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gaz très riche en méthane provenant de l'épuration du biogaz De Wikipédia, l'encyclopédie libre
Le biométhane est un gaz riche en méthane provenant de l'épuration du biogaz issu de la méthanisation.
C'est la version renouvelable non fossile du gaz naturel ; une source d'énergie qui peut en Europe contribuer à l'objectif du paquet climat-énergie et à la transition énergétique, avec moins d'émissions de gaz à effet de serre (il vaut mieux brûler le méthane que le libérer dans l'air, car c'est un puissant gaz à effet de serre), dans une perspective de troisième révolution industrielle ou de développement durable[1].
Ce gaz peut, par exemple, être utilisé dans une chaudière, comme carburant de véhicules, alimenter des moteurs fixes[2] ou être injecté dans le réseau de transport de gaz naturel (après épuration/purification).
Le biométhane peut être valorisé in situ, comme carburant véhicule, ou être valorisé ailleurs après injection dans le réseau de distribution de gaz où il se mélange au gaz naturel fossile[4]. Une pré-étude de marché faite en Suède en 2017 estime qu'un prix compétitif par rapport au gazole est possible en Suède, à partir de 50 GWh produits[5].
Il peut aussi permettre de produire de l'électricité[6], éventuellement en cogénération ou trigénération, mais avec moins de rentabilité que pour le solaire ou l'éolien (le rendement de transformation du biogaz en électricité est de 30 % en moyenne, améliorable en valorisant la chaleur fatale mais en restant alors moins intéressant que d'autres sources d'électricité renouvelables[3].
Du biogaz peut aussi être converti en un carburant de synthèse (via le procédé Fischer-Tropsch) ou encore en ammoniac, en méthanol, ou en diméthyle éther par des moyens opérationnels maîtrisés depuis des années[7].
D'autres usages devraient se développer dans un futur proche : sur place ou à distance, ce gaz peut aussi être utilisé pour la carbochimie et pour une production de gaz de synthèse (mélange de CO et de H2) par de nouveaux moyens d'activation catalytique du biométhane ou de méthanation. Ces opérations (« reformage à sec du méthane » ou « vaporeformage ») posent encore des problèmes de dégradation du catalyseur à cause d'une formation de coke, c'est-à-dire une déposition de carbone sur le catalyseur). De nouveaux catalyseurs sont donc recherchés (ex : ruthénium), y compris pour l’oxydation du monoxyde de carbone et des suies issues du processus.
Les futurs gisements de biogaz se trouvent surtout en zones agricoles, moins desservies par le réseau de gaz, et le raccordement au réseau coûte environ 90 000 euros par kilomètre en France hors franchissement de rivières ou d'infrastructures de transport, partiellement à la charge du porteur de projet. Ainsi, le « portage » de biogaz ou de biométhane semble devoir se développer : le gaz est liquéfié (ce qui divise le volume par 600) ou simplement compressé puis collecté et transporté par camion vers un point d'injection[3].
Le producteur bénéficie ainsi du tarif d'achat correspondant à l'injection et d'une certaine souplesse pour sa production en étant moins vulnérable aux contraintes d'acceptabilité de son installation et de proximité d'un réseau de gaz, mais il doit investir dans un système d'installation de compression/liquéfaction, stockage et transport de matières dangereuses soumis en France à la réglementation ADR. Cette contrainte ne rend le projet rentable qu'à partir de 100 à 150 m3/h de production de biométhane. Le camion peut aussi desservir à proximité une station-service de bioGNL qui distribue du gaz naturel pour véhicules (GNV), comprimé (GNC) ou liquide (GNL). Un élargissement du tarif d'achat injection pour une utilisation directe du biométhane en carburant est en réflexion en 2017 en France et existe au Royaume-Uni, en Italie et en Suède[3].
Pour des véhicules le bioGNV est facilement adapté aux motorisations à allumage commandé et pollue bien moins que le diesel et l'essence (pas de particules). Un renforcement des infrastructures de distribution et prévue dans la directive européenne 2014/94, qui vise un maillage du territoire, avec à terme un point de charge au minimum tous les 150 km pour le GNC et 400 km pour le GNL[8].
Le biogaz utilisé pour produire le biométhane provient des digesteurs d'unité de méthanisation, c'est-à-dire d'une dégradation biologique de la matière organique contenue dans des « substrats » fermentescibles. Ces derniers ont plusieurs types d'origines :
Le biogaz est un mélange de différents gaz qui ne se prêtent pas tous aux utilisation courantes du gaz naturel[15]. La composition typique du biogaz en sortie d'un digesteur anaérobique est donnée dans le tableau suivant.
| Gaz | Teneur dans le biogaz, %vol |
|---|---|
| méthane | 60-70 |
| dioxyde de carbone | 30-40 |
| eau | 1-5 |
| sulfure d'hydrogène | 0-0.4 |
| ammoniac | 0-0.01 |
Si on veut remplace le gaz naturel par du biométhane, alors il faut purifier le biogaz. Les principales technologies de purification sont les suivantes[15],[16] :
Selon leur mode de production et de la variété de la nature et qualité des matériaux fermentescible utilisés (boues urbaines, boues de papeterie, effluents agricoles, biodéchets des ménages, etc.), il existe une « variabilité de la composition microbiologique et chimique des biogaz »[réf. nécessaire] (sulfure d'hydrogène, oxygène et azote, et potentiellement « 250 autres composés chimiques… susceptibles d’être présents »[réf. nécessaire]) qui peuvent représenter jusqu'à 5 % du biogaz brut avant épuration et injection.
En France, Gaz de France (GDF), l'opérateur historique du réseau de gaz naturel, a édicté des spécifications techniques et un décret[17], préconise que « les transporteurs et distributeurs élaborent les prescriptions techniques que doivent respecter les opérateurs et les fournisseurs de gaz pour l’injection de gaz autre que le gaz naturel ». Son article 3 précise cependant que « dans le cas où est prévue l'injection dans un réseau de gaz autre que du gaz naturel, le ministre de l'Énergie peut confier à un organisme agréé une expertise destinée à établir que cette injection ne présente pas de risque pour la santé publique, la protection de l'environnement et la sécurité des installations ».
Les Ministères français de la Santé et de l'Écologie ont en conjointement commandé à l'Afsset une « évaluation des risques liés à l’exposition à des composés toxiques entraînés par l’injection de biogaz dans le réseau pour les usagers à leur domicile, en vue de déterminer les caractéristiques, notamment en termes de composition, qui permettront de considérer qu’un biogaz est apte à l’injection dans le réseau de distribution, au regard des risques sanitaires pour l’usager », avec 4 demandes distinctes :
Aspects sanitaires :
Il n'existe pas encore de standards internationaux de « qualité toxicologique » pour l'injection de biogaz dans les réseaux[18]. Mais quelques pays injectant du biogaz dans leur réseau ont adopté des spécifications techniques conçues pour préserver l'intégrité du réseau de distribution (C'était le cas en Europe en 2008 pour l’Allemagne, l’Autriche, les Pays-Bas, la Suède et la Suisse)[18].
En 2008 les données concernant la qualité du gaz épuré étaient encore lacunaires selon l'AFSSET[18]. Ces gaz secondaire ou particules indésirables peuvent notamment être « des organohalogénés, des hydrocarbures aromatiques polycycliques et monocycliques, des métaux, des aldéhydes, des alcanes, des alcools, des cétones, des esters, des alcènes, des composés soufrés et des éthers… »[18].
Un avis de l'Afsset a été rendu le [18].
Il a porté sur deux phases :
Le rapport s'est intéressé à plusieurs problèmes :
Cette expertise collective de 2008 (à partir des informations disponibles) a conclu qu'un biogaz épuré de manière à répondre aux spécifications de GDF, et issu de fermentation de « déchets non dangereux »[19] ne posait a priori pas de problèmes spécifiques (par rapport au gaz naturel géologique)[18]. faute de données, cette expertise n'a pas permis de conclure sur les biogaz issus de boues de station d’épuration et des déchets industriels autres que les déchets organiques fermentescibles de l’industrie agroalimentaire.
Face au « manque de données disponibles sur les compositions chimique et microbiologique des biogaz épurés, du gaz naturel ainsi que de leurs résidus de combustions » l'AFSSET suggère :
En 2013, l'Italie a produit en biogaz 1815 Ktep, et l'Europe 14400 Ktep (1Ktep = 1 000 tonnes d'équivalent pétrole), selon le baromètre Eurobserv’er/Biogaz de 2014[20].
En 2015 l'Allemagne est loin en tête du classement européen des pays producteurs de biométhane avec 10 000 GWh injectés en 2015 dans les réseaux de gaz par 190 unités de production de biométhane selon le deuxième observatoire réalisé par le cabinet Sia Partners pour le think tank France Biométhane[21] ; loin derrière arrive le Royaume-Uni en 2e position avec 51 unités injectant 2 000 GWh, puis les Pays-Bas avec 25 unités injectant 900 GWh, le Danemark avec 14 unités injectant 360 GWh, la Suède avec 60 unités injectant 290 GWh, l'Autriche avec 13 unités injectant 240 GWh, la Suisse avec 25 unités injectant 130 GWh, la France avec 20 unités injectant 82 GWh et la Finlande avec 10 unités injectant 76 GWh.
L'avance de l'Allemagne et du Royaume-Uni s'explique surtout par le fait que ces pays autorisent ou ont autorisé des « cultures dédiées » à la production de biogaz (y compris de denrées alimentaires comme le maïs), alors que la France n'autorise que l'utilisation de déchets[22], sauf cas particuliers comme les récoltes perdues et invendables pour cause de grêle ou de maladie. Dans le cadre des cultures intermédiaires à vocation énergétique (Cive), l'affectation de surfaces agricoles pour la production exclusive de bio-methane est autorisée. Ainsi plus d'un million d'hectares de maïs sont en France destinés à la production de méthane[23].
GreenGasGrids (GGG) est un programme européen financé par le programme « Énergie Intelligente en Europe ». Dans ce programme, l'ADEME a participé à un groupe de travail national sur l'injection de biogaz dans le réseau, ainsi qu'à l'écriture de deux scénarios pour « une vision pour le biométhane en France pour 2030 » (où dans le scénario le plus optimiste, le biométhane (issu de la méthanisation des déchets et de résidus de cultures) atteint 30 TWh/an (soit presque 10 % du gaz naturel consommé en France en 2030[24].
La méthanisation a débuté avec le traitement des boues d'épuration communales, industrielles et des déchets agricoles. Près de 100 installations furent mises en place, mais la filière a décliné pendant 20 ans, les subventions publiques favorisant d'autres énergies et méthodes de gestion des déchets[25],[26].
L'idée d'injecter du biogaz épuré dans les réseaux de gaz naturel a émergé progressivement[27],[28],[29]. Une étude publiée en 2009 a estimé que 5 à 10 % du gaz naturel distribué pourrait être substitué par le biométhane avant 2020[30]. En 2010, 71 des 301 sites de stockage des déchets non dangereux produisaient du biogaz[31]. Un quatrième site d'injection de biométhane dans le réseau a été inauguré en 2014[32].
Cette année-là, la législation a évolué pour faciliter l'injection de biométhane issu des stations d'épuration dans les réseaux de gaz. L’objectif fixé était que 60 stations injectent 500 GWh/an de biométhane avant 2020.
En 2014, environ 400 projets de méthanisation étaient à l'étude, mais des retards et des difficultés techniques ont freiné leur progression[33]. Le rythme de création de méthaniseurs agricoles a chuté, mettant en péril l'objectif de 1 000 méthaniseurs en 2020. Fin 2015, seuls 180 méthaniseurs étaient opérationnels en France[34].
En septembre 2015, la première injection de biométhane dans le réseau de transport a eu lieu à Chagny. En 2016, 26 sites ont injecté 215 GWh dans le réseau, représentant 0,05 % de la consommation nationale. L’objectif était d’atteindre 8 TWh d’ici 2023[35].
En 2017, 29 unités produisaient 0,44 TWh/an, avec 241 projets en attente de raccordement. Le nombre d'installations a doublé par rapport à 2016, atteignant 533 GWh/an en juin, grâce à neuf nouvelles installations[36]. Un arrêté en novembre a prévu la prise en charge de 40 % du coût de raccordement des installations de biométhane situées en zones rurales éloignées des réseaux[37].
Un projet de décret soumis en 2019 prévoyait 6 TWh de biogaz injectés dans les réseaux d'ici 2023 et entre 14 et 22 TWh d'ici 2028[38]. Une loi en 2018 a instauré un "droit à l'injection" pour les producteurs de biogaz, avec une mutualisation des investissements pour renforcer les réseauX[39].
En 2020, 3 000 GWh/an issu du méthane doivent économiser 560 000 tonnes de gaz à effet de serre (équivalent de 250 000 logements)[40]. La filière a estimé pouvoir générer (de 2017 à 2020) 2 000 à 3 000 emplois non délocalisables et environ 10 000 à 15 000 autres emplois en exploitation-maintenance[40].
En janvier 2023, Engie et Arkema signent un contrat de fourniture par Engie de 3 TWh de biométhane sur dix ans pour alimente la fabrication d'un polyamide biosourcé[41].
L'objectif pour 2030 est de produire 56 TWh de biométhane, avec une montée à 400-550 TWh d'ici 2050 pour couvrir 100 % de la consommation de gaz en France grâce à la méthanisation, la gazéification de la biomasse et d'autres technologies[40].
GRDF s’est fixé l’objectif de 20 % de gaz vert injecté dans son réseau d’ici 2030, soit une production de 60 TWh de biométhane, un chiffre cinq fois supérieur à celui de 2023[42]. Cet objectif repose sur le développement de la méthanisation, en particulier via des partenariats avec les acteurs du monde agricole[43].
En 2024, plus de 700 sites injectent du biométhane en France. À plus long terme, GRDF, Engie, GRTgaz et Teréga visent un réseau alimenté à 100 % par des gaz verts d’ici 2050[43],[42].
Du méthane pur est produit par quelques espèces microbiennes dites « méthanogènes ». Cette biosynthèse est l'objet de recherches en 2017 (biomimétique éventuellement), pour une application dans les énergies renouvelables notamment[44].
La biogenèse du méthane est permise par la méthyl-coenzyme M réductase, une enzyme qui est aussi responsable de l'utilisation du méthane comme source d'énergie (par oxydation anaérobie)[45].
Cette enzyme utilise un facteur auxiliaire appelé « coenzyme F430 », un tétrapyrrole modifié contenant du nickel qui favorise la catalyse à travers un intermédiaire méthyle radical/Ni(II)-thiolate intermédiaire. On ignore encore comment la coenzyme F430 est synthétisée (à partir d'une composé commun, le uroporphyrinogène III), mais on sait que la voie de synthèse implique une chélation, une amidation, une réduction d'anneau macrocyclique, une lactamisation et la formation d'anneau carbocyclique[45].
Les protéines catalysant la biosynthèse de la coenzyme F430 (à partir de sirohydrochlorine, appelée CfbA-CfbE) ont été identifiées, ce qui ouvre la porte au développement de systèmes recombinants basés sur ces groupes métalloprothétiques[45]. Cette meilleure compréhension de la biosynthèse d'un coenzyme de la production de méthane par les microbes complète les voies biosynthétiques connues pour une famille des composés importants incluant la chlorophylle, l'hème et la vitamine B12[46],[45].
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