CPB : tout comprendre aux Certificats de Production de Biométhane

Les certificats de production de biogaz (CPB), souvent appelés certificats de production de biométhane, obligent depuis le 1er janvier 2026 les fournisseurs de gaz à restituer chaque année à l’État un nombre de certificats proportionnel au gaz qu’ils livrent aux ménages et au tertiaire. Un CPB atteste qu’1 MWh de biométhane a été produit et injecté dans le réseau français. L’obligation représente 0,41 % des volumes livrés en 2026 et 4,15 % en 2028, et le gouvernement prévoit de la porter à 13,1 % en 2032 puis de la prolonger jusqu’en 2041. Tout certificat manquant coûte 100 € au fournisseur.

• Pourquoi l’État est passé des tarifs d’achat aux CPB
• CPB : définition et principe de fonctionnement
• Qui est soumis à l’obligation de restitution des CPB ?
• Quelles installations peuvent produire des CPB ?
• Trajectoire CPB 2026-2041 : combien de certificats les fournisseurs doivent-ils restituer ?
• Prix du CPB : ce que montre le marché en 2026
• Quel impact des CPB sur la facture de gaz d’un ménage ?
• CPB, tarif d’achat, garanties d’origine, BPA : quelles différences ?
• Les incertitudes qui pèsent encore sur le dispositif CPB
• Quels bénéfices pour la filière et les territoires ?
• Questions fréquentes

Pourquoi l’État est passé des tarifs d’achat aux CPB

De 2011 à 2020, la croissance du biométhane injecté a reposé sur des contrats d’achat à tarif garanti sur 15 ans, financés par le budget de l’État. Ce modèle a fait émerger la filière, mais son coût pour les finances publiques a conduit le gouvernement à le recentrer progressivement sur les petites installations, puis à organiser sa sortie.

Les ambitions restent pourtant élevées : la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) vise 44 TWh de biométhane injecté en 2030. Selon le SDES, la France en était à 3,7 TWh injectés au deuxième trimestre 2026, avec 837 installations raccordées et une file d’attente de 23,4 TWh de projets. Pour combler l’écart sans alourdir le budget, l’État fait porter l’effort par les fournisseurs de gaz, et in fine par leurs clients : c’est le principe des CPB, un mécanisme « extrabudgétaire » inspiré des Certificats d’économies d’énergie (CEE).

Ce basculement a été long. Créés par l’article 95 de la loi Climat et Résilience du 22 août 2021, les CPB ont attendu le décret n° 2024-718 du 6 juillet 2024 pour connaître leurs objectifs chiffrés, limités à 2026-2028. Faute de visibilité au-delà, la filière a multiplié les alertes au printemps 2026, dénonçant un report de la trajectoire CPB puis adressant une lettre ouverte au Premier ministre : plus d’un milliard d’euros d’investissements étaient alors présentés comme bloqués.

CPB : définition et principe de fonctionnement

Un certificat de production de biogaz correspond à 1 MWh de biométhane produit et injecté dans un réseau de gaz naturel en France. Les textes officiels parlent de certificats de production de « biogaz », mais c’est bien du biométhane, c’est-à-dire du biogaz épuré aux normes du réseau, qui génère les certificats. Les deux appellations désignent donc le même dispositif.

Le mécanisme repose sur deux flux distincts. Le producteur vend d’un côté sa molécule de gaz au prix du marché, et de l’autre ses certificats à un fournisseur. Le fournisseur, lui, doit restituer à l’État chaque année un nombre de CPB égal à un coefficient multiplié par les volumes de gaz livrés à ses clients assujettis. Il peut s’en acquitter de trois façons : produire lui-même du biométhane, acheter des CPB directement à des producteurs (marché primaire, généralement par contrats pluriannuels), ou en acheter à d’autres détenteurs (marché secondaire).

Les certificats sont inscrits dans un registre national tenu par European Energy Exchange (EEX), désigné par arrêté du 4 août 2023 pour cinq ans à compter du 1er octobre 2023. La CRE, elle, surveille la cohérence des offres et des transactions sur le marché des CPB et peut saisir l’Autorité de la concurrence en cas de pratique anticoncurrentielle.

Qui est soumis à l’obligation de restitution des CPB ?

L’obligation pèse sur les fournisseurs de gaz naturel, mais elle n’est calculée que sur une partie de leurs ventes : celles destinées aux consommateurs résidentiels et tertiaires. Selon la CRE, cette assiette représente environ la moitié de la consommation française de gaz naturel en 2025.

Les catégories concernées sont définies par l’arrêté du 5 septembre 2025, à partir de la nomenclature NCE 2008 (voir notre article sur les arrêtés de septembre 2025). On y trouve les particuliers, les copropriétés et bailleurs sociaux, les commerces, l’hébergement et la restauration, la santé, l’enseignement ou les administrations. Les réseaux de chaleur et les contrats d’exploitation de chauffage (contrats dits P1) sont inclus pour la part servant à chauffer des bâtiments.

En sont exclus les industriels, les centrales de production d’électricité au gaz et, point important pour la mobilité, les consommations de gaz naturel carburant (GNV) et de GPL carburant. Le projet de décret prolongeant le dispositif jusqu’en 2041 ne modifie pas cette assiette.

Les petits fournisseurs bénéficient enfin d’une exonération temporaire : sous 400 GWh PCS/an de ventes, ils étaient dispensés la première année, selon un seuil qui diminue chaque année et s’annule à partir de la cinquième année du dispositif.

Quelles installations peuvent produire des CPB ?

Peuvent émettre des CPB les installations qui injectent du biométhane dans le réseau sans bénéficier d’un contrat de soutien public en cours (tarif d’achat ou appel d’offres). Aujourd’hui, cela concerne la méthanisation en digesteur, y compris en station d’épuration, et le biogaz capté sur les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND). Le projet de décret de juin 2026 propose d’y ajouter la pyrogazéification et la gazéification, y compris hydrothermale.

Le nombre de CPB délivrés dépend d’un coefficient de modulation lié à l’âge de l’installation. Une unité de méthanisation mise en service depuis plus de 15 ans reçoit 0,8 CPB par MWh injecté. Pour encourager les anciennes cogénérations au biogaz à se convertir à l’injection, l’arrêté du 26 décembre 2025 leur accorde un coefficient de 0,95 lorsqu’elles ont entre 15 et 30 ans et que leur première injection intervient avant le 31 décembre 2029.

Depuis le décret n° 2026-400 du 22 mai 2026, les certificats sont délivrés sur la base des volumes réellement injectés, et non plus plafonnés par une production annuelle prévisionnelle. En contrepartie, les producteurs sous CPB doivent transmettre chaque année à la CRE le détail de leurs coûts et recettes. Leurs installations sont soumises à un contrôle périodique réalisé par un organisme agréé.

Dernier levier ouvert à l’été 2026 : les installations sous contrat d’achat de 2023 peuvent résilier ce contrat sans indemnités avant le 31 décembre 2027, à condition de signer en échange un contrat de vente de CPB d’au moins cinq ans couvrant au moins la même production.

Trajectoire CPB 2026-2041 : combien de certificats les fournisseurs doivent-ils restituer ?

Le niveau d’obligation est fixé par un coefficient exprimé en CPB par MWh PCS livré. Les valeurs 2026-2028 sont en vigueur depuis le décret du 6 juillet 2024. Celles de 2029 à 2041 figurent dans le projet de décret prolongeant les CPB jusqu’en 2041, qui n’est pas encore publié. Ce projet remplace la première trajectoire soumise à la consultation de mai 2026, qui s’arrêtait à 2035.
  Source : délibération de la CRE n° 2026-130 du 17 septembre 2026 (volumes calculés sur l’hypothèse de consommation retenue par le gouvernement).

Trois points sont à retenir. D’abord, la légère baisse des coefficients 2027 et 2028 ne réduit pas l’effort : elle compense une consommation de gaz plus élevée que prévu, de sorte que les volumes à restituer restent identiques à ceux de 2024. Ensuite, le projet découpe l’obligation en cinq périodes : la première est allongée d’un an (2026-2029), puis viennent quatre périodes de trois ans jusqu’au 31 décembre 2041. Enfin, le coefficient serait figé à partir de 2032. Comme la consommation de gaz est appelée à baisser, le volume réel de CPB à restituer diminuerait mécaniquement après 2032, ce que la CRE juge peu propice aux investissements.

Sur la période 2026-2028, l’obligation cumulée atteint environ 10,3 TWh de CPB. Il s’agit d’un volume de certificats à restituer, pas d’une production nouvelle garantie : une partie des CPB provient d’installations déjà en service qui ont rejoint le dispositif.

Prix du CPB : ce que montre le marché en 2026

Au lancement, les estimations situaient le prix d’un CPB entre 80 et 100 €. La réalité du marché est différente. La pénalité étant fixée à 100 € par certificat manquant par l’arrêté du 6 juillet 2024, elle sert de plafond de fait : aucun fournisseur n’a intérêt à payer plus cher.

Sur le marché primaire, les grands fournisseurs signent des contrats de long terme directement avec les producteurs, comme le contrat de 15 ans entre Plenitude et Methagora portant sur 50 GWh par an. Les prix de ces contrats ne sont pas publics.

Le marché secondaire, lui, ne fonctionne pas encore. La plateforme CPB Market, lancée le 19 novembre 2025 à l’initiative notamment d’Engie et de TotalEnergies, n’avait enregistré aucune transaction fin août 2026. Les prix affichés collent à la pénalité : 97,50 € en moyenne pour une livraison immédiate en août 2026, 99 € pour une livraison au premier semestre 2027. Pour la CRE, cette situation traduit une pénurie de certificats, qui pénalise surtout les petits fournisseurs sans accès direct aux producteurs.

Quel impact des CPB sur la facture de gaz d’un ménage ?

Le coût des CPB est répercuté par les fournisseurs sur leurs clients assujettis. Pour estimer ce surcoût, il suffit de multiplier la consommation annuelle par le coefficient de l’année, puis par le prix du certificat. Avec l’hypothèse d’un prix de 100 € par CPB, qui correspond à la situation actuelle du marché, un ménage chauffé au gaz consommant 12 MWh par an supporterait environ : Calcul Gaz Mobilité à partir des coefficients du décret du 6 juillet 2024 et du projet de décret de juin 2026.

Ces montants sont un ordre de grandeur haut. Ils baisseront si le prix des CPB descend sous la pénalité, ce que la CRE juge possible uniquement si la trajectoire devient atteignable et que le marché gagne en liquidité. Ils dépendent aussi de la politique tarifaire de chaque fournisseur : un acteur ayant sécurisé ses certificats sur le marché primaire peut les payer moins cher qu’un concurrent contraint d’acheter au prix de la pénalité.

CPB, tarif d’achat, garanties d’origine, BPA : quelles différences ?

Quatre mécanismes coexistent pour valoriser le biométhane, et ils sont souvent confondus : 

• Le tarif d’achat garantit au producteur un prix fixe pendant 15 ans, financé par le budget de l’État. Depuis l’arrêté du 10 août 2026, il est réservé aux nouvelles installations de moins de 13 GWh PCS/an, et le guichet ferme au 31 décembre 2026. Une installation sous tarif d’achat ne peut pas émettre de CPB. La filière s’est opposée à cette révision du tarif d’achat, jugée prématurée pour les projets agricoles.
• Les CPB sont une obligation réglementaire : ils financent la production en faisant payer les fournisseurs, qui répercutent le coût sur les consommateurs. Ils ne servent pas à vendre une offre « verte » au client final.
• Les garanties d’origine (GO) sont des certificats de traçabilité, eux aussi de 1 MWh, qui permettent à un fournisseur de commercialiser une offre de gaz vert ou de bioGNV. Leur usage est volontaire et encadré par des règles propres, récemment durcies pour le carburant par la réforme des garanties d’origine.
• Les BPA (Biomethane Purchase Agreements) sont des contrats de gré à gré entre un producteur et un acheteur, souvent industriel, sur 10 à 20 ans (voir notre article sur les Biomethane Purchase Agreement). La CRE note qu’ils peuvent concurrencer les CPB en captant une partie de la production disponible.

Les incertitudes qui pèsent encore sur le dispositif CPB

Un décret 2041 toujours en attente

Tant que le décret n’est pas publié, seule la trajectoire 2026-2028 a une valeur juridique. Or l’horizon d’investissement d’une unité de méthanisation est de 10 à 15 ans : c’est cette absence de visibilité que la filière dénonçait au printemps.

Une trajectoire jugée trop ambitieuse par la CRE

Dans sa délibération du 17 septembre 2026, la CRE estime que les installations susceptibles d’entrer dans le dispositif produiraient 15,4 TWh de CPB sur 2026-2029, contre 20,3 TWh exigés, soit un déficit de 24 %. Sur 2030-2032, l’écart serait de 15 %. Si la production ne suit pas, les fournisseurs paieront la pénalité et la répercuteront intégralement sur les factures. La CRE recommande donc de caler la trajectoire sur le potentiel réel et de la réviser régulièrement.

Une procédure d’infraction européenne

Le 29 avril 2026, la Commission européenne a adressé à la France une lettre de mise en demeure. Elle reproche au régime de ne reconnaître que le biométhane produit en France, ce qui entraverait la libre circulation des marchandises (articles 34 à 36 du TFUE), et à la France de ne pas lui avoir notifié le dispositif comme l’exige la directive (UE) 2015/1535. La France disposait de deux mois pour répondre. La Commission peut ensuite émettre un avis motivé, puis saisir la Cour de justice de l’Union européenne. La CRE cite cette procédure parmi les freins à la signature de contrats.

Un appel d’offres encore à formaliser

Le gouvernement a annoncé en juin 2026 son intention de remplacer le guichet tarifaire par un appel d’offres réservé aux installations de moins de 19,5 GWh PCS/an. À la mi-septembre 2026, la CRE le qualifiait encore de « futur appel d’offres » : ses modalités ne sont pas connues.

Quels bénéfices pour la filière et les territoires ?

Au-delà de la décarbonation du gaz consommé en France, les CPB doivent soutenir une filière largement ancrée dans les territoires, des exploitations agricoles aux PME industrielles. Selon les organisations signataires de la lettre ouverte de mai 2026, la filière biométhane représente 26 600 emplois et 1,2 milliard d’euros de chiffre d’affaires.

Parce que seul le biométhane injecté en France génère des CPB, le dispositif finance une production locale qui réduit les importations de gaz fossile. C’est aussi ce caractère national que conteste aujourd’hui Bruxelles.