Pour les installations en cogénération arrivant en fin de contrat, la conversion vers l’injection peut être envisagée, mais les équilibres économiques restent fragiles. Cette évolution des projets de méthanisation en cogénération vers l’injection soulève des enjeux techniques, économiques et réglementaires.
Selon GRDF, un dimensionnement initial de 250 à 300 kWé en cogénération constitue un seuil minimal pour étudier l’intérêt d’une conversion.
La valorisation du biogaz repose principalement sur des certificats, issus d’incitations politiques, et sur la vente de la molécule.
Dans tous les cas, il est essentiel de se faire accompagner par un bureau d’étude méthanisation indépendant de l’installateur dès la phase de pré-étude.
Méthanisation : Pourquoi envisager une conversion vers l’injection ?
Face à la fin des contrats d’achat et aux évolutions du marché de l’énergie, de nombreux exploitants de méthanisation en cogénération s’interrogent sur l’opportunité de convertir leur unité vers l’injection de biométhane.
Cette décision engage l’avenir de l’installation sur plusieurs années. Elle suppose une analyse approfondie des dimensions :
- Techniques
- Economiques
- Réglementaires
- Territoriales
Avant d’engager une réflexion approfondie, il est indispensable de bien identifier les enjeux et contraintes.
Une conversion de « co-gé » vers l’injection : en quoi consiste-t-elle ?
La conversion d’une unité de cogénération vers l’injection consiste à remplacer la production d’électricité et de chaleur par une valorisation du biogaz sous forme de biométhane.
Cela implique :
- L’arrêt total de la cogénération
- L’épuration du biogaz en biométhane
- Le raccordement au réseau de gaz naturel
- La vente du biométhane injecté via les mécanismes disponibles
Qui peut avoir un intérêt à la conversion ?
La conversion peut présenter un intérêt pour :
- Les exploitants dont le contrat d’achat d’électricité arrive à échéance (dans les 3 à 4 ans),
- Les unités disposant d’un potentiel de production suffisant pour atteindre un équilibre économique,
- Les sites situés à proximité d’un réseau de gaz.
Profil type (selon GRDF)
Une installation pertinente pour engager la réflexion présente généralement les caractéristiques suivantes :
- Une méthanisation en cogénération de 250 à 300 kWé (pouvant atteindre 85 à 90 Nm³/h après conversion)
- L’obtention de la certification RED 3
- Une capacité à supporter de nouveaux emprunts significatifs
- Un raccordement au réseau de gaz inférieur à 4 km
- Une fin de contrat de cogénération dans un horizon de 3 à 4 ans
Pour ces profils, et pour les installations de plus grande taille, la question de la conversion mérite d’être étudiée.
Contraintes et risques d’un passage à l’injection
Les contraintes sont nombreuses :
- investissements lourds (épurateur, chauffage, études & ingénierie, raccordement, augmentation de capacité et modernisation),
- certification RED 3 et réglementation ICPE si l’installation est concernée,
- nécessité d’obtenir un contrat de vente pour son biogaz.
Les investissements sont généralement financés sur 15 ans. Toutefois, la sécurisation de la valorisation de la production sur le long terme reste complexe.
En effet, hors installations reconnues comme nouvelles (pouvant bénéficier d’un contrat de type obligation d’achat), la commercialisation repose uniquement sur des contrats de gré à gré.
Ces contrats s’appuient sur deux mécanismes non cumulables.
Le BPA : un contrat structurant mais technique
Le BPA (Biogas Purchase Agreement) est un contrat de vente de biométhane à long terme entre un producteur et un acheteur.
Lorsqu’il est conclu :
- « avec GO » (Garanties d’Origine),
- ou « avec CPB » (Certificats de Production de Biogaz),
les Garanties d’Origine ou Certificats de Production de Biogaz associés au biométhane sont également cédés à l’acheteur.
CPB et GO : un marché en construction
À partir de 2026, les fournisseurs de gaz doivent justifier chaque année d’une part croissante de biométhane dans leur portefeuille via les CPB (objectif : 4,15 % en 2028).
Cette obligation réglementaire crée un nouveau marché pour les producteurs de biométhane.
Les Garanties d’Origine (GO) restent, quant à elles, un outil de valorisation volontaire, principalement utilisé dans les offres de gaz vert.
Comme toute incitation d’origine politique, la pérennité de ces dispositifs n’est pas garantie à long terme.
Actuellement (1er semestre 2026), la molécule + CPB trouve preneur autour de 110 €/MWh.
Ce niveau reste :
- très limite pour envisager un équilibre économique,
- fortement dépendant des spécificités de chaque projet.
Une analyse au cas par cas est donc indispensable.
Deux conseils pour débuter une réflexion sur le sujet
1. S’appuyer sur les ressources existantes
GRDF a publié un guide de référence : Guide conversion cogénération en injection ►
2. Se faire accompagner
La rentabilité n’étant pas assurée, l’analyse doit être fine.
Il est fortement recommandé de s’entourer de professionnels indépendants à chaque étape du projet.
Cerfrance Vendée peut vous accompagner dans votre rélexion. N’hésitez pas à contacter votre interlocuteur habituel ou à nous contacter via ce formulaire : Je souhaite être recontacté ►
