Valorisation des boues par le biogaz : une filière d’opportunités pour les STEU

Depuis quelques années, sous l’effet des nouvelles exigences européennes, les boues ne sont plus seulement perçues comme des déchets à éliminer mais comme une véritable ressource énergétique. Pour les exploitants, la question n’est plus de savoir s'il faut produire de l’énergie, mais bien comment le faire, à quel coût et selon quels modèles de valorisation.

Toutes les activités humaines nécessitent de l’eau, qu'il s'agisse de production, de nettoyage ou de consommation. Pendant longtemps, les cours d’eau ont accueilli ces rejets, jusqu’à ce que la pollution soit prise en compte, notamment avec l’accroissement démographique et l'augmentation des volumes d’eau.

consommés, et donc des rejets associés. Face à cette situation, les politiques publiques se sont alors engagées pour protéger l'environnement, conduisant à la création des premières stations de traitement des eaux usées (STEU). C’est dans ce contexte qu’est née la directive du 21 mai 1991 relative au traitement des eaux résiduaires urbaines (DERU), qui oblige, notamment, les communes à se doter de moyens d’assainissement pour la collecte et le traitement des eaux usées. Elle fixe ainsi les obligations minimales que doivent respecter les États membres en matière de collecte, de traitement et de surveillance des rejets. 

Transposée tardivement en droit français par l'arrêté du 21 juillet 2015, elle est entrée en vigueur le 1ᵉʳ janvier 2016. Un retard qui a conduit la Commission européenne à engager plusieurs contentieux à l'encontre de la France.

UN CADRE RÉGLEMENTAIRE ÉVOLUTIF

La directive impose notamment à toutes les agglomérations d’assainissement de plus de 2000 équivalents-habitants (EH) de mettre en place un système de collecte et de traitement des eaux usées. Les agglomérations de moins de 2000 EH sont également concernées lorsqu'elles disposent d'un réseau collectif.

Si cette première directive a permis une amélioration de la qualité des milieux aquatiques, elle s'est toutefois révélée insuffisante face à l’émergence de nouveaux enjeux dans les années 1990, comme la réduction des micropolluants rejetés dans l'environnement, la limitation des rejets d’eaux usées par temps de pluie, ou encore la prise en compte du dérèglement climatique. La Commission européenne, déjà à l’initiative du texte initial, a ainsi engagé une révision dès 2022, aboutissant à l’adoption de la DERU 2, le 12 décembre 2024. Les États membres ont jusqu’au 31 juillet 2027 pour la transposer afin qu’elle soit pleinement effective.

Parmi les évolutions majeures, le seuil d’application est désormais fixé à 1000 EH, contre 2000 auparavant. La directive renforce également les exigences de traitement des eaux usées, avec des performances accrues sur l’azote et le phosphore, et introduit une obligation de traitement des micropolluants. Ces obligations concernent toutefois principalement les STEU de plus de 150 000 EH, ainsi que les agglomérations d’assainissement de 10 000 EH et plus, dont les rejets s'effectuent dans des zones sensibles (eutrophisation ou micropolluants).

La DERU 2 limite par ailleurs les rejets directs d'eaux usées par temps de pluie à 2 % de la pollution produite par temps sec pour les grandes stations. Elle impose aussi la mise en place de plans de gestion visant en priorité à éviter l'entrée des eaux pluviales dans les systèmes de collecte. À cela s’ajoutent une responsabilité élargie des producteurs concernant les micropolluants, un renforcement des obligations de surveillance (performances de traitement, suivi des substances, veille épidémiologique, etc.), ainsi qu'un objectif d’accès universel à l'assainissement à horizon 2029, accompagné d'un droit à l'information renforcé pour les citoyens.

OBJECTIF DE NEUTRALITÉ ÉNERGÉTIQUE

Mais l’une des nouveautés majeures de la DERU 2 réside dans l’objectif de neutralité énergétique du secteur de l’assainissement. Les stations d’épuration (STEP) recevant une pollution de 10 000 EH et plus devront produire, à partir de ressources renouvelables, une quantité d’énergie équivalente à l'ensemble de leurs besoins. « Les nouvelles exigences réglementaires vont toutes dans le même sens : mieux récupérer l'énergie produite sur site, l'optimiser et l'utiliser de la manière la plus décarbonée possible », explique Olivier Garcia, directeur marketing de Prodeval, entreprise spécialisée dans la valorisation du biogaz. Cette orientation place la valorisation des boues au cœur des stratégies des exploitants.

D'après l'Agence de la transition énergétique (Ademe), dans les années 2000, plus de 60 % des tonnages de boues étaient encore éliminés par la voie de l'épandage agricole. L'apparition de la crise de la vache folle a toutefois suscité de fortes inquiétudes au sein des industries agro-alimentaires, du monde agricole et chez les consommateurs. En réponse, les pouvoirs publics ont renforcé les réglementations encadrant l'utilisation des boues, en particulier leur valorisation agricole¹.

Dans la DERU 2, ce changement se traduit par l'obligation pour les exploitants de réaliser des audits énergétiques par les stations tous les quatre ans. Ces contrôles devront porter « sur l’identification et l'utilisation du potentiel de production de biogaz, la récupération et l'utilisation de la chaleur résiduelle, sur site ou par l'intermédiaire d'un système énergétique urbain, tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre (GES) », comme le dispose l'alinéa 1 de l'article 11.

La première échéance n’intervient qu’au 31 décembre 2027³ et concerne essentiellement les zones sensibles à l’eutrophisation. De quoi laisser un peu de marge aux exploitants mais de nombreux fournisseurs de solutions sont déjà sur les rangs, à l’instar de 2G Energie, Antea Group, Aristot, Arol Energy, Atlantique Industrie, Börger, Clarke Energy, Desotec, Ekopak, Eneria, Exonia, Gaseo Développement, Ginger Burgeap, John Cockerill Proserpol, Naskeo Environnement, Nevezus, OTV, Ovive, Prodeval, Purecontrol, Séché Environnement, Sources, Suez, Tilia, Valgo, Verdemobil Biogaz, Vogelsang, Waterleau, etc. L’alinéa 2 fixe, quant à lui, des objectifs progressifs de production d'énergie renouvelable, exprimés en pourcentage de la consommation annuelle totale des stations concernées. Les STEP devront couvrir 20 % de leurs besoins énergétiques en 2030, 40 % en 2035, 70 % en 2040, et atteindre 100 % à l’horizon 2045.

Dans ce contexte, la question n'est plus seulement de produire de l'énergie mais de déterminer les modes de valorisation les plus adaptés aux besoins spécifiques de chaque station. « Pour la valorisation du biogaz, deux solutions existent : soit la cogénération, avec des groupes électrogènes, soit l'épuration du biogaz pour injecter le biométhane dans le réseau », explique Christophe Chauvel, responsable de marché à Clarke Energy, fournisseur de solutions techniques pour la valorisation du biogaz.

DES ACTIVITÉS S'INSCRIVANT DANS LA RÉGLEMENTATION DES ICPE

En France, ces activités s'inscrivent dans la réglementation des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE). La méthanisation relève généralement de l'objet de la rubrique 2781 avec des régimes obligatoires de déclaration, d’enregistrement ou d’autorisation, selon la taille de l’installation et le type d'intrants, « à l'exclusion des installations de méthanisation d’eaux usées ou de boues d’épuration urbaines lorsqu'elles sont méthanisées sur leur site de production.

La combustion ou la valorisation énergétique du biogaz relève, quant à elle, de la rubrique 2910 ainsi que d’autres rubriques spécifiques selon les usages (cogénération, bioGNV, etc.). En pratique, modifier le mode de valorisation du biogaz peut entraîner un changement de régime ICPE, avec des obligations administratives et techniques différentes pour l'exploitant. L'ensemble de ces réglementations est consultable sur le site d'information Aida, portail de référence du droit de l'environnement. Pour rappel, la cogénération permet aux STEP de transformer le biogaz simultanément en électricité et en chaleur. 

Si elle reste aujourd'hui moins rentable économiquement que l'injection, elle séduit néanmoins de plus en plus d'exploitants dans une logique d'autoconsommation. « La nouvelle directive, DERU 2, pousse clairement les exploitants à être dans une logique d'autoconsommation et c'est là que la cogénération prend tout son sens », souligne Christophe Chauvel. Sauf qu'elle reste, pour l'instant, moins rentable que l'injection qui est souvent privilégiée « en raison d'un tarif d'obligation particulièrement attractif », nuance-t-il. Mais comme le biométhane est injecté dans le réseau GrDF, cette option impose des exigences réglementaires strictes et nécessite des instruments d'épuration et de contrôles très précis.

DES QUALITÉS DIFFÉRENTES SELON LES USAGES

Le biogaz est un gaz combustible issu d'une réaction biologique appelée méthanisation ou fermentation anaérobie, correspondant à la dégradation bactérienne de matières organiques, en absence d'oxygène. Il est majoritairement composé de méthane (CH₄) et de dioxyde de carbone (CO₂). « La boue en elle-même a un pouvoir méthanogène assez faible, donc les stations ajoutent souvent d'autres intrants pour produire plus », précise Claude Schelcher, chef de marché Énergie chez Endress+Hauser France. Le biométhane, quant à lui, est du biogaz ayant subi une épuration poussée afin d’être injecté dans les réseaux de gaz naturel ou utilisé comme carburant.

« En fonction de ce qu'on fait du biogaz, on peut avoir des qualités bien différentes », souligne Paul Secordel, ingénieur d'affaires pour la région Île-de-France chez Sewerin. Comme le rappelle Claude Schelcher (Endress+Hauser France), « le biogaz est un mélange de gaz avec seulement 60 % de méthane et, pour l'injecter, il faut atteindre un taux de 98 % ». Un niveau de pureté qui impose des étapes d'épuration poussées et un contrôle rigoureux de la qualité du gaz. C’est pour cette raison que la mesure et le suivi deviennent essentiels pour optimiser les performances énergétiques. « On va mesurer effectivement la quantité de boue intégrée dans le méthaniseur et, bien sûr, connaître la quantité de gaz produite », précise-t-il.

On trouve ainsi, entre autres, des débitmètres à ultrasons capables de mesurer le débit et le taux de méthane sur du biogaz, tels que le Prosonic Flow B200 d’Endress+Hauser et l'Optisonic 7300 Biogaz de Krohne. Ce dernier, destiné aux applications à basse pression de biogaz, de gaz de décharges et de gaz de STEP, est très bien adapté aux mesures de biogaz à forte teneur en CO₂ et à faible teneur en autres éléments, tels que le H₂S, l'azote, les hydrocarbures ou les condensats. Comme il peut également mesurer en ligne la teneur en méthane du biogaz et des gaz de STEP à ± 2 % de la mesure, l'Optisonic 7300 Biogaz contribue à réaliser des économies, du fait qu'il est inutile d’installer des systèmes d’analyse supplémentaires.

Parmi les solutions logicielles, l'application Biogaz-IA développée par Nevezus permet d'intégrer un outil d'aide à la décision (en tant que copilote numérique du méthaniseur) pour l'exploitant, en termes de bon fonctionnement et d’optimisation des performances énergétiques et environnementales du site, grâce au pilotage de certains équipements. La solution permet d’améliorer la production de biogaz/biométhane, de garantir la stabilité biologique du digesteur, de réduire les risques d'incidents (acidose, inhibition, baisse de rendement) et, donc, d’assister les exploitants dans la prise de décision opérationnelle.

Paul Secordel (Sewerin) complète en précisant qu’« optimiser, c'est avoir le moins de sulfure d’hydrogène (H₂S) possible et le plus de CH₄ possible ». Pour la purification du biogaz, la filtration au charbon actif est très bien adaptée tant au niveau technique qu’au niveau économique. Les filtres mobiles au charbon actif de fabricants tels que Desotec capturent efficacement les contaminants tels que le H₂S, les siloxanes, les terpènes et autres COV (composés organiques volatils), tout en permettant le recyclage en boucle fermée des charbons actifs usagés après réactivation. Les stations peuvent ainsi, selon leurs contraintes et objectifs, combiner cogénération et injection. Pour Xavier Joly, ancien président de Biogaz Vallée et fondateur de Gaseo Développement, entreprise qui transforme le biogaz en biométhane, bioGNV, électricité et chaleur et bioCO₂ liquide, « la production de biométhane à partir d'une station d’épuration s'inscrit, dans la très grande majorité des cas, dans le cadre d'une modernisation globale de la station ».

À l'heure de la DERU 2, la valorisation des boues par le biogaz s'impose comme un enjeu incontournable pour les STEP. Il ne s'agit plus seulement d’optimiser des procédés techniques, mais de prendre des décisions qui conditionnent la performance énergétique et la durabilité de l’ensemble des installations. Le maître-mot est clair : neutralité énergétique. Chaque choix, qu'il s'agisse de cogénération, d'injection ou d'une combinaison des deux solutions, doit viser à maximiser la production de méthane, réduire les émissions de gaz à effet de serre et garantir une exploitation efficiente des ressources.

Mais la révision de la directive des eaux résiduaires usées n'est peut-être pas la dernière étape. À mesure que les défis environnementaux et énergétiques se complexifient, on peut légitimement se demander si une DERU 3 verra le jour, imposant des standards encore plus stricts et de nouvelles obligations pour pousser la filière vers toujours plus de performance, d'innovation et de durabilité.