« L’annonce de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) redonne de l’espoir aux pionniers de la méthanisation dont les installations en cogénération arrivent bientôt en fin de contrat », se félicite Jean-Marc Onno, vice-président de l’Association des agriculteurs méthaniseurs de France (AAMF). On fait le point sur la conversion de cogénération en méthanisation.
Fin du tarif BG16 : la trajectoire PPE3 relance la conversion de la cogénération
En effet, l’abrogation du tarif « BG16 » par l’arrêté du 8 septembre 2025 avait jeté les propriétaires de méthaniseurs avec cogénération dans l’inquiétude.
PPE3 et conversion de la cogénération : quelles garanties économiques pour les agriculteurs ?
En attendant, l’agriculteur méthaniseur espère que ces premières annonces permettront un retour rapide des énergéticiens pour apporter des garanties aux projets de conversion. Les premiers signaux semblent encourageants. L’opérateur Evergaz a ainsi annoncé la conversion de cinq sites actuellement en cogénération d’ici à 2027. Cela représenterait des capacités comprises entre 25 et 165 GWh PCS.
Afin de faciliter le financement des conversions, l’AAMF plaide pour une indexation des CPB sur l’inflation. « Ce serait une façon de mieux sécuriser les investissements, avec des prêts bancaires engagés sur huit à dix ans », argumente le vice-président. La prudence reste toutefois de mise à l’approche des échéances électorales de 2027. « Le décret pourra être remis en cause par un prochain gouvernement. Nous militons pour la mise en place d’une clause de monotonie », insiste-t-il, afin de garantir la stabilité des dispositifs de soutien.
Raccordement au réseau de gaz : les critères techniques de viabilité d’un projet
L’avenir des quelque 850 unités agricoles en cogénération demeure cependant incertain. Les projets de conversion sont conditionnés à un double critère : la taille de l’installation et sa proximité avec le réseau gazier. « Nous estimons que seulement 20 à 25 % des installations répondent aujourd’hui à ces deux critères. » Le raccordement n’est envisageable que si le réseau de gaz se situe dans un rayon d’environ 10 km. Par ailleurs, la puissance minimale requise est de 250 kWe, soit environ 60 à 80 Nm³/h de biométhane. « L’âge du site est également déterminant : ancien, il nécessite d’importants réinvestissements ; trop récent, il est encore très endetté.
Dans les deux cas, un nouveau projet n’est possible qu’avec une visibilité économique solide », complète Jean-Marc Onno. Selon le guide publié par GRDF en lien avec l’AAMF, des débits supérieurs à 120–150 Nm³/h sont, dans la majorité des cas, nécessaires pour absorber les investissements et dégager une marge suffisante, sauf situations très favorables (réseau très proche, intrants sécurisés, aides à l’investissement).
Autoconsommation collective et biogaz porté : les alternatives pour les sites non éligibles
L’AAMF avance également un argument budgétaire. « Pour une cogénération de 500 kWe bénéficiant de 600 000 euros de compensation annuelle, un arrêt huit ans avant l’échéance dégagerait près de 5 millions d’euros d’économies pour l’État. » Une piste qui pourrait élargir le nombre de conversions viables. Pour les nombreuses installations non éligibles à l’injection, la filière explore d’autres débouchés. L’AAMF envisage notamment un appel d’offres dédié à l’autoconsommation collective (ACC). « Dans la perspective d’une hausse des consommations électriques, l’ACC peut constituer une solution d’équilibrage local des réseaux », estime Jean-Marc Onno. Autre piste : le développement du biogaz porté ou liquéfié. La filière demande la mise en place d’un tarif spécifique tenant compte des surcoûts logistiques liés au transport du gaz.
Les chiffres clés de la méthanisation en cogénération
- 20–25 % : Part des 850 unités agricoles en cogénération réellement convertibles
- 250 kWe | 10 km | 120–150 Nm³/h : Seuils techniques d’accès à l’injection (puissance minimale, distance maximale au réseau gazier et débit nécessaire pour assurer la rentabilité)
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