La méthanisation en France est un secteur de l'activité agro-industrielle permettant la valorisation de déchets organiques en produisant du biogaz et du digestat.
Le biogaz peut être consommé sur son lieu de production pour produire de la chaleur et éventuellement de l'électricité en cogénération. Sinon, après épuration, le biométhane obtenu peut être injecté dans le réseau de distribution de gaz naturel ou utilisé comme biogaz carburant. L'activité est soutenue par des tarifs de rachat pour l'énergie et encadrée par les réglementations ICPE.
Les ressources peuvent être des déchets urbains ou des résidus d'activités agricoles ou agro-industrielles. Le digestat est épandu comme fertilisant agricole. Plusieurs entreprises et organismes spécialisés se sont créés depuis les débuts du secteur en France au début du .
En 2023, l'opposition aux projets de méthaniseurs prend de l’ampleur. Au delà des craintes environnementales, les projets peuvent opposer les cultures énergétiques aux cultures alimentaires. Il peut y avoir un risque d'accaparement des terres.
Ressources Les ressources en France sont très diverses et proviennent des mondes urbain, agricole et industriel.. Elles varient selon les territoires.. Par exemple en Auvergne-Rhône-Alpes en 2017, plus de la moitié du biogaz produit vient de déchets ménagers.. Le mélange dans un même digesteur de matières aux propriétés différentes et nécessitant un broyage est une caractéristique française peu partagée avec les voisins européens où les technologies ont été développées plus tôt..
Les stations d'épuration traitent en méthanisation leurs boues et parfois leurs graisses ou des matières extérieures. Les décharges fournissent l'essentiel de l'énergie produite en 2011.. Les fermes fournissent des déchets végétaux, des effluents d'élevage et des cultures intermédiaires à vocation énergétique.. Les agriculteurs peuvent construire des unités adossées à une exploitation ou rassemblant un collectif de 2 à plusieurs dizaines d'exploitations agricoles, avec la participation éventuelle d'autres acteurs économiques.. Les cultures principales destinées à la valorisation énergétique sont limitées à 15 % du volume entrant dans un méthaniseur. L'industrie agro-alimentaire peut valoriser une partie de ses déchets et/ou invendus sous forme de biogaz.
Le gisement est évalué à au moins de biométhane en 2030, provenant majoritairement de l'élevage et des résidus de cultures végétales.
La technologie la plus répandue est appelée « voie liquide », pour des intrants contenant jusqu'à 15 % de matière sèche.. Au-delà jusqu'à 40 % de matière sèche, la « voie sèche » peut traiter des déchets verts, pailles ou résidus de l'industrie agro-alimentaire, technologie commercialisée par des acteurs du BTP comme Vinci, Strabag et Lingenheld..
Utilisation des produits Le biogaz peut être brûlé directement sur son lieu de production pour obtenir de la chaleur seule ou de l'électricité et de la chaleur (cogénération).. Dans ce cas, elle doit être utilisée à proximité, ce qui n'est pas toujours possible mais peut favoriser l'autonomie des exploitations agricoles concernées en facilitant par exemple le séchage de fourrage ou par la vente de chaleur à des bâtiments voisins..
Il peut aussi être épuré et transformé en biométhane, une opération qui demande plus d'investissement mais permet un meilleur rendement énergétique et économique. Il peut ensuite être injecté dans le réseau de distribution de gaz naturel ou utilisé comme biogaz carburant. Ce dernier usage vise particulièrement les autobus et camions et fait l'objet d'une demande croissante des clients de transporteurs. La distribution peut être assurée sur place ou à distance des lieux de production, via passage dans le réseau de gaz naturel ou transport en camion..
Les digestats obtenus en parallèle du biogaz sont des produits fertilisants pour les agriculteurs. Leur épandage sur les cultures reste dans la plupart des cas soumis à plan d'épandage et entraîne rarement une transaction commerciale.. Des cahiers des charges permettant de valoriser le digestat agricole sans autorisation de mise sur le marché sont approuvés par le ministère de l'agriculture en 2017 et 2019... L'usage du digestat permet aux agriculteurs méthaniseurs de gagner en autonomie., voire de passer en agriculture biologique en s'appuyant sur la trésorerie fournie par le rachat de l'énergie..
Historique vignette|Unité de méthanisation en service à l'est de Thouars, Deux-Sèvres, depuis l'automne 2025. Elle complète une installation située à quelques kilomètres ayant connu un démarrage difficile, en 2013. Dans les décennies 1940 et 1950, quelques unités agricoles produisent du gaz de fumier dans des fermes en manque d'énergie. Ce développement est stoppé par la commercialisation des produits pétroliers à bas coût.. Une deuxième vague de digesteurs agricoles est construite dans les années 1970 lors des chocs pétroliers et freinée de même dans les années 1980.. Elle met en évidence l'intérêt agronomique des digestats avec une plus grande disponibilité des nutriments que dans les fumiers ou lisiers bruts.. C'est finalement par l'obligation de brûler le gaz de décharge imposée en 1997 que le biogaz devient utile pour les gestionnaires de déchets et obtient un tarif de rachat d'électricité produite par cogénération en 2002.. Des initiatives limitées pour la valorisation en biogaz carburant ont lieu dans les années 1990 à Chambéry, Lille et Tours..
Les premières installations de méthanisation agricole moderne se font en France au début des années 2000, dans l'Est près de l'Allemagne. et en Bretagne. Les agriculteurs obtiennent la mise en place d'un tarif de rachat pour l'électricité produite en cogénération avec de la chaleur.. Le premier tarif de 2002 est « très insuffisant » et réévalué en 2006 puis 2011.. Les premiers projets aboutis sont individuels (une seule exploitation agricole concernée), des unités collectives voient le jour à partir de 2010, notamment dans l'Ouest.. En parallèle ouvrent aussi des unités de méthanisation de déchets agro-industriels qui valorisent le digestat comme les unités agricoles collectives.
La première injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel (GRDF) commence en 2011 au Centre de valorisation organique de Sequedin qui méthanise les déchets fermentescibles de la métropole européenne de Lille depuis 2007..
Un Atlas Bioénergie International (et en France un atlas Biogaz) mettent à jour la carte des installations industrielles de production/valorisation de biogaz (sous forme d’électricité, de chaleur ou par injection directe dans les réseaux de gaz dans les pays francophones) : en 2012, 241 sites de production étaient recensés (publication 2013), en 2013, ils étaient 848 (publication 2014) dont 578 en FranceFrédéric DOUARD (2014), Atlas biogaz 2014 des sites francophones de production et de valorisation , 2014-01-24, consulté 2014-02-04 .
En 2014, quelques petits réseaux de chaleur sont déjà alimentés par du biogaz, par exemple en Indre-et-Loire à Pernay (), puis à Le Plessis-Gassot (2014) dans le Val-d'Oise (23 foyers alimentés par le gaz d'une décharge d'ordures ménagères). La ministre Ségolène Royal lance le projet de 200 et un appel à projet de méthaniseurs en 3 ans en milieu ruralFrance : 12 mesures de soutien pour développer la biomasse ; Enerzine.
En 2015, les capacités installées se développent à un selon l'Ademe : mais les incertitudes sur les tarifs d’achat de l’électricité Ademe (2016) : Lettre stratégique n°4 évolution des marchés de la maîtrise de l'énergie et développement des énergies renouvelables, (PDF, 13 pp) Publication ADEME. Un comité national biogaz est créé le Première réunion du comité national Biogaz, Ministère de l'environnement, 26 mars 2015 pour aider les acteurs de la filière à dioaloguer ; 4 groupes de travail portent sur 1°) les mécanismes de soutien au biogaz (tarif d'achat cogénération...), 2°) les procédures de facilitations, 3° le bio carburant GNV, 4°) l'injection de biométhane dans le réseauFabrégat, Sophie (2015), Un comité national biogaz pour accélérer le développement de cette filière Énergies, Actu-Environnement, 31 mars 2015 (c'était une demande du livre blanc du Club biogaz de ).
En 2016, dans le cadre des SRADDETs et de la déclinaison de la stratégie nationale biomasse (en préparation Laurent Radisson (2016) Le Gouvernement lance l'élaboration de la stratégie nationale de mobilisation de la biomasse, BatiActu 3 mai 2016 ), les régions préparent la rédaction d'une Schéma régional biomasse.
En 2017, selon Valérie Borroni, environ 500 installations sont installés en France début 2017 : 300 installations agricoles environ, moins de 100 stations d'épuration, le reste étant produit à partir d'ordures ménagères, par des industriels. Une centaine de décharges anciennes récupèrent aussi le méthane. Elles produisent surtout de l'électricité et de la chaleur, et - depuis 2011 - une petite trentaine d'installations injectent dans le réseau de gazEnvironnement magazine, vidéo : Méthanisation, injection, GNV : le modèle gagnant ? le 29/03/2017. Des expérimentations de « biométhane porté » (c'est-à-dire compressé et transporté par camion du lieu de production à un point d'injection dans le réseau) sont évoqués.
Afin d'accélérer la mise en service, le gouvernement annonce en une simplification des procédures administratives pour les agriculteurs : les délais d'instruction des dossiers seront réduits de un an à six mois ; les sites de méthanisation les plus modestes seront exemptés d'enquête publique et d'étude d'impact ; un guichet unique sera mis en place dans chaque département ; un tarif de rachat du gaz sera instauré pour les installations de taille moyenne à la place de l'appel d'offres en vigueur aujourd'hui ; une amélioration de la prise en charge des coûts de raccordement au réseau gazier est annoncée..
La loi Transition énergétique de 2015 fixe un objectif de 10 % de la consommation totale de gaz en 2030, jugé ambitieux par le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et les gestionnaires des réseaux français (GRDF, GRTgaz, SPEGNN et TIGF) qui en 2016 ne comptabilisaient que 19 sites d'injection en service en France (mais 200 autres, équivalent à 3,86 TWh sont prévus). La part de ce gaz étant de 0,02 % en 2016, il faut la multiplier par 500. De 0,082 TWh en 2016, la filière espère produire 1,7 TWh en 2018 puis 8 TWh en 2023.
Selon le SER si tous les acteurs le voulaient, en 2030, 56 TWh de biogaz pourraient être tirés de la méthanisation de 130 millions de tonnes de matière brute (boues, effluents, déchets, cultures…) pour potentiellement fournir 100 % des besoins nationaux (400 à 550 TWh) en 2050. Pour cela les déchets méthanisés pourraient fournir 210 TWh, et la gazéification de biomasse 160 à 280 TWh de plus. 20 à 35 TWh pourraient venir de l'hydrogène-méthanation et 10 à 25 TWh de la fermentation de micro-algues. Fos-sur-Mer veut expérimenter l'approche Power-to-Gas, qui vise l'agilité énergétique par l’interconnexion en réseaux intelligents des ressources en gaz et électricité pour mieux passer de l'une à l'autre selon le besoin. La « mobilité gaz » pourrait aussi compléter la mobilité électrique (qui s'applique mal aux camions de livraison, camions-poubelles, bus). Parmi les facteurs favorisant figurent le tarif de rachat et/ou d'injection, une prolongation de contrats existants ; le SER propose aussi une exonération des consommateurs de « biométhane » de la contribution climat énergie ou de la taxe foncière pour les unités de méthanisation industrielle". Le « biométhane porté » pourrait aussi se développer.