Épinard 🌳#78 - Plein Gaz !
Big News + Quand souveraineté = Transition énergétique
Hello 🌳,
Le prix du gaz flambe, la France dit qu’elle en sort.
Pourtant, elle vient de se fixer comme objectif d’en produire beaucoup plus.
Le 13 février 2026, le gouvernement a enfin publié la PPE3, la troisième Programmation Pluriannuelle de l’Énergie, feuille de route énergétique de la France jusqu’en 2035.
Et parmi les grandes lignes, une ne passe pas inaperçue : en multipliant sa production par trois en quatre ans, le biométhane devient un pari d’État.
Fois trois en quatre ans.
J’avais déjà consacré l’édition #32 au biogaz.
Deux ans après, le contexte a changé du tout au tout.
Il est temps de remettre à jour le dossier, et de regarder honnêtement si l’ambition tient la route.
Mais avant ça une big news du côté de La Crèmerie !
Vamos !
Gaël
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Et surtout avec un plan d’investissement clair, chiffré et aligné avec la vie que tu veux mener dans 10 ans.
Parce que vous êtes meilleures en investissement, mais que vous n’êtes pas encore assez à passer à l’action, cette première édition sera réservée aux femmes.
Les 10 premières inscrites bénéficient d’une réduction de 20% alors si ça t’intéresse :
Si tu ne l’as pas lue l’édition #32, le principe de base est là : des bactéries digèrent des matières organiques en l’absence d’oxygène, ça produit du gaz, et ce gaz peut s’injecter directement dans le réseau. Simple sur le papier.
Biogaz - Où en est-on en 2026 ?
La filière a bien grandi. Au 31 décembre 2025, on comptait 803 sites d’injection en service en France, pour une capacité installée de 15,5 TWh/an 2025 soit +17 % par rapport à 2024. En file d’attente : 1 585 projets représentant 33,7 TWh de potentiel.
La France est désormais le premier producteur européen de biométhane, devant l’Allemagne, avec un parc trois fois plus nombreux (mais des unités plus petites).
Fait notable qui explique en partie le pari de la PPE3, les objectifs de la PPE2 ont été dépassés avant terme.
Ce qui n’est pas si fréquent ! Cocorico !
La PPE3 : multiplier par trois en quatre ans
L’objectif officiel : passer de 13,5 TWh produits aujourd’hui à 44 TWh injectés en 2030, puis 47 à 82 TWh en 2035.
Pour mettre ça en perspective : 44 TWh en 2030, c’est environ 15 % de la consommation française de gaz de réseau prévue à cet horizon.
Du gaz produit ici, à partir de ressources locales, et insensible aux crises géopolitiques. On y revient.
Pour atteindre cet objectif, le gouvernement a aussi changé les règles du jeu financier. Adieu les tarifs d’achat réglementés jugés trop coûteux pour les finances publiques.
Et oui, la filière est allée plus vite que prévu, faisant passser les prévisions d’engagements de 9 à environ 17 milliards d’euros selon la Cour des comptes.
Bonjour les Certificats de Production de Biogaz (CPB).
Le principe est simple : chaque fournisseur de gaz fossile doit acheter chaque année des certificats aux producteurs de biométhane, proportionnellement à ce qu’il vend à ses clients. Un certificat = un MWh de biométhane injecté.
Les fournisseurs paient, les producteurs reçoivent, et l’État n’y met plus un euro.
Revers de la médaille : le surcoût est répercuté sur les consommateurs.
Et la contrainte d’achat de CPB pour les distributeurs de gaz fossile grimpe vite. Elle va commencer à 0,4% des MWh fossiles vendus en 2026, avant d’atteindre 4,1% en 2028.
La trajectoire ensuite n’est pas encore fixée.
Côté prix : les CPB se négocient actuellement autour de 85 à 86 €/MWh, avec des pics à 99 €/MWh en décembre 2025 faute d’offre suffisante.
La pénalité pour un fournisseur qui ne respecte pas son quota est fixée à 100 €/MWh ce qui constitue de facto le plafond du marché.
Ajouté au prix du gaz (~30-35 €/MWh), un producteur émettant des CPB touche environ 110 à 120 €/MWh.
Comparable à l’ancien tarif réglementé.
La PPE3 acte aussi la fin programmée de la cogénération. Jusqu’ici, environ 60 % des installations valorisaient leur biogaz en produisant de l’électricité et de la chaleur directement sur site.
Le problème : sur un réseau électrique déjà très décarboné grâce au nucléaire, cette solution est moins pertinente.
L’État oriente donc clairement vers l’injection réseau, l’unique voie soutenue par les CPB.
L’Ormuz qui change tout
En novembre 2023, quand j’écrivais la première édition sur le biogaz, j’évoquais la guerre en Ukraine comme premier accélérateur. Depuis, un deuxième s’est ajouté.
Fin février 2026, des frappes sur les installations pétrolière et gazières au moyen-orient et la fermeture du détroit d’Ormuz ont déclenché un choc majeur sur les marchés de l’énergie.
Le Qatar a déclaré Force Majeure sur ses contrats de gaz.
Le prix du gaz en Europe est passé de 32 €/MWh en février à un pic de 69 €/MWh.
Fois trois en trois semaines.
Pour comprendre l’enjeu : 20 % du commerce mondial de GNL transite par le détroit d’Ormuz.
Double peine pour l’Europe qui depuis janvier 2026 à (enfin) interdit les importations de gaz russe à partir du 18 mars.
L’Europe, et la France dans une moindre mesure, se retrouve au pied du mur de la “souveraineté énergétique”.
Le rôle du biométhane n’est plus anecdotique.
Et il est vendable politiquement de gauche à droite, ce qui explique l’ambition affichée dans la PPE3.
Ce que la PPE3 ne règle pas
Il y a des limites que même les enjeux de souveraineté ne règleront pas.
Le problème des intrants. La PPE3 elle-même l’écrit noir sur blanc : la forte demande de biocarburants et biogaz pourrait excéder dès 2030 les ressources en biomasse disponibles.
Le gisement global est là, lisier, fumier, résidus de culture, culture intermédiaires à vocation énergétique (CIVE), sauf qu’il est déjà mobilisé pour d’autres usages.
Détourner ces flux de biomasse essentiels àla fertilité des sols et au stockage de carbone, ne se fera pas sans conséquences alerte l’INRAE.
Si tu as lu l’édition #44 sur les sols, tu vois le lien directement.
Le coût. Produire du biométhane coûte aujourd’hui entre 95 et 115 €/MWh, contre 30-35 €/MWh pour le gaz fossile hors crise. Les CPB comblent l’écart mais ça reste “artificiel”. La souveraineté et le climat valent-ils 60 à 80€/MWh dans la tête de nos politiques ?
Le circuit-court qui court-circuite : Quand les prix du gaz montent et les prix des céréales baissent, la tentation existe de mettre des cultures alimentaires dans le méthaniseur. Pas top pour la souveraineté alimentaire.
Aujourd’hui maximum 15% des cultures principales peuvent servir à produire du bioémthane. C’est réglementé mais se donne-t-on vraiment les moyens de le contrôler ?
Les fuites. Dernier point, souvent ignoré : les méthaniseurs peuvent fuir. Les études mesurent des taux allant de 1 % à 10 % du méthane produit selon les sites. Or le méthane a un pouvoir de réchauffement 84 fois supérieur au CO2 sur 20 ans. Il suffit de 4 % de fuite pour annuler l’intégralité du bénéfice climatique de l’installation. Les contrôles existent, la réglementation aussi, mais ça reste un sujet.
Ces tensions sont réelles. Elles ne remettent pas en cause le biométhane comme outil de transition. Elles expliquent juste pourquoi la trajectoire 44 TWh sera difficile à tenir, et pourquoi la vigilance reste nécessaire.
Ce qui arrive ensuite
Au-delà de la méthanisation classique, deux technologies émergent et méritent qu’on en parle.
La pyrogazéification consiste à chauffer de la matière organique (y compris du bois) à très haute température sans combustion, pour en extraire un gaz synthétique. Elle ouvrirait l’accès à une ressource quasi illimitée comparée aux intrants agricoles. Quelques installations pilotes existent en Europe ; aucune déployée à grande échelle en France. La PPE3 la cite explicitement comme technologie d’avenir.
La gazéification hydrothermale transforme des matières humides, boues de station d’épuration, effluents industriels, en gaz à haute pression et température. Prometteuse pour des flux qui posent aujourd’hui des problèmes d’élimination. Encore au stade pilote.
Ces deux voies ont en commun de ne pas entrer en concurrence avec l’alimentation pour les intrants. C’est précisément leur intérêt si le gisement agricole se révèle insuffisant pour tenir les objectifs de 2030-2035. À surveiller pour les prochaines années.
Comment investir dans le biogaz en 2026 ?
La filière a mûri depuis 2023. Les options d’investissement pas encore.
Les fonds d’infrastructures : le chemin le plus direct vers l’actif réel
C’est là que l’argent institutionnel se positionne depuis deux ans. Meridiam a investi 57 M€ dans Evergaz (15+ centrales en France, Allemagne et Belgique). BNP Paribas Asset Management a mis 70 M€ dans CVE Biogaz en janvier 2025. *
Le problème : ces fonds sont quasi exclusivement réservés aux institutionnels. Il y a cependant quelques exceptions notable.
Le FCPR Eiffel Infrastructures Vertes est un fonds format ELTIF (European Long-Term Investment Fund), accessible aux particuliers en direct ou via l’assurance-vie et le PER selon les contrats. Il investit dans des actifs d’infrastructure verts, principalement mais aussi un peu de biogaz en France et en Europe.
Il s’appuie principalement sur de la dette privée (80 % minimum), ce qui lui donne un profil rendement/risque modéré.
Le fonds Epopée Infra Climat I, qui mise sur les infrastructures nouvelles générations. Le biogaz dont la fameuse Pyrogazéification mais aussi le transport maritime à la voile, l’électrification de la mobilité etc.
Il est disponible en direct à partir de 30 000€ ou via certains contrats d’assurance-vie ou de PER.
Le fonds FPCI Enerfip Transition I, fonds spécialisé dans la transition énergétique dont une partie minoritaire sera consacrée au bioénergies.
Il est disponible en direct à partir de 100 000€.
Ce sont aujourd’hui les rares véhicules permettant à un particulier d’avoir une exposition à l’infrastructure biogaz en direct. À creuser avec ton conseiller.
Le financement participatif : accessible dès 10 €
C’est l’option la plus directe pour participer au financement d’une centrale. Le marché a bien grandi : environ 31 M€ levés sur des projets biogaz en 2024 via les plateformes d’énergies renouvelables. Les taux d’intérêt observés en 2025-2026 se situent entre 6 et 9 %/an sur des durées moyennes de 3,5 à 4 ans.
Les principales plateformes actives sur le biogaz :
Enerfip - Ticket minimum : 10 €.
Lendosphere - Ticket minimum : 50 €.
MiiMOSA - particularité : un partenariat avec GRDF pour financer des projets d’injection réseau, principalement en Hauts-de-France et Normandie.
Conclusion
Voilà pour la mise à jour 2026 sur le biogaz. Le secteur est passé d’une promesse à un pari d’État, avec des chiffres ambitieux, un mécanisme de marché qui se met en place et des tensions réelles sur les ressources qu’il faudra surveiller de près.
La PPE3 a fixé le cap. Le détroit d’Ormuz a rappelé pourquoi ce cap avait du sens. La vraie question pour les prochaines années, c’est celle des intrants : est-ce qu’on peut multiplier la production par trois sans déstabiliser notre agricultures et nos sols ? La réponse reste à écrire.
On se retrouve le mois prochain pour une nouvelle édition.
Dis-moi ce que tu en as pensé 👇
PS 1 : Si tu souhaites être accompagné(e) dans tes investissements, viens nous en parler ici
PS 2 : Toutes les éditions précédentes sont dispos ici.
👋
Gaël 🌳
⚠️ Et pour finir : Je voudrais te rappeler qu’ici tu ne trouveras pas de conseils d'investissement ni de recommandations personnalisées. Ces informations sont impersonnelles, uniquement à but informatif et pédagogique et ne sont pas adaptées aux besoins d'investissement d'une personne spécifique.Tu dois aussi garder en tête qu’investir dans des actifs cotés ou non cotés comporte un risque de perte partielle ou totale des montants investis ainsi qu'un risque d'illiquidité.Et enfin, le traitement fiscal d’un investissement dépend de la situation individuelle de chacun. Souviens-toi que les performances passées ne préjugent pas des performances futures.