La filière méthanisation atteint un point de bascule 

Près de vingt-cinq ans après la naissance des premières unités de cogénération (production d’électricité et de chaleur en brûlant du biogaz), la méthanisation agricole est à un tournant. Les soutiens publics s’orientent désormais uniquement vers l’injection de biométhane pour accompagner la transition énergétique de la France, qui vise une sortie des gaz fossiles à l’horizon 2050.

Une orientation confirmée dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour la période 2026-2035, publiée le 13 février : le gouvernement prévoit l’injection de 44 TWh de biométhane dans les réseaux de gaz naturel d’ici 2030, contre 15 TWh en 2025. « Cela correspond aux attentes de la filière », indique Jean-Marc Onno, vice-président de l’Association des Agriculteurs Méthaniseurs de France (AAMF). 

Conversion vers l’injection

Depuis 2013 et le lancement des premiers sites en injection, la filière s’est construite sur deux jambes, avec d’un côté la cogénération (un millier de sites) et de l’autre l’injection de biométhane dans le réseau (800 sites). La production d’électricité, aujourd’hui majoritaire, est arrivée en bout de course. « Plus aucun projet ne se monte en cogénération, car le modèle économique ne tient pas la route », constate Louis Chevalier, référent « Porteurs de projet » de l’AAMF.

Pendant les quinze ou vingt premières années de fonctionnement, les porteurs de projet bénéficient de contrats d’obligation d’achat avec des tarifs garantis par l’État. Passée cette période, ils revendent l’énergie produite au prix du marché. Problème : le prix de l’électricité ne couvre pas le coût de la production. 

La nouvelle stratégie est donc de faire basculer la quasi-totalité de la filière vers de l’injection. « L’État a changé son fusil d’épaule, car il estime que le coût du soutien de la production d’électricité issue du biogaz est trop élevé. Mais sans prendre en compte les atouts du stockage et de la flexibilité. En parallèle, la crise ukrainienne a fait prendre conscience de l’importance d’être souverain en gaz », explique Jean-Marc Onno. En septembre 2025, un arrêté a mis fin au tarif d’achat réglementé pour l’électricité produite par cogénération. Il supprime les pénalités pour les producteurs qui souhaitent rompre leur contrat afin de convertir leur unité à l’injection lorsqu’ils s’orientent vers un contrat de gré à gré (au prix du marché). Un décret et un arrêté publiés en décembre visent également à faciliter la transition de la filière.

Un meilleur soutien de la filière est nécessaire

Pour identifier les unités susceptibles d’être converties, le potentiel des sites est évalué selon plusieurs critères : « emplacement, capacité de production, durée du contrat d’achat garanti, distance avec les réseaux de gaz… », explique Raphaëlle Nayral de Puybusque, déléguée nationale Biométhane chez GRDF, qui injecte le biogaz de 673 unités de méthanisation sur 802 sites en France. Objectif pour la filière : laisser le moins de monde possible sur le bord de la route. Mais pour les plus petites unités, la bascule ne sera pas forcément rentable. D’autres sites sont tout simplement trop éloignés des réseaux de gaz. 

Face à l’enjeu, la filière demande des soutiens supplémentaires, notamment pour financer les raccordements (qui sont à la charge des agriculteurs), ainsi que des garanties sur la pérennité du cadre réglementaire. Mais avec des comptes publics sous forte pression, l’État ne compte pas mettre davantage la main à la poche. Les contrats d’obligation d’achat devraient être limités aux nouvelles petites unités en injection.

Le soutien au développement de la filière passera essentiellement par des dispositifs non-budgétaires, selon les éléments repris dans la PPE, notamment les certificats de production de biogaz (CPB). Depuis le 1^er janvier 2026, les fournisseurs de gaz (EDF, Engie, TotalEnergies…) ont, en effet, l’obligation de verdir une partie de leur approvisionnement en produisant eux-mêmes du biométhane ou en achetant des CPB auprès des méthaniseurs. Ainsi, les coûts du développement de la filière « sont supportés in fine par les consommateurs finaux de gaz et non par le budget de l’État », souligne un rapport de la Cour des comptes de mars 2025, qui redoute néanmoins que ce mécanisme ne « favorise les installations de grande taille et le portage des projets par des industriels ou des énergéticiens ». La réglementation prévoit également la possibilité pour les porteurs de projet de conclure des contrats de gré-à-gré (BPA) avec des consommateurs importants, comme un industriel.

Massifier la production

Pour atteindre l’objectif fixé par la PPE, le volume de biométhane injecté doit tripler. Selon la filière, la conversion des unités de cogénération pourrait permettre d’injecter 4 à 5 TWh de biogaz supplémentaires ; il faudra donc développer de nouveaux projets.

Pour ce faire, les porteurs de projet ont besoin de visibilité. Or le niveau de CPB attribué aux fournisseurs de gaz n’est fixé que jusqu’en 2028, ce qui pourrait enrayer la dynamique. « Un projet de méthanisation nécessite souvent entre 3 et 6 ans de développement avant de voir le jour. Les porteurs de projet ont besoin de garanties solides pour convaincre les banques de les financer, et les contrats en font partie », affirme Raphaëlle Nayral de Puybusque. La filière espère obtenir des perspectives sur l’évolution du niveau de CPB d’ici l’été.

En tendance, les projets actuels ressemblent aux anciens : une méthanisation à la ferme autour d’un agriculteur ou d’un petit collectif. « Même si les sites de grande capacité progressent, la taille moyenne reste globalement stable, et la petite méthanisation est très dynamique », observe Raphaëlle Nayral de Puybusque.

Changement notable : les profils des porteurs de projet se sont diversifiés, avec l’arrivée des développeurs comme l’énergéticien TotalEnergies. Et, au sein même des agriculteurs à l’initiative de projets de méthanisation, « les céréaliers sont de plus en plus nombreux », observe Louis Chevalier. Au démarrage de la filière, l’impulsion est venue d’éleveurs désireux de mieux gérer et de valoriser les effluents, mais la chute des prix des céréales change la donne : les cultivateurs cherchent des solutions pour créer de la valeur ajoutée sur leur ferme. 

Encore des freins

Les investissements nécessaires –  souvent entre 4 et 5 millions d’euros – peuvent freiner les exploitants les moins enclins à prendre des risques, d’autant plus lorsque le reste de l’activité est fragilisé. Par ailleurs, ces capitaux très importants, qui s’ajoutent à la valeur initiale de l’exploitation, peuvent compliquer la transmission dans un contexte où le financement est déjà le principal frein à la reprise d’une exploitation agricole.

« Dans un projet collectif, les parts sociales sont diluées, c’est un atout non négligeable », souligne Charles de la Monneraye, chargé de développement et commercialisation « Méthanisation et mobilité gaz » à Energ’iV, une initiative de SDE35 qui accompagne des projets associant agriculteurs et collectivités en Ille-et-Vilaine, avec toujours un actionnariat majoritairement agricole. 

Les réticences des voisins et des élus restent un frein majeur pour les projets. « Les gens se questionnent car ce sont des projets nouveaux et de taille importante. Il faut faire preuve de pédagogie et travailler en concertation avec les élus », recommande Louis Chevalier. En fonctionnement, il conseille de « faire en sorte d’optimiser les trajets pour limiter au maximum la surcharge du trafic routier ». En termes d’acceptabilité, les projets collectifs ne sont pas forcément les mieux accueillis, car ils sont généralement plus gros et génèrent plus de transport de marchandises (intrants et digestat). Néanmoins, « associer la collectivité dès le départ permet de faciliter les choses », remarque Charles de la Monneraye.

Autre facteur limitant : l’accès à la matière première. La progression des cultures destinées à la méthanisation est un enjeu clé pour le développement de la filière. Toutefois, la croissance devra être adaptée à chaque territoire afin de limiter les possibles concurrences avec d’autres besoins et, en premier lieu, celui de nourrir les hommes et le bétail. Pour l’heure, le principal carburant des méthaniseurs reste les effluents d’élevage, qui représentent 55 % des intrants quand les CIVE (cultures intermédiaires à vocation énergétique) sont à 13 % et les cultures principales dédiées à 5 % (source GRDF et FranceAgriMer 2022).

Les ressources et le foncier sont deux préalables indispensables pour faire naître un projet de méthanisation. Or ils sont à la main des agriculteurs et leur garantissent de garder une place centrale dans l’écosystème encore naissant de la méthanisation à la française, à condition que la valeur produite ne leur échappe pas.