Panorama des gaz renouvelables en 2025

En 2025, la filière a enregistré un record de nouveaux projets. Sans visibilité de long terme sur les certificats de production de biogaz (CPB) au-delà de 2028, la dynamique engagée sera cassée, compromettant directement les investissements et l’atteinte des objectifs fixés par la PPE 3 à l’horizon 2030. Complémentaires de l’électricité et de la chaleur renouvelable, cette filière décarbone les bâtiments, l’industrie et la mobilité, tout en renforçant la flexibilité du système énergétique grâce aux capacités de stockage et aux infrastructures existantes.

« Dans un contexte de fortes tensions géopolitiques, les gaz renouvelables et bas carbone apportent une réponse concrète pour réduire la dépendance de la France au gaz fossile, limiter son exposition aux marchés internationaux, renforcer sa souveraineté énergétique et accroître la résilience de ses territoires. Cette production locale crée de la valeur dans les territoires, et la méthanisation génère aussi du digestat, qui réduit la dépendance des agriculteurs aux engrais chimiques fossiles importés, ainsi que du CO₂ biogénique, utile à la décarbonation de l’industrie et à la production de carburants de synthèse. Mais sans trajectoire sur les certificats de production de biogaz au-delà de 2028, c’est toute la dynamique d’investissement de la filière qui est menacée, alors même que la PPE 3 a confirmé des objectifs ambitieux. La filière appelle donc le Gouvernement à publier, avant la mi-juillet 2026, le décret fixant une trajectoire CPB lisible, crédible et stable jusqu’en 2035 », a déclaré Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables, lors de la présentation à la presse de la 11^e édition du Panorama des gaz renouvelables et bas carbone.

Complémentaires des autres énergies renouvelables, les gaz renouvelables et bas-carbone ont un rôle clé dans la décarbonation du mix énergétique français. La nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) fixe un objectif de 44 TWh de biométhane injectés dans les réseaux à l’horizon 2030 et jusqu’à 82 TWh à l’horizon 2035. Ce cap confirme la capacité de la France à développer une énergie locale, décarbonée, stockable et pilotable, au service de la souveraineté énergétique et de la résilience du système énergétique. Encore faut-il donner à la filière les moyens de tenir cette trajectoire. Derrière les objectifs affichés, les projets ne pourront se concrétiser sans visibilité économique et réglementaire suffisante pour engager les investissements, sécuriser les financements et permettre aux porteurs de projets de passer à l’acte.

La méthanisation constitue aujourd’hui le principal moteur du développement des gaz renouvelables. 
Elle valorise des déchets organiques, soutient l’activité agricole et produit du biométhane, du digestat et du CO₂ biogénique, autant de co-produits utiles à la décarbonation. En 2025, la dynamique d’injection de biométhane s’est encore renforcée, avec 72 nouveaux sites mis en service, portant à 803 le nombre total d’installations raccordées aux réseaux gaziers. Le parc en service atteint 15,6 TWh par an de capacités installées, pour une production de 13,6 TWh en 2025, soit 3,9 % de la consommation de gaz en France. À ce socle s’ajoutent 19,2 TWh en file d’attente, portant le total des capacités enregistrées à 34,7 TWh/an.

L’entrée en vigueur des CPB au 1^er janvier 2026 constitue une avancée, mais une trajectoire limitée à 2026-2028 ne permet pas de financer des projets qui s’amortissent sur plus de dix ans. L’absence de visibilité au-delà de 2028 bloque déjà les investissements. 

Depuis le recentrage du tarif d’achat, fin 2020, sur les installations de moins de 25 GWh/an, les projets de taille supérieure n’ont plus de solution de financement pérenne en dehors des CPB. Des nouveaux projets sont prêts à être engagés, tandis que près de 100 installations de cogénération pourraient se convertir de manière anticipée à l’injection de biométhane, représentant à elles seules plus de 200 millions d’euros d’investissements dans les territoires. D’autres installations, arrivant en fin de contrat, doivent également pouvoir disposer d’une perspective claire. Faute de cadre adapté, l’ensemble de ces projets reste aujourd’hui gelé, reporté ou fragilisé. Dans ces conditions, continuer à repousser la publication de la trajectoire CPB post-2028, alors même que le volume éligible au tarif d’achat reste plafonné à 800 GWh/an et que d’autres leviers complémentaires, tels que l’Incitation à la Réduction de l’Intensité Carbone des Carburants (IRICC), ne sont pas encore pleinement opérationnels, revient à prendre le risque de casser une dynamique industrielle, agricole et territoriale prête à changer d’échelle. La filière demande donc la publication, avant la mi-juillet 2026, d’un décret fixant une trajectoire CPB claire et crédible jusqu’en 2035.

Au-delà de la méthanisation, la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale et le power to méthane élargissent dès aujourd’hui le champ des gaz renouvelables et bas-carbone, en valorisant des ressources complémentaires et en diversifiant les voies de production. Cet élargissement suppose aussi d’anticiper la place de l’hydrogène renouvelable dans le système énergétique de demain.

Déjà engagées dans des phases de démonstration ou de déploiement, ces solutions doivent désormais être accompagnées pour franchir un cap industriel et contribuer pleinement aux objectifs énergétiques et climatiques de la France. La mise en service, en 2025, de Denobio, première installation française de power to méthane injectant dans le réseau, illustre cette montée en puissance et la complémentarité croissante entre énergies renouvelables électriques, hydrogène renouvelable, CO2 biogénique et infrastructures gazières.

Le changement d’échelle du CO₂ biogénique passera également par une meilleure organisation de ses flux, une condition essentielle pour relier efficacement les lieux de production aux usages industriels et, à terme, aux solutions de séquestration. 

Les gaz renouvelables et bas carbone présentent un atout décisif : ils peuvent être injectés dans les infrastructures existantes, avec des investissements maîtrisés, pour répondre à l’ensemble des usages (chauffage, industrie, mobilité). 

Avec le développement du maillage des réseaux et des stations de rebours à l’interface entre réseaux de transport et de distribution, les infrastructures gazières françaises permettent d’accueillir, d’acheminer et de stocker le biométhane produit localement et en continu sur l’ensemble du territoire. En ce sens, le biométhane constitue ainsi un levier concret de flexibilité et de décarbonation immédiate. Chaque consommateur peut d’ores et déjà souscrire une offre de biométhane auprès de son fournisseur et réduire l’empreinte carbone de sa consommation sans modifier son installation.