Fin 2025, la France comptait 803 unités de méthanisation en injection de biométhane, pour une capacité de production de 15,5 t Wh/an. En Bretagne, 105 unités sont en service : un chiffre élevé par rapport aux autres régions, et avec des installations de plus petite taille. « 8 % de la consommation bretonne de gaz est couverte par la production des méthaniseurs, qui s’élève à 1,21 t Wh/an », indique Pascal Garçon, responsable développement des filières gaz verts chez GRDF. « Nous nous attendons à dépasser les 10 % en 2026 et évaluons une part de 25 % en 2030. » Au 30 septembre 2025, 98 nouveaux projets bretons étaient inscrits au registre des capacités, représentant un potentiel supplémentaire de 1,25 t Wh/an. D’après le dernier rapport de l’association Aile (septembre 2025), les unités dites « à la ferme », c’est-à-dire avec un portage majoritairement agricole, alimentent leur digesteur avec une grande majorité d’effluents d’élevage (71 %). Le reste des intrants est composé de Cive, de matières végétales non agricoles, et de biodéchets ou coproduits issus de l’industrie.

L’État privilégie désormais l’injection, en raison de son meilleur rendement.

La fin de la cogénération ?

« Nous sommes de plus en plus sollicités par des cogénérateurs qui s’interrogent sur la conversion de leur unité vers l’injection », témoigne Pascal Garçon. « Les plus anciennes installations datent de 2009 et leur contrat arrive aujourd’hui à échéance. » Or, ces unités ne peuvent plus bénéficier des tarifs d’achat garantis et doivent donc se tourner vers des marchés de gré à gré. Par ailleurs, l’État privilégie désormais l’injection, en raison de son meilleur rendement. Ainsi, le tarif électricité en soutien à la cogénération a été abrogé par un arrêté le 8 septembre 2025. Dans le même temps, les tarifs du biométhane ont été réévalués lors de l’inflation post-pandémie, un avantage dont la cogénération n’a pas bénéficié.

« Même les éleveurs de porcs y réfléchissent », précise le responsable. « Ils pourraient toujours se tourner vers d’autres sources de chaleur, comme le propane ou les chaudières biomasse, pour chauffer leurs bâtiments. » Cependant, le passage à l’injection dépend de la taille de l’unité – au minimum de 200 à 250 kW – et de la distance qui la sépare du réseau de gaz. « On estime qu’une unité sur deux aura la taille requise pour se convertir », ajoute-t-il. « Peut-être plus si les petites unités sont capables de mobiliser plus de déchets et résidus agricoles. »

Profiter des CPB

Selon Pascal Garçon, le coût d’une conversion est, à quelques détails près, équivalent au coût initial d’une unité de cogénération. Sans tarif d’achat subventionné, l’opération reste donc complexe. C’est ici qu’interviennent les Certificats de production de biogaz (CPB). « Les fournisseurs de gaz ont désormais l’obligation de restituer chaque année des CPB, proportionnellement aux volumes de gaz qu’ils distribuent. À défaut, ils s’exposent à des pénalités financières. Ces CPB peuvent être produits par les fournisseurs eux-mêmes ou achetés aux producteurs de biométhane. » Ces derniers peuvent percevoir un bonus d’environ 9 centimes par kWh, en plus du prix du marché. L’objectif est de faire financer le biométhane par le marché du gaz, et non plus uniquement par l’État. Les fournisseurs se voient fixer des objectifs de production de CPB croissants : 0,8 t Wh en 2026 et 6,5 t Wh en 2028. « Ces certificats sont une bonne opportunité pour les cogénérateurs qui souhaitent se convertir », conclut Pascal Garçon.

Alexis Jamet

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