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SYNTHESE TECHNIQUE ETAT DE LA VALORISATION DU BIOGAZ SUR SITE DE STATIOND’EPURATIONENFRANCEETENEUROPE BONNIER Sophie E-mail: [email protected] Février 2008 AgroParisTech - Engref à Montpellier B.P.7355 – 34086 MONTPELLIERCedex 4 Tél. (33) 4 67 04 71 00 Fax. (33) 4 67 04 71 01 Lyonnaise des eaux Jean-Pierre Maugendre Tél. 01 58 18 55 05 CIRSEE Pascal Dauthuille Tél. 01 34 80 22 23

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SYNTHESE TECHNIQUE

ETAT DE LA VALORISATION DU BIOGAZ SUR SITE DESTATION D’EPURATION EN FRANCE ET EN EUROPE

BONNIER Sophie

E-mail: [email protected]

Février 2008

AgroParisTech - Engref à MontpellierB.P.7355 – 34086 MONTPELLIER Cedex 4Tél. (33) 4 67 04 71 00Fax. (33) 4 67 04 71 01

Lyonnaise des eauxJean-Pierre MaugendreTél. 01 58 18 55 05

CIRSEEPascal DauthuilleTél. 01 34 80 22 23

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RESUME

La quantité de boues issue de station d’épuration augmente d’années en années, posant leproblème de leur devenir. D’autant que leurs débouchés habituels sont remis en question(valorisation agricole, incinération ou stockage en décharge) souvent du fait d’une législationplus contraignante sur leurs impacts environnementaux et de pressions publiques plus fortes.La méthanisation des boues (ou digestion anaérobie), procédé naturel de dégradation de lamatière organique, permet non seulement aux boues de respecter les critères de stockage endécharge mais aussi d’améliorer leur stabilité pour l’épandage. Aussi, elle facilite les débouchésaux boues. De plus, la digestion produit du biogaz, qui peut être récupéré et valorisé sousdifférentes formes énergétiques (production de chaleur, d’électricité). Il permet ainsi deséconomies énergétiques et de répondre aux objectifs de réduction d’émission de gaz à effet deserre.Cependant, compte tenu des coûts d’investissement et de fonctionnement, le bilan énergétiqueet économique n’est positif que dans le cas de grandes stations d’épuration avec des filières eauspécifiques, où le coût d’évacuation des boues et les contraintes de voisinage sont forts (enmilieu urbanisé par exemple).Dans le contexte actuel de la politique européenne du développement des énergiesrenouvelables, la méthanisation est favorisée. Aussi, on peut observer en France et en Europe,une augmentation du parc depuis ces dernières années, les pays les plus avancés dansl’utilisation de cette technologie étant l’Allemagne et le Royaume-Uni.

MOTS CLES : station d’épuration, valorisation, énergie, biogaz, boue

ABREVIATIONS, UNITES ET TABLE DE CORRESPONDANCE

AbréviationsAEAG – Agence de l’Eau Adour GaronneCET – Centre d’Enfouissement Technique ou ISD: Installation de Stockage de déchetsEH – Equivalent HabitantE-SER – Electricité produite à partir de Source d’Energie RenouvelableGES – Gaz à effets de serreMS – Matière SècheMV – Matière VolatileSTEP – STation d’ÉPurationT - TonneTEP - Tonne Equivalent PétroleUE – Union Européenne

UnitésK – Kilo: 103

M – Méga: 106G – Giga: 109

Unités du Système InternationalJ : Joule – énergie W : Watt – puissance

Unités d’énergie souvent utilisées dans les calculs de bilan énergétique (AEAG, 2001)KWh : Kilowattheure – 1 TJ = 0,278 GWh1 TEP = 11,62 MWh ou 1 TJ = 23,91 TEP

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INTRODUCTION

Depuis la Directive du 21 mai 1991, relative au traitement des eaux résiduaires urbaines, lenombre de stations d’épuration (STEP) s’est accru augmentant la quantité de déchets produitepar le processus d’épuration (+ 62% de production de boues entre 1992 et 2005).En effet, la dépollution des eaux résiduaires fait appel à des procédés qui transforment lespolluants en sous-produits solides. Ces derniers se distinguent principalement par leur forme,leur siccité1 et leur teneur en éléments minéraux et organiques : graisses (0,05% des sous-produits solides), refus de dégrillage (0,18%), sables (0,14%) et boues (99%). Les bouesconstituent donc le principal sous-produit de l’épuration. Elles étaient jusqu’alors valorisées enagriculture (60% des boues), incinérées (20%) ou stockées en Centre d’EnfouissementTechnique (20%) (OTV, 1997). Cependant, ces débouchés sont aujourd’hui remis en question.

Stockage en Centre d’Enfouissement Technique (CET)La loi du 13 juillet 19922 (applicable le 1er juillet 2002) introduit la notion de "déchet ultime" :déchet pouvant résulter ou non du traitement d’un déchet et étant non valorisable dans lesconditions techniques ou économiques du moment. Elle stipule qu’en 2002, seuls les déchetsultimes pourront être mis en décharge de classe II, sous les conditions suivantes : au moins30% de siccité et traitement préalable, thermique (incinération, gazéification, thermolyse) oubiologique (compostage, méthanisation). L’arrêté du 9 septembre 1997, relatif aux installationsde stockage de déchets non dangereux, liste les déchets admissibles décharge de classe II. Lesboues d’épuration figurent en catégorie D : “déchets fortement évolutifs conduisant à laformation de lixiviats et de biogaz”.

Valorisation agricoleLa qualité des boues et les impacts de leur épandage sur l’environnement soulèvent denombreuses questions. Etant issues d’eaux usées, les boues peuvent contenir des substancespolluantes qui inquiètent (éléments traces métalliques ou organiques), même si de manièregénérale, leurs teneurs sont faibles. Ces craintes rendent l’épandage difficile. Par ailleurs, lesproducteurs des boues en sont responsables jusqu’à leur élimination. Ils doivent prouver que laqualité des boues garantit leur innocuité tant pour la santé publique que pour les sols (Gibaud,2006).

IncinérationFace aux blocages auxquels sont confrontées les deux filières précédentes, l’incinération peutapparaître comme la solution pour les grandes agglomérations. Cependant, ce débouchés’inscrit aussi dans un cadre législatif de plus en plus rigoureux (norme de traitement desfumées avant rejet) et est souvent rejeté par la population (craintes pour la santé publique).

Aussi, la méthanisation des boues, qui est un procédé naturel de dégradation de la matièreorganique, semble être une solution adéquate pour assurer un débouché aux boues. En effet,elle permet, comme le stipule la loi de 1992, non seulement de réduire la quantité de boues etd’effectuer un traitement préalable mais aussi de les stabiliser, de les hygiéniser et donc degarantir leur innocuité. De plus, le biogaz, sous-produit de la méthanisation, peut être récupéréet valorisé. Il est essentiellement composé de méthane, l’un des principaux gaz à effets de serre(GES) et sa valorisation répond aux objectifs du protocole de Kyoto, de réduction des émissionsde GES d’ici 2012. Ainsi, la méthanisation est un procédé qui produit des énergiesrenouvelables, énergie de plus en plus importante dans le contexte d’augmentation globale des

1 Siccité : pourcentage de matière sèche contenue dans les boues.2 http://www.senat.fr/rap/o98-415/o98-4154.html

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prix des énergies et dans le cadre réglementaire actuel qui favorise les énergies de sourceverte. Cependant, quelle est la réalité économique de cette technologie ? Quels sont sesavantages au sein de différentes filières ? Pour répondre à ces questions le processus deméthanisation en STEP sera présenté en première partie. En deuxième partie, une évaluationéconomique et énergétique sera effectuée afin de pouvoir comparer différentes filières eau etboues. Enfin, dans les dernières parties, le positionnement de la digestion anaérobie en Europeet les leviers du développement de ce secteur seront développés.

LA PRODUCTION DE BIOGAZ EN STATION D’EPURATION

0 Le processus de méthanisation : des boues au biogaz

La méthanisation (ou digestion anaérobie) est un processus naturel de dégradation de lamatière organique par une flore microbienne, en condition anaérobie. On distingue trois étapeslors de la digestion anaérobie (même si dans la réalité, elles tendent à se produiresimultanément). (Figure 1)

Figure 1- Les étapes de la digestion anaérobie

La méthanisation nécessite certaines conditions physico-chimiques pour optimiser la réactionbiologique. Elle peut être réalisée en régime mésophile (30-40°C) ou thermophile (45-60°C) etavec un pH entre 6,5 et 7,2. Le fonctionnement du digesteur est le suivant (Figure 2) :

Figure 2– Fonctionnement du digesteur

Une partie du biogaz et des boues estrecirculée afin d’assurer le brassage desboues et leur chauffage.Le temps de séjour est d’environ 25 joursen régime mésophile, mais il arrive quel’on recoure à une digestion thermophile(3 jours à 55 °C) puis mésophile (10jours à 37°C) pour diminuer les volumesdes ouvrages.Même si la siccité des boues n’est pasmodifiée, l’abattement de la pollution estconséquent : 50% de la matièreorganique (cet abattement moyendépend des charges admises de DBO5,et des filières eau en amont).

2 : Acétogénèse

20 %

28 %

52 %24 %

72 %

4 %

76 %

Matières organiques(Saccharides, Protéines, Lipides)

AlcoolsAcides organiques

(sauf Acétate)

AcétateH2 CO2

CH4 CO23 : Méthanogénèse

1 : Hydrolyseet

Acidogénèse

Etapes:Conduite dans des enceintes

confinées, appelées digesteurs, àl’intérieur desquelles les réactionsde fermentation sont optimisées etcontrôlées, elle produit du biogazcomposé majoritairement deméthane (CH4) à 65%, de dioxydede carbone (CO2) à 35% etd’hydrogène sulfuré (H2S). (AEAG,2001)

Extractionbiogaz

Circuit biogaz : injectiondans des cannes pour lebrassage des boues

Surverse bouesdigérées

Arrivéebouesfraîches

Circuit de chauffagedes boues

Extraction bouesdigérées

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0 Les avantages de la méthanisation

La méthanisation réduit considérablement la quantité de boues : abattement de 35 à 40% dutaux de matière sèche (MS) et de 50 % des matières volatiles (MV)3. Cet abattement dépend dela nature et de la fermentescibilité des boues, du temps de séjour, du brassage et de latempérature. (AEAG, 2001)

La méthanisation permet aussi de stabiliser les boues : la charge organique est réduite, ce quiatténue le pouvoir fermentescible et les nuisances olfactives qui en découlent. La stabilisationdes boues facilite la gestion du stockage, du transport et la manutention. De plus, l’épandage negénère plus de nuisance et le stockage en CET ne génère plus de gaz et très peu de lixiviats.

Un autre atout de la digestion anaérobie est l’hygiénisation des boues du fait de la réductiondes germes pathogènes. En régime mésophile, une grande partie des bactéries, virus etparasites sont détruits, généralement d’un facteur 10 à 100. En régime thermophile, le tauxd’abattement est plus efficace pour des temps de séjour moindres. Lors de la méthanisation, onobserve de plus une réduction des risques de toxicité des éléments traces (piègeage desmétaux sous une forme non disponible pour les organismes vivants) et une réduction desteneurs en contaminants organiques (hydrocarbures halogénés). (AEAG, 2001)

Ainsi, après la digestion anaérobie, les boues sont stabilisées, hygiénisées et leur volume estréduit. Elles remplissent donc les conditions nécessaires à l’épandage et après séchage oudéshydratation, lorsque la siccité est supérieure à 30%, elles deviennent alors des déchetsultimes susceptibles d’être stockés en CET.

La digestion offre en outre une grande flexibilité à la filière boues, grâce à la capacité destockage du digesteur qui permet de lisser les variations de la production de boues et de lesstocker sans nuisances.

Enfin, l’une des grandes propriétés de la méthanisation est la production de biogaz, une énergierenouvelable et stockable, qui peut être convertie en différentes formes d’énergie utile. Elle éviteainsi des émissions de GES lorsque les boues sont stockées en CET et contribue à la luttecontre l’effet de serre.Aussi, le biogaz peut être valorisé sur la filière boue pour en améliorer le rendement. A titred’exemple, la chaleur produite peut être utilisée pour le séchage des boues ou pour favoriserleur incinération.

0 Les modes de valorisation du biogaz

Le biogaz est généralement valorisé sous forme de chaleur et d’électricité. La chaleur estutilisée pour chauffer le digesteur, les locaux et parfois pour sécher les boues, et l’électricitéproduite est consommée par la STEP. (AEAG, 2001) Le Tableau 1 synthétise les voies devalorisation existantes du biogaz : filières établies ou plus rares.

3 La matière sèche est composée de matière minérale et de matière volatile (assimilée à la matière organique). Pourdes boues d’aération prolongée l’abattement est de 30% des MS et 40% des MV. (AEAG, 2001)

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Technique Stade dedéveloppement Intérêt Inconvénient Réalisations

FILIÈRES MATURESProduction de chaleur pour lechauffage du digesteuruniquement, avec éliminationde l’excédent en torchère oupar aérothermes

Cas général enFrance

Faible proportiond’énergie valorisée

Production de chaleur pour lechauffage des locaux Cas fréquent

Meilleurevalorisation del’énergie

Faible proportiond’énergie valorisée(faible part de laproduction debiogaz)

Utilisation du biogaz pour desbesoins thermiques de laSTEP : séchage des boues,conditionnement thermiqueavant déshydratation,combustible d’appoint pourl’incinération des boues

Assez fréquentUtilisationoptimale del’énergie

Réservé aux plusgrandes STEP

- Séchage des boues :Nancy, St Brieuc, Limoges- Conditionnementthermique : SIAAP Seine-Aval, Marseille- Combustible d’appointSIAAP Seine-Amont

Cogénération (productioncombinée d’électricité et dechaleur) par moteur à gaz,turbine à gaz, moteur dual-fuel (biogaz + fioul)

Cas généraldans les paysbénéficiant detarifs attractifsd’achatd’électricitérenouvelable

Utilisationquasi-optimalede l’énergie

Surplusthermiques àvaloriser

Cherbourg (station est)

Moto-compresseurs pourl’aération des bassins

Cas rareaujourd’hui

Pas derécupération dechaleur

SIAAP Seine-AvalCUB Louis Fargue

FILIÈRES PLUS RARES

Pile à combustible4Utilisationoptimale del’énergie

1 en Allemagne à Cologne

Gaz carburant1 à Lille, plusieurs enSuède (Eslöv, Trollhättan,Göteborg)

Gaz naturel injecté surréseau public

Complémentairedes autresapplications

Contrainteslogistiques (flottede véhicules)

Allemagne (Stuttgart),Pays-Bas (Tillburg),Suisse

Tableau 1 - Voies de valorisation du biogaz : filières matures et émergentes (AEAG, 2001)

0 Inconvénients et craintes induits par la méthanisation

Les points négatifs attribués à la digestion anaérobie (AND International, & al., 2005) portent surle fait qu’il ne s’agit que d’un procédé de pré-traitement, qui ne résout que partiellement leproblème des boues (élimination ou recyclage de la matière organique), sans effet sur lephosphore et l’azote.Par ailleurs, certains postes semblent mal maîtrisés, notamment en ce qui concerne le biogaz :le comptage, l’élimination de l’H2S, et la valorisation par co-génération ou par d’autres voies.

4 Une pile à combustible permet la production de chaleur et d'électricité à partir de biogaz. Par comparaison avec lesméthodes classiques de production d'électricité, les piles à combustible offrent des avantages déterminants mais ellesprésupposent des investissements très élevés.

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Certaines installations présentent des dysfonctionnements dus en majorité à une surcharge dela chaîne de digestion, parfois à une mauvaise connaissance des règles de l’art et plus rarementà quelques défauts de conception. Ces dysfonctionnements peuvent conduire à desperformances moindres : faible taux d’abattement des MV, non-autonomie énergétique, coûtsd’exploitation élevés.De plus, la méthanisation souffre d’un déficit d’image. Elle semble être aléatoire (manque deréférence), compliquée (modes de production, transport du gaz), incertaine (débouchés pour ledigestat, durée de la garantie des prix d’achat de l’énergie produite, pérennité de la clientèle),non maîtrisée (expérimental) et présentant des risques (incendie, toxicité). (Solagro, 2002)Aussi, la présence de biogaz nécessite le respect de règles de sécurité pour éviter les risquesd’incendie, d’explosion ou d’intoxication. L’exploitant est responsable de la définition des zonesà risques d’explosion (périmètre de sécurité autour du digesteur, du gazomètre, descanalisations gaz) dans lesquelles s’appliquent des règles élémentaires de sécurité: flammeinterdite, aération des espaces confinés, équipement de protection du personnel (explosimètreet détecteur d’H2S portables en cas d’intervention en zone à risque, masques). (AEAG, 2001)

EVALUATION ECONOMIQUE ET ENERGETIQUE DE LA METHANISATION

L’intérêt principal de la digestion anaérobie des boues est la possibilité de produire de l’énergieà partir du biogaz qu’elle libère. Dans cette partie, un bilan des coûts et desconsommations/productions énergétiques est effectué afin de déterminer si la méthanisation estun procédé intéressant et rentable.

0 Les coûts : investissement et fonctionnement

L’investissement varie selon la taille de la station. La Figure 3 intègre les coûts du digesteur, deses équipements, le circuit biogaz (compresseur, stockage, chaudière), le chauffage desdigesteurs, tuyauterie, électricité, automatismes et génie civil. Le Tableau 2 rassemble des coûtsd’exploitation.

Tableau 2 – Bilan des coûts d’exploitation partonne de Matière Sèche initiale (AEAG, 2001)

Figure 3– Coût de l’investissement (AEAG, 2001)

5tMS initiale : Tonne de Matière Sèche insérée dans le digesteur

€/TMS initiale5

Exploitation (fonctionnement,entretien, maintenance, énergie)

20 à 40

Conduite (surveillance desparamètres : MS, MV, pH, T°C…)

5 à 8

Entretien de la chaîne de digestionet de biogaz

2 à 4

Maintenance décennale 8 à 15Electricité 3 à 12Total 38 à 79

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0 Bilan énergétique de la digestion anaérobie

Production de biogaz et valorisation énergétiqueLa production de biogaz est fonction de la filière eau et des boues (plus ou moinsfermentescibles). La production d’énergie dépend proportionnellement de la quantité de MSdégradée : 220 m3 CH4 / T MS.

Tableau 3 – Rendements des voies devalorisation (AEAG, 2001) (Solagro, 2002)

Dépense énergétique de la méthanisationCes dépenses sont couvertes par la production d’électricité de la méthanisation. (Tableau 4)

Postes de consommation % de l’énergie produite- Chauffage des digesteurs 35 à 40 kWh/T boue 30 %- Electricité (brassage dans le digesteur, pompage,circulation des boues)

5 %

Tableau 4 – Dépense énergétique de la méthanisation (AEAG, 2001)

Economies permises par la digestion : sur les traitements avals, l’évacuation finaleLe bilan énergétique doit tenir compte de la réduction des consommations induites par ladiminution des quantités de boue à traiter. (Tableau 5)

Traitement de bouesdigérées déshydratées :

Economie(KWh/ T MS initiale)

Epandage 15 – 20Compostage 20 – 30Séchage thermique 30 – 40Incinération 100 – 150

Tableau 5 – Economie d’électricité sur lestraitements de boue (AEAG, 2001)

IncinérationEn diminuant la teneur en MV, la digestion diminue le pouvoir calorifique, ce qui entraîne unrisque de diminution de l’auto-combustibilité. Cependant, en fonction de la teneur initiale en MVet de leur taux d’abattement, on peut calculer la siccité minimale à atteindre pour obtenir l’auto-combustion. A titre d’exemple, lorsque la teneur initiale en MV est de 70% et que l’abattementest de 35 % alors la siccité minimal doit être de 27%, si l’abattement est de 55%, la siccitéminimale doit être de 31%. (AEAG, 2001) En cas de non atteinte de cette siccité minimale, lebiogaz peut être utilisé pour fournir l’énergie nécessaire.

Evacuation finaleGénéralement facturée à la tonne de boues en sortie, son coût est inversement proportionnel àla teneur en MS. Les économies sont proportionnelles au taux de dégradation. Elles sontd’autant plus élevées que les contraintes d’évacuation sont fortes.

Chaleur Electricité AutreChaudière 80 à 90 % -Moteur à gaz 45 à 55 % 33 à 36 %Turbine à gaz 60 à 70 % 20 à 25 %Cogénération 70 à 90 %Conversion en gaznaturel ou carburant

85 %

Séchage thermiqueLe biogaz peut fournir la totalité de l’énergienécessaire au séchage, sauf lorsque la siccitédes boues est trop élevée (Annexe 2). En effet,le bilan énergétique est étroitement lié au tauxde dégradation de la MS et à la siccité desboues en sortie de déshydratation.

Ainsi, comme démontré en Annexe 1, unEquivalent-Habitant produit 4,4 m3 CH4 /anor sachant que 1 m3 CH4 = 856.10-6 TEPalors, 1 EH = 3,7610-3 TEP1. Cette énergieprimaire peut être transformée grâce àdifférents procédés, avec des rendementsvariés. (Tableau 3)

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Bilan

Cette évaluation énergétique et économique permet de conclure que la rentabilité de ladigestion anaérobie dépend fortement du contexte dans lequel est implantée la STEP. A dired’experts, la méthanisation sera recommandée si la STEP a une forte capacité (100 000 EH), siles coûts d’évacuation des boues et les contraintes de voisinage sont fortes, si la destination desboues est l’épandage, le séchage ou l’enfouissement, et si les boues sont des boues primairesou des boues biologiques moyenne ou fortes charges. A contrario, une situation défavorablepour la digestion serait de faibles coûts d’évacuation, des boues d’aération prolongée seules,une STEP de faible capacité et l’absence de contraintes de voisinage.Le Tableau 6 permet de faire un bilan des gains et des coûts d’exploitation liés à laméthanisation. Dans cet exemple, on considère une STEP de 500 000 EH avec une productionde MS de 10 000 TMS / an (siccité de 30%). La filière boue est constituée d’un séchagethermique puis d’un épandage (70% des boues) ou d’un enfouissement (30%).

STEP sansdigesteur

STEP avecdigesteur Ratios utilisés

Coût d’exploitation 0 600 k€/an Tableau 2 : 60€/T MSProduction d’énergie etGain exploitation du biogaz

0

2 200 000 m3 CH4

soit 1883 TEP= 21 880 MWhSi co-génération,rendement à 70 % :15 316 MWh= 1838 k€

220 m3 CH4 / T MS1 m3 CH4 = 856.10-6 TEP1 TEP = 11,62 MwhRendement cogénération: 70 % (tableau 3)Base de revente : 12 ct€

Consommation énergétique dudigesteur 0

660 TEPsoit 7669 MWhsoit 383,5 k€

Tableau 4 : 35% de laproduction d’énergie1 TEP = 11,62 MwhBase d’achat : 5 ct€

Quantité de MS après digestion 10 000 TMS 6 000 TMS Taux d’abattement desMS : 40%

Consommation des traitementsboue en aval(séchage thermique objectif desiccité : 80%)

20 833 T eau àévaporerSoit 19 167 MWh= 958 k€

12 500 T eau àévaporerSoit 11 500 MWh= 575 k€

Energie requise pourl’évaporation: 0.92kWh/kg eauBase d’achat : 5 ct€

Coût d’évacuation des boues

EpandageCentre de stockage de déchets

Epandage : 210 k€CET : 150 k€

Epandage : 126 k€CET : 90 k€

Epandage : 30€/T MSCentre de stockage : 50€/T MS en considérantles boues déshydratées à25 %

BILAN - 1318 k€/an + 63.5 k€/an

Tableau 6 – Bilan énergétique et économique de la digestion

Ce tableau montre, au regard des coûts d’exploitation uniquement, qu’il serait économiquementrentable pour cette STEP de 500 000 EH d’installer un digesteur. Le gain annuel serait de1381,5 k€, soit une économie de presque 30% par rapport à la situation sans digesteur.Cependant, cette analyse ne prend pas en compte les coûts d’investissement du digesteur quiseraient dans ce cas de 4 million€ (Figure 3). En considérant le gain annuel de 1381,5 k€, leretour sur investissement sera réalisé en 2,9 ans.

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POSITIONNEMENT EN FRANCE ET EN EUROPE

Avant la fin des années 1970, le biogaz n’était pas exploité. C’était un produit secondaire,toxique et difficile à valoriser : il était brûlé ou relâché dans l’atmosphère. Cependant, lorsquedes tensions apparurent sur le marché de l’énergie, la perception de cette source changea.Pendant les années 1940-45, puis pendant la crise de Suez (1956-57) et celle du pétrole de1973 à 1985, la valorisation du biogaz traversa des cycles de développement suivi derégressions. C’est seulement lorsque la protection de l’environnement devint une priorité à la findes années 1980 et lorsque des mécanismes incitatifs furent mis en place, que la méthanisationet l’utilisation du biogaz purent être développés. (Solagro, & al., 2001) De plus, elle estaujourd’hui favorisée par la tendance développement durable et la prise de conscience duréchauffement climatique.

Tableau 7 – Age du parc (ANDInternational, & al., 2005)

Stations (> 30 000EH) avec digesteurs > 108

Capacité totale 20 millions EH

Boues traitées 420 000 T/ an de MSBoues éliminées 170 000 T/ an de MSProduction debiogaz 94 millions de m3/ an CH4

Energie valorisée Chaleur : 33 000 TEP/ anElectricité : 89 GWh/ an

Tableau 8 – Etat des lieux de la digestionanaérobie en France en 2001 (AEAG, 2001)

En Europe, la production de biogaz a augmenté de 5 % entre 2005 et 2006 (Tableau 9) avecune production totale (toute source confondue) en 2006 de 5 346 KTEP : ce volume necomprend que la production destinée à être valorisée, pas celle brûlée en torchère.

Mise en route desdigesteurs %

Avant 1970 17 %1971 - 1980 21 %1981- 1990 27 %Après 1990 35 %Total 100 %

En 2005, le nombre de STEP équipées dedigesteurs est de 83 STEP(capacité > 30 000 EH) et de 60 petites STEP(< 30 000 EH), avec une capacité totale de21,6 millions EH (AND International, & al.,2005). Au début des années 2000, on observedonc une tendance à la réduction du parc enFrance (abandon de la digestion par 23 STEPde plus de 30 000 EH) (AND International, &al., 2005). Le motif d’abandon est rarement liéaux performances, mais plutôt au mode depassation des appels d‘offres, souventdéfavorables à la méthanisation lorsque lesseuls coûts d’investissement sont pris encompte. (AND International, & al., 2005)

En France, les procédés anaérobies ont été utilisés tôt pourle traitement des boues et les stations les plus anciennesencore en activité, remontent à la fin des années 40.Comme le montre le Tableau 7, le parc de digesteursapparaît relativement ancien.En 2001, un tiers des boues sont « méthanisées » (Tableau8) et 60% de l’énergie produite est valorisé sous formed’électricité ou de chaleur.

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Figure 4 - Production d'énergie primairebiogaz par habitant en 2006 (EurObserv'ER, 2007)

Données Eurobserver

2006Production de biogaz (KTEP)

De 2005 à2006

ESTIMATIONS 2006

BiogazdeSTEP

Biogaztoutessourcesconfondues

PartbiogazSTEP surtoutes lessources

Evolution dela productiondu biogaz deSTEP

Population(1000 hab.)

Vol. de MS(TMS/an)

BiogazSTEP(KTEP)

Atteinte dupotentiel deproduction(KTEP)

Allemagne 370 1932 19% 0% 82 658 1 653 165 311 119%UK 181 1696 11% 1% 60 099 1 201 974 226 80%Italie 1 354 0% 0% 58 349 1 166 988 220 0%Espagne 57 334 17% 0% 43 451 869 027 164 35%France 75 227 33% 0% 60 458 1 209 159 228 33%Pays-bas 51 119 43% 0% 16 402 328 042 62 82%Autriche 4 118 3% 23% 8 165 163 291 31 11%Danemark 24 94 25% 1% 5 424 108 480 20 115%Pologne 66 94 70% 62% 38 080 761 591 143 46%Belgique 25 83 30% -1% 10 452 209 040 39 64%Grèce 15 70 22% -2% 11 123 222 462 42 36%Finlande 13 64 20% 0% 5 245 104 902 20 64%Rép. Tchèque 31 60 52% -1% 10 184 203 670 38 81%Irlande 5 35 14% 0% 4 126 82 530 16 31%Suède 21 33 63% 11% 9 045 180 910 34 62%Hongrie 7 11 70% 37% 10 074 201 481 38 19%Slovénie 1 8 13% 36% 2 003 40 057 8 15%Slovaquie 4 5 90% 0% 5 371 107 414 20 21%UE 949 5347 18% 5% 453 079 9 061 570 1 706 56%

Tableau 9 - Production d'énergie primaire de biogaz dans l'UE (EurObserv'ER, 2007)

Les gisements principaux sont lebiogaz de décharge, de STEP, lesunités décentralisées agricoles, lesunités de méthanisation des déchetsmunicipaux solides et les unitéscentralisées de codigestion. Aussi,parmi les 5 346 KTEP, la part de laproduction de biogaz de STEP est de18 %. En 2006, l’Allemagne était le plusgrand producteur de biogaz en Europe.(Tableau 9) Cependant, lorsque laproduction est rapportée par habitant(Figure 4), le Royaume-Uni apparaîtêtre cette fois le plus grand producteurtandis que la France montre un francretard

0

5

10

15

20

25

30

UK All,Lu

x,

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Suède

Franc

e

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ie

Slovaq

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Portug

al UE

TEP/1000 Hab

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Les 4 premières colonnes du Tableau 4 sont issues du rapport Eurobserver (2007) et permettentde connaître la production de biogaz en 2006, à partir de STEP et à partir de toutes les sourcesconfondues. Ces données permettent de plus de connaître l’évolution de la production entre2005 et 2006. Cependant, cette variation n’est pas représentative de la dynamique actuelleobservée dans chacun des pays. En France par exemple, la réglementation n’a été mise enplace qu’en 2006, la production de biogaz verra une plus forte augmentation en 2007.Les 4 dernières colonnes du Tableau 4 sont des estimations effectuées pour déterminer lepotentiel de production de biogaz de chacun des pays. En considérant le ratio de production deboue 0,02 TMS / hab / an identique dans chaque pays, le volume annuel de MS produit a étédéterminé. Puis, en faisant l’hypothèse que toutes les boues seraient méthanisées et en utilisantle ratio de production de méthane : 220 m3 CH4 / TMS, on obtient le volume de biogaz potentiel.Enfin, un dernier ratio permet d’estimer l’énergie (en tonne équivalent pétrole) représentée par levolume de méthane : 1 m3 CH4 = 856.10–6TEP. Les ratios utilisés sont expliqués en Annexe 1.Enfin, un pourcentage d’atteinte du volume potentiel de biogaz, par la production réelle estcalculé.

Même si cette estimation comprend beaucoup d’hypothèses grossières, elle met en évidence lefait que l’Allemagne et le Danemark ont déjà atteint des taux de valorisation du biogazconséquents compte tenu de leur population. De plus, elle montre que l’Italie, l’Espagne et laFrance ont une très faible production en 2006 par rapport à leurs capacités. Pour effectuer unmeilleur bilan entre les pays, il aurait été nécessaire de connaître pour chaque pays, le tauxannuel de production de boue, la part de ces boues qui sont méthanisées, le volume de biogazproduit et la part de biogaz valorisé.

FACTEURS DE DEVELOPPEMENT DE LA METHANISATION : REGLEMENTATION, PRIX

Plusieurs facteurs favorisent le développement de la digestion anaérobie. Par exemple, leproblème du devenir des boues, évoqué en introduction, peut être considéré comme favorableau développement de la méthanisation dans la mesure où elle facilite leurs débouchés.Cependant, les principaux leviers sont le contexte du protocole de Kyoto, la réglementation etl’incitation à la production d’électricité verte.

La directive 2001/77/CE, fixe pour objectif européen de produire 21% d’électricité à partir desources d’énergie renouvelable (E-SER) d'ici à 2010. La directive prévoit ainsi que les Étatsmembres doivent faciliter l’accès des producteurs d’énergie renouvelable au réseau (incitationéconomique : tarif de rachat, certificat vert, incitation fiscale), rationaliser et faciliter lesprocédures d’autorisation et instaurer un système de garanties d’origine. (Commission descommunautés européennes, 2005) Les incitations permettent de rendre les filières deproduction d’électricité verte plus rentables car elles sont généralement plus coûteuses que lesfilières classiques (électricité « grise »). Le tableau6 suivant résume pour les pays européens,les incitations en vigueur et les prix de l’électricité verte pratiqués.

6 Sauf lorsque la source est précisée, les informations de ce tableau ont pour origine : (EREF, 2007)

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Prix (€/kwh) Systèmed’incitation

Précisions

Allemagne Tarifs 2007- unités < 500 kW : 0,0733€/kWh- unités < 5 MW : 0,0635€/kWh

Tarif d’achat ESER Prix valables pour les installations commandées en2006, pour un fonctionnement de 20 ans. Ces tarifssont augmentés de 0,02€/kWh, si l’électricité estproduite à partir d’une technologie innovante,comme la pile à combustible ou la turbine à gaz

Autriche Biogaz100 kW : 0.165100 kW to 500kW: 0.145500 kW to 1MW : 0.125>1 MW : 0.103

Tarif d’achat ESER Depuis le 1 janvier 2003, les tarifs de rachat de l’E-SER ont été standardisés au niveau national. Cestarifs sont appliqués aux nouvelles installations(ayant obtenue une licence entre le 1/01/2003 et le31/12/2004) pour une durée de 13 ans.

Belgique –Wallonie

Prix minimum des CG : 0.02Tarif de pénalités : 0.1

Une part de l’électricité vendue aux clients finauxdoit avoir été produite en Wallonie, à partir de SERet de cogénération de qualité. Ce pourcentage estde 7% pour 2007 et augmente de 1% / an pouratteindre 12% en 2012. Les certificats vertspermettent de certifier l’origine de l’électricité et ontune durée de validité de 5 ans.

Belgique –Flandre

0.1096 (prix du marché des CV avecgarantie d’origine)0.110 (sans garantie d’origine)

La garantie d’origine a été mise en place par unamendement du décret du 5/03/2004 en juillet 2005.

Belg. Bruxelles 0.07 (prix moyen des CV 2006)

Certificats verts,Obligation de quota

Bulgarie - Certificats verts,0bligation de quota

Les certificats verts ont été mis en place en juillet2006.

Chypre 0.0642 Tarif d’achat ESERDanemark 0.08 pour 10 ans

0.054 pour les 10 années suivantesTarif d’achat ESER(mécanisme deprimes fixes)

Pour avoir accès aux subventions, l’utilisation debiogaz ne doit pas excéder 8 PJ/an

Espagne Marché libre 0.094Prix régulé 0.069

Tarif d’achat ESER Il existe 2 possibilités de vente de l’ESER: sur unmarché libre ou à un prix régulé, avec pour les 2,des primes.

Estonie 0.05175 Tarif d’achat ESERFinlande 0.074 Subvention Le prix comprend d’une part le prix du marché mais

aussi des déductions de taxes et des aides àl’investissement pour les nouvelles technologies.

France Prix global : 0.12Décomposition : Arrêté du 26 juillet2006 - Pour un contrat d’une durée de15 ans, tarif :- 0,075 à 0,09€/ kWh selon lapuissance- prime à l’efficacité énergétique entre0 et 0,03€/kWh- prime à la méthanisation 0,02€/kWhCes prix ne s’appliquent pas auxcontrats déjà en cours à la date depublications du JO. Aussi, ces contratsdemeurent régis par les conditions del’arrêté du 16 avril 2002, pour lescontrats de 15 ans :- 0,046€/kWh- prime à l’efficacité énergétique entre0 et 0,012€/kWh

Tarif d’achat ESER+ prime

On observe une forte volonté d’inciter à laproduction d’électricité à partir de sources d’énergierenouvelable (E-SER), en réponse aux objectifs dela directive 2001/77/CE. Ainsi, l’année 2006 amarqué un tournant dans le développement de lafilière. La production d’électricité SER qui a peuaugmenté, entre 2005 et 2006, devrait donc monteren puissance au cours des prochaines années.(J.O., 2006)

Grèce Continent : 0.073 ; Iles : 0.0846 Tarif d’achat ESERHongrie Période de pointe : 0.099

Hors période de pointe : 0.087Les périodes les plus basses horspointe : 0.035

Tarif d’achat ESER,variable selonpériode de pointe

Le tarif change selon les horaires.

Irlande 0.072 Tarif d’achat ESER

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Italie 0.1253 (en 2006) Certificats verts,Obligation de quota

En Italie, les producteurs et les importateurs ontrecours à des certificats pour prouver qu’ils ontrempli leur obligation légale de fournir une partd’électricité de SER (2,7% en 2007). Le prix est fixépar un comité ministériel et diffère selon lescatégories (EurObserv'ER, 2007)

Lettonie Obligation de quotaLituanie 0.058 Tarif d’achat ESERLuxembourg >1 kW et < 500 kW : 0.102 (+ 0.025)

> 0.5 MW et <3MW : de 0.102 à 0.088(+ 0.025)>3 MW et <10MW : de 0.088 à 0.079

Tarif d’achat ESER+ prime

Les primes sont disponibles, pour un maximum de10 ans pour des installations avec des opérationsdébutant entre le 01/01/05 et le 31/12/07.

Pays-Bas 0.013 Tarif d’achat ESERPologne Système de proposition des prix

continue (prix moyen) : 0.059Système de proposition des prix fixes :0.05925OTC (prix moyen) : 0.049

Certificats verts +Obligation de quota

OTC : Over-the-country – Contrats bilatéraux

Portugal 0.108 Tarif d’achat ESERRép. Tchèque Selon les catégories des installations :

Prix Prime verteO1 0.103 0.069O2 0.092 0.058O3 0.081 0.047

Tarif d’achat ESER Les méthodes des prix garantis et des primes vertesne peuvent pas être combinées pour la mêmeinstallation.

Roumanie 0.0453 (prix moyen, novembre 2006) Certificats verts +Obligation de quota

L’échange de certificats verts est un contrat bilatéralconclu entre producteurs et distributeurs ou dansune organisation centrale au sein du CentralizedMarket of Green Certificates

Royaume Uni 0.060 (prix moyen du ROC en juillet2006)

Certificats verts(RenewableObligationCertificates, ROC) +obligation de quota

Les ROCs qui imposent aux fournisseursd’électricité d’augmenter chaque année la part del’ESER dans la production totale. Le niveaud’obligation, qui était de 6,7% sur la période2006/2007, va progressivement augmenter jusqu’à15,4% en 2015. Les fournisseurs peuvent alorsdirectement produire l’E-SER ou acheter descertificats à des producteurs de SER. Quandl’objectif n’est pas atteint, le fournisseur doit payerune amende de 47,22€/ MWh manquant (soit0,047€/ kWh). (EurObserv'ER, 2007)

Slovaquie Tarif d’achat ESERSlovénie Prix annuel

0.094 (<1MW)0.091 (> 1MW)

Prime annuelle0.056 (<1MW)0.054 (> 1MW)

Tarif d’achat ESER Les primes sont calculées de façon à constituer ladifférence entre le prix de l’ESER et le prix dumarché de l’électricité.Prix et primes sont fixés une fois par an par legouvernement

Suède 0.067 Certificats verts +Obligation de quota

Ces dernières années, le prix du marché a variéentre 0.035 et 0.07 €/KWh et le prix des certificatsverts entre 0.015 et 0.022€/KWh.

Tableau 10 – Incitations économiques pratiquées en Europe pour soutenir l’électricité verte(EREF, 2007)

Pour comparer les incitations pratiquées, le prix moyen de chaque pays a été calculé. Ils sontrassemblés dans le Tableau 11, où ils sont confrontés au prix de l’électricité grise pour évaluerle levier « prix d’achat de l’électricité verte» entre chaque pays.En effet, même si le prix d’achat de l’électricité verte peut paraître très élevé dans l’un des pays,l’effet incitatif est diminué si le prix de l’électricité grise est lui aussi élevé. Cependant, chaquepays a mis en place un mode d’incitation particulier et le calcul d’un prix moyen lisse les aidesplus spécifiques (tarif différent selon la puissance de l’installation, la période de production, …).

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(€/kWh)Prixélectricitéverte

Prix électricitégrise TTC(Observatoirede l'Energie,2007)

∆ prix(gris -vert)

Allemagne 0,0684 0,195 0,127Autriche 0,134 0,155 0,021Belgique 0,085 0,158 0,073Bulgarie - 0,066 -Chypre 0,0642 0,137 0,073Danemark 0,08 0,258 0,178Espagne 0,0815 0,122 0,041Estonie 0,052 0,075 0,023Finlande 0,074 0,116 0,042France 0,1175 0,121 0,004Grèce 0,0788 0,072 -0,007Hongrie 0,074 0,122 0,048

(€/kWh)Prixélectricitéverte

Prix électricitégrise TTC

∆ prix(gris -vert)

Irlande 0,072 0,166 0,094Italie 0,1253 0,233 0,108Lettonie - 0,069 -Lituanie 0,058 0,078 0,020Pays-Bas 0,013 0,218 0,205Pologne 0,056 0,118 0,062Portugal 0,108 0,15 0,042Roumanie 0,045 0,01 -0,035UK 0,06 0,132 0,072Slovaquie - 0,154 -Slovénie 0,1475 0,106 -0,042Suède 0,067 0,171 0,104

Tableau 11 - Prix d’achat de l’électricité verte dans certains pays d’Europe

Le levier est important lorsque : ∆ prix < 0 ou = 0. Aussi, la Roumanie, la Slovénie et la Grècesont les pays pratiquant une incitation forte. Les plus faibles aides au développement sont cellesmises en place par la Suède, l’Italie, l’Allemagne, le Danemark et les Pays-Bas. Ces résultatssont étonnants dans la mesure où certains de ces pays (All., Italie) font partie des plus grandsproducteurs de biogaz en 2006 (Tableau 9). On ne peut donc pas établir une corrélation directeentre le levier « prix de l’électricité verte» et le niveau de production.Par ailleurs, le prix de l’électricité grise, mentionné dans le tableau précédent, est le prix pratiquépour les ménages. Or les industries bénéficient souvent de prix inférieurs. A titre d’exemple, enFrance, pour des périodes longues en période de pointe, le tarif pour les industries est de0,1015 €/kWh en 2007 (et est divisé par 2 en période creuse) tandis qu’il est de 0,1325 pour leshabitants. (Observatoire de l'Energie, 2007)

CONCLUSION

Jusqu’en 2005, en France, la digestion apparaissait globalement dans une logique de «fin devie » contrairement au domaine des déchets ménagers où elle fait figure d’alternative vertueuseà l’incinération. (AND International, 2005)Cependant, aujourd’hui en Europe, le secteur de la méthanisation est amené à changer d’imageet à évoluer plus rapidement du fait de l’application de la directive 2001/77/CE. De plus, enparallèle des aspects réglementaires, des évolutions technologiques permettent, elles aussi, defaire progresser le secteur, notamment en améliorant les rendements de productionénergétique. Les principaux axes de développement, pour lesquels il existe peu debibliographie, sont les suivants : co-digestion, digestion avancée et pile à hydrogène. Ainsi,selon des documents internes de Suez Environnement, la co-digestion qui consiste à digérerdans un même ouvrage des boues d’épuration et d’autres déchets fermentescibles comme desbiodéchets municipaux, permet d’atteindre un taux d’abattement des MV à 65 % (contre 55% endigestion anaérobie simple) et la pile à hydrogène associée à une co-digestion atteint unrendement de 100%. De plus, ce procédé est intéressant du point de vue technique car ladiversification de l’alimentation des digesteurs est garante d’une meilleure stabilité des procédésde digestion.

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Cependant, étant donné les coûts d’investissement nécessaires, le développement de laméthanisation est fortement dépendant d’aides économiques. C’est pourquoi, pour assurer unavenir plus stable à ce process, il faudra diminuer l’incertitude générale ressentie, engarantissant par exemple, des durées de contrats de rachat de plus en plus longs. Ainsi, mêmesi elle a longtemps connu des cycles de progression - régression, la valorisation du biogaz destation d’épuration semble aujourd’hui, et pour quelques années encore, évoluer positivement.

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BIBLIOGRAPHIE

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AND International, GDF & ADEME, 2005. Le marché de la méthanisation en France :Hypothèses d'évolution à 5 et 10 ans. Paris, AND International, 11 p.

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Gibaud, 2006. La gestion des déchets non industriels en France. Revue de l'ENGREF,p. 21.

J.O., 2006. Arrêté du 10 juillet 2006 fixant les conditions d'achat de l'électricité produitepar les installations qui valorisent le biogaz. Journal Officiel, 26 juillet 2006, texte22.

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France, Phase 1. Toulouse, Solagro. 127 p.Solagro, EDF & Ademe, 2001. From biogaz to energy, an european overview :

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ANNEXE 1– Détail du calcul des ratios

Selon l’ouvrage (OTV, 1997), 1000 habitants génèrent entre 15 et 25 TMS/an. Ainsi obtient-on leratio moyen de production annuelle de matière sèche par habitant : 0,02 TMS/hab/an.

Lors de la méthanisation, 55% de la MV et 40 % de la MS sont abattus. (AEAG, 2001) Lamatière sèche étant composée de matière minérale et de matière volatile (assimilée organique),la méthanisation peut être schématisée comme ci-dessous :

Avant la méthanisation Après la méthanisation

Figure – Dégradation de la Matière Sèche au cours de la méthanisation (AEAG, 2001)

La production de biogaz dépend proportionnellement de la quantité de matière volatile dégradée(MVd) selon le ratio suivant : 550 m3 CH4 / T MVd.

En considérant, comme le propose la figure précédente MVd = 55 % MV ou MVd = 40 % MSalors 550 m3 CH4 / T MVd équivaut à 220 m3 CH4 / T MS.

Par ailleurs, si les boues sont des boues d’aération prolongée (faible charge) alors les tauxd’abattement de la figure précédente varient. Ils deviennent MVd = 30 % MV ou MVd = 20 %MS. Ainsi, le 1er ratio 550 m3 CH4 / T MVd équivaut à 110 m3 CH4 / T MS.

Conversion en Tonne Equivalent Pétrole :Les tables de correspondances utilisées sont présentées en page 2.

1 m3 CH4 = 35,8MJ = 35,8.106 Jor 1 TJ = 23,91 TEP soit 1012 J = 23,91 TEP

Ainsi, 1 m3 CH4 = 35,8.106 x 23,91 / 1012 1 m3 CH4 = 856.10-6 TEP

MS

MM

MV

70 % MS

MM

MV

CH4

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ANNEXE 2 – Bilan énergétique du séchage des boues après digestion anaérobie

Pour réaliser le bilan énergétique du séchage des boues après digestion anaérobie, estimonsdans un premier temps, la quantité d’énergie disponible dans des boues méthanisées puis laconsommation d’énergie liée au séchage thermique dans un deuxième temps.

Dans cet exemple, nous considèrerons 100 kg de boue de siccité 30 %, soit composée de 30 %de MS et de 70 % d’eau (30 kg MS et 70 kg eau).

Quantité d’énergie disponible dans les boues méthanisées:

La production de biogaz à partir de MS dégradée est de : 0.9 m3 de méthane / kg MS dégradéesoit 5.5kWh / kg MS dégradée (énergie produite par le biogaz brûlé).

Lors de la digestion anaérobie, 35 % de la MS est dégradée. Aussi, sur les 30 kg de MS initiale,10.5 kg sont dégradés.La quantité de biogaz produite à partir de la MS dégradée est donc de 9.45 m3 soit 57.75 kWh.

Consommation d’énergie pour le séchage:

Après digestion, la quantité de boue est désormais de : 70 kg d’eau et de 19.5 kg de MS.Après le séchage, en considérant l’objectif de siccité de 80%, les boues sont composées de19.5 kg de MS et de 5 kg d’eau.Il faut donc évaporer : 70 - 5 = 65 kg d’eau. Or l’énergie requise pour chauffer puis évaporer1 kg d’eau est de 0.92kWh.Aussi, pour évaporer 65 kg d’eau, (65 * 0.92 kWh =) 60 kWh sont nécessaires.

Bilan

La digestion anaérobie permet la production de 57.75 kWh tandis que le séchage nécessite60 kWh. Le bilan est donc légèrement négatif.

De plus, si on considère qu’environ 30 % des 57.75 kWh produit par le biogaz, sont réutiliséspour le digesteur (chauffage,…) alors seulement 40 kWh sont disponibles pour le séchage. Lebilan devient alors négatif puisqu’il manque 30% de l’énergie consommée par le séchage.