Biométhane : « Pour passer à l’échelle, nous avons besoin d’un cadre de long terme » (P. Chambon, Engie)
« Pour passer à l’échelle sur le biométhane, nous avons besoin d’un cadre de long terme. Au niveau européen, les ambitions existent, avec REPowerEU. Mais le cadre réglementaire reste compliqué et incertain », déclare Pierre Chambon
Directeur des activités gaz renouvelables @ Engie
, directeur des activités gaz renouvelables d’Engie, à News Tank, le 03/07/2026.
Le groupe exploite 42 sites de biométhane en Europe, dont 35 en France. Il prévoit de monter en puissance dans ce domaine dans les prochaines années et d’atteindre 10 TWh
Térawatt-heure
de capacité annuelle à l’horizon 2035.
Cette accélération nécessitera un travail d’innovation au niveau industriel, selon le dirigeant, mais aussi des évolutions de la réglementation dans ses différents marchés en Europe. « En France, le mécanisme des certificats de production de biogaz, les CPB
Certificat de production de biogaz
, nous paraît vertueux. Les dernières communications du gouvernement à la filière sur la visibilité de long terme sont positives », indique Pierre Chambon
Directeur des activités gaz renouvelables @ Engie
.
« Nous voyons dans le biométhane une triple souveraineté. Une souveraineté énergétique, parce qu’il s’agit d’une énergie produite localement. Une souveraineté agricole, parce que la méthanisation offre des revenus supplémentaires et de long terme au monde agricole. Et une souveraineté industrielle, car la majeure partie des équipements utilisés provient d’Europe, avec des acteurs français », déclare-t-il par ailleurs.
Il répond aux questions de News Tank
Dans une France et une Europe qui misent de plus en plus sur l’électrification, quelle place peut trouver le biométhane ?
Avec les différentes crises politiques et géopolitiques que nous connaissons en Europe, la souveraineté européenne et la sécurité d’approvisionnement jouent un rôle particulier. Le gaz a, de ce point de vue, un désavantage certain : il est encore largement importé en Europe, entre 85 % et 90 % selon les données.
L’enjeu majeur est donc de savoir comment être beaucoup plus souverain dans l’énergieL’enjeu majeur est donc de savoir comment être beaucoup plus souverain dans l’énergie. La réponse souvent invoquée, et qu’Engie
Acteur mondial de l’énergie, centré sur les renouvelables et les infrastructures énergétiques décentralisées bas carbone.• Quatre Global business units :- Renewable & Flex Power : EnR, stockage…
partage, est l’électrification. Il faut améliorer l’électrification en France. Mais nous pensons que l’électricité seule ne peut pas être la solution à tout. Il faut une diversité des sources d’énergie, avec une alliance entre l’électron et la molécule.
Le biométhane a cette particularité de ne pas demander d’adaptation particulière au réseau de gaz. La qualité du biométhane permet de l’injecter directement dans les réseaux existants. Par ailleurs, le côté assurantiel du gaz est encore très important. Remplacer totalement le gaz par l’électricité en Europe reviendrait à mettre en service 1500 GW, soit l’équivalent de 900 tranches nucléaires type EPR.
Pour aller un peu plus loin, nous voyons dans le biométhane une triple souveraineté. Une souveraineté énergétique, parce qu’il s’agit d’une énergie produite localement. Une souveraineté agricole, parce que la méthanisation offre des revenus supplémentaires et de long terme au monde agricole. En France, nous avons plus de 600 partenariats avec des agriculteurs. Et une souveraineté industrielle, car la majeure partie des équipements utilisés provient d’Europe, avec des acteurs français comme Prodeval.
Engie souhaite passer d’1,2 TWh de capacité annuelle fin 2025 à 10 TWh en 2035. Que manque-t-il aujourd’hui pour réaliser ce passage à l’échelle ?
Pour passer à l’échelle, les industriels, dont Engie, doivent jouer pleinement leur rôle. Nous avons besoin d’industrialiser, d’atteindre l’excellence opérationnelle et d’innover.
Nous travaillons par exemple avec l’intelligence artificielle pour optimiser notre production. À partir des données liées aux intrants, aux contraintes environnementales, aux capacités de stockage ou aux ressources disponibles localement, nous cherchons et nous parvenons à optimiser la recette qui alimente les digesteurs, ce qui permet d’optimiser la production.
Nous testons aussi des innovations technologiques, comme l’électrométhanogénèse, avec une start-up dans laquelle Engie a investi. L’objectif est de booster la digestion et donc la production de biométhane grâce à des mini-décharges électriques. Nous installons également des bâches Nénuphar, un procédé français qui permet de récupérer des émissions diffuses de biométhane pour les réinjecter.
Un autre levier est la valorisation des coproduits. Nous regrettons qu’en France le digestat soit encore considéré comme un déchet, contrairement à d’autres pays européens. Nous développons également la valorisation du CO₂ : nous avons actuellement cinq sites équipés, quatre en France et un en Angleterre. Deux autres doivent s’ajouter en fin d’année 2026, aux Pays-Bas et en France, puis trois nouveaux sites en 2027.
Cette accélération passera-t-elle par l’agrandissement de certains de vos sites ?
Aux Pays-Bas, nous avons par exemple fait passer un site de 50 à 100 GWh Gigawatt-heure . Nous allons aussi agrandir le site de Hardenberg, pour atteindre 130 GWh à horizon 2028, sous réserve des autorisations environnementales. En France, nous avons acquis une importante cogénération dans la Marne, à Champargonne, que nous allons convertir en injection réseau, pour atteindre 55 GWh. Nous avons également repris une installation dans l’Aveyron, qui était en redressement judiciaire, dimensionnée pour 60 GWh, avec un collectif de 60 agriculteurs.
Notre ambition est de descendre progressivement sous les 100 €/MWhNous construisons aussi un site à Migennes, dans l’Yonne en Bourgogne, qui atteindra 45 GWh et doit être mis en service au dernier trimestre 2027. À Saint-Brieuc (Côtes d’Armor), nous devons mettre en service un nouveau site de 30 GWh, avec une ouverture de la vanne d’injection réseau prévue le 09/07/2026.
En France, globalement, nos installations font aujourd’hui en moyenne une vingtaine de GWh. Nous souhaitons a minima doubler leur taille. Nous ne pensons pas aller non plus vers de très grosses installations comme il peut en exister ailleurs, pour des raisons d’acceptabilité et de fourniture d’intrants.
L’un des freins à l’adoption du biométhane reste son coût élevé par rapport au gaz fossile. Cette montée en puissance peut-elle permettre de réduire ce coût du biométhane ?
C’est l’objectif. En France, si l’on regarde les rapports de la CRE, les coûts de production sont autour de 120 à 130 €/MWh Mégawatt-heure . Notre ambition est de descendre progressivement sous les 100 €/MWh, grâce aux effets de taille, aux innovations technologiques et à l’excellence opérationnelle. L’objectif est d’y parvenir, en euros constants, d’ici 2030.
Quels sont encore les freins à lever au niveau réglementaire ?
Pour passer à l’échelle, nous avons besoin d’un cadre de long terme. Au niveau européen, les ambitions existent, avec REPowerEU et un objectif de 35 milliards de mètres cubes, soit environ 380 TWh de biométhane dès 2030. Mais le cadre réglementaire reste compliqué et incertain.
Par exemple, il y a le sujet de la connexion aux réseaux. En France, les coûts d’investissement pour les rebours sont mutualisés entre utilisateurs du réseau et producteurs. C’est un modèle intéressant. Dans d’autres pays, comme au Royaume-Uni, nous avons dû financer nous-mêmes l’intégralité d’une installation de rebours sur le site de Condate, selon le principe du « first connector to pay ». Nous plaidons pour que le modèle français de mutualisation puisse inspirer d’autres régulateurs européens.
Un autre sujet est l’accès au foncier. En France, la loi zéro artificialisation nette permet à un agriculteur de développer un méthaniseur sur un terrain agricole, mais pas à un industriel, alors qu’il s’agit du même type d’investissement. Cela restreint fortement l’accès au terrain pour des industriels comme nous. Nous demandons très clairement une amélioration sur ce point. Cette faculté d’avoir des accès plus faciles au terrain est un sujet important.
Il faut aussi simplifier les autorisations et faire évoluer le statut du digestat. Le fait qu’il soit encore considéré comme un déchet contraint les projets et limite sa valorisation.
Enfin, il y a ce sujet que l’on voit apparaître au niveau européen : la mise en place d’un système de quotas verts pour la fourniture de gaz. En France, cela a commencé dès 2024 avec le décret CPB mais nous voyons aussi les choses s’accélérer par exemple aux Pays-Bas ou en Espagne, autre pays très prometteur pour le biométhane.
Justement, êtes-vous satisfait du projet de décret fixant la trajectoire post-2028 sur les CPB qui a été présenté par le Gouvernement le 25/06/2026 ?
En France, le mécanisme des certificats de production de biogaz, les CPB, nous paraît vertueux, car il repose sur un financement extrabudgétaire. Dans le contexte actuel des finances publiques, c’est une bonne nouvelle pour les installations.
Donner une visibilité jusqu’en 2041 est essentielLes dernières communications du Gouvernement à la filière sur la visibilité de long terme sont positives. Nous sommes en train de regarder les propositions qui ont été faites. Nous avions bien sûr répondu à la consultation. Donner une visibilité jusqu’en 2041 est essentiel pour permettre à des acteurs comme nous d’investir et de s’engager dans les territoires.
La filière a en revanche été surprise par la suppression des tarifs d’obligation d’achat pour les installations en dessous de 25 GWh, avec un basculement vers des appels d’offres ou des mécanismes beaucoup plus limités. Même si ce n’est pas le positionnement principal d’Engie comme producteur, nous souhaitons qu’il y ait le maximum de gaz vert produit, y compris dans des installations agricoles de plus petite taille.
Les objectifs de la PPE Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 sur le biométhane sont-ils réalistes ?
Nous partageons l’objectif de 44 TWh d’ici 2030. Le ralentissement actuel s’explique justement par le manque de visibilité réglementaire. Une fois les ambitions affichées, il faut publier très vite le cadre pour débloquer les projets.
On parle de plus d’1 Md€ d’investissements bloqués. Les listes d’attente des gestionnaires de réseaux sont longues, et c’est aussi notre cas pour un certain nombre de projets.
Nous avons d’ores et déjà six projets d’agrandissement en France. Sur les autres projets, nous avons un pipeline conséquent qui doit nous permettre d’être en ligne avec notre ambition de 10 TWh de capacité de production en Europe à horizon 2035. La France garde une place essentielle dans cette trajectoire.
Les contrats de type BPA biogas purchase agreement (Biomethane Purchase Agreements) avec des industriels sont-ils en train de devenir le vrai moteur du marché, au-delà des mécanismes de soutien publics ?
Les industriels ont besoin de visibilité sur leurs coûtsOui. Les crises géopolitiques ont montré que les industriels ont besoin de visibilité sur leurs coûts. Un contrat de long terme pour une molécule décarbonée peut répondre à cet enjeu.
C’est particulièrement important pour les industriels qui ne peuvent pas se passer de la molécule de gaz dans leurs procédés, comme les verriers ou les producteurs d’acier. Le biométhane leur permet d’accéder à une énergie décarbonée, avec un prix de long terme, et de valoriser leurs produits industriels.
Nous avons signé avec PepsiCo, au Royaume-Uni, un contrat de dix ans lié à la construction d’un site dédié, dont toute la production est fournie à PepsiCo. Nous avons d’autres BPA dans les tuyaux sur lesquels nous espérons pouvoir communiquer d’ici fin 2026.
Comment répondez-vous aux critiques sur la concurrence entre biométhane et alimentation ?
En France, la législation limite les cultures dédiées énergétiques, c’est-à-dire les cultures qui remplaceraient l’alimentation. Nous soutenons cette approche. Notre position est claire là-dessus : l’agriculture doit d’abord s’occuper de l’alimentation. Nous utilisons les déchets agricoles, les coproduits et éventuellement les cultures intermédiaires entre deux cultures principales.
La réglementation française fixe un seuil de 15 % pour les cultures dédiées. Chez Engie, nous nous sommes fixé un seuil inférieur à 10 %, pour montrer notre volonté de privilégier la souveraineté agricole et alimentaire, et non la production d’énergie au détriment de l’alimentation. Nous n’irons jamais réaliser un projet de méthanisation avec une majorité de cultures alimentaires. Ce n’est pas notre modèle.
Parcours
Directeur des activités gaz renouvelables
Directeur de la Performance opérationnelle, SI & Digital et Santé & Sécurité de la Global business unit « Infrastructures »
Directeur général
Directeur général
Directeur financier et stratégie production électricité France
Directeur financier et RH, Gestion de l’énergie, France
Responsable financements structurés
Responsable financements
Ingénieur financier zone Moyen Orient
Région de Grenoble, France Responsable administratif et financier, succursale Jordanie
Établissement & diplôme
Diplômé
Semestre d’étude Business Administration
Fiche n° 49131, créée le 03/05/2023 à 12:21 - MàJ le 03/07/2026 à 17:06
Engie
Acteur mondial de l’énergie, centré sur les renouvelables et les infrastructures énergétiques décentralisées bas carbone.
• Quatre Global business units :
- Renewable & Flex Power : EnR, stockage d’électricité et actifs thermiques
- Networks : réseaux électriques, adaptation des infrastructures gazières aux molécules décarbonées
- Local Energy Infrastructures : décarbonation des villes et industries en Europe
- Supply & Energy Management : gestion et fourniture d’énergie B2B et B2C.
• Création : 2008
- Né de la fusion entre GDF et Suez
• Effectifs : 97 000 salariés (2025)
- Présence dans 31 pays en 2023
• Chiffre d’affaires : 71,9 Md€ (2025)
- 73,8 Md€ (2024)
- 82,6 Md€ (2023)
- 93,9 Md€ (2022)
- 57,9 Md€ (2021)
• Président du conseil d’administration : Jean-Pierre Clamadieu
• Directrice générale : Catherine MacGregor, depuis janvier 2021
• Contact : Dominique Wood-Benneteau, directrice de la communication et de la marque
• Tél. : 01 44 22 24 35
Catégorie : Producteur & Fournisseur
Entité(s) affiliée(s) :
- GRDF
- Engie Green
- Engie Solutions
- Storengy
- Lngeneration
- Tractebel
Adresse du siège
67 Rue Jules Ferry92250 La Garenne-Colombes France
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Fiche n° 13164, créée le 07/03/2022 à 10:18 - MàJ le 16/07/2026 à 14:58