Auparavant éliminé dans des torchères, le biogaz peut désormais être valorisé de plusieurs façons. La plus simple consiste à l'utiliser comme carburant dans des chaudières. Une autre voie de valorisation consiste à l'utiliser en cogénération pour produire de la chaleur et de l'électricité. Une troisième voie de valorisation se développe : celle de la production, à partir du biogaz, de biométhane injectable dans le réseau de gaz naturel pour la consommation domestique ou industrielle, ou bien sous forme de carburant GNV. Reste que pour être valorisé, un biogaz doit être épuré. Dans la pratique, les conditions de valorisation d'un biogaz sont directement liées à de nombreux paramètres : types et qualité des intrants, procédé de méthanisation, potentiel énergétique des substrats, qualité du gaz produit, mode de traitement, contraintes économiques du projet, conditions locales, réglementation, etc. Le choix d'un mode de valorisation énergétique, ainsi que son taux de disponibilité et sa pérennité dans le temps dépendent de chacun de ces paramètres.
Auparavant éliminé dans des torchères, le biogaz peut désormais être valorisé de plusieurs façons. La plus simple consiste à l'utiliser comme carburant dans des chaudières. Une autre voie de valorisation consiste à l'utiliser en cogénération pour produire de la chaleur et de l'électricité. Une troisième voie de valorisation se développe : celle de la production, à partir du biogaz, de biométhane injectable dans le réseau de gaz naturel pour la consommation domestique ou industrielle, ou bien sous forme de carburant GNV. Reste que pour être valorisé, un biogaz doit être épuré. Dans la pratique, les conditions de valorisation d’un biogaz sont directement liées à de nombreux paramètres : types et qualité des intrants, procédé de méthanisation, potentiel énergétique des substrats, qualité du gaz produit, mode de traitement, contraintes économiques du projet, conditions locales, réglementation, etc. Le choix d’un mode de valorisation énergétique, ainsi que son taux de disponibilité et sa pérennité dans le temps dépendent de chacun de ces paramètres.
Le biogaz résulte d’une décomposition de la matière organique en conditions anaérobies. Sa composition est éminemment variable et dépend de nombreux critères dont les principaux sont les caractéristiques des intrants, leur pouvoir méthanogène, et les conditions dans lesquelles ils sont méthanisés. Typiquement, le biogaz provient des déchets agricoles et alimentaires, des ISDND, stations d'épuration... où il est naturellement produit. Il est composé de 35 à 65 % de méthane (CH₄), 15 à 50 % de gaz carbo-
Mesure du biogaz : un vrai défi
Sur le plan de la technique de mesure, les applications biogaz relèvent d'un véritable défi. Le biogaz, le gaz de fermentation et le gaz de décomposition se caractérisent en effet par un taux d’humidité élevé, de faibles pressions et la formation fréquente de condensats. Ce qui explique le développement d’appareils spécifiquement conçus pour ces applications.
C'est le cas du Prosonic Flow B 200 de Endress+Hauser, qui mesure de façon fiable et précise, même sur un biogaz saturé en eau avec présence de condensation et de fortes fluctuations du process. Le principe ultrason permet de mesurer simultanément le débit et le taux de méthane et de détecter le sens d’écoulement du biogaz. Cela en fait un appareil complet qui peut directement délivrer un débit normé (Nm³/h, kg/h) et une puissance (kW/h), permettant ainsi de piloter au mieux les digesteurs et leurs unités de valorisation.
Chez Krohne, c'est l’Optisonic 7300 qui est spécialement conçu pour la mesure de biogaz et de gaz de décharges, même en cas de haute teneur en CO₂, de saturation à l'eau ou de présence d’eau de condensation libre. Il intègre différentes fonctions telles que le calcul du volume standard, la mesure de la teneur en méthane et des fonctions de diagnostic.
De son côté, Tecfluid propose, pour la mesure des gaz et biogaz, les débitmètres SC-250 de DN15 à DN80 avec flotteur équipé d'un amortisseur hydraulique permettant une bonne stabilité des lectures, même avec de faibles pressions de service. Les boîtiers indicateurs sont IP-65 et modulaires, susceptibles d’intégrer, sans qu'un retour en usine ne soit nécessaire, des cartes alarmes ou 4-20 mA. Une version certifiée ATEX est disponible avec sortie 4-20 mA.
Chez ifm electronic, les contrôleurs de débit des séries SI et SA reposent sur un principe différent : la calorimétrie. Ils utilisent l’effet de refroidissement d’un liquide ou d’un gaz en circulation pour contrôler son débit. C’est la quantité de chaleur évacuée du capteur qui détermine le débit. Ils disposent d’un totalisateur LCD 8 digits et d’un protocole de communication Hart.
La composition du biogaz peut atteindre 4 à 40 % d’azote (N₂) et 0 à 5 % d’oxygène (O₂). Dans certaines conditions, de l'hydrogène (H₂) et du sulfure d’hydrogène (H₂S) peuvent également être produits. Le biogaz généré dans les conditions maîtrisées et contrôlées des digesteurs anaérobies industriels peut contenir 45 à 75 % de méthane, 30 à 40 % de gaz carbonique et quelques traces d'azote.
Les différentes voies de valorisation
Jadis éliminé dans des torchères, le biogaz peut désormais être valorisé de plusieurs façons. « La plus simple consiste à l’utiliser comme carburant dans des chaudières, explique Sébastien Paolozzi, président de la société Prodeval, mais l’inconvénient principal de cette solution est qu’il est rare d’utiliser toute la chaleur sur le site toute l’année ». En général, une grosse partie du biogaz est perdue en torchère. Une autre voie de valorisation consiste à l'utiliser pour faire fonctionner un groupe de cogénération (production de chaleur et d’électricité), une solution attrayante, car le rachat par EDF de l’électricité ainsi produite bénéficie de tarifs préférentiels. « Mais là encore, l’in-
L'inconvénient majeur est l'utilisation de la chaleur, indique Sébastien Paolozzi. Bien souvent, une partie non négligeable n'est pas valorisée. Depuis son autorisation en 2011, une troisième voie se développe : celle de la production, à partir du biogaz, de biométhane injectable dans le réseau de gaz naturel pour la consommation domestique ou industrielle, ou bien pour les transports sous sa forme de carburant GNV. Avantages, un taux de récupération de méthane supérieur à 99 %, et l'utilisation du réseau GrDF comme moyen de stockage.
La publication au Journal officiel d’un décret et de deux arrêtés en juin 2014 a ouvert la voie à l'injection, dans les réseaux de gaz de GrDF, du biométhane issu des boues de stations d’épuration des eaux usées des collectivités. Jusqu'à cette date, seul le biométhane issu des déchets agricoles, ménagers ou de l'industrie agroalimentaire pouvait être injecté. La valorisation du biogaz issu de la méthanisation des boues de stations d’épuration n’est donc plus bridée par des freins d’ordre réglementaire comme cela a pu être le cas dans le passé.
Les premiers mètres cubes de biométhane produit à partir des eaux usées de l’Eurométropole de Strasbourg ont d’ailleurs été injectés dans le réseau local de gaz naturel en septembre 2015 dans le cadre du projet Biovalsan porté par la Commu-
Favoriser la production de biogaz avec des équipements adaptés
Contrairement à l’Allemagne, la filière méthanisation/biogaz française repose sur des déchets très variés. Cette spécificité « multimélange » a favorisé le développement de systèmes de préparation, d’homogénéisation et de brassage robustes, reposant sur des matériaux résistants à la corrosion. Atlantique Industrie, Börger France, Netzsch ou encore Vogelsang ont ainsi développé de nombreux dispositifs capables de broyer, pulvériser et mélanger les déchets afin d’en optimiser la fermentation pour doper la production de biogaz : acier haute dureté, inox de fonderie et fonte sont les matériaux les plus communément utilisés.
Netzsch a par exemple développé la pompe mélangeuse Nemo® B.Max® qui permet d’accroître le rendement à quantité égale de substrat. Elle permet une production plus importante de gaz grâce à une fermentation plus stable ainsi que des économies d’énergie grâce à la réduction de la durée d’utilisation des agitateurs, au maintien à température constante du substrat dans le fermenteur et à la suppression de la cuve de malaxage.
Vogelsang a développé de son côté le BioCrack, un système permettant d’accélérer le processus de digestion par désintégration électromagnétique des particules. Il doit être précédé d’une association broyage-pompage, incontournable en méthanisation, typiquement d’un RotaCut (pour broyer et protéger la pompe des éventuels indésirables) et d’une pompe à lobes (pour véhiculer le liquide). Une unité mobile, montée sur remorque, est disponible à la location. Autonome, elle permet à l’exploitant de valider son efficacité. Mais au-delà de ces équipements qui permettent d’optimiser la production, il faut aussi s’assurer de sa régularité. Landia a donc développé un système permettant d’accélérer le processus digestif pour traiter une quantité plus importante de biogaz et plus rapidement qu’avec les systèmes de brassage mécanique. Le système Gazmix repose ainsi sur un principe de recirculation de digestat par buse et venturi qui assure un mélange correct au sein des digesteurs. Équipé d’une pompe dilacératrice, il permet de broyer finement le digestat, favorisant ainsi la production de biogaz.
La communauté urbaine de Strasbourg et SUEZ. La station de la Wantzenau est ainsi la première step dont le biométhane est injecté directement dans le réseau de gaz naturel. 16 GWh/an de biogaz y seront produits, de quoi alimenter l’équivalent de 5 000 logements aux normes basse consommation ou 1 500 véhicules roulant au gaz naturel. « Biovalsan avait pour objectif principal de prouver que l’on pouvait produire un biométhane conforme à partir d’un biogaz issu d’une station d’épuration, explique Pierre Coursan, Market Manager Biogas and Energy Efficiency chez SUEZ. Cet objectif est atteint, les analyses le démontrent, tout comme le suivi effectué par le Comité scientifique qui suit régulièrement le déroulement du projet. »
La station d’épuration Arvéa (74), exploitée par SUEZ, a opté de son côté pour la production de BioGNV. Quant au SIAAP, il mène également de front plusieurs projets pour optimiser la valorisation du biogaz produit sur ses stations d’épuration de Seine aval, Seine amont et Seine-Grésillons. D’ores et déjà, le biogaz valorisé sur Seine aval à Achères fournit ainsi 62 % des besoins énergétiques de l’usine. Le biogaz produit est principalement utilisé pour l’alimentation des turbines à gaz pour la production d’électricité (38 %), le conditionnement thermique des boues (34 %) et le chauffage des digesteurs (8 %), ce qui permet d’atteindre un taux de valorisation de 98 %.
Plus globalement, le SIAAP autoproduit déjà 50 % de la consommation énergétique totale de l’ensemble de son réseau et de ses six usines grâce au biogaz, ce qui représente près de 500 GWh/an.
Biogaz et biométhane : un potentiel non négligeable
Selon le ministère de l’Environnement, à horizon 2020, plus de 60 stations d’épuration pourraient être dotées des équipements nécessaires à la valorisation énergétique de leurs boues permettant l’injection de 500 GWh par an de biométhane dans les réseaux de gaz. Une étude de l’Ademe indique par ailleurs que la France métropolitaine compte 19 521 stations d’épuration.
tion en activité dont 85 possèdent actuellement une unité de méthanisation sur site pour le traitement des boues. Le potentiel méthanogène théorique maximal à partir de l'ensemble des boues de STEU est de 2,13 TWh/an.
Reste que si les projets de la filière méthanisation & biogaz se multiplient, les opérateurs déplorent des taux de subvention très variables (politiques régionales), des incitations insuffisantes, des tarifs de rachat trop bas et des difficultés administratives trop nombreuses (délais d’instruction des dossiers). Si bien que, selon une étude publiée en 2012, les deux tiers seulement du biogaz produit seraient valorisés, soit 37 % de biogaz torché.
La publication de l’arrêté du 30 octobre 2015 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz devrait cependant permettre aux installations de méthanisation existantes de bénéficier, sous conditions, de tarifs d’achat revalorisés. De nombreux acteurs de la filière s’étaient en effet mobilisés pour impulser une refonte du mode de soutien aux installations de biogaz et méthanisation de tout type et de toutes puissances. Les tarifs proposés n’étaient pas jugés compatibles avec les exigences françaises en termes de qualité et d’intrants mobilisés. Un nouveau cadre a donc été ainsi engendré.
Les principales difficultés rencontrées concernent l'inadaptation du matériel par rapport aux intrants et le manque de fiabilité du matériel et du réseau local. Au final, la rentabilité n’est pas toujours au rendez-vous. Parmi un panel Xerfi d’entreprises qui exploitaient des unités de valorisation du biogaz en fonctionnement, près de 40 % d’entre elles affichaient un taux de résultat d’exploitation négatif en 2014.
Cependant, un arrêté doit paraître prochainement pour garantir un prix d’achat pendant 20 ans, au lieu de 15 actuellement, pour les méthaniseurs d'une puissance de moins de 500 kWe. Les experts de Xerfi émettent cependant des réserves sur l'effet réel de ce dispositif, indexé sur les prix dans l'industrie au vu des pressions déflationnistes persistantes. Pour les unités de plus de 500 kWe, des appels d'offres seront mis en place en guise de complément de rémunération. Enfin, la procédure d’autorisation unique entrera en vigueur sous peu, simplifiant les démarches tout en les accélérant pour les porteurs de projets de sites de méthanisation.
Mais ce n'est qu’avec la montée en compétence de la filière et sa structuration que celle-ci pourra vraiment devenir incontournable dans le secteur de l’énergie. Surtout, il est nécessaire que des leaders émergent. Certains acteurs ont d'ores et déjà consolidé leurs positions, à l'image de Naskeo Environnement avec le rachat de Méthajade ou de Dalkia avec Verdesis. Ces acquisitions permettent de renforcer les expertises, de créer des synergies et de réaliser des économies d’échelle.
Les professionnels devront également saisir toutes les opportunités liées aux procédés autour du biogaz, à l'image du biométhane carburant et de la trigénération ou encore du procédé de concentration par évaporation/distillation et de valorisation de l'ammoniaque, du potassium et du phosphore de la société Exonia.
Autre piste envisagée, le digestat (produits résiduels de la méthanisation) constitue un fertilisant naturel alternatif aux produits chimiques. Sa revente peut permettre aux acteurs du biogaz d’atteindre l'équilibre économique. Mais des verrous réglementaires doivent encore être levés.
défini qui devrait permettre à certains sites en difficulté de continuer à fonctionner de façon pérenne. Des tarifs d’achat revalorisés pour toutes les installations biogaz et le solaire de taille intermédiaire (< 100 kW) sont entrés en vigueur le 2 novembre 2015. Un deuxième arrêté est attendu pour les nouvelles installations dont la puissance est située entre 100 et 500 kW. Parallèlement, de nouveaux mécanismes sont annoncés pour 2016 parmi lesquels un tarif d’achat pour les futurs sites de méthanisation, stations d’épuration et ISDND de moins de 500 kWe ainsi qu'un complément de rémunération pour les STEP et ISDND (en guichet ouvert) et pour les sites de méthanisation (en appels d'offres) de plus de 500 kWe.
Reste que malgré un réel savoir-faire technique, la filière est bien moins développée qu’outre-Rhin, par exemple. Fin septembre 2015, la puissance électrique biogaz raccordée au réseau ERDF, répartie sur 348 sites, était de 314 MW, ce qui représente cependant une progression de 9 % par rapport aux chiffres de septembre 2013. La contribution de la filière méthanisation au bilan énergétique national est encore modeste (moins de 2 % des énergies renouvelables consommées), mais elle pourrait, selon l’Ademe, assurer plus de 14 % de la consommation française de gaz en 2030. Dans ce cadre, l’injection de biogaz pourrait devenir l’un des vecteurs de la transition énergétique française. Le « Groupe de travail injection » piloté par l’Ademe et GrDF a en effet évalué le potentiel de biométhane entre 3 et 9 TWh à l’horizon 2020. D’ici à 2030, les projections font état de 500 à 1 400 sites d'injection (selon les scénarios bas et haut de la feuille de route méthanisation de l’Ademe), ce qui représentera 16 % de l’alimentation du réseau national de gaz.
Le biométhane pourrait-il devenir un vecteur clé de la transition énergétique ? Ce n’est pas impossible. En 2011, une unité de méthanisation injectait du biométhane dans le réseau de GRDF. En 2013 et 2014, cinq nouvelles installations ont vu le jour, puis huit en 2015, et encore deux début 2016. Mais aujourd’hui, on ne dénombre pas moins de 400 projets en cours. Reste à savoir dans quelles directions s’orientera la filière et sur quels critères ?
Quelle voie de valorisation choisir et sur quels critères ?
« Il est impossible de formuler la moindre
Généralité, indique Sébastien Paolozzi chez Prodeval, tant le nombre de critères à prendre en compte est important et variable. Le type et la qualité des intrants, le procédé de méthanisation, le potentiel énergétique des substrats, la qualité du gaz produit, le mode de traitement, les contraintes économiques du projet, les conditions locales, la réglementation sont les principaux. « Du fait de la présence de siloxanes et de COV que l'on ne retrouve pas forcément dans le biogaz issu de la méthanisation de déchets organiques ou bien de méthanisation agricole, le biogaz produit en station d'épuration est l'un des plus difficiles à traiter », souligne Pierre Coursan chez SUEZ.
La cogénération était, jusqu'à une période récente, le mode de valorisation le plus courant. Elle permet à l'exploitant de vendre l'électricité produite à un tarif préférentiel et d’exploiter la chaleur dégagée par le moteur sur le site (chauffage des digesteurs par exemple) ou en utilisant un réseau de chaleur. Reste que valoriser cette chaleur est parfois difficile, faute de besoins ou de débouchés à proximité. Cette difficulté pèse sur l'économie des projets. Pour sécuriser les engagements des différents partenaires et débloquer les projets, certains acteurs ont développé des offres incluant une garantie de résultats. C’est par exemple le cas d’Eneria qui propose un contrat dit « Full service » apportant une garantie de résultats englobant tout à la fois l'investissement initial et l'exploitation, notamment la maintenance.
Au-delà de ces garanties, Eneria cherche également à booster les petits projets en élargissant sa gamme de moteurs biogaz qui démarre désormais à 60 kW. De même, Clarke Energy s’engage sur les performances et la disponibilité de ses machines et équipements.
Un autre mode de valorisation est l’utilisation in situ de l'énergie contenue dans le biogaz à des fins de traitement. Ainsi, Exonia propose une offre complète de procédés de traitement des lixiviats ou des boues de méthanisation utilisant le biogaz comme source de chaleur afin de les concentrer ou de les valoriser.
L'autorisation d'injection du biométhane
Issu des boues de step ouvre une autre possibilité. Plusieurs acteurs comme Naskeo Environnement, Valbio, Ovive, Enprotech, Exonia ou Aeroe développent des savoir-faire spécifiques pour valoriser la matière organique contenue dans les eaux usées et produire du biogaz. Mais il faut ensuite épurer ce biogaz brut pour le rendre compatible avec le mode de valorisation choisi.
En dehors des traitements spécifiques (oxygène, azote), cinq familles de technologies sont actuellement mises en œuvre pour traiter le biogaz brut par des acteurs tels que Arol Energy, CEFT, Gaseo, Prodeval, Ovive, Schmack Carbotech (Viessmann Group) ou encore Alcion Environnement : le lavage à l’eau, aux amines, l’adsorption à pression alternée (PSA), les technologies membranaires et la cryo-condensation.
Le lavage aux amines et, plus encore, les techniques membranaires, bien adaptées aux projets dont la taille oscille entre 100 et 1000 m³/h, sont souvent privilégiées. Modulables, elles présentent aussi l’avantage de produire un off-gaz de qualité, constitué de CO₂ presque pur (autour de 99 %) contrairement aux technologies de lavage à l’eau et au PSA où le CO₂ se retrouve mélangé avec de l’air ou du méthane.
Mais surtout, ces techniques, qui constituent des alternatives crédibles, permettent de développer des solutions adaptées à de petits débits (débit biogaz brut inférieur à 150 Nm³/h) élargissant ainsi le nombre de projets potentiels. C’est par exemple le cas des unités « AE-Compact » d’Arol Energy, basées sur la séparation membranaire, et désormais disponibles pour des débits de biométhane entre 30 et 90 Nm³/h.
Elles se présentent sous forme de skids architecturés autour d’un châssis fixe et intègrent des membranes mises en œuvre en partenariat avec Air Products. Le biométhane produit peut être injecté dans le réseau basse pression de GrDF ou comprimé pour être utilisé sous forme de carburant BioGNV. Un module supplémentaire est alors installé pour la compression, le stockage, et la distribution de ce carburant.
Pour des débits plus importants, de 150 à 500 Nm³/h de biogaz brut, Arol Energy propose sa technologie « AE-Membrane ». Comme « AE-Compact », cette technologie est basée sur le partenariat avec Air Products qui permet d’offrir des membranes résistantes et très productives. « C’est là un élément important dans l’équilibre coût d’investissement/coût d’exploitation des projets de tailles petites et moyennes », souligne David Bossan, dirigeant d’Arol Energy. Pour des débits de biogaz typiquement de 400 Nm³/h et plus, Arol Energy mise sur son procédé de lavage aux amines « AE-Amine » qui intègre plusieurs innovations à même d’améliorer significativement la rentabilité opérationnelle des sites de production de biométhane. « Cette technologie permet également d’éliminer les pertes en méthane, de produire facilement et à moindre coût un CO₂ industriel et d'améliorer le bilan carbone des sites de production de biométhane », indique David Bossan. « Les technologies membranaires, mais aussi la technologie amine telle qu'Arol Energy peut la proposer, sont les deux technologies qui sont énergétiquement les plus efficaces et ceci doit être un élément important dans les réflexions des maîtres d’ouvrages ». Arol Energy construit actuellement une unité AE-Amine qui sera opérationnelle avant la fin 2016.
Le procédé membranaire Valopur® de Prodeval s’adapte quant à lui automatiquement aux variations de débit et à la composition de biogaz à traiter pour simplifier l’exploitation et stabiliser la production. Il permet de traiter de 50 à 880 Nm³/h en standard. Mais la capacité de traitement peut être augmentée par simple ajout de membranes. « Les technologies de lavage sont souvent favorisées pour les plus grosses unités qui produisent plus de 1000 m³/h », estime Sébastien Paolozzi. « Nous privilégions les technologies membranaires car elles sont adaptées à la taille de la plupart des projets en France, entre 100 et 1000 m³/h de biogaz et parce qu’elles sont modulables ». Le procédé est en cours d'implantation sur la station d’épuration de la Roche Foron en partenariat avec SUEZ, à York en Grande-Bretagne ainsi que sur la station d’épuration Aquapole au Fontanil (38) où il permettra de valoriser le biogaz via injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel (17 GWh/an).
De son côté, Gaseo mise sur le procédé PSA (Pressure Swing Adsorption) qui per-
Xergi développe la méthanisation multi-produits
Xergi conçoit, construit et met en service des unités de méthanisation dites « multi-produits ». Ces unités reposent sur un savoir-faire de 30 années et un pôle de recherche et développement qui axe sa recherche, tant sur le développement de nouvelles machines et concepts, que sur les aspects microbiologiques. Ces unités permettent notamment la valorisation de produits organiques issus de l'agriculture, de la grande et moyenne distribution, de l'industrie voire des collectivités. Xergi figure parmi les leaders européens de la valorisation des sous-produits organiques par méthanisation. Sa filiale française a construit les plus importants sites de méthanisation multi-produits en France, parmi lesquels Methalandes (Eneria et Caisse des Dépôts), et totalise plus de 11 500 kW de puissance installée et une capacité de traitement supérieure à 300 000 tonnes de biomasse chaque année. Xergi propose des solutions clefs en main allant de l'unité de méthanisation à la valorisation thermique du biogaz. De la valorisation du biogaz en chaudière, en passant par la cogénération, la trigénération ou encore l'épuration du biogaz en biométhane, Xergi développe des solutions adaptées aux besoins spécifiques de chaque client.
À titre d’exemple, en 2015, l'entreprise a construit sur une même année des unités de méthanisation permettant la valorisation de 30 millions de mètres cubes de méthane qui, une fois épuré, est injecté dans le réseau de gaz naturel danois. En 2010, Xergi a équipé la société Staples Vegetables d'une unité de méthanisation qui permet en outre la valorisation de l'intégralité des déchets de légumes et la valorisation du biogaz grâce à un système de tri-génération couplant à la fois la production d’électricité, de chaleur et de froid positif. Le froid positif est utilisé dans les salles de conditionnement des légumes. La chaleur thermique excédentaire est utilisée pour le chauffage du site de conditionnement et de locaux sociaux. Sur différents sites en Europe, dont la France, Xergi a couplé la production d’énergie électrique et thermique à une production de vapeur saturée pour des besoins liés à des process industriels. Aujourd’hui, l'entreprise travaille autant sur de la valorisation par cogénération que d’épuration du biogaz.
…met de séparer le CH₄ du CO₂. Le biogaz désulfuré et séché est introduit sous pression (3 bar) dans un adsorbeur et traverse de bas en haut un adsorbant dans lequel le CO₂ est retenu et emprisonné. Le CH₄, contenu dans le biogaz, traverse cet adsorbeur. À la sortie, le gaz est enrichi en CH₄ et peut être réinjecté dans le réseau. Avantages, le procédé est capable de s’adapter aux variations de composition du biogaz brut en entrée en ajustant les temps de cycle d’adsorption. « La consommation électrique du PSA de Gaseo est des plus faibles avec 0,15 kWh/Nm³ de biogaz brut, souligne Xavier Joly, Président de Gaseo. Il n’y a pas de consommables, et notre solution est déjà éprouvée de l’autre côté du Rhin, les performances démontrées. Notre prochaine installation PSA sera mise en service en juin 2016 à Platten, à côté du Luxembourg. Le PSA de Gaseo est conçu et construit par un exploitant (Gaseo) pour des exploitants ».
Le procédé Valecarb, d’Alcion Environnement permet de transformer et valoriser le CO₂ sous forme de bicarbonate de soude ou de potassium. Il est placé après l’épuration du biogaz ou après la séparation du biométhane et du CO₂ afin de produire du bicarbonate de sodium compatible avec les applications industrielles telles que le traitement de fumées, la neutralisation des eaux, la détergence notamment.
La solution dépend toujours des projets de valorisation envisagés. « Le fait de viser une valorisation sous forme de biométhane implique de s’intéresser à d'autres types de polluants parfois présents dans le biogaz que ceux que l'on gère quand on prévoit une cogénération, souligne Pierre Coursan chez SUEZ. C'est par exemple le cas des COV, qui ne sont pas impactant dans le cadre d’une cogénération mais qui doivent être pris en compte avant de produire un biométhane ».
Le biométhane produit dans le cadre du projet Biovalsan à Strasbourg porté par SUEZ et Réseau Gaz de Strasbourg repose sur les techniques membranaires, un choix pertinent au moment où il a été opéré. Mais le projet comportant deux objectifs, l'injection de méthane mais aussi la valorisation du gaz carbonique, la technologie la plus appropriée serait sans doute aujourd’hui la cryo-condensation qui permet d’obtenir du méthane injectable et du gaz carbonique liquide.
« Lavage à l'eau, aux amines, PSA, membranes... Lorsque l’on envisage d’injecter du biométhane dans le réseau, c’est-à-dire que l'on conserve le biométhane à l'état gazeux sans avoir besoin de le liquéfier, les techniques classiques d’épuration suffisent, estime Pierre Coursan. En revanche, si l'on veut liquéfier le méthane, il vaut mieux exploiter les avantages de la cryogénie ».
Développée par Cryo Pur, la cryo-condensation consiste à abaisser la température pour séparer les gaz. « Notre technologie consiste à séparer les gaz contenus dans le biogaz par un abaissement successif de la température », explique Simon Clodic, directeur commercial. « La technique peut se résumer en 3 étapes : désulfuration, séparation du CO₂, et liquéfaction du biométhane ». La technologie Cryo Pur s'adapte à des débits de biogaz de 70 à 2000 Nm³/h. L'ensemble des composants indésirables contenus dans le biogaz (H₂O, H₂S, COV, Siloxanes, CO₂) sont captés par cryo-condensation, c’est-à-dire que ces composants sont givrés ce qui assure une épuration optimale du biogaz.
Le CO₂ est récupéré sous forme liquide pour être valorisé. Une fois épuré, le biométhane remplit les caractéristiques pour être injecté dans le réseau de gaz naturel. Le biométhane peut également être liquéfié sous forme de bioGNL à des fins de transport vers son site de valorisation ou d’usage : grâce à sa densité 600 fois plus importante qu’à l'état gazeux, le bioGNL permet de transporter le biométhane de manière efficiente. Mais la clé de la technologie Cryo Pur est de permettre l'ensemble de ces étapes avec une consommation d’énergie électrique minimale, de l’ordre de 0,6 kWh/Nm³ de biogaz brut, pour l’épuration et la liquéfaction.
Un démonstrateur de 120 Nm³/h est installé sur la station d’épuration du SIAAP, Seine amont, à Valenton (Val-de-Marne) dans le cadre du projet BioGNVAL (coordonné par SUEZ), qui a pour objectif de démontrer la faisabilité technico-économique de la production de gaz méthane liquide à partir de biogaz à grande échelle, afin de développer la filière au niveau mondial.
« C’est la première fois que l'on met en œuvre une technologie cryogénique qui permet à la fois d’épurer le biogaz et de liquéfier le biométhane, indique Pierre Coursan chez SUEZ. La qualité du CO₂ obtenu par le biais de ce traitement est satisfaisante tout comme le CH₄, qui présente une qualité compatible avec un usage carburant ». Les tests étant plus nombreux que ceux prévus initialement, l'expérimentation devrait s’achever en avril 2017.
