RED III : ce qui change pour le biogaz et le biométhane – analyse et état de la transposition en Pologne

RED III, c’est-à-dire la directive (UE) 2023/2413 du 18 octobre 2023, modifie la directive 2018/2001 et relève l’objectif de l’Union pour la part de l’énergie issue de sources renouvelables à au moins 42,5 % en 2030, avec la possibilité d’atteindre 45 %. Pour le biogaz et le biométhane, trois éléments sont essentiels : des critères de durabilité durcis et élargis (article 29), une base de données de l’Union assurant le suivi des carburants renouvelables (article 31a) et l’accélération des procédures d’autorisation. Cet article décrit la situation au 24 novembre 2025.

Objectifs et délais

La directive est entrée en vigueur le 20 novembre 2023. Les États membres devaient la transposer avant le 21 mai 2025 (pour une partie des dispositions, le délai était différent). Outre l’objectif général pour 2030, des objectifs sectoriels ont été introduits : dans les transports, soit 29 % de part d’ENR, soit 14,5 % de réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, ainsi qu’un objectif combiné pour les biocarburants avancés et les carburants RFNBO (5,5 %, dont au moins 1 % de RFNBO) ; dans le chauffage et le refroidissement ainsi que dans l’industrie – des trajectoires de croissance de la part des ENR. Le biométhane contribue à la réalisation des objectifs dans les transports, le chauffage urbain et l’industrie, pour autant qu’il satisfasse aux critères.

Critères de durabilité : ce qui a changé

En outre, les critères relatifs aux terres ont été corrigés (notamment la notion de forêts anciennes a été introduite et la protection étendue aux landes). Il est essentiel de distinguer la puissance de 2 MW pour la combustion du gaz du seuil de 200 m³/h pour la production de biométhane : une unité de production de biométhane qui vend du gaz au réseau peut donc devoir être certifiée, même si elle ne le brûle pas dans une grande unité.

Base de données de l’Union et bilan massique

L’article 31a exige que la Commission mette en service, avant le 21 novembre 2024, une base permettant le suivi des carburants renouvelables liquides et gazeux ainsi que des carburants carbonés recyclés. Les États doivent exiger des opérateurs qu’ils saisissent les données sur les transactions et les caractéristiques de durabilité, y compris les émissions de GES. Aux fins de la base, le réseau gazier de l’Union est un seul système de bilan massique, et les garanties d’origine du gaz doivent être transférées dans la base et annulées lors du prélèvement du gaz. Les États peuvent utiliser des bases de données nationales reliées à la base de l’Union. Selon les informations de la Commission, la base a été mise en service, et des discussions se sont poursuivies sur la date de l’application obligatoire complète.

Accélération des procédures

RED III introduit des zones d’accélération des énergies renouvelables, des délais d’autorisation raccourcis (jusqu’à 12 mois dans les zones d’accélération et jusqu’à deux ans en dehors) ainsi que la présomption d’intérêt public majeur pour les projets d’ENR. Pour les unités de méthanisation, cela signifie potentiellement des procédures plus courtes, pour autant que les dispositions nationales les mettent en œuvre et couvrent le biogaz.

État de la transposition en Pologne (novembre 2025)

Le délai de transposition a expiré le 21 mai 2025, et la transposition complète en droit polonais n’était pas achevée en novembre 2025 – les travaux législatifs sur la modification de la loi sur les ENR (ustawa o OZE) et des dispositions connexes se poursuivaient. Une partie des dispositions liées à la directive RED II (dans sa version de 2022) a été introduite par la loi du 21 février 2025 modifiant la loi sur les biocomposants et les biocarburants liquides : l’accréditation des organismes de certification, les dispositions sur le bilan massique et l’obligation de transmettre des données à la base de données de l’Union, et dans la loi sur les ENR – les critères pour les combustibles gazeux issus de la biomasse dans les installations mises en service après le 31 décembre 2023 d’une puissance à partir de 2 MW. Les investisseurs qui planifient une unité de production de biométhane doivent prévoir une adaptation aux critères de RED III ainsi qu’une tenue rigoureuse de la documentation des lots.

Ce que cela signifie pour l’investisseur

1. Planifiez la réduction des émissions de GES avec une marge par rapport au seuil de 80 % dans les nouvelles installations.
2. Veillez à la certification, quel que soit le mode de combustion ou de vente du gaz.
3. Préparez l’infrastructure de données : mesures, registre des substrats, bilan massique.
4. Suivez les projets nationaux : délais, périodes transitoires et définitions des installations.

Unités de méthanisation agricoles et nouveaux seuils

Le relèvement des exigences ne touche pas toutes les unités de méthanisation de la même manière. Les installations qui brûlent le biogaz en cogénération d’une puissance thermique inférieure à 2 MW restent hors du champ des critères, tant que l’État membre ne les étend pas aux installations plus petites. En revanche, la situation des unités de production de biométhane change : le seuil de 200 m³/h de méthane correspond approximativement à 1,75 million de m³ de méthane par an en fonctionnement toute l’année (200 × 8 760 h), de sorte que les installations typiques d’injection de gaz dans le réseau seront couvertes par les critères. Pour les propriétaires de petites installations agricoles, l’essentiel n’est donc pas tant la directive elle-même que la question de savoir si la Pologne utilisera la possibilité d’étendre les critères aux sources plus petites et quelles périodes transitoires elle introduira.

Ce texte est fourni à titre informatif et ne constitue pas un conseil juridique ; avant toute décision d’investissement ou formelle, vérifiez la version en vigueur des dispositions et consultez un juriste ou l’autorité compétente.