France : combien est payée l’électricité issue du biogaz — tarifs BG11 et BG16, appels d’offres de la CRE et fin de la cogénération dans la PPE 3

Le système français de soutien à l’électricité issue du biogaz reposait sur une obligation d’achat à tarif fixe pour les petites installations (BG11, puis BG16) et sur des appels d’offres ou un complément au prix de marché pour les plus grandes. Pour les installations de moins de 500 kW, le tarif BG16 était de 15–17,5 c€/kWh selon la puissance, plus une prime pour le lisier allant jusqu’à 5 c€/kWh. Après septembre 2025, les nouvelles installations ne recevront plus de contrats BG16, et dans la PPE 3 (programmation pluriannuelle de l’énergie), l’État renonce au soutien de la nouvelle cogénération au biogaz, en déplaçant les moyens vers l’injection de biométhane.

Deux tarifs pour les petites installations

Le premier tarif, BG11, résultait de l’arrêté du 19 mai 2011. Il a été remplacé par l’arrêté du 13 décembre 2016 (BG16) pour les installations d’une puissance inférieure à 500 kW qui produisent de l’électricité principalement à partir de biogaz issu de la digestion de déchets non dangereux et de matière végétale brute. Selon la présentation de la DREAL Grand Est de 2018, le tarif BG16 est dégressif depuis 2018 et se situe dans la fourchette de 15–17,5 c€/kWh selon la puissance (dans la plage de 80 à 500 kW). S’y ajoute une prime pour les effluents d’élevage de 0 à 5 c€/kWh, dépendant de la part de lisier jusqu’à 60 % de l’intrant. Des arrêtés distincts ont couvert le biogaz des stations d’épuration (9 mai 2017) et des décharges (3 septembre 2019).

Le tarif est indexé chaque année par le coefficient L, dont les pondérations (0,5 fixe, 0,2 coût du travail dans l’industrie mécanique et électrique, 0,3 prix de production de l’industrie) ont été décrites par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans l’avis de 2023 ; voir article sur cet avis.

Appels d’offres de la CRE au-delà de 500 kW

Pour les installations à partir de 500 kW, des appels d’offres ont été prévus en 2016 : 50 MW par an pour la biomasse et 10 MW par an pour la méthanisation au-delà de 500 kW, avec un contrat de 20 ans sans limite d’heures et un prix proposé par les candidats ainsi qu’une prime pour les effluents de 0 à 5 c€/kWh. Selon la DREAL, dans les deux premières périodes, deux candidats ont été retenus chaque fois, et les prix moyens ont été de 18,06 c€/kWh dans la première et de 18,54 c€/kWh dans la deuxième. Le bilan a été jugé insatisfaisant et la procédure a été suspendue, en introduisant un complément de rémunération pour les installations de 500 kW à 1 MW. Les décharges ont été limitées par décret du 27 mai 2019 au 31 décembre 2020 et à une puissance totale de 60 MW conformément aux décisions de la Commission européenne.

Taille de la filière et niveau des prix

À la fin de 2018, 635 installations de biogaz étaient raccordées au réseau (456 MW) : 453 de méthanisation (163 MW), 154 de décharges (269 MW) et 28 de stations d’épuration (24 MW). Jusqu’à la fin du deuxième trimestre 2023, 854 installations de méthanisation d’une puissance de 301 MW ont été raccordées ; la PPE pour 2019–2028 prévoyait 270 MW en 2023 et 340–410 MW en 2028, et l’objectif de 2023 a été atteint dès 2021. Selon la CRE, le tarif d’achat moyen de l’électricité issue d’installations de méthanisation était de 186,4 EUR/MWh en 2022.

Fin du BG16 et virage vers l’injection

L’arrêté du 8 septembre 2025 (JO du 9 septembre) modifie, puis abroge le BG16. Après l’abrogation du BG16, les nouvelles demandes ne donnent pas droit à l’obligation d’achat, et les producteurs ayant des contrats BG16 et une partie des BG11 peuvent les résilier sans frais s’ils passent à l’injection de biométhane, à un carburant alternatif ou au biogaz pour la chaleur. Voir article sur la fin du BG16.

Selon le portail Pleinchamp, la PPE 3 (2026–2035) a été publiée par décret en février 2026. Le soutien à la nouvelle cogénération au biogaz pour l’électricité ne sera pas possible, les installations existantes peuvent se convertir à l’injection, et l’obligation d’achat de biométhane remplace le mécanisme des certificats de production de biogaz (CPB). D’ici 2030, la cogénération doit fournir 6 TWh et l’injection 44 TWh ; d’ici 2035, le biométhane doit atteindre 82 TWh.

Conclusion

Pour un producteur d’électricité issue du biogaz en France, les contrats existants donnent une recette prévisible et indexée, mais les nouveaux projets n’ont plus cette voie. À titre de comparaison, voir article sur la PPE et modèle de tarifs du biométhane.