Méthanisation : du traitement des eaux usées à l’injection de biométhane dans le réseau

C’est en longeant les rives de l’Isère que l’on chemine vers la station d’épuration dénommée Aquapole, qui chaque jour traite plus de 230 000 m³ d’eaux usées issues de 55 communes de l’agglomération grenobloise (Figure 1). Pourquoi cette station ? Alors que, suite à des traitements de plus en plus performants, le volume des boues à traiter devenait problématique, la station d’épuration s’est lancée au cours des années 2010 dans la méthanisation : un procédé de digestion biologique naturelle sans oxygène qui produit du biogaz, tout en réduisant considérablement le volume des intrants. Valorisant ce biogaz depuis le 6 avril 2016, la station d’épuration grenobloise est la deuxième en France à injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel de Gaz réseau distribution France (GRDF). La production de biogaz inscrit en effet la station d’épuration dans une logique innovante durable, laquelle contribue à l’attractivité du territoire grenoblois en pleine transition énergétique.

La compréhension de cette logique innovante implique de connaître à la fois la place du biogaz en France parmi les énergies renouvelables, l’intérêt de sa production localement pour des villes en transition et enfin, la particularité du projet d’Aquapole.

1. L’intérêt du biogaz en France : une énergie verte et renouvelable

Parmi toutes les sources d’énergie renouvelable, le biogaz est loin d’être le mieux connu. Où le trouve-t-on ? Comment le produit-on ? Quelles sont ses principales utilisations ?

1.1. Qu’est-ce que le biogaz[1] ?

Le biogaz est un gaz naturel issu de la dégradation anaérobie, c’est-à-dire dans des conditions sans oxygène, de la matière organique. Sa composition est variable selon le substrat dont il est issu, mais il contient généralement une part importante de méthane ( CH₄) et de dioxyde de carbone (CO₂) ainsi qu’une faible part de vapeur d’eau, de sulfure d’hydrogène (H₂S) et d’autres possibles traces.

Ce gaz est spontanément produit dans la nature. On pourrait par exemple capter directement le biogaz émis par la décomposition déchets dans les décharges. Selon la source de matière organique, on en distingue plusieurs types : le gaz des marais ou des lacs, le gaz entérique dû à la vie animale, et les gaz des enfouissements de matières organiques (décharges, entre autres).

S’il est libéré dans l’atmosphère, le méthane est détruit par diverses réactions chimiques au cours d’une dizaine d’années, contrairement au CO₂ qui a tendance à s’accumuler dans l’atmosphère. Cependant, absorbant davantage d’infrarouges, il est généralement jugé comme beaucoup plus nocif et, de préférence, brûlé plutôt que rejeté directement dans l’atmosphère. Sa combustion permet alors de libérer de l’énergie que l’on pourra valoriser.

Équation de combustion du méthane : CH₄ + 2O₂  → CO₂ + 2H₂O

Quoiqu’il en soit, la société a tout intérêt à valoriser ce biogaz naturellement généré par la décomposition de la matière organique, et même à favoriser sa production, ce qui permet en effet de produire une source d’énergie non fossile, en utilisant un cycle court de carbone jeune non impactant en termes de gaz à effet de serre.

1.2. De la matière organique… au biométhane

Quelle place les biodéchets occupent-ils parmi les sources de biométhane ? Quelles sont les principales étapes de leur traitement ?

1.2.1. Différents types de biodéchets

Si le biogaz est obtenu par décomposition de la matière organique, ce processus s’effectue grâce à de micro-organismes dans des conditions sans oxygène dites anaérobie : on parle de méthanisation.

Bien que la formation de biogaz soit un processus naturel, on peut aussi le produire de manière plus artificielle et optimisée, dans une grande enceinte dépourvue d’oxygène appelée digesteur où l’on a introduit des micro-organismes spécifiques.

        Peuvent ainsi être méthanisés :

• les déchets agricoles (fumier, lisier ou résidus de cultures),
• les déchets de l’industrie agroalimentaire (fruits et légumes, déchets d’abattoirs ou autres),
• les déchets urbains (biodéchets ménagers triés ou issus des grandes et moyennes surfaces, déchets verts, boues de stations d’épuration, entre autres),
• les déchets industriels (eaux de lavage, boues industrielles, notamment).

Selon le type de biodéchet, la valorisation en biogaz est plus ou moins efficace (Figure 3). Généralement, la méthanisation des boues des stations d’épuration urbaines a un rendement d’environ 85m³ de méthane par tonne de matière brute, mais cette quantité peut considérablement varier selon la qualité des boues et en particulier selon leur siccité.

1.2.2. Les étapes biochimiques de la méthanisation

Le procédé de méthanisation des biodéchets s’effectue en plusieurs étapes pouvant être réalisées dans différents digesteurs afin d’optimiser les conditions de réactions. Chacune fait intervenir des souches bactériennes spécifiques vivant souvent en symbiose et nécessite des conditions thermiques particulières. La matière organique est essentiellement composée de protéines, hydrates de carbone et lipides. Ceux-ci sont transformés dès les premières étapes[2]  schématisées sur la Figure  4 :

1. Hydrolyse : dès la première étape, le substrat est transformé par hydrolyse en acides aminés, sucres et acides gras.
2. Acidogenèse : ces produits intermédiaires sont eux-mêmes décomposés en acides organiques tels que l’acide propionique ou l’acide butyrique, et en alcools, eau, dihydrogène, et dioxyde de carbone.
3. Acétogénèse : par de nouvelles transformations biochimiques, on obtient de l’acétate, du dihydrogène et du CO₂.
4. Méthanogénèse : d’une part, l’acétate est transformé en méthane par des organismes méthanogènes comme les Méthanococcus selon la réaction : CH₃COO^–  + H₂O → CH₄ + 2HCO₃^–.

D’autre part, le dihydrogène peut s’associer au dioxyde de carbone pour 30% du méthane final :

CO₂ + 4H₂ → CH₄ + 2H₂O.

On obtient finalement un biogaz contenant approximativement 60% de méthane, et 40% de gaz carbonique. Il reste généralement des traces de H2S, d’eau, de siloxanes, O2 et NH3. La proportion de méthane peut toutefois varier selon la nature du substrat : le biogaz de décharge est par exemple moins riche en méthane que celui issu de station d’épuration.

À l’issue de la méthanisation, il reste dans le digesteur ce que l’on appelle le digestat. On peut le valoriser par épandage pour fertiliser les terres agricoles ou par voie thermique, par incinération.

1.2.3. Importance du pH et de la température

En tenant compte de la qualité du substrat et sa quantité, il est toujours nécessaire de surveiller scrupuleusement le processus. Par exemple, pour des matières organiques faciles à digérer, l’hydrolyse est très rapide et l’étape cinétiquement déterminante est alors la transformation finale d’acides en méthane. Or l’accumulation d’acides organiques peut avoir un effet inhibiteur sur la production du biogaz, voire même stopper complètement la digestion ! Le pH est donc un paramètre essentiel à surveiller.

Le contrôle de la température est, lui aussi, fondamental car les bactéries y sont extrêmement sensibles, leur condition de survie pouvant en dépendre. On distingue notamment trois grandes plages de valeurs pour lesquelles les souches bactériennes méthanogènes sont actives, en dessous de 70°C (Figure 5) :

• la plage psychrophile en-dessous de 20°C.
• la plage mésophile entre 25 et 40°C.
• la plage thermophile au-dessus de 50°C.

À chaque plage de température correspond une souche bactérienne dominante. On doit donc bien la contrôler pour pouvoir maîtriser les populations présentes dans le réacteur, et donc la méthanisation. Le choix des conditions dépend, encore une fois, du type de substrat. Dans le cas de la station d’Aquapole notamment, on réalise une digestion mésophile à 37°C.

D’autres paramètres interviennent encore. Il faut par exemple veiller au ratio de boues biologiques par rapport à la quantité de mélange graisseux. La mise en place de la digestion est ainsi particulièrement difficile à mettre en œuvre et nécessite ensuite un très bon suivi.

1.3. Quelles utilisations du biogaz ?

Il existe différentes manières de valoriser le biogaz[3] issu de la méthanisation.

Après un léger traitement, plusieurs solutions sont possibles.

• La combustion directe : il s’agit de la plus simple valorisation du biogaz, car elle présente peu de contraintes techniques. La combustion dans les chaudières alimentées en biogaz libère de la chaleur utilisée sur place ou transportée par canalisations. La proximité d’un réseau de distribution de chaleur ou d’un proche utilisateur est donc nécessaire.
• La cogénération : elle consiste à produire simultanément de l’électricité et de la chaleur grâce à un moteur à combustion interne ou des (micro)turbines à gaz qui entraînent un alternateur. La chaleur libérée est alors récupérée (Lire : Cogénération et stockage saisonnier de la chaleur pour habitat-tertiaire). La cogénération est l’utilisation du biogaz la plus courante en France. Cette technique a un bon rendement énergétique de 85% : 35% en production électrique et 50% en thermique. Cependant, la chaleur n’est réellement valorisée que si elle est utilisée sur le site de production ou si elle peut être réinjectée dans un réseau de chaleur à proximité.

Après une épuration poussée possible par des procédés, exposés ci-après, afin de lui donner les mêmes caractéristiques que le gaz naturel, deux injections sont possibles.

• L’injection de biométhane dans le réseau de distribution de gaz (GRDF) : la valorisation est réalisée en dehors du site de production et revêt diverses formes : chauffage, production d’eau chaude ou cuisson. Si la totalité de la chaleur produite est valorisée, elle représente un meilleur rendement énergétique que la cogénération. Cependant, elle est dépendante des utilisateurs potentiels et limitée par la faible utilisation de gaz entre mai et septembre ce qui peut impacter la rentabilité des projets.
• L’injection dans le réseau de transport est aussi possible sous forme de biocarburant dit bioGNV (Gaz naturel pour véhicules) ou sous sa forme liquéfiée GNL : les normes imposent une purification particulièrement stricte. Le gaz est alors compressé pour être utilisé comme carburant dans les véhicules, comme c’est déjà le cas à Lille-Sedequin où une centaine de bus de la métropole roule au biométhane, et en Moselle où le centre tri des déchets ménagers de Morsbach alimente la flotte de véhicules des collectivités et des particuliers.

1.4. Les procédés de purification du biogaz et de production de biométhane

Au méthane et au CO2 que contient le gaz à la sortie du méthaniseur, s’ajoutent des traces de H2S, d’eau, d’azote, d’oxygène et des composés organiques volatiles (COV) ce qui exige un prétraitement sur charbon actif (réputé pour sa porosité particulière) afin de retirer les COV et l’oxygène, conformément aux procédés d’adsorption bien connus.

En fonction de l’utilisation du biogaz, il peut être nécessaire de le purifier et de séparer les différents gaz. Pour séparer le méthane des autres composants, il existe ensuite plusieurs procédés d’épuration possibles du biogaz (Figure 6)[4] : l’adsorption, l’absorption physique ou chimique, la séparation membranaire ou la cryogénie. Tous se déroulent en trois étapes afin d’éliminer successivement le CO2 (décarbonation), H2S (désulfuration), et l’eau (déshydratation).

• L’adsorption, nommée PSA (Pressure Swing Adsorption) est une technique basée sur l’adsorption par variation de pression : les molécules se fixent différemment sur des supports poreux selon leur nature et en fonction de la pression. En faisant varier celle-ci entre 4 et 7 bars par cycles de pression/dépression, on retient le CO2 mais aussi l’eau, l’H2S et l’oxygène qui restent sur le support dont les pores sont adaptés à leur taille (Figure 7).
•  L’absorption est une autre technique âgée d’une vingtaine d’années qui peut être réalisée de manière physique ou chimique. L’absorption physique se base sur des différences de solubilités des composants du biogaz. Elle consiste à faire un lavage à l’eau ou aux glycols grâce à une colonne à débit important. Amené sous pression de 9 bars environ, le biogaz est envoyé à contre-courant avec le fluide. Le méthane passe au travers tandis que le CO₂ et les autres gaz solubles sont absorbés. On peut aussi réaliser une absorption chimique. Celle-ci repose alors sur des réactions spécifiques entre le CO₂ et des amines ou de manière moins fréquente de la soude (Figure 8).
• L’épuration membranaire, procédé très récent utilisé pour Aquapole est quant à lui basé sur la différence de perméabilité de membranes en polymère (acétate de cellulose) vis-à-vis des composés du biogaz. En effet, injecté sous pression de 8 à 13 bar dans des fibres en ce polymère, seul le méthane qui a une faible vitesse de diffusion ne traverse pas la membrane et est récupéré en sortie (Figures 9 et 10).

• La séparation par cryogénie[5] ou distillation par le froid est une technique encore en cours d’expérimentation. Elle repose sur la différence de températures d’ébullition des composants du biogaz : -75°C pour le CO2 et -160°C pour le méthane à pression atmosphérique. En portant le biogaz à -165°C, on peut extraire successivement le CO2 et le méthane sous leur forme liquide. Il faut cependant avoir retiré l’eau et l’H2S au préalable afin d’éviter des problèmes liés à leur gel.

Au total, la comparaison des différentes techniques (Figure 11) permet de comprendre les raisons qui poussent au choix de l’une ou de l’autre, même si chaque projet devra aussi tenir compte de caractéristiques spécifiques et locales.

Après purification, le biométhane contient plus de 97% de méthane : il est conforme aux spécifications du gaz naturel.  Il ne reste alors plus que quatre étapes avant l’injection :

• l’odorisation pour assurer la sécurité des usagers,
• le contrôle de la qualité du biométhane,
• la régulation de la pression;
• le comptage qui permet de connaître les volumes de biométhane injectés dans le réseau.

1.5. Le biométhane… une énergie verte ?

Eh bien oui ! Contrairement au gaz naturel extrait d’hydrocarbures fossiles de plus en plus rares, le biogaz est directement produit à partir de substrats organiques. Le biogaz est donc une énergie entièrement renouvelable (Figures 12 et 13), d’autant plus intéressante que son potentiel est encore très peu exploité. En 2009 par exemple, il était estimé qu’entre 5 et 10% du gaz naturel distribué pourraient être remplacés par le biométhane d’ici 2020, et ce uniquement à partir de biodéchets.

Si l’aspect renouvelable des ressources apparaît déjà comme déterminant, la production de biogaz a également un rôle à jouer dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Bien que son utilisation libère autant de CO2 qu’un quelconque gaz naturel et que les procédés de fabrication nécessitent de l’énergie, le biogaz en tant que substitut au gaz naturel limite l’insertion dans l’atmosphère d’un carbone fossile, basé sur un cycle court du carbone. Le carbone libéré par le biogaz provient en effet des plantes qui elles-mêmes, l’ont absorbé dans l’atmosphère durant leur vie. Qu’il s’agisse de biodéchets incinérés ou de dégradation de la matière, ce carbone se retrouve d’une manière ou d’une autre dans l’atmosphère et même bien souvent sous la forme de méthane, 23 fois plus puissant en potentiel de réchauffement global que le CO2[6].

De plus, la méthanisation permet une meilleure valorisation de la matière organique que l’incinération : non seulement en biogaz, mais également en digestat, sous-produit de la méthanisation qui permet de nourrir la terre en azote avec une excellente efficacité.

À l’échelle du monde, selon l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), 100 à 300 Mtep/an seraient facilement valorisables, dont seulement 0,5% sont actuellement exploités. Le biogaz est donc une énergie d’avenir !

1.6. La place du biogaz en France : une innovation pour le pays

En Europe, certains pays comme le Danemark, la Suisse et l’Allemagne ont recours à la méthanisation des déchets organiques depuis bien longtemps[7]. La France a pris un certain retard : en 2013, elle n’a produit que 350 ktep de biogaz sur les 5000 qui l’ont été en Europe (Figure 14).

En fait, les premières unités de méthanisation ont vu le jour en France dès les années 1970, mais elles n’ont pas suscité de réel engouement. Suite à quelques échecs technologiques et à la baisse des prix des énergies fossiles après le contre-choc pétrolier des années 1980, un certain nombre d’entre elles ont été abandonnées, alors que dans d’autres pays, une politique volontariste était menée.

Pourtant, du fait de l’importance de ses terres agricoles et du très fort potentiel énergétique des résidus de culture, la France dispose d’un énorme gisement de déchets méthanisables[8]. La méthanisation répond à la fois à un besoin de traitement des déchets et à une possible valorisation énergétique finale. Ainsi, dans les années 2000, la méthanisation suscite un regain d’intérêt en France. Mais l’impact environnemental n’apparaît pas comme prédominant pour les acteurs, et peu d’unités de méthanisation valorisent le biogaz produit : en 2004[9] ce sont seulement 50% des unités de méthanisation qui valorisent leur biogaz, dont celles qui le réutilisent en chaleur sur place !

Dans les années 2010, plusieurs lois[10] sont votées permettant l’injection de biogaz dans le réseau sous conditions définies et fixant des tarifs d’achat du gaz et de l’électricité avantageux destinés à rendre les installations les plus rentables possibles. D’après l’ADEME[11], le biogaz pourrait en effet couvrir 3% des besoins énergétiques français d’ici 2030. Ces objectifs s’inscrivent dans des engagements de la France lors de la loi du Grenelle de l’environnement[12] visant la production de 23% d’énergies renouvelables d’ici 2020 et la division par 4 des gaz à effet de serre d’ici 2050 2050 (Lire : La transition énergétique : un concept à géométrie variable et Le scénario de l’ANCRE pour la Loi de transition énergétique).

La France vient ainsi de prendre un tournant (Figure 15). Très rapidement, de nouvelles installations[13] de méthanisation fleurissent et de plus en plus valorisent le biogaz formé. D’après l’ADEME, on compte en janvier 2016 près de 450 unités de méthanisation en France, avec un rythme de 50 à 70 nouvelles unités chaque année.

C’est donc sur cette vague énergétique innovante que s’inscrit le projet d’Aquapole, bénéficiant de la toute récente autorisation administrative donnée aux stations d’épuration d’injecter du biométhane dans le réseau, le 24 juin 2014. Cette tendance globale devrait permettre à l’échelle de la France une production croissante de biogaz d’ici 2020 (Figure 16).

2. Un enjeu pour les villes en transition : autonomie énergétique et circuits courts

Développer la méthanisation présente plusieurs avantages pour les agglomérations d’une certaine importance : celle de Grenoble l’a très bien compris.

2.1. Dynamisme local et circuits courts[14]

Dans l’agglomération grenobloise, comme dans un nombre croissant de villes, on parle de transition énergétique et de « villes de demain » pour évoquer de multiples initiatives qui ont un point commun : favoriser une économie circulaire plus solidaire et durable qui dynamise le territoire, recrée du lien entre les différents acteurs, et ce tout en cherchant un meilleur respect de l’environnement. À la différence de l’économie linéaire qui part d’une ressource, la transforme en produit et débouche sur des déchets dont on ne sait pas toujours comment se débarrasser, l’économie circulaire vise au réemploi, au recyclage et à la valorisation des déchets pour que ceux-ci deviennent à nouveau des ressources et se substituent le plus possible aux ressources fossiles.

La production de biogaz à partir de déchets agricoles ou de boues issues de stations d’épuration en est un bel exemple. Ainsi, les déchets fermentescibles deviennent à la fois source d’énergie et d’engrais si le digestat est valorisé agronomiquement, ce qui limite la consommation d’hydrocarbures puisque-ils remplacent du gaz naturel d’origine fossile.

Si cette économie circulaire est bénéfique à l’environnement, elle l’est également pour l’économie locale. En effet, la valorisation de déchets organiques crée des liens étroits entre différents acteurs proches : l’un produisant la chaleur ou le biogaz, et l’autre les  rachetant pour les utiliser. Ce sont également des centaines d’emplois non délocalisables qui voient le jour dans la filière : 33% concernant les études de projets, 14% la maintenance et l’exploitation, 12% la gestion des chantiers, la partie restante concernant l’enseignement, la recherche, le commerce et d’autres métiers. En 2013, l’Association Technique Énergie Environnement (ATEE) estimait que 1 700 personnes travaillaient dans la filière. Ces effectifs pourraient atteindre 3 000 personnes en  2018. De plus, cette activité a généré 380 millions d’euros de chiffre d’affaire en 2012 pour les entreprises du secteur du biogaz.

La production de biogaz est donc bénéfique à l’économie locale, mais elle l’est également à l’attractivité du territoire : elle contribue en effet à l’image verte d’une région capable de découvrir de nouvelles ressources énergétiques facilement exploitables sur place (Figure 17). La région est alors plus autonome énergétiquement et moins dépendante des fluctuations des prix des énergies fossiles sur le marché.

2.2. La réalisation d’Aquapole au cœur des objectifs de Grenoble-Alpes Métropole

En 2005, Grenoble-Alpes Métropole (« la Métro ») est la première agglomération de France à avoir établi un Plan Climat, devenu ensuite le Plan Air Énergie Climat (Figure 18).[15]

Ce plan visait à fédérer les initiatives des collectivités et à structurer une politique d’action commune face au défi de réduction des émissions de gaz à effet de serre. En 2014, la quasi-totalité des objectifs fixés en 2005 ont été atteints avec une réduction des gaz à effet de serre (GES) de 21%, une baisse de la consommation énergétique de 16%, une diminution des émissions de particules fines de 22% et de dioxyde d’azote de 47%, ainsi qu’une production locale d’énergies renouvelables accrue de 15,5%, au-delà des objectifs. La réduction des émissions de GES s’explique en grande partie par celle de la consommation d’énergie, mais aussi par une baisse de l’utilisation d’énergies fossiles. L’objectif est désormais d’atteindre -35% en 2020, et -50% en 2030.

En ce qui concerne la production d’énergie renouvelable locale, celle-ci reposait en grande partie sur la production d’hydroélectricité et de biomasse (bois) brûlé dans les centrales de production de chaleur. Pour atteindre une augmentation de 20% en 2020 et de 30% en 2030, la Métro insiste sur le fait que « toutes les filières doivent être développées » qu’il s’agisse de la biomasse, du solaire, de la géothermie ou encore du biogaz. En tant que source d’énergie verte qui vient se substituer aux énergies fossiles, l’unité de traitement des eaux usées de la Métro s’inscrit donc pleinement dans les objectifs locaux.

3. Aquapole : objectifs, acteurs et réalisations

L’originalité de la réalisation d’Aquapole repose sur des choix initiaux qui ont mobilisé divers groupes d’acteurs capables d’innover.

3.1. À un problème de gestion des déchets, une solution durable[16]

Que faire des boues issues du traitement des eaux usées ?

3.1.1. La problématique des boues

Du point de vue des particuliers, la valorisation énergétique part souvent d’une logique autre que celle de l’impact environnemental ou de la rentabilité économique. Comme le souligne M. Leclerc, Directeur de la station Aquapole[17], « À la base, le projet est lié à une difficulté de pouvoir gérer la production de boue : entre 2013 et 2016, le rendement épuratoire global est passé de 75 à 90%« . Pour ce faire, Aquapole a construit de nouvelles installations pour un meilleur traitement de l’eau (notamment de l’azote) et a changé d’exploitant en 2014, d’où une gestion différente de l’usine qui produit ainsi plus de boues.

Ces boues sont issues des différents traitements[18] que subit l’eau en arrivant dans la station : un prétraitement par dégrillage qui élimine les plus gros déchets solides, un traitement primaire par décantation des éléments les plus lourds, et un traitement biologique par biofiltration qui élimine la pollution grâce à des micro-organismes. Les boues représentent alors un déchet dont il s’agit de se débarrasser. Depuis longtemps, plusieurs solutions sont mises en œuvre :

• l’épandage agricole : très répandue, cette solution est la plus naturelle et la moins onéreuse, mais elle est de moins en moins acceptée par les agriculteurs et les riverains en raison de la possible présence de produits chimiques restant, et également des nuisances olfactives liées à l’importante concentration en souffre des boues ;
• le compostage par mélange avec des déchets végétaux broyés : malgré l’effet de dilution et les normes imposées, la question des résidus chimiques reste un sujet d’inquiétude pour les agriculteurs, donc de réticence ;
• l’oxydation par voie humide (OVH) : cette solution récente permet de décomposer la matière par oxydation tout en produisant de la chaleur, valorisable ;
• l’incinération : la solution est très coûteuse à cause du traitement des fumées sous de fortes contraintes d’émissions ;
• la digestion des boues : cette voie permet une réduction importante du volume des boues et leur stabilisation tout en produisant du biogaz et du digestat, valorisables ;
• l’enfouissement en centre de déchets spéciaux : il s’agit du dernier recours quand les boues ne peuvent être méthanisées parce qu’elles ne respectent pas les normes de qualité.

La station Aquapole dispose d’un incinérateur et d’une solution de secours d’envoi vers un centre de compostage en Saône-et-Loire, mais, face à l’augmentation de la production des boues, la capacité de l’incinérateur devenait insuffisante et le recours partiel au compostage presque systématique, ce qui était une solution coûteuse et polluante en raison du nécessaire transport par camion.

3.1.2. Choix de la méthanisation et de la valorisation du biogaz

Face à ce problème de gestion des boues, il fallait trouver un moyen de les traiter sur place en réduisant au maximum leur volume et ce à moindre coût. La méthanisation, qui permet de le faire dans des proportions de 30% à 50%, a donc été adoptée (Figure 19).

Mais alors comment valoriser le biogaz produit (Figure 20) ? Pour Aquapole, l’éloignement géographique de tout réseau de chaleur et d’électricité a été déterminant : c’est la valorisation sous forme de biométhane injecté dans le réseau GRDF qui s’imposait, même si un raccord au réseau de gaz de 700m aura tout de même été nécessaire. L’exemple de cette décision prise par Aquapole montre à quel point le choix de la valorisation du biogaz est spécifique à chaque projet.

3.1.3. Un impact environnemental conséquent

Le choix de valorisation des boues en biogaz, puis en biométhane a un impact environnemental important.

À l’échelle de la station, l’utilisation d’une partie du biogaz produit permet de chauffer les installations (en particulier les digesteurs qu’il faut maintenir à 37°C toute l’année) et de fournir ponctuellement de l’énergie au four d’incinération en substitution au fuel (117m³ consommés en 2015). De plus, en baisse, la production de boues peut être gérée localement sans avoir recours à un centre de compostage ce qui diminue significativement les rejets atmosphériques.

Enfin, 80% de la production du biogaz valorisée sous forme de biométhane équivaut, in fine, à la création d’une énergie propre et locale. Actuellement, la production de biométhane permet d’alimenter environ 2 500 foyers de la commune de Saint-Egrève et de ses alentours. En outre, la station va, à terme, diminuer de 25 à 30% ses rejets en CO2, à quoi s’ajoute que, depuis 2016, le fournisseur d’électricité de la Métro est Engie qui fournit une énergie entièrement d’origine renouvelable ce qui contribue à réduire encore ses émissions de CO2.

Juste après Strasbourg, Aquapole est la seconde station d’épuration de France à injecter du biométhane dans le réseau gaz de ville. En termes de volumes injectés sur le réseau, Aquapole est même la plus importante : une réelle innovation pour la région Auvergne-Rhône-Alpes (Figure 21) !

3.2. Les différents acteurs[19]

Acteur majeur en matière d’assainissement, la station d’épuration devient peu à peu un acteur local en matière de production d’énergie renouvelable ce qui l’amène à développer de nouveaux partenariats.

Tout producteur de biométhane souscrit en effet un engagement de 15 ans auprès d’un unique fournisseur de gaz naturel auquel il revend son biogaz purifié à des tarifs d’achat fixés par la loi. Entre deux et cinq fois supérieurs au prix du marché du gaz naturel selon la quantité injectée, ces tarifs assurent une certaine rentabilité du dispositif et stimulent la naissance de projets, bien que la recherche financière ne soit généralement pas l’objectif, puisqu’il s’agit souvent de gérer un déchet qu’il est de toute façon coûteux d’éliminer.

Dans le cas présent, la Métro a préféré déléguer la responsabilité de la production et de la valorisation du biométhane à un opérateur privé à travers un contrat de concession dans lequel l’entreprise s’engage à réaliser un investissement pour la collectivité et à se rémunérer sur la vente de production de biométhane. Cet opérateur dénommé Aquabiogaz est une filiale de Gaz Électricité de Grenoble (GEG) et de Suez Environnement créée spécialement pour cette occasion. La société s’occupe de l’exploitation et de la maintenance des installations de purification du biogaz et reverse une partie de son chiffre d’affaires à la Métro sous forme de redevance selon la quantité de biométhane produite, particulièrement importante pour Aquapole.

Une fois produit, le biométhane doit encore faire l’objet d’une odorisation et d’un contrôle ainsi que d’un comptage, lesquels sont confiés à Gaz réseau distribution France (GRDF). Il peut-être alors injecté dans le réseau de distribution.

Selon un référent biométhane de cette société, Aquapole est « une très belle réalisation« . La station est en effet la seconde station d’épuration injectant dans le réseau en France, et c’est son plus gros pôle avec un potentiel de près de 2 000 000 Nm³ de biométhane injectés chaque année, alors même qu’une petite partie de biogaz est utilisée sur place pour alimenter les digesteurs et les fours et que la totalité du biogaz n’est pas encore totalement valorisée.

Le fournisseur qui achète le biométhane, GEG Énergies renouvelables dans le cas d’Aquapole, se voit ensuite attribuer des garanties d’origines par GRDF qui lui permettent de certifier à ses clients la part du gaz vert distribué (Figure 22).

Qu’il s’agisse de GEG ou de GRDF, les objectifs restent les mêmes : augmenter la part d’énergies renouvelables. D’ici 2018, GRDF espère l’intégration de 100 sites d’injection dans son réseau. Il s’agit donc d’un axe stratégique pour toutes les parties, en écho aux objectifs gouvernementaux.

À l’échelle d’Aquapole, quatre emplois ont été créés dans le cadre de son plan de modernisation comprenant l’amélioration des traitements de l’eau mais à une échelle plus large, ce type de projets est créateur d’activité, comme on le voit à travers les différents acteurs impliqués.

3.3. Un projet technologiquement innovant

Si la réalisation d’Aquapole en elle-même est innovante, sur le plan de l’approvisionnement énergétique régional voire même national, elle est l’également d’un point de vue technique.[20]

3.3.1. La digestion des boues : un procédé particulièrement maîtrisé

Tout d’abord, bien qu’il ne s’agisse pas du point le plus nouveau, la maîtrise actuelle du procédé de digestion des boues mérite d’être soulignée : le pilotage, la gestion automatique du transfert des boues d’un digesteur à l’autre et divers autres paramètres augmentent sensiblement l’efficacité et la sécurité du dispositif.

Très complexe à mettre en place, un méthaniseur doit ensuite bénéficier d’un suivi très régulier afin de pouvoir maîtriser la digestion anaérobie (contrôle de la température et du pH, notamment). Le logiciel de contrôle du premier digesteur d’Aquapole (Figure 23) assure constamment des mesures de volumes, de pression et de température. La pression du gaz doit sans cesse être mesurée : si le niveau est trop important, un système de sécurité permet d’envoyer automatiquement l’excédent de biogaz vers les torchères où il est brûlé.

3.3.2. La purification membranaire : un procédé technologiquement innovant

Le procédé réellement innovant concerne la purification du gaz (Figure 24). En effet, le constructeur a utilisé un système membranaire : technique décrite précédemment qui commence tout juste à se développer.

Sur cette page du logiciel de supervision utilisé par Aquapole (Figure 25), on peut voir l’enchaînement du système d’épuration mis en place avec prétraitement sur charbon actif puis valorisation sur membrane, avec ses points de contrôle permanents.

S’il est connu depuis quelques années à peine, le traitement membranaire a d’indéniables avantages : son efficacité systématique de 99%, sa compacité et sa modularité qui permet d’injecter du biogaz épuré en continu dans le réseau indépendamment du débit. Pour Prodeval, ce n’est que la troisième fois que l’entreprise met en place un système membranaire, et il s’agit de la première avec une fluctuation du débit aussi importante.

3.4. Des perspectives d’amélioration et d’évolution

En 2017, la station d’Aquapole espère diminuer ses émissions de CO₂ de 1 800 tonnes émises annuellement et ainsi passer de 5 500 tonnes en 2015 (avant la production et la valorisation de biogaz) à 3 550  environ.

Dans le cadre des stratégies de power to gas, une étude de faisabilité conduite en 2016 au niveau de la métropole grenobloise a visé une production par méthanation du méthane de synthèse par la réaction suivante : CO₂ + 4H₂ → CH₄ + 2H₂O ?

Mise en œuvre, elle permettrait d’utiliser le CO₂ disponible après purification du méthane dans le biogaz. Un pilote industriel pourrait aussi être construit et testé sur Aquapole dans les années à venir sous réserve de boucler le budget du projet ce qui n’est pas encore le cas début 2017.

4. En conclusion

La production de biogaz répond à des enjeux multiples : ceux de l’État qui souhaite encourager, par des lois incitatives, les projets de réduction des émissions de gaz à effet de serre ; ceux des collectivités territoriales qui gagnent en autonomie et en attractivité à travers l’économie circulaire ; ceux des agriculteurs et des industriels qui sont à l’origine des projets, et dont la motivation première est souvent d’améliorer la gestion des déchets organiques tout en produisant une énergie renouvelable. Le projet d’Aquapole illustre bien une synergie nouvelle qui s’opère peu à peu entre les différents acteurs à l’échelle locale et nationale.

Si la France a le plus souvent valorisé les effluents d’élevage, la réalisation d’Aquapole annonce un nombre croissant d’initiatives et une grande diversité des projets dans les années à venir dans le domaine du traitement des déchets organiques des collectivités locales.

Le biogaz n’a pas la prétention d’être à lui seul la solution au réchauffement climatique, mais sa production apparaît comme très pertinente au vu des nombreux avantages exposés ci-dessus. Il représente ainsi une énergie d’avenir pour les pays développés, mais aussi pour les pays en voie de développement, avec l’avantage considérable d’une production à partir de ressources renouvelables non sujettes à des convoitises et à des conflits dramatiques.