CONTENTIEUX DES UNITES DE METHANISATION : TROIS DECISIONS RECENTES OBTENUES PAR LE CABINET DEVANT LA COUR ADMINISTRATIVE D’APPEL DE NANTES ILLUSTRANT L’EFFICACITE D’UNE STRATEGIE DE REGULARISATION MAITRISEE

Au cours des derniers mois, la Cour administrative d’appel de Nantes a rendu trois décisions favorables dans des dossiers défendus par le cabinet, relatifs à des autorisations de projets d’unités de méthanisation contestés.

Ces décisions présentent un point commun majeur : elles consacrent, à des stades procéduraux différents, l’efficacité d’une stratégie de régularisation conduite en amont, en cours d’instance. 

Ces arrêts offrent ainsi un éclairage particulièrement intéressant sur la place désormais centrale de la régularisation dans le contentieux des projets de méthanisation, secteur dans lequel la technicité des dossiers expose fréquemment les autorisations à des contestations ciblées et jouant la montre.

Arrêts CAA Nantes, 21 novembre 2025 : une régularisation en cours sur un arrêté ICPE, dont l’annulation par le TA a été censurée, et un PC validé.

Le 21 novembre 2025, la Cour administrative d’appel de Nantes a rendu deux décisions favorables au porteur d’un projet d’unité de méthanisation. Cette décision marque une étape importante dans la réalisation du projet, en validant l’intégralité du permis de construire et en rétablissant l’arrêté d’enregistrement ICPE qui avait été annulé en première instance.

• Sur le permis de construire

Le permis de construire de l’unité de méthanisation avait été contesté par des requérants. Initialement, le Tribunal administratif avait d’abord sursis à statuer afin de permettre une régularisation. Le pétitionnaire et le préfet ont alors procédé à un arrêté de PC modificatif. 

Le Tribunal administratif a ensuite rejeté la requête, considérant que le vice initial avait été utilement régularisé.

La Cour administrative d’appel de Nantes a confirmé cette analyse en appel, validant définitivement le permis de construire et reconnaissant le sérieux du travail accompli par le pétitionnaire. Cette décision consolide juridiquement la réalisation du projet et met un terme à la contestation sur ce point.

• Sur l’arrêté ICPE

L’arrêté d’enregistrement ICPE avait également été attaqué par les requérants et annulé en première instance. 

La Cour administrative d’appel a censuré le jugement du Tribunal administratif et a rétabli l’arrêté ICPE.

Elle a notamment jugé qu’« il ne résulte pas de l’instruction que le projet serait localisé dans un milieu caractérisé par une sensibilité environnementale particulière », malgré la présence de deux zones humides et d’une coupure humide, qui formaient le cœur de l’argumentation adverse : 

« 11. Il résulte de l’instruction que le terrain d’assiette du projet, d’une contenance de plus de 50 000 m², se situe en tête de bassin versant de l’Huisne, dans un secteur à dominante agricole, classé en zone vulnérable à la pollution par les nitrates, exposé à un risque moyen d’inondation de caves, et saturé d’eau, en raison du caractère argileux des sols qui s’y trouvent. Toutefois, il résulte de l’instruction que le site se situe à des distances, respectivement de 5 et 10 kilomètres de la ZNIEFF et de la zone Natura 2000 les plus proches, qu’il se trouve en dehors de tout périmètre de protection rapprochée d’un captage d’eau, en dehors de tout espace remarquable, à 350 mètres du cours d’eau le plus proche, dans un secteur caractérisé par un réseau hydrographique peu dense et par une topographie globalement peu marquée. Il résulte de l’instruction et notamment de l’étude des zones humides jointe au dossier d’enregistrement ainsi que de la note méthodologique du 14 novembre 2023 que, si les sondages effectués sur le terrain ont fait apparaître l’existence de deux zones humides, celles-ci ne sont pas connectées au réseau hydrographique et se caractérisent, de ce fait, par des fonctionnalités écologiques et hydrologiques très dégradées. S’il est vrai que, sur une carte topographique publiée sur le site internet Géoportail.fr, le tracé d’un trait bleu discontinu, correspondant à un cours d’eau temporaire, coupe l’angle sud-ouest du terrain d’assiette du projet, il ressort des investigations effectuées sur le site en décembre 2023 et en juin 2024 par les agents de l’Office français de la biodiversité, et dont les rapports ont été produits pour la première fois en appel, qu’aucun indice sur le terrain d’assiette du projet ne permet d’y confirmer l’existence d’un cours d’eau à l’endroit de ce tracé, qui n’apparaît d’ailleurs ni sur la carte des points d’eau et sources établie par la banque du sous-sol éditée par le bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), ni sur les photographies aériennes des cours d’eau à la rubrique « Bonnes Conditions Agricoles et Environnementales » (BCAE) du site Géoportail.fr. Par ailleurs, si les agents de l’Office français de la biodiversité ont constaté la présence, au milieu du terrain d’assiette du projet, d’une coupure humide orientée d’est en ouest, le contenu de leurs rapports, qui font état d’un très léger écoulement d’eau, en hiver, sur une partie très limitée de son parcours, et de la présence d’eau stagnante sur la plus grande partie de celui-ci, ne permettent d’établir ni l’existence d’un débit suffisant ni d’une alimentation par une source, de nature à faire regarder comme un cours d’eau cette coupure humide, que le géologue hydrologue mandaté par le maître d’ouvrage a d’ailleurs analysé comme un fossé de drainage »

La Cour a toutefois sursis à statuer sur certains points techniques en considérant que :

« l’arrêté d’enregistrement du 22 août 2022 du préfet de la Sarthe est entaché de plusieurs vices tirés de ce que la « dalle groupe électrogène », le « local onduleur » et le local technique sont à moins de 10 mètres d’une aire de stockage de matériaux combustibles, en méconnaissance de l’article 6 de l’arrêté du 12 août 2010, de ce que le niveau des cuves, la pression des canalisations de gaz et la concentration en oxygène dans le ciel gazeux ne disposent pas de dispositifs de surveillance connectés permettant à l’astreinte d’intervenir en cas d’accident, en méconnaissance de l’article 9 de cet arrêté, de ce que les zones ATEX ne sont pas identifiées dans le dossier de demande d’enregistrement, en méconnaissance de l’article 11 du même arrêté, de ce qu’il n’est pas justifié de ce que le système de rétention est équipé d’un dispositif d’étanchéité, en méconnaissance de l’article 30 de l’arrêté et de ce qu’il n’est pas justifié de ce que la fosse où la poche de stockage de digestat liquide sera enterrée est équipée d’une étanchéité, en méconnaissance des dispositions de l’article 34 du même arrêté.

Ces vices, principalement relatifs à la justification de mesures de sécurité, devront être régularisés  pour compléter ces aspects avant que la Cour ne se prononce définitivement sur l’arrêté d’enregistrement.

CAA Nantes, 3 février 2026 : une régularisation ICPE effectuée en première instance validée par la Cour administrative d’appel de Nantes !

Par un arrêt récent, la Cour administrative d’appel de Nantes confirme la légalité d’un arrêt CIP projet défendu par notre client, en validant la régularisation intervenue en cours d’instance devant le Tribunal administratif.

Cette décision illustre, une nouvelle fois, l’efficacité du mécanisme de régularisation comme instrument de sécurisation contentieuse.

En première instance, le tribunal administratif avait estimé que le dossier de demande d’enregistrement était insuffisant s’agissant de l’information du public relative aux capacités financières du pétitionnaire.

Par un jugement avant-dire droit, il avait donc fait application de ses pouvoirs de plein contentieux et sursis à statuer, afin de permettre la régularisation de ce vice.

Dans le délai imparti, le pétitionnaire a produit un porter à connaissance particulièrement étayé, détaillant l’ensemble des éléments relatifs à ses capacités financières.

Les pièces ainsi versées ont été mises à la disposition du public, lequel a été mis à même de présenter ses observations dans des conditions régulières.

À l’issue de cette procédure, un arrêté préfectoral complémentaire est intervenu. Le tribunal administratif a alors jugé que les insuffisances initialement relevées étaient régularisées, dès lors que le public disposait désormais d’une information suffisante sur les capacités financières de la société exploitante. 

En conséquence, la requête des opposants au projet a été rejetée par le Tribunal.

Saisie par les requérants, la Cour administrative d’appel confirme sur ce point que :

• la régularisation opérée en première instance était effective ;
• la mise à disposition du public des éléments relatifs aux capacités financières du pétitionnaire satisfaisait aux exigences applicables ;
• le vice initialement relevé avait été utilement purgé dans le cadre de la procédure de régularisation :

« En second lieu, il résulte de l’instruction que par un porter à connaissance du 31 mai 2023, la société XXX a transmis au service instructeur des éléments sur le montant des investissements nécessaires à la construction, à la mise en service de son projet et à la remise en état du site, l’origine et la réalité des fonds dont elle peut disposer, tenant notamment à des accords de principe de financement du projet par des établissements bancaires, une convention de financement avec l’ADEME, et les justifications des associés des fonds propres disponibles. A cet égard, il résulte du dossier de porter à connaissance que l’investissement nécessaire à la réalisation du projet, d’un montant de 4,6 millions d’euros sera financé à 82 % par un prêt bancaire et par une subvention de l’ADEME à hauteur de 6,5%. L’accord de principe de financement d’un organisme bancaire et la convention de financement de l’ADEME étaient joints au dossier de porter à connaissance. Par ailleurs, le projet en litige sera financé à hauteur de 11,5 % par les associés de la société pétitionnaire de la façon suivante : les associés apporteront une somme totale de 60 000 euros, la société Y’à pas photo dont ils sont également associés, apportera au capital de la société pétitionnaire une somme de 30 000 euros et réalisera une avance de fond à hauteur de 395 000 euros alors que le GAEC XXX apportera 90 000 euros au capital de la société XXX. Les autorisations des assemblées générales du GAEC XXX et de la société XXX ainsi que les accords de principes des organismes bancaires, justifiant de la disponibilité des fonds, ont été également produits au sein du dossier de porter à connaissance. S’agissant de l’exploitation de l’installation, le compte prévisionnel produit dans le dossier d’enregistrement fait état du revenu annuel tiré de la vente de biométhane fondé sur le contrat d’achat avec la société XXX S.A., joint au dossier de porter à connaissance, et mentionne les charges annuelles que l’exploitation devra supporter. Enfin, les différentes phases nécessaires à la remise en état du site, lors de la cessation d’activité, sont décrites et leur coût total, estimé à 50 000 euros, sera financé par les résultats de l’exploitation. Par suite, le dossier de demande d’enregistrement, régularisé par le porter à connaissance du 31 mai 2023, mentionne de façon suffisamment précise et étayée les capacités financières que la société pétitionnaire entend mettre en œuvre. La circonstance alléguée selon laquelle ces capacités financières ne lui permettraient pas de conduire son projet, est à cet égard sans incidence sur la suffisance du dossier de demande. Le moyen doit dès lors être écarté. »

La Cour valide ainsi pleinement la démarche engagée devant le Tribunal administratif et consacre la solidité juridique du porter à connaissance produit dans le cadre du sursis à statuer.

Cet arrêt confirme que, lorsqu’elle est conduite de manière rigoureuse et complète, la régularisation constitue un levier particulièrement efficace de sécurisation des projets, sans que les garanties dues au public soient impactées (au contraire).

Il récompense également le travail de régularisation accompli par le porteur de projet, dont la diligence a permis de purger le vice relevé sans remise en cause globale de l’autorisation.

CAA Nantes, 17 février 2026 : une régularisation spontanée par le porteur de projet 

Le 17 février 2026, la Cour administrative d’appel de Nantes confirme le rejet du recours dirigé contre le permis de construire délivré à un collectif agricole pour la création d’une unité de méthanisation dans le Morbihan.

L’arrêt sécurise définitivement le volet urbanistique du projet. En parallèle, la même Cour avait, dans un arrêt précédemment commenté, confirmé le volet ICPE. 

Point stratégique majeur : l’article L. 111-3 du code rural et le lisoduc

Les requérants soutenaient que le lisoduc (canalisation qui permet d’acheminer le lisier) implanté à moins de 200 mètres des habitations méconnaissait les règles de distance issues :

• de l’article L. 111-3 du code rural et de la pêche maritime,
• combiné avec l’article 6 de l’arrêté ministériel de prescriptions générales du 12 août 2010 applicable aux installations de méthanisation.

Or, le porteur de projet, soucieux de sécuriser le projet, a pris l’initiative de supprimer le lisoduc.

La Cour, s’appuyant sur le permis modificatif qui avait été obtenu, en tire une conséquence claire : le moyen est devenu inopérant. 

« 26. Si les requérants font valoir que l’opération projetée méconnait les dispositions précitées en ce que le lisoduc, implanté à l’est de la lagune, est situé à une distance inférieure à 200 mètres d’habitations, le permis de construire modificatif n° 1, délivré par le préfet du Morbihan le 20 mai 2025 a pour objet de supprimer cette installation. Par suite, le moyen ne peut qu’être écarté comme inopérant »

La délivrance du permis modificatif en cours d’instance n’a pas seulement permis une régularisation :
elle a neutralisé une éventuelle vulnérabilité, avant que la Cour ne statue.

Cette approche préventive :

• évite un débat technique incertain ;
• supprime le risque d’annulation partielle ;
• renforce la solidité globale du permis en appel.

Par Camille Mascaro avocate et Me Stéphanie Gandet avocate associée LEXION AVOCATS

L’article [BIOGAZ / JURISPRUDENCE CABINET / ICPE / PERMIS DE CONSTRUIRE/ STRATEGIE CONTENTIEUSE] est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

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L’article Retrouvez l’équipe de Lexion Avocats au salon ExpoBiogaz du 10 au 11 mars 2026 est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Le premier appel d’offres visant à soutenir la production d’hydrogène décarboné a été lancé. 

L’objectif est de faire émerger, à terme, environ 1 Gigawatt (GW) de capacité de production d’hydrogène par électrolyse en France. 

L’AO vise à soutenir la production d’hydrogène décarbonée destinée à l’industrie au cours des 15 prochaines années, hors raffinage, avec une aide proportionnelle à la quantité d’hydrogène produite.

À la fin de l’année 2024, dix candidats avaient été présélectionnés pour participer à un dialogue concurrentiel afin de préciser le cahier des charges. Cela a ainsi permis de tenir compte de la réalité du marché et les besoins technico-économiques des industriels.

Le cahier des charges a été approuvé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Les candidats présélectionnés sont invités à déposer leurs offres avant le 27 février 2026.

Hydrogène décarboné : publication du cahier des charges du premier appel d’offres | Ministère de l’Économie des Finances et de la Souveraineté industrielle et énergétique

Cette actualité réglementaire est l’occasion d’un état des lieux et enjeux réglementaires européens et nationaux du développement de la filière hydrogène.

Cadre européen 

Pour rappel, il a été adopté, par le Règlement (UE) 2021/1119, un objectif de neutralité carbone à atteindre, au plus tard, en 2050 impliquant un « équilibre entre les émissions et les absorptions des gaz à effet de serre » en vue de contenir l’élévation de la température moyenne en dessous de 2° par rapport au niveau préindustriel.  

Dans la communication en date du 11 décembre 2019, la Commission Européenne a proposé un Pacte Vert afin d’atteindre l’objectif d’une « absence d’émission nette de gaz à effet de serre d’ici 2050 ». 

A cette fin, il a notamment été souligné l’impératif: 

• de faire évoluer les infrastructures énergétiques pour favoriser, notamment le déploiement des réseaux de distribution d’hydrogène,

• de garantir l’approvisionnement en matière première durable, dont en priorité l’hydrogène, 

• et d’accroître la recherche et l’innovation nécessaires dans le domaine de l’hydrogène.

La Commission Européenne s’est en parallèle dotée, le 8 juillet 2020, d’une stratégie visant à développer fortement la production d’hydrogène renouvelable au sein du continent, en prenant acte que l’hydrogène est « une solution pour décarboner les processus industriels et les secteurs économiques », l’établissant comme « une priorité essentielle pour la réalisation du pacte vert pour l’Europe et de la transition de l’Europe vers une énergie propre »

Cette énergie secondaire a notamment pour vocation de servir de matière première, de carburant, de vecteur énergétique et de solution de stockage.  

La Commission déclare ainsi qu’il « est essentiel de réaliser rapidement le déploiement à grande échelle d’hydrogène propre. ».

Les différents types d’hydrogène ont été définis de la manière suivante : 

• «hydrogène électrolytique» comme étant l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau (dans un électrolyseur, alimenté par de l’électricité), quelque soit le mode de production de l’électricité (charbon, renouvelable, ou nucléaire). 

• «hydrogène renouvelable» (ou propre) comme étant l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau avec de l’électricité d’origine renouvelable. Le bilan carbone sur la totalité du cycle de vie doit être proche de zéro. 
• «hydrogène bas carbone» recoupe l’hydrogène d’origine fossile avec captage du carbone et l’hydrogène électrolytique incluant un bilan-carbone considérablement réduit par rapport à l’hydrogène produit avec les techniques existantes.

• -«combustibles de synthèse dérivés de l’hydrogène, divers combustibles gazeux et liquides dérivés de l’hydrogène et du carbone. » incluant que la composante «hydrogène» du gaz de synthèse doit être renouvelable (ex : kérosène de synthèse pour l’aviation, le gazole de synthèse pour les voitures, et diverses molécules utilisées dans la fabrication de produits chimiques et d’engrais).

Le développement de l’hydrogène renouvelable aura également, par effet ricochet de permettre l’équilibre des réseaux de transport d’électricité : 

• en transformant l’électricité en hydrogène lorsque l’électricité d’origine renouvelable est abondante et peu onéreuse, offrant ainsi des solutions flexibles, 

• en stockant l’électricité, soit de manière journalière ou saisonnière, constituant un appoint et remplissant une fonction de tampon.

Dès lors, il est retranscrit que « le développement du secteur de l’hydrogène passera par une masse critique d’investissements, un cadre réglementaire favorable, […]  un réseau d’infrastructures de grande envergure », avec pour objectif d’atteindre une capacité de production de 40 GW d’ici à 2030 au sein de l’Union Européenne. 

A cette fin, il a été retranscrit les impératifs suivants : 

• développer la construction d’électrolyseur d’hydrogène renouvelable auprès des industries lourdes (raffinerie, sidérurgie et chimique), 

• développer le déploiement de stations de ravitaillement pour les bus et camions équipés de piles à combustible 

• planifier des infrastructures centrales de distribution d’hydrogène, corroboré d’une logistique à l’échelle de l’UE pour assurer le transport de l’hydrogène, tel que par exemple le projet de construction du Réseau Hy-Fen. 

• développer des pôles locaux d’hydrogène par des « vallées de l’hydrogène » tel que par exemple le programme Zero Emission Valley développé au sein de la région Auvergne-Rhône-Alpes

• construire des unités de captage et d’utilisation du Co² auprès des unités de production d’hydrogène fossile 

• la mise en place d’un cadre réglementaire incitatif favorisant la naissance d’un marché compétitif visant à combler les différences de coût entre la production d’hydrogène fossile et renouvelable, le tout en respectant les règles relatives aux aides d’État. 

Pour se rendre compte de l’ordre de grandeur, il a été décrit les investissements nécessaires suivants : 

• Pour les investissements nécessaires à la production : 

• d’ici à 2030, les investissements dans les électrolyseurs pourraient représenter entre 24 et 42 milliards €, engendrant un investissement sur la même période, entre 220 et 340 milliards d’€ pour développer une capacité de production d’énergie solaire et éolienne de 80 à 120 GW, 

• d’ici à 2050, les investissements dans les capacités de production se situeraient dans une fourchette de 180 à 470 milliards d’€ dans l’Union.

• Pour les investissements nécessaires au déploiement de système de captage de carbone produit par l’hydrogène fossile, il sera nécessaire environ 11 milliards € pour équiper la moitié des installations existantes.

• Pour les investissements nécessaires pour assurer le transport, la distribution et le stockage de l’hydrogène et pour mettre en place les stations de ravitaillement en hydrogène, il sera nécessaire un investissement d’environ 65 milliards €. 

Plus précisément en matière de carburant, l’hydrogène est mobilisable pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, nommé sous l’acronyme RFNBO. 

Ceux-ci ont été définis à l’article 2 de la Directive 2018/2001, tel que modifié par la Directive 2023/2413 dite RED III, en les termes suivants : les carburants liquides ou gazeux qui sont utilisés dans le secteur des transports, autres que les biocarburants ou biogaz, dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse; »

Ceux-ci vont recouper ce qui est dénommé les e-carburants issus de procédés chimiques qui peuvent être des carburants liquides ou gazeux pouvant mobiliser l’hydrogène vert, notamment pour faire fonctionner les moteurs à pile à combustible. 

Par la voie de deux règlements en date du 10 février 2023, la Commission Européenne a défini :

• les règles relatives à la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique notamment les conditions pour que « l’électricité utilisée pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, peut être considérée comme entièrement renouvelable »

• un seuil minimal de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour les RFNBO, établissant en son article 2, que « La réduction des émissions de gaz à effet de serre résultant de l’utilisation de carburants à base de carbone recyclé est au minimum de 70 %. »

En complément, par un Règlement 2023/1804 en date du 13 septembre 2023 relatif au déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs abrogeant la directive 2014/94/UE, en son article 6, il est prescrit aux États membres de déployer : 

• un nombre minimal de stations de ravitaillement en hydrogène ouvertes au public au plus tard le 31 décembre 2030, notamment à un intervalle maximal de 200 km le long du réseau central du RTE-T (réseau transeuropéen de transport) 

• et au moins une station de ravitaillement en hydrogène ouverte au public déployée dans chaque nœud urbain. 

En matière de transport de l’hydrogène, plusieurs textes sont à retenir :

Marché de distribution de l’hydrogène 

Par l’adoption de la Directive (UE) 2024/1788 relative aux règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, l’Union a précisé le cadre réglementaire mobilisable au futur marché de l’hydrogène et réseau de transport et distribution de l’hydrogène. 

Il est notamment prévu que la mise en place, au profit des tiers, d’un système d’accès réglementé au réseau et aux terminaux de stockage d’hydrogène. 

Il est néanmoins possible pour les États de régir l’accès au réseau, jusqu’au 31 décembre 2032, un accès négocié directement entre les tiers et les gestionnaires des réseaux. 

Transport d’hydrogène comme marchandise dangereuse  

Par l’adoption de la Directive 2008/68/CE et par renvoi aux accords internationaux en la matière, le transport d’hydrogène est considéré comme un transport de marchandises dangereuses. 

En matière industrielle, rappelons :

D’une part, les unités de production d’hydrogène relèvent du champ d’application de la Directive UE 2010/75 relative aux émissions industrielles (dite IED) par sa mention au point 4.2 de l’Annexe I concernant la production en quantité industrielle par transformation chimique ou biologique de gaz. 

Par l’adoption de la Directive UE 2024/1785, la Commission a réexaminé la nécessité de réviser le seuil d’activité concernant la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau afin d’exclure les unités de production d’hydrogène par électrolyse en déca d’une capacité de production supérieure à 50 tonnes par jour.

De plus, l’activité de captage des flux de CO² en vue de son stockage géologique relève également de la Directive dite IED en son point 6.9, sous réserve que le CO² provient d’une activité relevant également de la même directive, incluant dès lors tous les procédés d’industrie lourde (sidérurgie, métallurgie ou chimique). 

D’autre part, l’hydrogène est désigné comme étant une substance dangereuse désignée en application de l’annexe I de la Directive 2012/18/UE concernant la maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs impliquant des substances dangereuses (dite SEVESO), avec pour quantité de soumission au seuil bas à 5 tonnes présente sur site, et à 50 tonnes pour le seuil haut. 

Cette soumission au régime SEVESO va naturellement avoir une incidence concernant les modalités de stockage de l’hydrogène, mais également pour le procédé de production d’hydrogène lui-même, étant donné que la quantité doit se comprendre comme la quantité d’hydrogène présent sur site, incluant dès lors l’hydrogène présent au sein de l’unité de production, pendant le processus. 

Cadre national 

Un plan de déploiement de l’hydrogène a été adopté en 2018 par le Ministre de l’environnement, Nicolas Hulot, retranscrivant l’impulsion européenne en la matière, en prenant acte que l’hydrogène est « un levier essentiel pour la poursuite de la transition énergétique vers la neutralité carbone à l’horizon 2050 ». 

La production d’hydrogène nationale est essentiellement fossile et à destination des industries (désulfurisation de carburants pétroliers à 60%, la synthèse d’ammoniac principalement pour les engrais à 25% et la chimie à 10%), le tout représentant environ 3 % des émissions de gaz à effet de serre nationale. 

Le plan national retranscrit différents axes, dont :

• le développement de la production de l’hydrogène par électrolyse pour l’industrie, avec pour objectif d’atteindre un objectif d’usage d’hydrogène décarboné à hauteur de 20 à 40 % à l’aide d’un dispositif de traçabilité sur l’origine de l’hydrogène 

• le développement de l’usage de l’hydrogène dans le transport, en complément des batteries électriques notamment en accompagnement le développement de véhicules lourds routier, aéronautique ou naval / maritime.

• stabilisation du réseau de transport d’électricité et gazier 

Le cadre législatif relatif à la production d’hydrogène a été adopté par l’Ordonnance n°2021-167 du 17 février 2021, promulguée du fait de l’habilitation donnée au gouvernement par l’article 52 de la loi n°2019-1147 relative à l’énergie et au climat. 

Dans un premier temps, il a été intégré à l’article L.100-4 du code de l’énergie que la politique nationale énergétique a pour objectif, pour répondre à l’urgence écologique et climatique « de développer l’hydrogène bas-carbone et renouvelable et ses usages industriel, énergétique et pour la mobilité, avec la perspective d’atteindre environ 20 à 40 % des consommations totales d’hydrogène et d’hydrogène industriel à l’horizon 2030 »

Dans un second temps, l’article L.811-1 du code de l’énergie a défini l’hydrogène renouvelable et bas carbone de la manière suivante : 

« L’hydrogène renouvelable est l’hydrogène produit soit par électrolyse en utilisant de l’électricité issue de sources d’énergies renouvelables telles que définies à l’article L. 211-2, soit par toute une autre technologie utilisant exclusivement une ou plusieurs de ces mêmes sources d’énergies renouvelables et n’entrant pas en conflit avec d’autres usages permettant leur valorisation directe. Cette électricité peut être fournie dans le cadre d’une opération d’autoconsommation individuelle ou collective définie aux articles L. 315-1 et L. 315-2. Dans tous les cas, son procédé de production émet, par kilogramme d’hydrogène produit, une quantité d’équivalents dioxyde de carbone inférieure ou égale à un seuil.

L’hydrogène bas-carbone est l’hydrogène dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales au seuil retenu pour la qualification d’hydrogène renouvelable, sans pouvoir, pour autant, recevoir cette dernière qualification, faute d’en remplir les autres critères. »

La définition de l’hydrogène bas-carbone diffère grandement de celle établie par la Commission européenne, en ce qu’il est défini par rapport à un seuil d’émission de gaz à effet de serre, tel que prescrit par l’arrêté ministériel en date du 1er juillet 2024 l’établissant à 3,38 kilogrammes par kilogramme d’hydrogène produit. 

Cette différence s’explique aisément par la volonté d’intégrer l’hydrogène produit par électricité nucléaire, ce que la définition établie par l’Union ne permet pas du fait de son unique référence aux carburants bas-carbone. 

Ensuite, il a été instauré un dispositif de soutien à la production d’hydrogène aux articles L.812-1 et suivants du code de l’énergie. Celui-ci peut comprendre soit une aide au fonctionnement des unités de production, soit une combinaison d’une aide financière à l’investissement et d’un fonctionnement. 

Ce dispositif comprend une sélection des candidats prés une procédure de mise en concurrence, qui donnera lieu à la conclusion d’un contrat entre l’État et le candidat retenu. 

Pour finir, il est instauré aux articles L.821-1 et suivants des certificats de garantie d’origine et de traçabilité de l’hydrogène afin d’attester du caractère renouvelable et bas-carbone de l’hydrogène cédé et produit. 

• La garantie de traçabilité a vocation à garantir que l’hydrogène cédé à un tiers n’ait pas été mélangé à un autre type d’hydrogène ou de gaz entre l’étape de production et sa cession. (Cf. L.821-2 et L.821-7 du code de l’énergie).

• La garantie d’origine a vocation à garantir l’origine renouvelable ou bas carbone de l’hydrogène, indépendamment de son potentiel mélange ou de sa cession à un tiers. (Cf. L.821-3 du code de l’énergie).

Ainsi, la garantie d’origine a vocation à attester qu’une quantité d’hydrogène renouvelable ou bas carbone a été produite, alors que la garantie de traçabilité a vocation à attester de la quantité d’hydrogène livré. (Cf. L.821-5 du code de l’énergie). 

Il ne peut être émis qu’une seule garantie d’origine ou de traçabilité pour un MWh, signifiant qu’il ne peut être émise une garantie d’origine et une garantie de traçabilité pour un même MWh. 

Ces garanties ne peuvent être valables que pour une durée de 12 mois à compter de la date de production, et sont annulées dès que l’hydrogène est consommé ou injecté au sein du réseau de gaz. (Cf. L.821-8 du code de l’énergie).

Un organisme, désigné par le ministre en charge de l’énergie, est chargé de délivrer, d’assurer le transfert, leur annulation, leur suivi et le contrôle des garanties d’origines. (Cf, L.823-1 et D.823-1 du code de l’énergie). 

Rappels juridiques en matière de réglementation des installations classées. 

Quant au procédé industriel de production d’hydrogène 

• Application du régime dit I.E.D

La production d’hydrogène par électrolyse de l’eau est régie par la rubrique 3420 de la nomenclature des installations classées relative à la « fabrication de produits chimiques inorganiques par transformation chimique ou biologique de produits chimiques inorganiques », soumettant dès lors ces installations au régime d’autorisation et au respect des prescriptions établies au sein de l’arrêté du 4 novembre 2024 relatif aux meilleures techniques disponibles (MTD) applicables à cette activité. 

La modification de la Directive UE 2024/1785 susmentionnée n’a pas été transposée en droit français par la modification de la rubrique, retranscrivant une exception du champ d’application pour les unités de production d’une capacité de production inférieure à 50 tonnes par jour. 

Dès lors, dans l’attente de l’adoption d’un arrêté ministériel en ce sens, il convient de se référer à la doctrine administrative en la matière. 

Ainsi, au regard d’une note interprétative de la rubrique produite par le ministère, il est fait mention que « la fabrication d’hydrogène par électrolyse de l’eau pourrait, selon, notamment le volume d’eau consommée et des enjeux de pression sur les ressources en eau du secteur concerné ou de l’efficacité énergétique du dispositif, ne pas relever de la rubrique 3420. ». 

Il convient ainsi de se référer à un « faisceau d’indice » renvoyant à un critère commercial et un critère environnemental : si le critère commercial ne fait pas vraiment débat dès lors que l’hydrogène a vocation à être vendu à un tiers, des questions de sécurité juridique demeure quant au critère environnemental qui nécessite une appréciation in concreto au regard des caractéristiques et localisation de l’unité de production. 

• Application du régime dit SEVESO.

Une attention particulière doit également être portée sur l’application du régime dit SEVESO susmentionné.

L’hydrogène et l’oxygène sont recensés comme étant des substances désignées nommément désignées aux rubriques 4715 et 4725 de la nomenclature des installations classées. 

Les seuils SEVESO sont les suivants :

Pour l’hydrogène : 

• Seuil bas : supérieur à 5 tonnes 
• Seuil haut : supérieur à 50 tonnes 

Pour l’oxygène : 

• Seuil bas : 200 tonnes 
• Seuil haut : 2 000 tonnes

Afin de déterminer si l’unité de production relève du champ d’application de la Directive, il est nécessaire de réaliser un inventaire tant qualitatif que quantitatif de l’ensemble des substances dangereuses présentes ou susceptibles de l’être au sein de l’établissement pour déterminer : 

• d’une part, si la quantité dépasse directement le seuil bas ou seuil haut. 

• et d’autre part, d’apprécier la mise en œuvre de la règle de cumul au regard des propriétés dangereuses établies au sein du Règlement n° 1272/2008, dit CLP.

Il est donc nécessaire de prendre en compte l’ensemble des substances présentes au sein de l’établissement, même celles qui n’engendrent pas un dépassement des seuils. La soumission de l’unité de production au régime applicable aux établissements SEVESO aura naturellement des incidences sur les prescriptions retranscrites au sein de l’autorisation. 

En dehors des seuils SEVESO, en l’état des textes actuels, le régime au titre des installations classées est le suivant : 

Pour l’hydrogène : 

• Quantité supérieure ou égale à 1 tonne : régime d’autorisation.

• Quantité supérieure ou égale à 100 kg mais inférieure à 1 tonne : régime déclaratif où un arrêté de prescription spéciale pour l’alimentation de chariots à hydrogène sera applicable. 

A défaut, l’arrêté de prescription applicable sera celui en date du 12 décembre 1998. 

Pour l’oxygène : 

• Quantité supérieure ou égale à 200 tonnes : régime d’autorisation.

• Quantité supérieure ou égale à 2 tonnes mais inférieure à 200 tonnes : régime déclaratif engendrant l’application de l’arrêté de prescription générale en date du 10 mars 1997.

Toutefois, des discussions sont en cours afin de créer un régime propre aux électrolyseurs, au stockage, aux stations-services et aux stations de compressions connexes aux canalisations de transport. 

L’objectif est notamment de créer une rubrique soumettant au régime d’enregistrement installations présentant une quantité entre 1 à 5 tonnes d’hydrogène gazeux, et dans un deuxième temps, des discussions similaires seront entreprises concernant l’hydrogène liquide. 

Quant aux stations-services d’approvisionnement d’hydrogène.

• Rubrique 1416 de la nomenclature des installations classées 

En l’état actuel des textes, les stations-services d’hydrogène gazeux relèvent de la rubrique susvisée les soumettant au régime déclaratif obligeant dès lors l’obligation de respecter les prescriptions de l’arrêté ministériel de prescription générale en date du 22 octobre 2018. 

Toutefois, des discussions sont actuellement engagées en vue d’adopter un nouvel arrêté de prescription générale ministériel applicable à la rubrique. 

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Les avocats de LEXION AVOCATS interviennent depuis 2017 dans la filière hydrogène et ont accompagné une dizaine de sites de production d’hydrogène renouvelable par électrolyse, et plusieurs projets de station d’avitaillement.

Par Clara Scarabotto avocate et Me Stéphanie Gandet avocate associée LEXION AVOCATS

L’article [HYDROGENE RENOUVELABLE / APPEL D’OFFRES / ACTUALITE REGLEMENTAIRE] est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

A partir de cette date, il sera possible d’échanger des GOs biogaz avec les pays déjà connecté au hub de l’AIB. Il sera également toujours possible d’effectuer des « Ex Domain Cancellations » (EDCs) avec les pays qui ne sont pas encore connectés au hub de l’AIB et avec lesquels la France a autorisé des EDCs jusqu’à présent.

Cela est de nature à concerner les utilisateurs du registre des garanties d’origine : en effet, si cette évolution ne modifiera pas l’interface pour les utilisateurs du registre, la connexion au Hub de l’AIB leur permettra d’importer ou d’exporter des GO avec les pays membres de l’AIB (au même titre que ce que propose déjà la plateforme ERGaR et son système parapluie de « Certificate of Origin » (CoO)).

Il est permis de penser que la connexion du RGO français au Hub AIB sera vecteur de nouvelles opportunités de développement et de stratégies de négoce sur l’ensemble des marchés couverts par l’AIB.

Toutes les GO émises seront certifiées EECS, garantissant une harmonisation complète des certificats importables et exportables (cf. EECS | AIB).

Le fonctionnement des enchères demeure inchangé : elles continueront de porter exclusivement sur les GO françaises.

A toutes fins utiles, voici la liste des membres de l’AIB avec lesquels les titulaires de compte pourront échanger :

1. EEX, France (à connecter au Hub AIB)
2. E-Control, Austria
3. Brugel, Belgium-Brussels
4. OTE, Czechia
5. Elering, Estonia (à connecter au Hub AIB)
6. Gasgrid, Finland
7. GSE, Italy
8. Conexus, Latvia
9. VertiCer, Netherlands
10. REN, Portugal
11. Enagas GTS, Spain
12. Pronovo, Switzerland
13. Amber Grid, Lithuania (à connecter au Hub AIB)

Par Stéphanie Gandet, avocate associée LEXION AVOCATS

L’article Connexion du gestionnaire du Registre français des garanties d’origines RGO du biogaz au “hub” en janvier 2026 est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

• l’arrêté du 26 décembre 2025 modifiant l’arrêté du 6 juillet 2024 relatif au dispositif de certificats de production de biogaz ;
• l’arrêté du 26 décembre 2025 fixant le montant de la garantie financière mentionnée à l’article D.453-23 du Code de l’énergie.

Ces textes présentent un caractère technique marqué et ils emportent des conséquences concrètes pour les porteurs de projets, tant sur le plan économique que dans la structuration juridique des opérations de conversion.

Eléments d’analyse.

I. Ajustement du dispositif des certificats de production de biogaz

Après plusieurs mois de discussion au sein de la filière et une délibération de la CRE du 10 octobre 2025, le premier arrêté modifie l’arrêté du 6 juillet 2024 relatif au dispositif de certificats de production de biogaz (#CPB).

Il rehausse pour certains sites le coefficient de modulation utilisé pour déterminer le nombre de certificats délivrés par MWh de biométhane injecté dans le réseau.

Ce coefficient est ainsi porté de 0,8 à 0,95 CPB/MWh pour certaines installations issues de la cogénération.

Le bénéfice de ce coefficient majoré est strictement réservé aux installations :

• mises en service depuis plus de quinze ans et depuis moins de trente ans ;
• faisant l’objet d’une conversion vers l’injection avant le 31 décembre 2029 (c’est-à-dire dont l’injection de biométhane donnant lieu à délivrance d’un CPB est antérieur à cette date).

C’est l’objet de l’article 1^er qui précise :

« Par dérogation aux dispositions ci-dessus, les installations de production de biométhane par méthanisation en digesteur de produits ou déchets non dangereux ayant bénéficié d’un contrat mentionné aux articles L. 311-12, L. 314-1 et L. 314-18 du code de l’énergie, dont l’âge calculé à partir de la date de mise en service est supérieur à 15 ans et inférieur ou égal à 30 ans et dont la première injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel donnant lieu à la délivrance d’un certificat de production de biogaz intervient avant le 31 décembre 2029, bénéficient d’un coefficient de modulation de 0,95. Au-delà de 30 ans, le coefficient de modulation appliqué est de 0,8. »

Cela reprend la proposition de la CRE formulée dans sa délibération du 10 octobre 2025.

Ce ciblage traduit une volonté claire d’accompagner la reconversion d’unités de cogénération arrivant en fin de cycle économique, dans un contexte marqué par l’extinction progressive des contrats d’achat historiques et par la recherche d’un meilleur rendement énergétique des installations existantes.

Cela va toutefois induire une contrainte de calendrier assez forte, que les porteurs de projet devront bien anticiper et articuler avec les autres pré requis de la conversion (gestion de la fin de contrat de cogé, démarches ICPE et d’urbanisme, certification RED notamment…).

II. Instauration d’une garantie financière en cas de renforcement du réseau

Le second arrêté du 26 décembre 2025 fixe le montant de la garantie financière mentionnée à l’article D. 453-23 du Code de l’énergie, désormais applicable aux projets de conversion de cogénération vers l’injection.

Lorsque le raccordement de l’installation nécessite un renforcement du réseau, le porteur de projet est dorénavant tenu de constituer une garantie financière, y compris lorsque l’installation bénéficie déjà d’un titre d’exploiter au sens de la réglementation des installations classées pour la protection de l’environnement (#ICPE).

Les montants de cette garantie sont déterminés en fonction de la capacité d’injection du projet :

• 10 000 € pour une capacité inférieure ou égale à 50 Nm³/h ;
• un montant compris entre 10 000 € et 50 000 €, par interpolation linéaire, pour une capacité comprise entre 50 et 200 Nm³/h ;
• 50 000 € au-delà de 200 Nm³/h.

Ce dispositif introduit ainsi une contrainte financière supplémentaire, qui devra être prise en compte dès la phase de montage du projet et lors des échanges avec les gestionnaires de réseaux.

Pris dans leur ensemble, ces deux arrêtés illustrent l’approche retenue par le pouvoir réglementaire d’encourager la conversion des installations de cogénération existantes vers l’injection de biométhane, tout en encadrant plus strictement les conditions de raccordement au réseau.

Par Maître Nejda Bouguerra avocate LEXION AVOCATS

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Le cabinet est co-auteur du Guide GRDF destiné à accompagner la conversion des unités de méthanisation de la cogénération vers l’injection. Réalisé avec S3d Ingénierie, l’Association ATEE Club Biogaz et  l’AAMF – Association des Agriculteurs Méthaniseurs de France, ce document pratique aide les exploitants à se poser les bonnes questions avant d’engager un changement de modèle énergétique. Le guide est disponible ici: https://lnkd.in/dwbjJBAP

Le cabinet accompagne plus de 270 sites de production de biogaz en France, et a conseillé plusieurs producteurs dans la contractualisation de contrats BPA et CPB en 2025.

L’article Conversion des installations de cogénération vers l’injection de biométhane : précisions apportées par deux arrêtés du 26 décembre 2025 est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Le guide est disponible ici: https://lnkd.in/dwbjJBAP

Issu d’un travail approfondi, le guide s’adresse directement aux exploitants qui envisagent de basculer vers l’injection.
Il leur donne une méthode, des repères pour structurer leur projet et anticiper les étapes à venir.
Pensé comme un support d’accompagnement concret, il repose sur l’expérience et des regards croisés de plusieurs partenaires engagés dans la filière biogaz.

La conversion peut être une opportunité pour certains sites, mais la faisabilité dépend d’un certain nombre de paramètres techniques, économiques et juridiques.
Les textes récemment parus, commentés ici, doivent encore être précisés et interprétés par la DGEC.

Surtout, la tendance annoncée est de ne plus permettre à un site de bénéficier successivement d’un contrat de vente d’électricité aidé puis d’un contrat de vente de biométhane au tarif fixé par arrêté.

Le projet de conversion doit donc se faire de manière réfléchie, anticipée et intégrant l’ensemble des problématiques.

Au final, ce guide se veut un véritable outil de pilotage, offrant méthode, repères pratiques et clés de contacts pour accompagner les exploitants tout au long de leur projet de passage à l’injection.

Suivez le guide, bonne lecture !

GRDF – S3d Ingénierie – AAMF – Association des Agriculteurs Méthaniseurs de France – Association ATEE – Lexion Avocats – Raphaël Boukobza

Catherine LOICHOT Youness Hssaini Audrey Rousseau Nejda BOUGUERRA

𝐿𝐸𝑋𝐼𝑂𝑁 𝐴𝑉𝑂𝐶𝐴𝑇𝑆 𝑎𝑐𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑔𝑛𝑒 𝑝𝑙𝑢𝑠 𝑑𝑒 260 𝑠𝑖𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑚é𝑡ℎ𝑎𝑛𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑒𝑛 𝐹𝑟𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑒𝑡 𝑑é𝑓𝑒𝑛𝑑 𝑙𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑠 𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑝𝑙𝑢𝑠 𝑑𝑒 170 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑒𝑠, 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑑𝑒𝑠 𝑜𝑝𝑝𝑜𝑠𝑎𝑛𝑡𝑠. 𝑁𝑜𝑡𝑟𝑒 é𝑞𝑢𝑖𝑝𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑒𝑖𝑙𝑙𝑒 𝑙𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑒𝑢𝑟𝑠 𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑠𝑢𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛 (𝑓𝑎𝑖𝑠𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝓉é, 𝑛é𝑔𝑜𝑐𝑖𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑠 𝐵𝑃𝐴/𝐶𝑃𝐵).

L’article BIOGAZ / CONVERSION Cogénération vers l’injection biométhane – Suivez le guide ! est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

L’analyse de l’ordonnance de référé est disponible dans un précédent article rédigé par le cabinet, accessible ici.

C’est une décision utile pour les maîtres d’ouvrages, agriculteurs, producteurs ENR, les bureaux d’études comme les services de l’État.

Sur la question-clé de l’évaluation environnementale : continuité avec la jurisprudence d’avril 2025 :

Le tribunal refuse de considérer la canalisation de raccordement de gaz de l’unité de méthanisation comme un élément indissociable du projet de méthanisation.
Il estime au contraire qu’il s’agit d’un ouvrage distinct, régi par un régime juridique autonome fixé à l’article L. 554-6 du code de l’environnement, qui assimile ces canalisations à des canalisations de distribution.

Le tribunal retient

« Il résulte de l’instruction que pour permettre d’injecter le biogaz produit par l’unité de méthanisation en litige, des travaux de raccordement doivent être entrepris, notamment par la création d’une canalisation de 5 600 mètres permettant le transport du gaz produit jusqu’au réseau public de distribution de gaz de la commune de P…. Les requérants soutiennent que la construction de cette canalisation de transport de gaz constituant un projet indissociable de la mise en œuvre de l’unité de méthanisation, il appartenait à l’autorité administrative d’appréhender globalement le projet et de procéder à un examen au cas par cas pour l’ensemble du projet afin d’en apprécier les incidences sur l’environnement, conformément aux dispositions précitées du III de l’article L. 122-1 et du IV de l’article R. 222-2 du code de l’environnement. Toutefois, ainsi qu’il résulte des termes de l’article L. 554-6 du code de l’environnement, le législateur a entendu soumettre les canalisations reliant une unité de production de biométhane au réseau de transport à la règlementation applicable aux canalisations de distribution. Il n’est, par ailleurs, pas soutenu que la canalisation en litige ne respecterait pas les caractéristiques et conditions fixées pour de telles canalisations, telles que mentionnées à l’article L. 554-5 du même code. Dans ces conditions, les requérants ne sont pas fondés à soutenir que le projet en litige devait être précédé d’un examen au cas par cas dans sa globalité, en ce qu’il aurait relevé de deux rubriques du tableau annexé à l’article R. 122-2 du code de l’environnement, la canalisation litigieuse ne relevant pas de la rubrique 37 de ce tableau. »

Par conséquent, le projet de canalisation n’entre pas dans la rubrique 1 du tableau annexé à l’article R. 122-2 du code de l’environnement.

Il ne relève pas non plus de la rubrique 37 (canalisations de transport de gaz), en cohérence avec ce qu’a jugé le juge des référés dans son ordonnance 8 avril 2025

Une stratégie de régularisation anticipée accueillie par le juge :

Dans la lignée d’une stratégie juridique réactive, la société le porteur de projet a renoncé, en cours d’instruction, à mettre en œuvre un lisoduc (canalisation dédiée au transport de lisier) initialement prévu.

Une stratégie de régularisation proactive (retrait d’un lisoduc contesté en cours d’instruction) a ainsi contribué à sécuriser le projet : cela démontre l’intérêt d’une démarche préventive.

Camille Mascaro – Avocate LEXION AVOCATS

L’article TA Rennes – Méthanisation : la canalisation de raccordement d’une unité de méthanisation n’impose pas d’évaluation environnementale. est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Les unités de cogénération dans un projet de conversion seront aussi concernés par l’Arrêté du 3 septembre 2025 relatif aux modalités de contrôle des installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel – Légifrance

L’Arrêté du 5 septembre 2025 relatif aux modalités d’application du dispositif de certificats de production de biogaz – Légifrance impacte quant à lui les fournisseurs de gaz soumis à l’obligation de restitution

 QUI EST CONCERNÉ ?

Le contrôle de conformité va concerner l’ensemble des installations qui injectent du biométhane dans un réseau de gaz naturel, qu’elles

• bénéficient d’un contrat d’achat (en guichet ouvert ou appels d’offres) ou celles issues d’un appel à projets ou d’une procédure concurrentielle.
• ou celles qui valorisent leur production en gré à gré, avec une valorisation des Certificats de Production de Biogaz (CPB) ce qui va induire une adaptation des contrats de vente des CPB sur lesquels nous accompagnons les producteurs.

QUOI ?

Le contrôle a un périmètre large : technique / économique / réglementaire

1° Description de l’installation (localisation et description de l’installation de production au sens de l’article R. 446-1 du code de l’énergie) et le cas échéant éligibilité de l’installation au dispositif de soutien demandé (notamment production annuelle prévisionnelle) et conditions par filière ;
2° Données relatives au producteur mentionnées à l’article R. 446-3 du code de l’énergie ;

3° Dispositif de comptage et dispositifs de conversion associés (adéquation et inviolabilité du dispositif : comptage électrique, comptage énergie fossile le cas échéant, comptage seul du biométhane produit par l’installation et injecté dans le réseau de gaz naturel, et lorsque le producteur bénéficie d’une prime à l’autoconsommation, comptage du biogaz autoconsommé) ;

4° Conditions d’exploitation (injection du biométhane, indicateurs de production, dispositions relatives à l’approvisionnement de l’installation, aux besoins énergétiques et critères d’efficacité énergétique le cas échéant) ;

5° Eléments juridiques et financiers conditionnant le cas échéant le soutien et sa valeur, notamment conformité du programme d’investissement et conditions de cumul et d’octroi des aides.

Attention : Lorsque les cahiers des charges des procédures de mise en concurrence ou d’appels à projets mentionnés aux articles R. 446-12-3 ou R. 446-45 ou les arrêtés mentionnés à l’article D. 446-12 du code de l’énergie le prévoient, les prescriptions particulières définies par ceux-ci, applicables aux filières correspondantes, complètent les prescriptions générales sur lesquelles portent les contrôles.

Le non-respect de l’une des prescriptions et contrôlées sur la base du référentiel dont relève l’installation donne lieu au constat d’une non-conformité et conduit à la non-délivrance de l’attestation de conformité.

QUAND ?

L’entrée en vigueur du dispositif est étalée dans le temps :

• 8 Septembre 2025 : agrément des organismes de contrôle (cf. articles 7 et 8)
• 7 Mars 2026 : application des prescriptions de contrôle (contenu, périodicité, justificatifs) : véritable entrée en vigueur du dispositif.

Périodicité : contrôle tous les quatre ans (mais pour les installations sous OA, un contrôle supplémentaire est prévu avant la fin du contrat).

Pour les unités valorisant leur CPB,, le rapport de contrôle périodique ou une attestation de conformité récente servira de justificatif lors des demandes annuelles.

Trois cas de figure à distinguer selon la date de mise en service :

• Installations mises en service avant le 1^er octobre 2021 : le premier contrôle doit intervenir à la première échéance multiple de 4 ans après le 7 mars 2026 (date d’entrée en vigueur du nouvel arrêté).

En effet, l’arrêté prévoit que pour les installations ne disposant pas d’une attestation de conformité qui ont été mises en service entre

• le 1^er octobre 2021, date de publication du décret n° 2021-1273 du 30 septembre 2021 
• et la date d’entrée du vigueur du présent article, le premier contrôle périodique a lieu au plus tard à la première date anniversaire de la date de mise en service à compter de la date d’entrée en vigueur de l’arrêté.

Les contrôles périodiques suivants ont lieu au plus tard quatre ans après la date la plus tardive entre la date de délivrance de la plus récente attestation de conformité et la date du contrôle périodique le plus récent.

• Installations mises en service entre le 1^er octobre 2021 et le 7 mars 2026 : le premier contrôle devra avoir lieu au plus tard à la première date anniversaire suivant le 7 mars 2026.

• Installations mises en service après le 7 mars 2026 : Ces installations seront directement soumises au nouveau cadre réglementaire fixé par l’arrêté.
  L’attestation de conformité (AC) initiale est délivrée au moment de la mise en service, par un organisme de contrôle agréé. Leur premier contrôle périodique devra intervenir quatre ans après cette AC initiale , puis être renouvelé tous les 4 ans.

CAS PARTICULIERS

L’arrêté prévoit des situations avec des modalités de contrôle spécifiques :

• Modification de l’installation : lorsqu’une modification concerne la capacité de production, les conditions d’éligibilité au soutien ou le système de comptage, une nouvelle attestation de conformité doit être délivrée. Si le contrôle effectué est complet, il peut en même temps valoir contrôle périodique.
• Remplacement d’un compteur à l’identique : le contrôle est limité à la vérification du dispositif de comptage concerné. Il ne se substitue pas au contrôle périodique qui reste obligatoire tous les quatre ans.
• Variation de capacité limitée : lorsqu’une augmentation ou une baisse de production ne dépasse pas ±15 % sans changement matériel, un contrôle administratif « à distance » peut suffire. Ce contrôle allégé ne remplace pas non plus le contrôle périodique complet.

ORGANISMES AGRÉÉS

Les conditions d’agrément des organismes chargés de réaliser les contrôles sont fixées par l’arrêté du 3 septembre, et sont entrées en vigueur dès le 8 septembre 2025

Pour être agréé, un organisme doit notamment :

• être accrédité selon la norme ISO/CEI 17020 (inspection), avec un statut d’indépendance de type A
• disposer de compétences en audits énergétiques (NF EN 16247-1 et 3),
• démontrer son impartialité et l’absence de conflit d’intérêts,
• fournir une liste du personnel qualifié et une estimation de ses coûts.

L’agrément est délivré pour une durée de cinq ans.

Les contrôles devront s’appuyer sur des référentiels approuvés par le ministère de l’Énergie et mis en ligne sur la page officielle du Ministère de l’Ecologie (non encore disponibles).

Par Stéphanie Gandet, avocate associée LEXION AVOCATS – Spécialiste en droit de l’environnement

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Le cabinet accompagne plus de 250 sites de méthanisation en France en droit de l’environnement, énergie, urbanisme et construction.

L’article Parution de textes intéressant les unités de production de biométhane … mais pas que ! est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Dans une ordonnance définitive du 8 avril 2025 n°2501563, le juge des référés du Tribunal administratif de Rennes a rejeté une requête en référé dirigée contre un arrêté d’enregistrement d’une unité de méthanisation défendue par le cabinet (TA Rennes, n°2501563, 8 avril 2025), en tranchant un point de droit de manière inédite.

Cela intéressera les bureaux d’études, porteurs de projet et les administrations intervenant dans la filière biogaz.

Le juge des référés a été saisi par des requérants sur deux fondements :

• Un référé suspension de l’article L. 122-2 du Code de l’environnement pour absence d’étude d’impact du projet.
• Un référé suspension sur le fondement de l’article L. 521-1 du Code de justice administrative.

La requête, dans ses deux versants, a été rejetée par le Tribunal administratif.

Tout d’abord, pour la première fois le Tribunal s’est prononcé sur la nécessité de soumettre à évolution environnementale ou à un examen au cas par cas les canalisations de raccordement de gaz.

« D’une part, cette canalisation de raccordement ne constitue pas un transport de gaz inflammables, nocifs ou toxiques, et de dioxyde de carbone en vue de son stockage géologique au sens de la rubrique 37 de l’annexe à l’article R. 122-2 du code de l’environnement, soumis à évaluation environnementale ou à un examen au cas par cas »

Le Tribunal, jugeant en référé, affirme que les canalisations de raccordement ne constituent pas un transport de gaz au sens de la rubrique 37 de l’annexe à l’article R.122-2 du Code l’environnement.

Cette ordonnance est à notre connaissance inédite en la matière.

Elle permet de définir plus précisément les contours de la notion d’un ouvrage constituant un « transport de gaz ». Par cette décision, certes en référé, les canalisations de raccordement sont exclues de la catégorie des ouvrages constituants un transport de gaz.

Partant, le référé suspension pour défaut d’étude d’impact (art. L. 122-2 du Code de l’environnement) ne peut se fonder sur la construction d’une canalisation de raccordement et aucune étude d’impact n’était requise. 

Ensuite, après débat sur chacune des critiques sur la légalité, l’ordonnance a rejeté la requête fondée sur l’article L. 521-1 du Code de justice administrative pour absence de doute sérieux sur la légalité de l’arrêté d’enregistrement.

Par Me Stéphanie Gandet 

L’article CONTENTIEUX BIOGAZ : la rubrique 37 (canalisations de transport de gaz) visée par la nomenclature « étude d’impact » ne concerne pas le raccordement des unités de méthanisation est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.