du chapitre IV du titre Ier du livre III, L.314-32 à L.314-35
  • Biométhane : Section 8 du chapitre VI du titre IV du livre IV, L.446-27 à L.446-30
  • Biocarburants/bioliquides : Chapitre I du Titre VI du Livre VI, L.661-1 à L.661-2
  • Réseaux de chaleur/froid : Chapitre V du Titre Ier du Livre VII, L.715-1 à L.715-4
• Dans la partie réglementaire :
  • Dispositions communes : Titre VIII du Livre II, articles R.281-1 à R.284-10
  • Électricité : Section 5 du chapitre IV du titre Ier du livre III, R.314-93 à R.314-107
  • Biométhane : Section 9 du chapitre VI du titre IV du livre IV, R.446-80 à R.446-95
  • Biocarburants/bioliquides : Chapitre Unique du Titre VI du Livre VI, R.661-1 à R.661-6
  • Réseaux de chaleur/froid : Chapitre V du Titre Ier du Livre VII, R.715-1 à R.715-6 (applicables de façon générale à la production de chaleur ou de froid en application du R.283-23)

Transposition de la directive révisée RED3 sur la durabilité des bioénergies - travaux de concertation en cours

Cette révision de la directive RED, dans le cadre du paquet "fit for 55" visant à relever l'ambition climatique européenne à horizon 2030, a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne du 31/10/23 : Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil.
Le texte est entré en vigueur le 20/11/23 et les Etats membres ont dès lors 18 mois (soit le 21/05/25) pour transposer un certain nombre de dispositions du texte, dont celles sur les bioénergies : modifications des articles 3, 29 et 30 en particulier.

Le texte consolidé de la RED3 est désormais disponible (pour rappel, cette version consolidée est une aide à la lecture mais ne fait pas foi juridiquement par rapport à la version parue au journal officiel).
Le support de la réunion d'informations de décembre 2023 sur les modifications introduites par le texte est disponible ci-dessous.

Le projet de loi DDADUE permettant de transposer les critères de durabilité de la directive RED III ainsi que le principe d'utilisation en cascade de la biomasse a été déposé au Sénat en novembre 2025 : https://www.senat.fr/dossier-legislatif/pjl25-118.html

Une réunion de concertation a eu lieu pour le présenter et préparer les textes réglementaires à venir, dont le support de présentation est disponible ci-après.

Champ d’application : une mise en œuvre différenciée selon les cas

Dans l’application de cette nouvelle réglementation, il est important d’avoir en tête que la forme des combustibles considérés, solide, liquide ou gazeuse, aura un impact sur les critères à respecter.

On distinguera ainsi :

• d’une part les « combustibles ou carburants issus de la biomasse » qui désignent de façon générique tous les combustibles solides ou gazeux,
• d’autre part les combustibles liquides incluant les biocarburants (liquides à destination transport) et les bioliquides (liquides à usage électricité ou chaleur).

Taille des installations

Un premier élément de différenciation porte sur la taille des installations de production énergétique (L.281-4 du code de l’énergie).

Ne sont globalement pas concernées par les exigences « les petites installations » (et a fortiori les particuliers) à savoir :

• les installations de production d’électricité ou de chaleur/froid à partir de biomasse solide de puissance thermique nominale inférieure à 20 MW ;
• les installations de production d’électricité ou de chaleur/froid à partir de biogaz de puissance thermique nominale inférieure à 2 MW ;
• les installations de production de biométhane dont la capacité de production est inférieure à 19,5 GWh de pouvoir calorifique supérieur par an.

Toutes les installations produisant des bioliquides ou biocarburants sont en revanche soumises aux exigences, indépendamment de leur taille.

Il est important de souligner qu’une définition spécifique a été retenue pour l’application de la RED II concernant la « puissance thermique nominale » d’une installation (R.281-1) qui concerne « la somme des puissances thermiques de toutes les unités techniques qui la composent, pouvant fonctionner simultanément et dans lesquelles des combustibles ou carburants issus de biomasse ou des bioliquides sont utilisés. » Les appareils uniquement fossiles qui composent éventuellement l’installation sont donc exclus du calcul.

Origine de la biomasse

Un second élément de différenciation porte sur l’origine de la biomasse utilisée.

Les critères s’appliquant à la biomasse agricole se fondent sur le type d’occupation du sol ou le statut des terres évalué au 1^er janvier 2008.

Dès lors que les terres étaient considérées comme étant « de grande valeur en termes de biodiversité », comme « présentant un important stock de carbone » ou comme « ayant le caractère de tourbières » au 1^er janvier 2008, leur utilisation doit faire l’objet d’une vigilance particulière. Le principe est que de telles catégories de terres n’ont a priori pas vocation à être converties en terre agricole (on parle parfois de « no go areas » ou « zones interdites ») ou à produire de la biomasse agricole, et que par conséquent sauf exemption ciblée et dûment justifiée, la biomasse agricole n’est pas durable au sens de RED II si elle provient de ces terres.

Les critères s’appliquant à la biomasse forestière se fondent sur la qualité de la gestion forestière, évaluée selon 5 critères, dans une approche dite « d’analyse basée sur les risques ».

Dès lors que le droit interne d’un pays d’origine est considéré, de façon étayée et transparente, comme satisfaisant à ces 5 critères, la biomasse forestière sera jugée à « faible risque » et pourra donc être considérée comme durable au sens de la directive RED. Dans le cas où un ou plusieurs critères ne pourraient pas être considérés comme satisfaits à ce niveau d’analyse, une analyse plus fine doit être conduite au niveau de la zone d’approvisionnement forestière sur ces mêmes critères.

Les déchets occupent une place à part dans l’application de ces textes. Les déchets et résidus autres que les résidus provenant de l’agriculture, de l’aquaculture, de la pêche et de la sylviculture ne doivent remplir que les critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre. L’électricité, le chauffage et le refroidissement produits à partir de déchets ménagers et assimilés ne sont pas soumis aux critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Le cas échéant, de tels combustibles sont donc à traiter spécifiquement au sein des approvisionnements d’une installation.

Des critères de gaz à effet de serre qui vont dépendre de la forme du combustible et des dates de mise en service

Au sens de la RED, une installation est considérée comme « mise en service » une fois que la production physique de biocarburants, de bioliquides, de biogaz, de chaleur et de froid ou d’électricité à partir de combustibles issus de la biomasse y a débuté. Une installation dont le périmètre évolue ou qui change de taille (ex : ajout d’un appareil) est considérée comme déjà « en service » si elle utilisait déjà de la biomasse avant cette évolution.

Les biocarburants, le biogaz sans injection dans les réseaux de gaz naturel et consommé dans le secteur des transports ainsi que les bioliquides doivent présenter un potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre :

• d’au moins 50 % lorsqu’ils sont produits dans des installations mises en service avant le 6 octobre 2015 ;
• d’au moins 60 % lorsqu’ils sont produits dans des installations mises en service entre le 6 octobre 2015 et le 31 décembre 2020 ;
• et d’au moins 65 % dans des installations mises en service à partir du 1^er janvier 2021.

La production d’électricité, de chaleur et de froid à partir de combustibles ou carburants issus de la biomasse, la production de biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel, la production du biogaz non injecté dans un réseau de gaz naturel et non destiné au secteur des transports doivent présenter un potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre :

• d’au moins 70 % lorsque cette production a lieu dans des installations mises en service du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2025;
• d’au moins 80 % pour les installations mises en service à partir du 1^er janvier 2026.

La méthodologie de calcul pour vérifier l’atteinte de ces objectifs est détaillée dans les annexes de la directive RED II. Elles se fondent sur une logique en « cycle de vie » : l’ensemble des émissions de la chaîne de valeur, de la production de la matière première, jusqu’à la transformation énergétique finale, doivent être prises en compte

En bout de chaîne, le cumul des émissions est comparé à un « combustible fossile de référence » afin de déterminer si les objectifs de réduction d’émissions de gaz à effet de serre sont atteints.

Pour certains types de production de bioénergies et pour certains types de combustibles, des « valeurs par défaut » sont disponibles et peuvent éviter de faire un calcul complet.

Par exemple, l’annexe VI de la directive précise que pour la production de chaleur utilisant des plaquettes forestières provenant de rémanents d’exploitation forestière et ayant été transportées sur une distance totale de 1 à 500 km, la réduction d’émissions de gaz à effet de serre peut-être directement fixée à 91 % sans refaire de calcul complet. Le critère de 70 ou de 80 % est donc atteint. En revanche, pour ces mêmes plaquettes ayant parcouru une distance totale de plus de 10 000 km, la valeur par défaut de réduction d’émission de gaz à effet de serre est de 60 % seulement : cette valeur ne permettra donc pas d’atteindre le critère de 70 % et encore moins celui de 80 %. Un calcul plus fin doit être effectué pour tenter de démontrer l’atteinte du critère.

Un critère d’efficacité énergétique portant sur des cas spécifiques

Le critère d’efficacité énergétique défini à l’article L.281-11 du code de l’énergie ne s’applique qu’aux installations :

• produisant de l’électricité, y compris en cogénération ;
• utilisant des combustibles solides ou gazeux ;
• dépassant une puissance thermique nominale de 50 MW ;
• mises en service ou converties à l’utilisation de combustibles ou carburants issus de la biomasse après le 25 décembre 2021.

RED II et marché des quotas carbone européens (ETS)

Désormais, les installations soumises au marché européen des quotas carbone devront démontrer la durabilité et la réduction de gaz à effet de serre, au sens de la RED II, de leurs combustibles biomasse solide, gazeux ou bioliquide pour pouvoir compter les émissions correspondantes à ces derniers à 0 dans les déclarations d’émissions ETS. Il est important de noter que cela s’applique à toutes les installations soumises au marché ETS, même celles en dessous du seuil de 2 MW/20 MW en termes de « puissance biomasse » (au sens du R.281-1 du code de l’énergie). Les critères d’efficacité énergétique RED II (L.281-11 du code de l’énergie) ne s’appliquent pas à l’ETS.

Au titre du code de l’énergie, les installations de moins de 2 MW/20 MW (respectivement combustibles gazeux et solides) au sens RED II ne sont pas formellement obligées de respecter les critères de la durabilité des bioénergies et de réduction des émissions de GES. En revanche, en cas de non-respect de ces critères et dès lors qu’elles sont soumises à l'ETS, elles ne pourront pas comptabiliser leurs émissions correspondantes à 0 et devront donc rendre des quotas ETS.

Exemple : une installation de combustion comprenant 3 unités utilisant des combustibles solides, 2 de 10 MW fossiles et 1 de 5 MW biomasse, si elle souhaite compter les émissions biomasse à 0 dans l'ETS, devra montrer la durabilité de son approvisionnement biomasse, et ce même si elle n’était pas soumise à RED II au titre du code de l’énergie.

Les opérateurs soumis à l’ETS devront :

• être en mesure de transmettre leurs justificatifs au titre de la RED II en même temps que leurs déclarations ETS, avant la fin du mois de février de chaque année ;
• transmettre un plan de surveillance (prévu par la réglementation ETS) mis à jour avec les combustibles biomasse, dans lequel figure la procédure de vérification du respect des critères de durabilité et/ou de réduction des gaz à effet de serre.

Lorsque les critères pertinents de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre ne s’appliquent pas à un type de biomasse donné, cette biomasse peut être directement considérée comme ayant un facteur d’émission égal à zéro. Comme pour les obligés au titre du code de l'énergie, les opérateurs doivent être en capacité de justifier ces exonérations auprès des services de l'Etat ou de leur vérificateur ETS (ex : justifier qu'une biomasse utilisée comme combustible n'est pas agricole mais est un résidus de l'industrie agro-alimentaire/ justifier qu'une biomasse utilisée comme combustible n'est pas forestière mais est un résidus de l'industrie de transformation du bois, ou papetière, et est exonérée à ce titre des critères de durabilité "amont").

A noter une simplification pour les déchets : le biomass guidance pour l'ETS (voir ci-dessous) indique en page 38 que " La fraction issue de la biomasse des déchets municipaux ou industriels constitue un cas particulier en ce qui concerne les émissions du carburant à l’usage de la biomasse. Celles-ci peuvent toujours être considérées comme si faibles qu'il n'a pas d'impact sur le résultat final. Par conséquent, si d'autres facteurs sont également négligeables, en particulier les émissions résultant de la transformation [Ep dans la RED] et du transport et de la distribution [Etd dans la RED], ce qui est le cas pour les déchets directement utilisés pour la combustion, l'évaluation des réductions de GES peut être omise." Ainsi, en l’absence de process industriel appliqué aux déchets, les opérateurs s’approvisionnant en déchets à une distance de moins de 1000 km pourront être exonérés de justification du critère de réduction de GES de manière systématique et donc d’exigences de certification pour leur chaîne de traçabilité. Cela est notamment le cas pour les CSR provenant de moins de 1000km, le processus de préparation du CSR étant considéré comme ne rentrant pas dans le cadre des émissions liées à la transformation. Ces simplifications ne sont valides que dans le cadre de l'ETS, et non pas dans le cadre de la RED : les installations soumises à RED doivent continuer à respecter le critère GES et à s'en justifier via une traçabilité.

Concernant la certification des installations ETS et sous réserve de contre-indication ultérieure de la part de la Commission européenne :

• Pour une installation ETS obligée RED au titre du code de l’énergie, la certification de l’installation de production énergétique est requise :
• Pour une installation ETS non obligée RED au titre du code de l’énergie mais souhaitant comptabiliser sa biomasse à 0 dans le cadre ETS, il convient de se référer aux précisions suivantes.

Le règlement « MRR » 2018/2066 de l’ETS traite uniquement de la certification des combustibles (liquides, solides ou gazeux). Le fournisseur (direct) d’un combustible est censé connaître son client/opérateur ETS, consommateur du combustible, et renseigner la totalité des émissions de gaz à effet de serre « en cycle de vie (émissions liées à la production, transformation, transport…) jusqu’à la porte d’entrée de l’installation du client. Si des émissions ont lieu au-delà, sur le site de l’installation ETS (émissions hors CO2 de la combustion mais liées au stockage, à la manutention, à d’éventuelles transformations additionnelles… des combustibles), c’est a priori au client/opérateur ETS de les renseigner et de se faire certifier en conséquence sur la totalité des émissions en cycle de vie, hors CO2 de la combustion. Ainsi, pour un opérateur ETS, l’installation peut se contenter de combustible certifié sans que l’installation elle-même soit certifiée dès lors que toutes les émissions pertinentes ont bien été comptabilisées par les fournisseurs à l'amont et les exigences de durabilité vérifiées et que le client/opérateur ETS peut en attester auprès de son vérificateur ETS, notamment au moyen de la présence d'attestations de durabilité (proof of sustainability ou PoS) pour les lots de biomasse qu'il a consommés.

Dès lors qu’un opérateur ETS autoconsomme la biomasse produite sur son propre site, il doit se faire auditer/certifier.

Mise en œuvre opérationnelle des obligations

Systèmes volontaires et organismes certificateurs au cœur de la traçabilité RED II

Compte-tenu des exigences à satisfaire sur le fond et en termes de traçabilité, l’ensemble des acteurs de la chaîne de valeur (tout opérateur économique qui prend part à la chaîne de valeur de la production à la commercialisation des biocarburants, bioliquides et combustibles issus de la biomasse) sont impliqués dans la démonstration de la durabilité et des exigences de réduction d’émissions de GES, depuis la production de matière première jusqu’à la production énergétique en bout de chaîne.

Concrètement, des documents, les « attestations de durabilité », vont transiter tout au long de la chaîne pour permettre au producteur énergétique en bout de chaîne d’attester que les exigences ont bien été satisfaites, aussi bien en termes d’origine de la biomasse que de réductions d’émissions de gaz à effet de serre. Les producteurs d’électricité devront également attester du respect du critère d’efficacité énergétique. Elles prennent notamment en compte les émissions de gaz à effet de serre, en grammes d’équivalent CO₂ par quantité de matière ou en grammes d’équivalent CO₂ par mégajoules. Les modèles des attestations de durabilité sont différents selon le schéma volontaire utilisé (mentions sur les factures, documents ad hoc...), tout comme la temporalité et le nombre de lots pour lesquels ils sont valides. 

En bout de chaîne, les producteurs d’énergie feront remonter un document de synthèse, la « déclaration de durabilité » auprès de la puissance publique pour chacune des installations assujetties à la RED II. 

Le contenu et les modalités de renseignement de ces divers documents seront détaillées par des « systèmes de traçabilité » auxquels les opérateurs économiques vont pouvoir se référer.

Au titre du Code de l’énergie, les opérateurs adhèrent obligatoirement à un système de durabilité :

• un système volontaire (VS) international mis en place généralement par des opérateurs économiques, et qui a obligatoirement fait l’objet d’une reconnaissance officielle par la Commission européenne (CE) ;
• un système national (SN) mis en place par chaque État membre et reconnu uniquement dans cet État membre, sauf si ce dernier l’a fait reconnaître par la Commission. En France, l’essentiel de la traçabilité reposera sur les règles établies par ces « systèmes volontaires » reconnus auprès de la Commission européenne, et dont la liste est disponible sur le site internet de la Commission.

Enfin, les documents et les modalités de travail des opérateurs économiques devront faire l’objet d’une certification, opérée par des organismes certificateurs indépendants opérant au titre de ces systèmes et formés par ces derniers. Ainsi, chaque attestation ou déclaration de durabilité pourra se référer à un numéro de certification obtenue après audit par ces organismes. Des modalités d’audits groupés peuvent être prévues par les systèmes volontaires.

La RED II impose aux États membres de superviser le fonctionnement des organismes certificateurs qui contrôlent le respect de ces critères.

Les informations qui transitent tout au long de la chaîne sont attachées à des « lots » de biomasse ou de combustibles, c’est-à-dire des volumes de biomasse qui présentent les mêmes caractéristiques de durabilité. Cette notion présente des souplesses en matière de gestion et de regroupement des informations de traçabilité. Cependant, elle oblige les opérateurs à distinguer les « lots » de biomasse et donc les attestations reçues dès lors que les caractéristiques de durabilité varient.

Ainsi, des plaquettes forestières et des plaquettes à base de déchets de bois constitueront des lots différents. De la biomasse originaire d’Espagne sera à distinguer d’une biomasse française, etc.

Implication des organisations professionnelles et rôle des DREAL

Il est impératif que les opérateurs identifient les systèmes volontaires avec lesquels ils vont pouvoir travailler, ainsi que les organismes certificateurs qui seront en capacité de les auditer annuellement.

Pour cela, il est possible pour eux de se renseigner dans un premier temps auprès des organismes professionnels tels que le Comité interprofessionnel du bois-énergie (CIBE) pour la filière bois-énergie.

Concernant la filière bois-énergie, un consortium composé du CNPF, COPACEL, FEDENE, FNB, FNCOFOR, FNEDT, FRANSYLVA, ONF, SER, UCFF, et coordonné par le CIBE a conduit une « analyse basée sur les risques » pour la biomasse forestière française afin de démontrer que cette dernière peut être considérée comme durable au sens de la RED II qui est désormais publiée sur le site du CIBE et du MASA : https://agriculture.gouv.fr/durabilite-de-la-biomasse-forestiere-criteres-red-ii

Dès lors qu’un opérateur énergétique utilise, de façon directe ou indirecte, de la biomasse importée, cette dernière doit faire l’objet du même type d’analyse. Les systèmes volontaires devraient en toute logique être à même de fournir aux opérateurs les éléments d’analyse réalisée pour les différents pays d’importation, ou si nécessaire, une analyse plus fine, pour les différentes zones d’approvisionnement forestières dans ces pays.

Une étude coordonnée par le CIBE et menée par Solagro a également permis de définir des valeurs par défaut de référence pour la filière bois-énergie française pour le calcul des émissions de GES et la vérification du respect de ce critère pour la RED. Cette étude a été validée par les schémas volontaires opérant en France et peut donc être utilisée par les opérateurs à condition que les valeurs soit applicables pour le cas où se situe l'opérateur (type d'installation, biomasse utilisée...) : https://solagro.org/medias/publications/f142_rapportetudes_ges_redii_cibe.pdf

Synthèse des déclarations de durabilité reçues dans les précédentes années

Au titre des exigences de la directive, la France doit transmettre à la Commission des informations agrégées sur l’origine géographique et les types de matières premières des biocarburants, bioliquides et combustibles ou carburants issus de la biomasse consommés en France dans des installations concernées par la directive RED. Une synthèse des déclarations de durabilité reçues par la DGEC est donc mise à disposition ci-dessous.

Tutoriels vidéos pour le remplissage de la déclaration 

Les vidéos ci-après ont été réalisées sur la base des versions précédentes des tableurs. Elles ne sont donc pas à jour pour les versions utilisées dans le cadre de la déclaration 2026 portant sur la biomasse consommée en 2025. Toutefois, les différences sont globalement minimes, sauf pour le tableur spécifique pour le cas de la méthanisation/cogénération qui permet de composer des lots de biométhane à partir de plusieurs intrants.

Les vidéos sont donc toujours instructives pour vous aider dans le remplissage des tableurs : seule la dernière vidéo "Tuto déclaration RED - cas méthanisation" doit être visionnée avec précaution car le tableur a sensiblement évolué avec la possibilité d'effectuer des lots de biométhane. Merci de vous référer en complément aux consignes présentes dans le document "Consignes déclaration 2025 - Cogé méthanisation" disponible ci-dessus.