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Biogaz, la trajectoire française sous le feu croisé des coûts et… de Bruxelles. Alors que le gouvernement vient de dévoiler ses ambitions pour les Certificats de Production de Biogaz (CPB) jusqu’en 2035, le futur pilier de la décarbonation gazière se retrouve pris en étau entre la montée des charges pour les entreprises et les exigences du marché unique européen.
Une trajectoire de production en forte accélération : l’administration a lancé la consultation sur la trajectoire post-2028 du dispositif des CPB (voir nos dernières infolettres). Ce mécanisme, qui impose aux fournisseurs d’incorporer une part croissante de biogaz dans leur portefeuille, doit devenir le moteur principal de la filière. Les objectifs sont ambitieux : 0,8 TWh en 2026, 15,7 TWh en 2030, pour atteindre 28,2 TWh en 2035. Pour les consommateurs professionnels, cette ambition pose une question budgétaire majeure. L’administration évalue l’impact du seul dispositif CPB entre 15,3€ et 19,6€/MWh à l’horizon 2035, contre seulement 0,41 €/MWh en 2026.
En parallèle, Bruxelles a ouvert une procédure d’infraction contre la France. La Commission juge la priorité donnée au “biométhane national” (obligation d’achat de certificats produits en France) disproportionnée et contraire à la libre circulation des marchandises. Elle préconise l’ouverture aux certificats européens, ce qui pourrait modifier en profondeur l’équilibre économique du projet français.
À retenir : Pour les acheteurs, la trajectoire de décarbonation du gaz ne sera pas neutre. Ce coût supplémentaire s’ajoute à une fiscalité déjà lourde (TICGN, CEE, stockage). La baisse globale de la consommation de gaz entraîne aussi mécaniquement une hausse des tarifs d’acheminement (prévue à +5,87% au 1er juillet 2026 pour l’ATRD – profils tertiaires). Plusieurs représentants d’industriels alertent sur le fait que le consommateur final ne pourra pas supporter seul le financement d’une filière nationale si les coûts ne sont pas maîtrisés ou mieux répartis.
Bon à savoir
- CEE : une stabilisation confirmée par les indices EMMY. Les dernières publications du registre national Emmy pour le mois de mars confirment la tendance que nous observions sur C2E Market (nos précédentes infolettres) : une accalmie après des mois de surchauffe. En allant un peu plus dans les détails, les indices pour les CEE « classiques » se rejoignent désormais autour de 9€/MWhc pour des livraisons en 2026, 2027 et même 2028 (indice publié pour la première fois par EMMY). En revanche, le marché « précarité » reste marqué par une forte volatilité, un manque de visibilité et un manque de volume, avec des publications d’indices épisodiques faute de transactions régulières. Si l’indice 2027 s’affiche à 16,32€/MWhc, l’absence de données pour 2026 et 2028 souligne que ce segment pourrait présenter de mauvaises nouvelles à l’avenir.
- Flexibilité et réseau : RTE s’adapte à l’abondance d’énergie. Le réseau électrique français vit un printemps record : entre le redressement du nucléaire et l’essor des énergies renouvelables, la production dépasse souvent la consommation, entraînant des prix « négatifs » sur les marchés. Pour gérer ce trop-plein sans fragiliser le système, RTE (le gestionnaire du réseau) renforce ses outils de pilotage. L’objectif est double : encourager les producteurs à moduler leur injection en temps réel et garantir la stabilité de la tension sur tout le territoire. Pour le consommateur, cette abondance est une protection face aux crises internationales, mais elle souligne l’urgence d’accélérer l’électrification de nos usages pour profiter pleinement de cette énergie disponible.
- Bilan énergétique 2025 : La décarbonation s’installe. Les premières données provisoires du bilan énergétique français pour 2025 confirment une tendance de fond : la baisse structurelle des émissions de CO2. Grâce à une disponibilité nucléaire retrouvée et à une production renouvelable record, la France renforce sa souveraineté énergétique. Si la consommation globale reste stable, la part des énergies décarbonées dans le mix national continue de progresser, offrant au pays l’un des bouquets électriques les plus propres d’Europe. Ce bilan souligne que l’enjeu n’est plus seulement de produire “plus”, mais de consommer “mieux” en déplaçant nos usages vers cette électricité abondante et bas-carbone.
- Raccordement éolien : le rythme de connexion reste soutenu pour atteindre les objectifs de la PPE (Programmation pluriannuelle de l’énergie). Au premier trimestre 2026, la France a maintenu une cadence d’environ 400 à 500 MW de nouvelles capacités raccordées (terrestre et mer confondus). Le segment offshore porte maintenant la dynamique de l’offre française. Le parc des Îles d’Yeu et de Noirmoutier (500 MW) est désormais pleinement opérationnel, tandis que celui du Calvados (450 MW) finalise ses tests d’injection. En parallèle, une étape historique a été franchie le 24 avril avec la mise sous tension d’Eolmed (Aude), l’un des premiers parcs éoliens flottants à injecter ses électrons sur le réseau national. On notera également que, simultanément à ces raccordements et suite au black-out ibérique de 2025, la CRE a approuvé de nouvelles règles de RTE pour renforcer la stabilité de la tension électrique d’ici 2027. Ces mesures prévoient une rémunération basée sur le service réellement rendu et une implication accrue des producteurs d’énergies renouvelables – indispensable alors .
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : un nouvel invité s’immisce dans la volatilité du marché de l’électricité : le climat. Alors que le prix de la tonne de CO2 reste attentiste (autour de 76€/tonne, très loin des 92€/tonne de mi-janvier) et que les fondamentaux d’offre et de demande induisent une stabilité relative depuis le début de l’année, l’ombre d’El Niño commence à planer sur les contrats à terme. Les acteurs du marché anticipent déjà les effets sur 24 à 36 mois d’un renforcement du courant : une possible sécheresse pesant sur l’hydroélectricité (comme en 2022), mais aussi des risques de canicules impactant la disponibilité du nucléaire (refroidissement) et la régularité de l’éolien. Cette prime de risque météo a fait augmenter provisoirement les prix de gros la semaine dernière, avant un repli technique. Si les fondamentaux du marché restent solides, cette ‘météo-sensibilité’ rappelle que la transition énergétique rend les prix de plus en plus dépendants des cycles naturels.
- Marché de gros du gaz. Après l’accalmie de la semaine dernière, il faudra suivre de près les tendances à venir, à nouveau influencées par la géopolitique. Les flux norvégiens et les arrivées de GNL en Europe restent solides. Résultat immédiat, en corrélation avec des températures douces : les stocks en France et en Europe gagnent presque 2 points en une semaine, atteignant respectivement 35,8 % et 35 % de remplissage. Pour donner une idée des ordres de grandeur, 1 point de remplissage en Europe représente environ 1 milliard de m³ de gaz supplémentaire, soit l’équivalent de 11,3 TWh. Il manque donc 55 milliards de m³ net pour atteindre l’objectif de 90% de remplissage avant l’hiver.
- Retrouvez un suivi quotidien des prix de gros de l’électricité sur notre site internet : EEX Settlement Price Futures – WattValue – Achats groupés d’énergie et énergie renouvelable pour les professionnels
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité : Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 30/04/2026 | 08/05/2026 | ||
| 2027 | 53,44 | 52,31 | ↓ |
| 2028 | 51,04 | 50,04 | ↓ |
| 2029 | 53,35 | 53,25 | ↓ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz : Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 30/04/2026 | 08/05/2026 | ||
| 2027 | 36,50 | 35,34 | ↓ |
| 2028 | 27,49 | 26,96 | ↓ |
| 2029 | 23,56 | 23,18 | ↓ |