L’arrêté du 8 septembre 2025 met fin au soutien des nouvelles installations de cogénération, tout en réduisant ou annulant les pénalités contractuelles BG11 et BG16 pour les installations en cogénération biogaz qui souhaitent passer à l’injection ou au portage. Un tournant pour la filière, qui demande toutefois des éclaircissements et une réflexion poussée pour les gestionnaires d’unité.
L’arrêté du 8 septembre 2025 met fin de facto aux nouvelles cogénérations qui ne seront plus soutenues. Mais il favorise aussi les sites de méthanisation en cogénération biogaz qui souhaitent passer à l’injection. En effet, cet arrêté du 8 septembre ajoute un second cas d’exemption de pénalités aux BG16, qui fait aussi intervenir le Préfet, en cas d’arrêt définitif de l’installation de cogénération, au profit de l’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel ou dans un point d’injection distant (sans limiter expressément cette valorisation à du gré à gré /CPB), de la valorisation du biométhane en tant que carburant alternatif ou de la valorisation du biogaz pour la production de chaleur.
Attention, pour les contrats BG11 signés après le 28 mai 2016, cet arrêté prévoit un cas d’exemption de pénalités, qui fait intervenir le Préfet, en cas d’arrêt définitif de la cogénération mais aussi de démantèlement de l’installation de production d’électricité à partir de biogaz. La clarification de la notion d’installation à arrêter et à démanteler doit être apportée. De nombreuses installations rencontrant des difficultés économiques souhaitent basculer vers l’injection ou le portage.
Injection, portage ou station bioGNV
Selon des estimations partagées par l’ATEE, environ 300 cogénérations de plus de 250 kWh sont situées à moins de 10 km d’un réseau de distribution, ce qui les rend potentiellement injectables. Cela représenterait une production supplémentaire estimée entre 2 et 4 TWh de gaz renouvelable par an.
Certaines unités sont trop éloignées d’un point de raccordement pour envisager une injection directe. La DGEC travaille sur deux pistes pour leur permettre de valoriser leur production. La première concerne le biométhane porté. Le gaz produit serait collecté puis transporté par camions jusqu’à un point d’injection mutualisé. La seconde piste vise la valorisation sous forme de carburant. La filière bioGNV pourrait être incluse dans le mécanisme de l’IRICC (en cours de consultation) visant à réduire l’intensité carbone dans les transports. Le bioGNV pourrait répondre à cette exigence et offrir un nouveau débouché aux projets non raccordables.
Un levier de valorisation
Les cogénérations biogaz qui souhaitent basculer vers l’injection pourront valoriser leur production via les CPB (Certificats de production de biogaz). Instaurés par le décret du 6 juillet 2024, ces certificats apportent un cadre économique complémentaire au dispositif de tarif d’achat existant. À partir de 2026, les fournisseurs d’énergie auront une obligation progressive d’incorporation de biométhane, en lien avec la consommation de leurs clients particuliers ou tertiaires. Sur la période 2026–2028, c’est plus de 10 TWh de biométhane qui pourraient être injectés dans le réseau de gaz grâce à ce mécanisme.
« Attention toutefois : bien se renseigner avant d’arrêter tout contrat, une action à faire en tout dernier lieu », indiquent des représentants de la filière comme l’AAMF et GRDF, car ces arrêts sont définitifs. D’autant que des dispositions différentes existent selon les contrats. Il convient donc auparavant que le projet de « reconversion » soit dûment validé par les gestionnaires d’unité.
