Le biométhane poursuit sa montée en puissance en France : au 30 septembre 2024, 710 installations injectent du biométhane dans les réseaux de gaz naturel, pour une capacité installée de 13,1 TWh PCS/an. Dans ce contexte de croissance accélérée, la CRE a publié sa délibération ATRD7 en mai 2026, rénovant en profondeur le cadre tarifaire applicable aux producteurs. Retour sur les chiffres, les mécanismes et les enjeux d’une filière qui vise 15 % du gaz consommé en France d’ici 2030.
Une filière en forte croissance : les chiffres officiels de la PPE
La progression du biométhane injecté en France est l’une des plus remarquables du secteur des énergies renouvelables sur la période récente. Les données officielles tracent une trajectoire sans ambiguïté.
Au 30 juin 2022, 442 installations injectaient du biométhane dans les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, pour une capacité cumulée de 7,6 TWh par an. À peine dix-huit mois plus tard, le tableau avait radicalement changé : au 30 septembre 2023, 615 installations étaient actives, pour une capacité de 11 TWh par an, en progression de 18 % par rapport à fin 2022. Cette dynamique ne s’est pas démentie : au 30 septembre 2024, le seuil symbolique des 710 sites a été franchi, portant la capacité installée à 13,1 TWh PCS/an.
En à peine deux ans, le nombre d’installations a donc très fortement progressé, et la capacité de production annuelle a quasiment doublé. Cette accélération s’explique par la conjonction de plusieurs facteurs : la maturité croissante des technologies de méthanisation, la diversification des substrats valorisés (déchets agricoles, boues de stations d’épuration, biodéchets industriels) et un cadre de soutien public renouvelé à chaque nouvelle période tarifaire.
À titre d’exemple concret, l’installation de Souleyrie, à Arpajon-sur-Cère dans le Cantal, valorise 16 270 tonnes de boues issues de la station d’épuration locale en biométhane directement injecté dans le réseau de gaz — une configuration documentée par l’ADEME qui illustre le potentiel des retours d’expérience de méthanisation de boues de STEP disponibles dans la librairie ADEME. Les gisements restent considérables : le potentiel théorique des ressources primaires mobilisables pour la méthanisation en France est évalué à 140 TWh PCS de production d’énergie primaire en biogaz, soit dix fois la capacité déjà installée.
Pour mieux comprendre la diversité des technologies qui soutiennent cette montée en puissance, notre guide sur les énergies du futur en 2026 — hydrogène, éolien, géothermie, smart grids et innovations énergétiques situe le biométhane dans l’écosystème plus large de la transition énergétique française.
Mise en perspective — PPE, objectifs et appels d’offres
La croissance du parc installé ne s’est pas faite par hasard. Elle résulte d’une politique volontariste structurée autour de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et d’un dispositif d’appels d’offres réguliers. L’objectif PPE fixé pour 2023, qui prévoyait 6 TWh injectés dans les réseaux, a été dépassé, confirmant que la trajectoire de développement est bien au rendez-vous.
Les objectifs PPE pour 2028 prévoient une production totale de biogaz comprise entre 24 et 32 TWh, dont 14 à 22 TWh injectés dans les réseaux. L’amplitude de cette fourchette reflète les incertitudes liées aux rythmes d’investissement et aux conditions de raccordement, mais le cap directeur est clair. Les statistiques détaillées de la filière sont disponibles sur la page officielle consacrée au biogaz sur ecologie.gouv.fr.
Pour soutenir ce rythme de déploiement, le gouvernement a régulièrement organisé des appels d’offres dédiés. L’appel d’offres biométhane lancé en décembre 2023 porte sur une capacité totale de production de 1,6 TWh/an, avec des contrats d’achat sur 15 ans, offrant ainsi aux porteurs de projets la visibilité à long terme indispensable à leur financement. Le détail de ce dispositif est consultable sur la page de présentation officielle de l’appel d’offres biométhane 2023 du ministère de la Transition écologique.
La filière biométhane s’articule avec d’autres vecteurs décarbonés. L’hydrogène vert connaît lui aussi une structuration rapide à l’échelle européenne, avec 265 offres validées en 2026. Et la question réglementaire du gaz dans les bâtiments évolue : le projet de décret sur la fin du gaz dans les logements neufs dès 2027 incite les acteurs du biométhane à se tourner vers les usages industriels et la mobilité. La trajectoire PPE et les ambitions de la filière sont également analysées dans notre article sur la trajectoire biométhane 2026 et les objectifs PPE de la filière.
L’ATRD7 : un cadre tarifaire rénové pour les producteurs de biométhane
Chaque nouvelle période tarifaire de l’accès des tiers aux réseaux de distribution de gaz naturel (ATRD) redéfinit les conditions économiques dans lesquelles les producteurs de biométhane injectent leur gaz. La septième période, dite ATRD7, marque une évolution structurelle significative par rapport aux versions précédentes.
La délibération ATRD7 de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), publiée le 7 mai 2026, établit des termes tarifaires d’injection de gaz renouvelable fondés sur un terme unique capacitaire et trois niveaux du terme volume. Cette architecture tarifaire — publiée au Journal officiel, consultable sur Légifrance — vise à mieux refléter les coûts réels engendrés par l’injection de biométhane sur les réseaux de distribution, en distinguant notamment les contraintes capacitaires des contraintes liées aux volumes effectivement injectés.
Le terme capacitaire unique correspond à la réservation d’une capacité maximale d’injection sur le réseau : il est facturé indépendamment du taux d’utilisation réel de l’installation. Les trois niveaux du terme volume modulent le coût en fonction de la quantité de gaz effectivement injectée, incitant les producteurs à optimiser leur taux de charge et à lisser leur production dans le temps.
L’ATRD7 intervient dans un contexte où les coûts liés aux gaz renouvelables prennent une part croissante dans la facture des consommateurs. Les certificats de production de biométhane (CPB) constituent une composante croissante du coût hors molécule du gaz pour les consommateurs, selon la délibération CRE relative à l’accès aux réseaux. Ces CPB, dont le fonctionnement a été profondément remanié, sont au cœur du dispositif de traçabilité du gaz vert. Pour une analyse détaillée de ces changements réglementaires, notre article sur le le décret sur les CPB et ce qui change pour le gaz vert en France décortique point par point les évolutions du cadre.
Ce que change concrètement l’ATRD7 pour les porteurs de projets
- Un terme capacitaire unique, plus lisible que les anciens barèmes zonaux multiples
- Trois niveaux de terme volume modulant le coût selon les quantités injectées
- Une meilleure prise en compte des contraintes réseau liées à la montée en puissance des injections décentralisées
- Un signal-prix incitant à l’optimisation du taux de charge des unités de méthanisation
Perspectives — cap sur le gaz renouvelable en 2030
L’objectif 2030 fixé par le gouvernement est de porter la part du biométhane à 15 % de la consommation de gaz naturel en France. Cet objectif, ambitieux mais techniquement atteignable au vu de la dynamique actuelle, suppose de maintenir un rythme soutenu de mise en service de nouvelles installations tout au long de la seconde moitié de la décennie.
Si le parc actuel de 710 sites représente une capacité de 13,1 TWh/an, atteindre 15 % d’un marché gazier français oscillant entre 450 et 500 TWh/an implique de multiplier par quatre à cinq la capacité installée — un défi considérable mais cohérent avec la progression observée depuis 2022. Un tel saut quantitatif nécessite non seulement de multiplier les unités de petite taille en milieu rural, mais aussi de développer des installations de taille significative autour des grands gisements de déchets organiques.
Plusieurs leviers sont identifiés pour franchir ce cap :
- La montée en puissance de la méthanisation agricole, qui reste le premier gisement mobilisable à l’échelle nationale
- Le développement de la méthanisation de boues de STEP, dont l’exemple de Souleyrie démontre la viabilité économique et environnementale
- L’essor du biométhane issu des biodéchets ménagers, dont la collecte séparée est généralisée depuis 2024
- L’optimisation des réseaux, notamment grâce au cadre tarifaire ATRD7, pour réduire les contraintes de raccordement
Le biométhane n’est plus une énergie de niche : avec 710 sites actifs, un cadre tarifaire ATRD7 rénové et un objectif gouvernemental clairement affiché, la France dispose des fondations pour faire de ce vecteur gazier vert un pilier de sa souveraineté énergétique.
Questions fréquentes
Qu’est-ce que l’ATRD7 et pourquoi est-il important pour les producteurs de biométhane ?
L’ATRD7 (Accès des Tiers aux Réseaux de Distribution, 7e période) est le cadre tarifaire fixé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour définir les conditions financières d’accès aux réseaux de gaz naturel en France. La délibération ATRD7 du 7 mai 2026 introduit pour les injections de gaz renouvelable un terme unique capacitaire et trois niveaux du terme volume, remplaçant les structures tarifaires antérieures. Pour les producteurs de biométhane, ce cadre détermine directement le coût de raccordement et d’utilisation des réseaux de distribution, et donc la rentabilité de leurs projets à long terme.
La France atteindra-t-elle l’objectif de gaz renouvelable fixé pour 2030 ?
Le gouvernement vise 15 % de la consommation de gaz naturel couverts par du biométhane en 2030. L’objectif intermédiaire de 6 TWh injectés pour 2023 a été dépassé, et les projections PPE pour 2028 tablent sur 14 à 22 TWh injectés dans les réseaux. La France reste sur une trajectoire compatible avec cet objectif — à condition de maintenir le rythme d’ouverture de nouvelles installations et de résoudre les contraintes de raccordement réseau.
Qu’est-ce qu’un certificat de production de biométhane (CPB) ?
Un certificat de production de biométhane (CPB) est un instrument de traçabilité qui atteste qu’une quantité déterminée de biométhane a été produite et injectée dans le réseau de gaz naturel par une installation certifiée. Il permet aux fournisseurs de gaz de justifier la part renouvelable du gaz qu’ils commercialisent. Selon la délibération CRE récente, les CPB représentent une composante croissante du coût hors molécule du gaz pour les consommateurs. Leur régime a été modifié par les textes réglementaires récents ; l’analyse complète est disponible dans notre article sur le le décret CPB et ses effets sur la filière biométhane.
