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Méthanisation-biogaz : une voie d’avenir aux bénéfices multiples

Patrick Philipon 23 mai 2017 Paru dans N°402 - à la page 27 ( mots)

Depuis 2014, les stations d’épuration sont autorisées à injecter du biométhane issu de la digestion de leurs boues dans le réseau de distribution du gaz naturel. Une manière intéressante, d’un point de vue économique et environnemental, de valoriser les eaux usées et les boues. Le nombre de collectivités qui lancent des projets en ce sens s’accroît. Les technologies sont au point, seuls restent à lever quelques verrous d’ordre réglementaire qui empêchent encore les petites stations d’épuration de se joindre au mouvement.

Méthaniser ou pas ?

Pendant longtemps, la question s’est posée pour les exploitants de stations d’épuration. La digestion des boues par des bactéries anaérobies a l’avantage de réduire leur masse, donc le coût du traitement ultérieur. La digestion des boues produit du biogaz, un mélange de méthane (CH4), de dioxyde de carbone (CO2) et d’impuretés comme, entre autres, l’eau et le sulfure d’hydrogène (H2S). Ce biogaz peut être torché, valorisé dans le cadre du traitement ou bien comme combustible pour les besoins de chauffage du site ou le séchage des boues.

L’Anaerobic BioActor d’Enprotech est une variante perfectionnée du réacteur UASB classique (Upflow Anaerobic Sludge Blanket) qui permet de gérer des flux importants et variables en charge organique.

L’exploitant peut aussi opter pour la cogénération (production conjointe d’électricité et de chaleur). Plusieurs opérateurs comme Eneria, Clarke Energy, 2G ou Aeroe disposent d’une solide expertise en matière de cogénération et sont capables de s’engager sur des performances et sur la disponibilité des machines et des équipements. La rentabilité économique n’est cependant pas toujours acquise et requiert des besoins ou des débouchés à proximité. Jusqu’à présent, seules de grosses stations d’épuration s’y sont lancées avec succès.

La situation a évolué en 2014, lorsqu’un arrêté du ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie a étendu aux stations d’épuration l’autorisation d’injecter du biométhane dans le réseau de distribution du gaz naturel. Une possibilité réservée, depuis novembre 2011, aux installations de méthanisation de déchets de l’agriculture, de l’industrie agroalimentaire ou de la restauration collective, ainsi qu’aux sites d’enfouissement des déchets ménagers. Or, cette autorisation d’injection s’assortit de la garantie d’un prix d’achat élevé1. Pour les stations d’épuration, la vente de biométhane est devenue au moins aussi intéressante, économiquement, que la production de chaleur et d’électricité.

Procédé PSA à faible consommation d’énergie, conçu, construit et exploité par Gaseo.

Résultat : en tenant compte des délais d’études, d’appel d’offres et de réalisation, le marché des méthaniseurs et systèmes de valorisation du biogaz de STEP semble vouloir décoller aujourd’hui. « Nous avons commencé par équiper des stations d’épuration de plus de 200.000 EH qui avaient déjà des digesteurs. Aujourd’hui, nous voyons arriver de plus en plus d’appels d’offres pour l’équipement intégral de stations plus petites qui veulent produire du biométhane et l’injecter dans le réseau », révèle Pierre Coursan, responsable du marché Biogaz et efficacité énergétique chez Suez. « Un mouvement est lancé » confirme de son côté Alexandre Glémot, responsable commercial de Prodeval.

1 Le fournisseur d’énergie est légalement tenu de racheter le MWh de biométhane entre 65 et 135 euros, selon le débit de production, alors que le MWh de gaz naturel fossile vaut environ 20 euros sur le marché.


Du biogaz au biométhane

De nombreux acteurs de la méthanisation comme Aqua Corp, Suez, Veolia, CMI Proserpol, Naskeo Environnement, Valbio, Enprotech, Exonia, Xergi, Idex Aquaservices ou Aeroe développent depuis de nombreuses années des savoir-faire spécifiques permettant de valoriser la matière organique contenue dans les eaux usées et les boues pour produire du biogaz. Première étape, le digesteur que l’on appelle plutôt maintenant méthaniseur étant donné sa destination. Il reçoit de préférence des boues primaires riches en matières organiques, ce qui présente de plus l’avantage de réduire le besoin de traitement biologique ultérieur, donc d’économiser de l’énergie. Ces boues, ainsi que les éventuels co-substrats qui les accompagnent (voir encadré ci-dessous) doivent être soigneusement préparées, et notamment broyées pour permettre et favoriser la digestion. En filière « multi-mélange », le recours à des dispositifs proposés par Vogelsang, Borger, Netzsch ou Atlantique Industrie, capables de broyer, pulvériser et mélanger les déchets permettent d’optimiser la fermentation et ainsi de doper la production de biogaz (cf. encadré page suivante).

Mais il faut ensuite épurer ce biogaz brut pour le rendre compatible avec le mode de valorisation choisi. Le biogaz est en effet un mélange complexe, de composition variable selon les stations d’épuration, et même selon la saison, qu’il faut débarrasser de ces impuretés comme les composés organiques volatils (COV) ou les siloxanes et dans certains cas d’H2S. Ces derniers, provenant des silicones (emballages par exemple), encrassent les moteurs utilisant le biogaz. « C’est déjà un problème en cogénération, ça le sera encore plus demain pour les véhicules roulant au biocarburant », prévient David Bossan, président d’Arol Energy. Les futures normes européennes sur la qualité du biométhane injecté dans le réseau renforceront les contraintes sur les siloxanes, et celles à venir prochainement sur les carburants seront encore plus sévères.

Les unités AE - Compact d’Arol Energy, basées sur la séparation membranaire, sont désormais disponibles pour des débits de biométhane entre 30 et 90 Nm³/h soit entre 50 et 150 Nm³/h de biogaz brut.

« Nous développons en effet une toute nouvelle technologie d’élimination des siloxanes avec la gamme AE-Accor, explique David Bossan. Cette technologie permet d’améliorer les performances d’épuration des siloxanes et réduit significativement les coûts de purification. La gamme AE-Accor vise les stations d’épuration et les ISDND ».

Arol Energy, Gaseo, Ovive, Prodeval, Schmack Carbotech (Viessmann Group), ou encore Alcion Environnement se disputent le marché de la valorisation du biogaz - autrement dit, la séparation/purification du CH4 et du CO2, puis la compression ou la liquéfaction de ces gaz, selon les usages ultérieurs - en proposant chacune sa technologie. Cinq familles de traitement sont disponibles : le lavage à l’eau, aux amines, l’adsorption à pression alternée (PSA), les technologies membranaires et la cryo-condensation.

Gaseo travaille avec le procédé PSA (Pression Swing Adsorption), le PSA SmartCycle, qui consiste à faire passer le biogaz sous pression à travers une matrice retenant le CO22. La pression de travail du PSA SmartCycle est particulièrement intéressante avec seulement 3 bar et permet ainsi une consommation en électricité très basse. Le retour d’expérience sur le PSA de Gaseo est désormais de 80.000 heures, démontrant seulement 200 heures d’arrêts, maintenance comprise.

La technologie AE-Amine d’Arol Energy est intéressante
pour les stations d’épuration de 400.000 EH et plus avec
une robustesse élevée, des pertes en méthane quasiment nulles et des coûts d’exploitation fortement réduits par rapport
à la technologie membranaire plus adaptée aux petites
et moyennes stations d’épuration.

Arol Energy ou Prodeval utilisent des membranes filtrantes. Cryopur exploite un procédé original de refroidissement par étape, afin de produire des gaz purs liquéfiés. Quelle que soit la technologie utilisée, le rendement dépasse 99 % – donc les pertes en méthane sont négligeables – et les taux de pureté sont du même ordre. Les digestats solides peuvent également être valorisés, par exemple pour l’épandage agricole, directement ou après compostage. Des sociétés comme SEDE Environnement ou Ovive proposent des solutions à cet égard.

Des technologies démontrées sur site

Arol Energy développe deux gammes de solutions basées sur la même technologie : des membranes Prism® de la société américaine Air Products, constituées de milliers de fibres creuses ressemblant à des pailles. Air Products intervient plutôt dans des domaines comme la pétrochimie, le militaire, etc. « Étant donné la composition des gaz de stations d’épuration, il nous fallait des membranes très résistantes chimiquement, insensibles par exemple à H2S », explique David Bossan. Les dispositifs AE-Membrane conviennent à des installations dont le débit de biogaz va de 150 à 500 Nm³/h, ce qui correspond, très grossièrement à des STEP de 150.000 à 500.000 EH. Pour les unités de petite taille, Arol Energy propose AE-Compact, un système « plug and play » intégré dans un bloc unique qui arrive prêt à être exploité sur le site. La société a également développé un procédé de séparation appelée AE-Amine, intéressante pour les stations d’épuration de 400.000 eqha et plus. « Elle se caractérise par une robustesse élevée, des pertes en méthane quasiment nulles, et des coûts d’exploitation fortement réduits par rapport à la technologie membranaire, plus adaptée aux petites et moyennes stations d’épuration », indique David Bossan.


La station d’épuration Aquapole de Grenoble (400.000 EH) injecte du biométhane dans le réseau GrDF depuis avril 2016.

Prodeval, fondée en 1990 et basée à Châteauneuf-sur-Isère, propose elle aussi une technologie de purification/séparation par membrane filtrante. Cette dernière est produite par la société allemande Evonik. Le procédé Valopur® débute par une mise en pression et un passage sur charbon actif. Débarrassé de l’eau et des impuretés, le biogaz passe, à une pression de 10-15 bar, sur la membrane séparatrice. Le CO2 est actuellement relargué dans l’atmosphère. « D’ici la fin de l’année, ou en 2018, nous proposerons une solution complète qui inclura la valorisation du CO2 », précise Alexandre Glémot.

Prodeval, qui a démontré dès 2014 l’intérêt du procédé Valopur® en station d’épuration à Arenthon (Haute-Savoie), a installé deux unités de purification et injection de biométhane sur les stations de traitement des eaux usées de Grenoble (Gaz Électricité de Grenoble et SUEZ ont investi en partenariat dans l’installation de production de biométhane) et plus récemment d’Annecy (Syndicat Mixte du lac d’Annecy). Sur cette STEP de 230.000 EH, le procédé mis en route en janvier 2017 traite 250 Nm³/h de biogaz. Trois autres filières reposant sur Valopur® fonctionneront d’ici l’été 2017 à Quimper-Corniguel (210 Nm³/h de biogaz, 250.000 EH) Meuhvelec-Veigy et Angers-La Baumette (300 Nm³/h, 285.000 EH).

Liquéfier pour transporter

Il n’est pas toujours possible d’injecter le biométhane dans le réseau, ne serait-ce que parce que ce dernier est sous-dimensionné ou même absent, comme cela arrive souvent en zone rurale, par exemple. Le gaz doit alors être liquéfié pour être transporté vers un point d’injection (“injection portée”) ou valorisé directement en GNL pour des véhicules.

Vue de l’unité de production de biométhane
sur la station d’épuration de Grenoble.

Cryo Pur propose une solution originale, la cryo-consensation, protégée par sept brevets mondiaux. Un prétraitement à -90 °C élimine les impuretés, puis le biogaz est refroidi à -110 °C. Le CO2 est alors liquéfié. Le méthane restant est ensuite liquéfié à son tour, entre -120 et -160 °C selon la pression. Cryo Pur a installé un pilote à Valenton sur le site du SIAAP, en association avec Suez et avec un cofinancement de l’Ademe. La faisabilité technique prouvée en octobre 2015, a fait place à une phase de démonstration industrielle, avec une installation fonctionnant 24H/24 pour un débit entrant de 120 Nm³/h de biogaz. Le bioGNL produit fait circuler des poids lourds, en l’occurrence des camions Iveco. Le CO2 liquide est également valorisé en tant que réfrigérant dans camions frigorifiques, avec la technologie Thermoking. « Les transporteurs sont aujourd’hui demandeurs de bioGNV, poussés par exemple par des “chargeurs” comme Auchan, Casino ou Carrefour qui leur imposent des chartes CO2 » explique Simon Clodic, directeur commercial de Cryo Pur. Il souligne l’avantage environnemental de l’usage carburant du biométhane, qui vient se substituer non pas au gaz naturel fossile, comme dans le cas du chauffage, mais au gazole ou à l’essence. D’où un bilan encore plus favorable en termes de réduction des GES, sans compter l’absence d’émission de COV et de particules fines par les véhicules ainsi équipés.

La station d’épuration de La Roche-sur-Foron (90 000 EH, production de biométhane de 40 Nm³/h) a accueilli dès 2014 le premier démonstrateur d’épuration du biogaz sur une STEP, en l’occurrence un pilote Prodeval.

Des verrous qui restent à lever

Les technologies sont au point et ont fait leurs preuves à échelle industrielle. De grandes collectivités se sont d’ores et déjà lancées dans la méthanisation des boues de leurs stations d’épuration (voir plus loin) même s’il reste des obstacles à lever pour de plus petites collectivités. Tout d’abord l’irrégularité des débits de biogaz, inévitable en stations d’épuration, amène certaines collectivités, en particulier rurales, à envisager la possibilité d’introduire des co-substrats organiques, par exemple d’origine agricole, dans le méthaniseur. Or, cela suppose actuellement d’obtenir pour l’installation un régime particulier d’autorisation préfectorale, différent de celui des STEP (voir encadré).

Le procédé d’adsorption à pression alternée (PSA) développé et
breveté par Carbotech ne nécessite ni eau, ni chaleur et de faibles besoins en électricité.

Ensuite, le gestionnaire du réseau de distribution – essentiellement GrDF mais aussi quelques entreprises locales de distribution, comme à Strasbourg, Grenoble ou Bordeaux, par exemple – loue le poste d’injection (et sa maintenance) à l’opérateur de la station d’épuration. Le tarif est indépendant du débit. À quelque cent mille euros la première année, et de l’ordre de 70.000 les années suivantes, il reste dissuasif pour de petites installations, même si des réflexions sont en cours à GrDF sur le sujet.

Enfin, le tarif d’achat soutenu par les pouvoirs publics n’est appliqué en France qu’au gaz injecté sur le réseau de distribution du « gaz de ville ». À la différence, par exemple, de l’Italie, où le biométhane distribué directement à la pompe en tant que GNV bénéficie également de tarifs incitatifs. Les stations d’épuration françaises et les installations agricoles et territoriales situées loin du réseau, et qui souhaiteraient valoriser ainsi leurs boues, en sont donc actuellement dissuadées. « De grandes agglomérations du Nord de l’Italie sont en discussion avec nous pour monter des projets de bioGNV. Pour que les stations d’épuration françaises puissent faire de même, et notamment les plus petites produisant des débits trop faibles pour permettre l’injection, une ouverture du tarif d’achat de biométhane à sa valorisation directe sous forme comprimée ou liquide, serait nécessaire », indique ainsi Simon Clodic, chez Cryo Pur.

Les métropoles ouvrent la voie

Certaines grandes agglomérations ont lancé des projets avant même la publication de l’arrêté de 2014, dans le double souci d’optimiser la gestion de leurs boues et de réduire leurs émissions de gaz à effet de serre (GES). En injectant dans le réseau, une collectivité bénéficie des tarifs d’achat soutenus, ce qui contribue à rentabiliser son investissement.

Puis, grâce au système des garanties d’origine, elle peut utiliser le méthane « vert » produit sur son territoire comme carburant pour ses véhicules, pour du chauffage urbain… etc. Cela contribue à remplir les objectifs de réduction des GES fixés aux collectivités de plus de 50.000 habitants dans le cadre des plans climat territoriaux (PCAET).

Le démonstrateur industriel BioGNVAL valorise le biogaz issu du traitement des eaux usées en biocarburant liquide (BioGNL). Cette innovation est rendue possible par le procédé de cryogénie développé par Cryo Pur qui permet d’épurer le biogaz en séparant ses composés - méthane et CO2  pour produire du biométhane puis de le transformer en biocarburant liquide.

La station d’épuration de Strasbourg-la-Wantzenau (un million d’EH) exploitée par Suez via un contrat de délégation de service public a ainsi pu mettre en route en septembre 2015 la première unité en France d’injection de biométhane issu de boues d’épuration. Opérée par Suez sur la base de la technologie membranaire, elle traite environ 500 Nm³/h de biogaz et injecte dans le réseau de distribution de Réseau Gaz de Strasbourg, une société d’économie mixte détenue en majorité par la ville de Strasbourg, avec participation d’Engie et de la Caisse des Dépôts et Consignations. Le gaz alimente des écoquartiers, servant en particulier à chauffer cinq mille logements à basse consommation (BBC). « Ce sont des quantités significatives au regard des besoins de la collectivité, souligne Pierre Coursan chez Suez, il ne s’agit pas, loin de là, de green washing ». De plus, l’opération a entraîné une diminution des deux tiers des émissions de gaz à effet de serre de la STEP.

La station d’épuration Aquapole de Grenoble (400 000 EH) injecte du biométhane dans le réseau GrDF depuis avril 2016. L’installation, également basée sur la technologie Prodeval, traite en moyenne 300 Nm³/h de biogaz. Grâce au système des garanties d’origine, la Métropole Grenoble Alpes Métropole en bénéficie d’une partie pour faire rouler soixante-dix bus urbains au BioGNV.

L’arrivée des STEP de taille moyenne

Sachant qu’il n’y a plus guère de frein d’ordre technologique, quelle est la limite de rentabilité de la méthanisation en station d’épuration dans les conditions réglementaires actuelles ?

Initié par Danone Eaux France, les eaux minérales d’Evian et les agriculteurs du plateau de Gavot, le projet Terragr’Eau prévoit de traiter l’ensemble des déchets organiques du pays
d’Evian composés des effluents d’élevage, des déchets de la filière fromagère et des déchets verts. La construction de cette unité de valorisation de biogaz, qui comprend au total
23.000 m³ de citernes, est confiée à Bio-Dynamics.

Les avis restent partagés. Une chose est certaine : des STEP « moyennes » se lancent dans l’aventure. « On voit fleurir des projets de méthanisation dans des stations d’épuration fournissant potentiellement des débits de 50 à 60 Nm³/h de biogaz, soit de l’ordre de 50.000 équivalents habitants », affirme David Bossan chez Arol Energy. Ainsi, la station d’Hagondange (65 Nm³/h, 57.000 EH), dans le Nord, va-t-elle mettre en service en 2018 une installation de méthanisation. En région parisienne, la station d’épuration des Mureaux (100 Nm³/h, soit 120.000 EH) va également injecter du gaz dans le réseau, avec la technologie de Prodeval, et l’utiliser pour les besoins en énergie verte de la collectivité.

Arol Energy annonce également la construction de deux installations utilisant son « petit » système AE Compact, l’une à Vienne (100 Nm³/h) et l’autre à Mont-de-Marsan (70 Nm³/h). « Ce sont nos premières installations en stations d’épuration, un marché nouveau pour nous », souligne David Bossan.

« Quand toutes les grosses stations d’épuration du pays, et elles ne sont pas nombreuses, seront passées au biométhane, ce sera aux unités comme la nôtre de s’équiper. Notre projet démontre que c’est faisable » soutient pour sa part Philippe Debord, directeur du service technique de la Communauté de communes du Pays Rochois (Haute-Savoie). La station d’épuration de la Roche-sur-Foron (90.000 EH, production de biométhane prévue : 40 Nm³/h exploitée par SUEZ via un contrat de prestation de services) a accueilli dès 2014 le premier démonstrateur d’épuration du biogaz sur une STEP, en l’occurrence un pilote Prodeval. Le Pays Rochois s’est maintenant lancé dans un projet d’une tout autre envergure : alimenter d’ici 2018, via le réseau GrDF, une pompe distributrice de BioGNV (comprimé) gérée par GNVERT. La station service est située à Saint-Pierre-de-Faucigny, dans la vallée d’Arve, bien connue pour ses problèmes de pollution atmosphérique.

X-Mix® de Xergi propose une gestion automatique des inertes, ce qui évite les vidanges et curages de fosses, voire des digesteurs. Il permet une meilleure durabilité des composants situés en amont de la machine en les protégeant de l’abrasion et des casses machine. La consommation électrique globale du système est également réduite.

En parallèle, des transporteurs privés locaux ont lancé le Projet Equilibre d’équipement en camions roulant au GNV. La Communauté de communes s’équipe également de véhicules au gaz : bennes à ordures, utilitaires… etc. « Étant donné la taille de la STEP, et notre volonté de limiter le prix de vente pour maintenir des prix acceptables à la pompe, nous sommes à la limite de la rentabilité avec les boues seules. Nous allons donc aussi utiliser des co-substrats venant de l’industrie agroalimentaire locale » précise Philippe Debord.

Jusqu’où peut-on descendre ?

Pierre Coursan, Suez, se montre optimiste : « on peut aujourd’hui mettre en place des systèmes optimisés en termes de conception, donc adaptés à de petites unités. Ils pourraient convenir à des stations d’épuration de 20 à 50.000 EH, soit 20-50 Nm³/h, par exemple en faisant du biométhane carburant pour véhicules ». La question du prix d’achat soutenu se pose néanmoins.

Des procédés se développent cependant pour faciliter la valorisation du biogaz produit par de petites unités. Prodeval développe ainsi le système AgriGNV, toujours basé sur la membrane d’Evonik. Il s’agit d’un petit poste de purification/compression du biométhane destiné à l’alimentation directe (sans passage par le réseau) d’une flotte captive de véhicules fonctionnant au GNV comprimée. « Nous l’avons développé pour le milieu agricole mais sommes en discussion avec plusieurs petites stations d’épuration », révèle Alexandre Glémot.


















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