BioGNL : le biométhane arrive là où le réseau de gaz ne va pas

Cent tonnes. C’est le volume du contrat annoncé en septembre 2026, présenté comme le premier de commercialisation de bioGNL produit en France. Les livraisons débutent en novembre. Le chiffre est modeste, ce qu’il inaugure l’est moins : du biométhane livré physiquement, sans raccordement au réseau. Transporteurs au GNL et sites industriels isolés ont une piste à suivre de près. 

Le biométhane sort du réseau 

Prenez un site industriel rural, loin de toute canalisation de gaz. Sa chaudière tourne au fioul ou au propane. Jusqu’ici, le biométhane ne lui était d’aucun secours. 

L’essentiel du biométhane produit en France est injecté dans le réseau de gaz. Il est ensuite attribué aux consommateurs via des garanties d’origine. Un site non raccordé peut en acheter, mais pas consommer physiquement ce biométhane. 

Côté producteurs, les méthaniseurs isolés avaient jusqu’à présent d’autres voies :  

• La cogénération : le biogaz y produit de l’électricité, vendue sous obligation d’achat, et de la chaleur. Mais aujourd’hui, ce modèle perd son soutien pour les nouveaux projets. 
• Plus rarement, certains producteurs transportent leur biométhane par camion jusqu’à un point d’injection distant.  

Par ailleurs, depuis 2026, les certificats de production de biogaz (CPB) soutiennent le biométhane mais uniquement lorsqu’il est injecté dans le réseau. La valorisation sous forme de gaz devient ainsi la voie privilégiée.  

C’est là qu’intervient le bioGNL : du biométhane issu de la méthanisation de déchets agricoles ou organiques, épuré puis refroidi autour de -160 °C. La liquéfaction se fait sur le site de méthanisation, ici une exploitation agricole bretonne. Le carburant part en citerne cryogénique et arrive tel quel chez le client. 

Des démonstrateurs de liquéfaction ont déjà existé en France. La nouveauté, c’est le débouché commercial. Le contrat porte sur 100 tonnes de bioGNL sur douze mois, à partir de novembre 2026. Soit environ 1,4 GWh, c’est-à-dire l’équivalent de la consommation annuelle de quelques poids lourds GNL. Les acteurs eux-mêmes considèrent ce premier contrat comme un test du modèle économique. Une unité plus importante est en projet, sans calendrier public à ce stade. 

Pour les entreprises, une piste de décarbonation hors réseau

Deux profils sont concernés :  

• Les transporteurs qui exploitent des poids lourds au GNL. Le bioGNL est interchangeable avec le GNL fossile. Il s’utilise en principe dans les mêmes camions et les mêmes stations. Selon le Panorama du bioGNV 2026 de France Mobilité Biogaz, la mobilité gaz a consommé 5,4 TWh en 2025, dont 56 % de biométhane. Mais cette part renouvelable passait par le gaz comprimé. Le GNL, soit 0,95 TWh, restait largement fossile. 

• Les sites industriels non raccordés au réseau de gaz. Certains alimentent leurs process au fioul, au propane ou au GNL livré par camion. Pour eux, le bioGNL ouvre à terme une substitution renouvelable livrée physiquement. 

Côté climat, France Mobilité Biogaz cite pour le bioGNV (biométhane carburant, comprimé ou liquéfié) une réduction de l’ordre de 80 % des émissions de CO₂ par rapport au gazole, sur l’ensemble du cycle de vie. Ce chiffre, sensible aux intrants et à la logistique, n’a cependant pas été établi spécifiquement pour le bioGNL livré par citerne. 

Pour une entreprise qui publie un bilan d’émissions, un approvisionnement physique d’origine traçable se distingue d’un achat de garanties d’origine. Les règles de comptabilisation dépendent du référentiel utilisé. 

Quatre signaux à surveiller avant d’arbitrer 

Soyons clairs : le bioGNL relève encore de la veille, plus que de l’achat. Quatre signaux sont à suivre. 

• Les volumes. Ce premier volume représente environ 0,15 % du GNL carburant consommé en 2025. La suite dépendra de nouvelles unités de liquéfaction à la ferme. 
• Le prix. Aucune condition tarifaire n’a été publiée, et la logistique cryogénique pèsera face au fioul, au propane ou au GNL fossile. 
• Le cadre réglementaire. Non injecté, le bioGNL reste en dehors des CPB : sa rentabilité dépendra surtout des mécanismes propres aux carburants. Le principal, l’IRICC (incitation à la réduction de l’intensité carbone des carburants), doit remplacer l’actuel dispositif fiscal d’incitation aux carburants renouvelables (TIRUERT). L’administration a annoncé son entrée en vigueur au 1^er janvier 2027, avec des modalités encore en discussion. 
• Les équipements. Passer du fioul au bioGNL ne se résume pas à changer de fournisseur. Il faut un stockage cryogénique, une unité de regazéification et des brûleurs adaptés au gaz. L’investissement se chiffre au cas par cas, échéances des contrats en cours comprises. 

Sur le terrain, les sites hors réseau sont souvent ceux qui ont le moins d’options pour décarboner leur chaleur. L’électrification peut buter sur la puissance disponible ou la température requise ; la biomasse demande de la place et une logistique. Le bioGNL ne les remplace pas : il allonge la liste, si la filière gagne en volume. 

En pratique, le bon réflexe n’est pas d’attendre que le bioGNL arrive près de chez vous. C’est de connaître vos usages thermiques et vos consommations. Le jour venu, vous pourrez comparer les options sur des bases solides. C’est tout le sens de notre accompagnement pour optimiser votre mix énergétique, porté par PEP’S par Alliance des Énergies. 

Votre site n’est pas raccordé au réseau de gaz, ou votre flotte roule au GNL ? Faites le point avec un consultant PEP’S sur les options de décarbonation de vos usages.