Le biométhane : définition et différences avec le biogaz et le gaz naturel

Le biométhane est du biogaz épuré du dioxyde de carbone et des impuretés de sorte que sa composition et ses paramètres de combustion correspondent à ceux du gaz naturel. Il contient généralement plus de 95 % de méthane (CH₄) et peut être injecté dans le réseau de gaz, comprimé en bioCNG, liquéfié en bioLNG ou consommé localement. Il se distingue du biogaz brut avant tout par sa concentration en méthane et l’absence d’impuretés, et du gaz naturel uniquement par son origine.

Biogaz, biométhane et gaz naturel : composition

Le biogaz se forme dans le digesteur, où un mélange de bactéries décompose la matière organique en l’absence d’oxygène. Ses principaux constituants sont le méthane et le dioxyde de carbone, auxquels s’ajoutent de la vapeur d’eau et des traces de sulfure d’hydrogène (H₂S), d’ammoniac (NH₃), d’azote, d’oxygène et – selon les substrats – de siloxanes. Le tableau ci-dessous présente les ordres de grandeur typiques ; les valeurs précises dépendent des substrats et des conditions du processus.

Le pouvoir calorifique du méthane pur est d’env. 9,97 kWh pour 1 m³ normal (pouvoir calorifique inférieur). Ainsi, 1 m³ de biogaz contenant 55 % de CH₄ a une énergie d’env. 5,5 kWh, soit à peu près la moitié de celle d’un m³ de biométhane.

Pourquoi l’épuration est nécessaire

Le réseau de gaz est conçu pour une plage de paramètres déterminée : indice de Wobbe, pouvoir calorifique, point de rosée de l’eau et des hydrocarbures, ainsi que teneur en composés soufrés, en oxygène ou en hydrogène. Un biogaz riche en CO₂ ne rentre pas dans cette fourchette et contient en outre des composants corrosifs qui usent la robinetterie. L’épuration comprend donc plusieurs étapes :

1. Purification préalable – élimination du H₂S, de l’eau, souvent des composés organiques volatils et des siloxanes.
2. Séparation du CO₂ – l’« épuration » proprement dite, réalisée par exemple par membranes, adsorption (PSA), absorption dans l’eau ou dans des amines, ou par voie cryogénique.
3. Conditionnement et compression – séchage, ajustement de la pression à celle du réseau, éventuel ajout de propane et odorisation.
4. Mesures de qualité et de quantité – sans elles, on ne peut ni accepter le gaz dans le réseau, ni facturer la vente.

Nous traitons chacune de ces étapes dans des articles distincts de cette série.

Le biométhane et le « gaz vert »

Le seul mot « biométhane » décrit la composition du gaz, et non sa durabilité. Un biométhane durable est un biométhane qui remplit les critères de la directive RED II (directive (UE) 2018/2001), c’est-à-dire notamment qui provient de matières premières autorisées et atteint la réduction requise des émissions de gaz à effet de serre par rapport au combustible fossile. Ce n’est que le respect de ces conditions (et leur confirmation par un certificat) qui permet de comptabiliser le biométhane dans les objectifs en matière d’énergies renouvelables ou de le vendre avec une prime « verte ».

Que peut-on faire du biométhane

• Injection dans le réseau de gaz – la voie la plus simple sur le plan logistique, si un gazoduc d’une capacité adéquate passe à proximité. Les molécules vertes se « diluent » dans le réseau, et leur origine est attestée par le système de garanties d’origine.
• Carburant de transport – sous forme de bioCNG (comprimé, par ex. jusqu’à 200–250 bar) ou de bioLNG (liquéfié à une température d’environ −162 °C). Le biométhane peut alimenter la même flotte que celle qui roule au gaz naturel.
• Livraison « hors réseau » – en bouteilles ou en réservoirs à un client qui n’a pas accès au réseau.
• Utilisation comme matière première – notamment pour la production d’hydrogène par reformage ou dans la chimie.

Échelle en Europe

Selon l’Association européenne du biogaz (EBA), des centaines d’installations de biométhane fonctionnent déjà en Europe, et la production augmente d’année en année. En décembre 2019, le marché était concentré principalement en Allemagne, au Royaume-Uni, en Suède, en France, aux Pays-Bas et au Danemark. En Pologne, le biométhane injecté dans le réseau en était alors au stade des analyses et des premiers projets ; en revanche, de nombreuses unités de méthanisation agricoles avec cogénération voyaient le jour, qui pourraient à l’avenir être adaptées à la production de biométhane.

Principales différences dans la pratique d’exploitation

Une unité de méthanisation avec moteur CHP vend de l’électricité et de la chaleur, et ses paramètres sont décrits par la puissance électrique et le rendement. Une unité de production de biométhane vend du gaz, et ses indicateurs clés sont le débit (m³/h de biométhane), les pertes de méthane à l’épuration et la consommation d’énergie propre. Le système de mesure change aussi (chromatographe au lieu des seuls analyseurs de biogaz), de même que l’exploitation (procédés sous pression) et l’environnement juridique – des licences et conditions de raccordement jusqu’à la certification de durabilité. Pour l’investisseur, cela signifie un autre profil de revenus, d’autres risques et d’autres compétences au sein de l’équipe, ce qu’il vaut la peine de comprendre avant de se lancer dans un projet.

Conclusion

Le biométhane est du biogaz « amené au standard du gaz naturel ». Il bénéficie ainsi de l’infrastructure existante – gazoducs, stations, moteurs et brûleurs – et peut remplacer le gaz fossile sans changement du côté du client. Sa valeur climatique dépend de la matière première, de la technologie (y compris les pertes de méthane) et du bilan des émissions sur l’ensemble de la chaîne.