Energie

Les états d’âme du biogaz

Mots clés : Energie renouvelable

Produit à partir de déchets organiques, le biogaz constitue une énergie renouvelable à fort potentiel. En France, sa production implique plusieurs filières, aux fortunes et aux dynamiques diverses. Tour d’horizon d’un secteur encore fragile.

Le 30 novembre commencera à Paris la 21e COP (1). L’évènement soulignera une fois de plus la nécessité pour nos sociétés de trouver des substituts aux énergies fossiles, éphémères et polluantes. En théorie, le biogaz apparait comme une alternative idéale aux hydrocarbures issus du sous-sol. Ce mélange de molécules gazeux, produit par la décomposition de déchets organiques, contient en effet du méthane, le combustible contenu dans le gaz naturel. Après quelques traitements, des vapeurs d’ordures peuvent devenir une ressource énergétique aussi flexible que son équivalent extrait des roches.

Ce gisement ne représente pas une solution miracle. La France consomme en moyenne 377 TWh par an de gaz naturel. En 2014, le Commissariat général au développement durable estimait à 5, 64 TWh la quantité d’énergie primaire générée par le biogaz. Les scénarios de l’Agence de l’environnement et de la maitrise de l’énergie (Ademe) annoncent une production comprise entre 30 et 60 TWh en 2030. Elle ne suffira à sortir de l’impasse actuelle. Cependant, cette technologie, combinée à d’autres procédés comme la biomasse ou la géothermie, peut contribuer à créer une chaleur locale et renouvelable. Si toutefois elle parvient à s’implanter dans l’Hexagone.

 

Dilemme technique pour les infrastructures de services publics

 

L’appellation biogaz recouvre en fait plusieurs filières dont l’état de développement varie en fonction de leur ancienneté. Les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDnD) et les stations d’épuration des eaux usées (Step) arrivent en tête des potentiels les mieux exploités. Dans ces sites, l’usage du biogaz a commencé au milieu des années 1980. En décembre 2014, l’Ademe recensait 113 ISDnD et de 87 Step équipés. Ce parc représente environ 75 % de la production énergétique de ce secteur.

Le mélange gazeux engendré par la fermentation des ordures ou des boues d’épuration ne satisfait pas les critères de qualité imposés par GrDF, le gestionnaire du réseau de distribution national (voir focus 1). Les vapeurs sont donc brulées sur place dans des cogénérations (voir focus 2). La technique impose de dénicher des acheteurs pour la chaleur créée. C’est le principal obstacle qui empêche certains exploitants de bâtir une installation. « Ce segment marché est plutôt mature. Cependant, les sites peuvent encore améliorer leur rendement », estime Mathilde Soulayrol, directrice technique et grands projets de Verdisis, la filiale de Dalkia spécialisée dans la conception d’unité de production de biogaz.

Ce paysage bien établi pourrait connaitre quelques évolutions dans les prochaines années.

Depuis juin 2014, les Step sont autorisés à injecter du biométhane (voir encadré 1) dans le réseau de gaz. Des gestionnaires pourraient apprécier cette démarche. « Il faut faire vivre les deux procédés. La cogénération requiert certes un débouché pour la chaleur, néanmoins la procédure de raccordement au réseau électrique demeure assez simple, observe la directrice technique. Pour injecter du biométhane, un site doit se trouver à proximité du réseau de gaz. Par ailleurs, en comparaison des autres voies de production, le biogaz des centres de stockage contient des quantités plus importantes d’oxygène, d’azote et de dioxyde de carbone. Son épuration peut se révéler couteuse. »

 

Une méthanisation ardue

 

Au tournant des années 2000, les acteurs privés et publics portent un intérêt croissant aux énergies renouvelables. L’exemple des Step et des ISDnD, combiné à cette nouvelle dynamique, donne naissance au concept de méthanisation. Dans cette démarche, les déchets sont volontairement rassemblés dans l’optique de générer du méthane. L’idée est séduisante, mais se révèle bien difficile à appliquer.

Les usines agroalimentaires semblaient des structures prometteuses. Les rebuts organiques constituent une matière première de choix. Cependant, une fabrique exige souvent une source d’énergie souple, capable de s’adapter aux variations d’activités. Or, les apports d’une unité de méthanisation dépendent de la quantité de déchets accumulés. En outre, les procédés biologiques n’ont pas la modularité d’un réseau de gaz naturel. L’exploitant ne peut pas stopper sa production de biogaz dans la minute où il le décide. A la fin de l’année 2014, ce parc se limitait à 80 installations.

Les centres de traitement mécano-biologique (TMB) apparaissaient eux aussi comme des sites à forts potentiels. Ils trient la portion des ordures ménagères résiduelles et isolent les fractions valorisables sous forme de matériau, de combustible, ou de compost. Cette dernière peut également servir à la méthanisation. Toutefois, l’équilibre économique de ces projets demeure délicat. Seulement dix centres de TMB intègrent à l’heure actuelle une unité de méthanisation.

 

La ferme à la peine

 

Reste les exploitations agricoles. La France, partie de rien en 2010, comptait 185 fermes équipées à la fin de l’année dernière. Malgré tout, cette croissance remarquable pourrait s’avérer éphémère. « L’existant ne va pas bien. Si on ne lève pas certains freins au niveau des coûts et des financements, les unités risquent de fermer », déplore Jean-Marc Renaudeau, élu en charge de l’énergie au sein assemblée permanente des Chambres d’agriculture, et président de la Chambre d’agriculture des Deux-Sèvres.

Les tarifs d’achat d’électricité et de chaleur ne suffisent pas à couvrir les frais d’exploitation. D’autant plus qu’à l’image de la biomasse, la technique manquait encore de maturité. Les équipements utilisés provenaient d’Allemagne, où la méthanisation agricole emploie des végétaux spécialement cultivés pour cet usage. La pratique n’est pas autorisée dans l’Hexagone. Les installations utilisent donc des déjections animales, un composant moins aisé à contrôler. « Les premiers retours d’expérience font état de nombreuses casses. Les effluents d’élevage contiennent plus de corps étrangers que les cultures énergétiques allemandes. Nous avons adapté les installations à cette contrainte », constate Mathilde Soulayrol.

L’arrivée de l’injection dans le réseau apportera peut-être une réponse à certains propriétaires embarrassés par la cogénération, mais elle ne répond pas au problème de la rentabilité. « L’injection affranchirait les fermiers de la gestion de la chaleur, remarque Jean-Marc Renaudeau. Néanmoins, l’exploitation doit être assez grande pour atteindre un seuil de rentabilité ».

 

La peur des unités centralisées

 

Une des solutions consisteraient à collecter des déchets de différentes fermes pour les exploiter dans une unité dite territorial ou centralisé. Ces infrastructures peuvent par ailleurs accueillir des déchets ménagers, des boues d’épuration ou des rebuts de l’industrie agroalimentaire en provenant des environs. Il existe 23 sites de ce type en France. Chaque nouvelle construction est cependant en butte à des protestations des riverains. « La population est pour la méthanisation, mais pas pour les grosses installations. C’est pourtant une nécessité pour le développement de l’agriculture », regrette le président de la Chambre d’agriculture des Deux-Sèvres.

La complexité des réglementations bloquent également des projets. La législation n’a pas encore pris en compte ces nouvelles pratiques. « C’est une filière encore jeune. J’espère que les pouvoirs publics la connaitront mieux dans les années à venir », analyse Mathilde Soulayrol. La remarque vaudrait sans doute pour tous les citoyens.

 

Focus

La cogénération

La cogénération consiste à produire de l’électricité et de la chaleur à partir d’une combustion. Le biogaz entre dans une chambre, où il est brulé. Les vapeurs chaudes créées entrainent une turbine ou les pistons d’un moteur. Ces derniers mettent en mouvement un alternateur qui engendre de l’électricité. Les vapeurs continuent leur route vers un échangeur où elles transmettent leur chaleur à un autre fluide. Elles sont ensuite rejetées.

 

Focus

Biogaz ou biométhane ?

Quand des ordures rassemblées dans des décharges ou bien des boues engendrées par la purification de l’eau sont laissées dans une enceinte close, ils dégagent du biogaz. Ces émanations sont composées d’environ 60 % de méthaneet 38 % dioxyde de carbone, accompagné des traces d’eau, d’oxygène, d’azote, de sulfure d’hydrogène, et de siloxane.

Si le producteur souhaite injecter dans le réseau de gaz naturel, il doit réaliser une épuration. Le biogaz, traité par des procédés de séparation physico-chimiques, est débarrassé de ses impuretés. Sa teneur en méthane est augmentée pour atteindre 98 %. Ce nouveau mélange est appelé biométhane. 

 

(1) : Conférence des parties de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques 

 

Vous souhaitez réagir

Pour commenter l'article, vous devez être identifié ou vous inscrire
S'identifier

Pour accéder aux contenus et services en accès libre, identifiez-vous

Mot de passe oublié
S'inscrire

Vous souhaitez vous inscrire aux services proposés en accès libre.

Newsletter quotidienne et thématiques, alertes e-mail, commentaires sur les articles...

S'inscrire
Le Moniteur Boutique
Accéder à la boutique
En poursuivant votre navigation sur ce site, vous acceptez l'utilisation de cookies pour vous proposer des services et offres adaptés à vos centres d'intérêt. OK En savoir plus X