Le cadre économique de l’injection de biométhane évolue. L’arrêté du 10 août 2026 modifie les conditions dans lesquelles les producteurs peuvent bénéficier de l’obligation d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel. Le texte modifie le régime issu de l’arrêté du 10 juin 2023. Trois évolutions ressortent particulièrement : l’abaissement du plafond de production ouvrant droit au dispositif, la redéfinition des conditions permettant de qualifier une installation de « nouvelle » et l’aménagement des indemnités de résiliation lorsqu’un producteur quitte l’obligation d’achat pour conclure un contrat portant sur des certificats de production de biogaz. Dans son analyse publiée le 14 août, Emma Babin, avocate associée au cabinet Gossement Avocats et chargée d’enseignement à l’université de Rennes, souligne que le nouvel arrêté « confirme que l’obligation d’achat est réservée aux “petites” installations de production de biométhane ».

C’est la modification la plus immédiatement visible. La production annuelle prévisionnelle d’une installation souhaitant bénéficier de l’obligation d’achat doit désormais être inférieure ou égale à 13 GWh PCS par an, contre 25 GWh PCS dans le régime antérieur. Le cabinet Gossement Avocats relève ainsi une « division quasi par deux de la production annuelle prévisionnelle pour être éligible à l’obligation d’achat », celle-ci passant « de 25 à 13 GWh PCS ». Cette limite s’applique au biométhane produit par méthanisation en digesteur de produits ou déchets non dangereux, y compris à partir de matières issues du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles. Elle concerne également le biométhane produit dans des installations de stockage de déchets non dangereux à partir de déchets ménagers et assimilés. Le mouvement est clair : l’obligation d’achat est davantage concentrée sur les unités de petite taille. Les projets dépassant le nouveau seuil devront donc se tourner vers d’autres voies de valorisation ou mécanismes de soutien.

Le bénéfice de l’obligation d’achat reste réservé aux installations nouvelles. L’arrêté du 10 août 2026 apporte toutefois des précisions supplémentaires sur cette notion. Selon l’analyse d’Emma Babin, le texte définit désormais des critères constituant un « faisceau d’indices » sur lequel le préfet de région pourra s’appuyer afin d’apprécier le caractère nouveau d’une installation. Parmi ces indices figure la localisation du projet : une installation située à plus de 5 kilomètres de toute installation de production de biogaz ayant bénéficié d’un contrat de soutien satisfait à l’un des critères mentionnés. L’administration pourra également examiner la proximité des plans d’approvisionnement. Le texte prend en compte le cas où le plan d’approvisionnement est similaire à celui d’une autre installation de production de biogaz située à moins de 20 kilomètres et ayant bénéficié d’un contrat de soutien. Les liens entre exploitants entrent eux aussi dans l’analyse. Le préfet pourra notamment considérer l’existence d’un contrôle, au sens du code de commerce, sur une personne détenant ou exploitant une autre installation soutenue située dans un rayon de 20 kilomètres. Enfin, l’historique administratif et industriel du projet est pris en considération : demandes d’autorisation ou d’enregistrement, déclarations au titre du code de l’environnement, conventions ou contrats antérieurs relevant du code de l’énergie et éventuelle production passée de biogaz valorisé sous forme d’électricité ou de chaleur.

Le texte renforce parallèlement les conditions à respecter pour qu’une unité soit considérée comme une nouvelle installation de production. En principe, aucun des travaux nécessaires à la réalisation de l’installation ne doit avoir commencé au moment de la signature du contrat d’achat, à l’exception des travaux de raccordement au réseau de gaz naturel. Les éléments constitutifs de l’installation ne doivent pas davantage avoir été utilisés avant sa mise en service, sous réserve des exceptions prévues par le texte, notamment pour certains essais d’injection. L’installation ne doit pas avoir bénéficié auparavant des contrats de soutien visés par le code de l’énergie et ne doit pas correspondre au renouvellement d’une installation existante de production de biogaz. Le producteur devra en outre fournir une attestation sur l’honneur certifiant que son installation répond à la définition réglementaire d’une installation nouvelle. Ces nouvelles règles donnent une importance particulière au calendrier de développement des projets. Le déclenchement de travaux trop en amont de la contractualisation peut désormais devenir déterminant dans l’analyse de l’éligibilité.

L’articulation entre l’ancien et le nouveau régime est organisée par l’arrêté. Les dispositions de l’arrêté du 10 juin 2023 sont abrogées, mais cette abrogation est différée au 31 décembre 2026, sans préjudice de leur application aux contrats d’achat encore en cours à cette date jusqu’au terme de leur exécution. Point important pour les projets actuellement en développement : toute demande complète de contrat d’achat effectuée conformément aux dispositions de l’article 3 de l’arrêté du 10 juin 2023 continue d’ouvrir droit à l’obligation d’achat dans les conditions prévues par cet arrêté. La situation est particulièrement sensible pour les projets dont la production annuelle prévisionnelle se situe entre 13 et 25 GWh PCS, désormais au-dessus du nouveau plafond mais potentiellement concernés par les dispositions transitoires.

L’autre évolution majeure concerne les certificats de production de biogaz. Le principe demeure que la résiliation du contrat d’achat par le producteur entraîne le versement d’indemnités à son cocontractant, selon la formule de calcul déjà prévue par le régime antérieur. Mais l’arrêté introduit une exception : jusqu’au 31 décembre 2027, un producteur pourra, sous certaines conditions, résilier son contrat d’achat sans supporter ces indemnités s’il conclut à la place un contrat d’achat de certificats de production de biogaz. Deux exigences sont notamment prévues. Le nouveau contrat doit porter sur une production annuelle de biométhane au moins égale à celle prévue par le précédent contrat — ou, le cas échéant, à sa capacité maximale appréciée par année civile — et être conclu pour une durée d’au moins cinq ans. La dispense n’est toutefois pas automatique. Le producteur doit saisir le préfet de région et apporter les éléments démontrant que son contrat CPB respecte les conditions réglementaires. Seul le préfet peut autoriser une résiliation sans indemnité, son silence valant rejet de la demande.

Cette évolution est particulièrement suivie par les juristes du secteur car elle pourrait modifier les arbitrages économiques des producteurs entre tarif réglementé et marché des CPB. Dans son analyse, le cabinet Gossement Avocats estime qu’« une telle disposition pourrait inciter les producteurs à privilégier la conclusion de contrat d’achat de CPB ». Une conséquence qui renforce, selon le cabinet, la nécessité de donner rapidement de la visibilité à la filière sur le cadre applicable après 2028. Emma Babin estime ainsi que cette évolution « rend d’autant plus nécessaire la publication rapide de la trajectoire d’incorporation des certificats de production de biogaz pour la période post-2028 ». Le sujet est stratégique. La possibilité de sortir sans indemnité de l’obligation d’achat pour s’engager dans un contrat CPB d’au moins cinq ans crée une passerelle entre deux modèles économiques : un mécanisme tarifaire garanti pour les installations éligibles et un dispositif davantage fondé sur les obligations pesant sur les fournisseurs de gaz et sur la valeur des certificats.

L’arrêté du 10 août 2026 marque ainsi une nouvelle étape dans l’évolution du soutien français au biométhane. Le passage de 25 à 13 GWh PCS par an recentre nettement l’obligation d’achat sur les petites unités. Le renforcement des critères permettant de déterminer le caractère nouveau d’une installation encadre plus strictement l’accès au dispositif. Enfin, la possibilité de rejoindre sous conditions le mécanisme des CPB sans indemnité de résiliation pourrait accélérer la montée en puissance de ce marché. Pour les développeurs et exploitants, l’enjeu immédiat sera d’identifier précisément le régime applicable à chaque projet, en particulier pour ceux déjà engagés sous l’empire de l’arrêté de 2023.

À plus long terme, la question se déplace vers l’après-2028. La trajectoire d’incorporation des CPB sera l’une des données déterminantes pour mesurer l’attractivité économique du dispositif et permettre aux producteurs comme aux acheteurs de s’engager sur des contrats pluriannuels.