Coup de boost attendu sur la gazéification hydrothermale

Parmi les défis à relever pour une transition énergétique réussie, la production de méthane d’origine renouvelable n’est pas le moindre. Le vecteur gaz reste en effet incontournable pour certains usages dans les process industriels et peut garder ou prendre un nouvel intérêt dans les bâtiments (chauffage et cuisson), la mobilité (véhicules au bioGNV) et la production d’électricité (centrales de pointe dans un système électrique 100 % EnR). Sa décarbonation est donc essentielle.

La méthanisation de déchets organiques est la principale voie aujourd’hui pour alimenter le réseau en gaz d’origine renouvelable : à fin novembre, 720 sites de méthanisation avaient une capacité d’injection de 13,2 GWh/an. Si cette technologie est amenée à encore fortement se développer, elle devrait être suivie par deux de ses cousines : la pyrogazéification et la gazéification hydrothermale. Cette dernière vient de faire l’objet d’un appel à manifestation d’intérêt (AMI) lors duquel 24 projets ont été déposés.

« C’est une première en France, qui doit permettre de rassembler un maximum de parties prenantes, de démontrer que la gazéification hydrothermale concerne une grande variété de secteurs et d’intrants, et de donner aux développeurs français l’opportunité de gagner en maturité afin d’assurer le déploiement industriel de cette technologie », résume Robert Muhlke, directeur de projet Gazéification hydrothermale chez GRTgaz.

Des atouts technologiques à confirmer

L’AMI a été appuyé par le Comité stratégique de filière « Nouveaux systèmes énergétiques » et son pilotage a été confié à GRTgaz, gestionnaire du réseau de transport de gaz. Il est également le pilote du groupe de travail national sur la gazéification hydrothermale qui a initié et proposé fin 2023 l’idée de l’AMI.

La dynamique révélée par cet AMI est encourageante. Trois grands secteurs d’activité ont répondu présents dans dix régions différentes :

• les agriculteurs/méthaniseurs qui peuvent ainsi valoriser autrement des déchets à faible pouvoir méthanogène et éviter d’avoir des digestats peu adaptés ou en trop grande quantité vis-à-vis des règles d’épandage ;
• les gestionnaires de déchets urbains (publics et privés) qui réduiraient l’impact du traitement de nombreux déchets dont les boues de station d’épuration et pourraient récupérer des résidus potentiellement valorisables en co-produits (eau, énergie, nutriments) pour leur territoire ;
• les industriels, notamment dans les secteurs agroalimentaires et de la chimie, qui trouveraient là un exutoire pour les déchets complexes, tout en réduisant le coût de leur traitement et les émissions de gaz à effet serre associées, en récupérant de l’énergie, et en baissant les impacts sur l’environnement. La quantité de déchets ultimes baisserait aussi, avec cette technologie alternative à l’incinération ou l’enfouissement.

Parmi les lauréats, dix-neuf projets sont de taille industrielle en phase préliminaire et traiteraient globalement 1,11 million de tonnes de matière brute par an. Cela leur donnerait une capacité d’injection de méthane de 1 900 GWh/an. Il est à noter que deux de ces projets dépassent 200 GWh/an. Cinq autres projets, de taille industrielle en phase avancée, totalisent 130 000 tonnes annuelles de matière brute pour un total de 90 GWh/an. On compte aussi deux projets de démonstration industrielle, de taille plus réduite (maximum 4 000 tonnes de matière brute par an chacun).

La totalité des déchets à mobiliser pour ces projets représente 400 000 tonnes de matière sèche par an. Une moitié vient de l’industrie agroalimentaire (vinasse, marc de raisin, résidus de blés, etc.), un petit quart de l’industrie chimique (lourds de distillation, boues industrielles, etc.) et le reste se répartit à peu près à parts égales entre digestat et résidus agricoles, boues de stations d’épurations et déchets urbains (graisse, pulpe, glycérine, biodéchets, etc.). 73 % de tous ces déchets sont d’origine biogénique.

Assurer un soutien public aux projets

« Si les projets doivent être l’occasion de caler le modèle économique de la gazéification hydrothermale, ils sont avant tout nécessaires pour montrer tous les bienfaits de cette solution. Ce n’est en effet qu’à partir d’une certaine taille d’installation qu’on évite des effets d’encrassement dans les tuyaux, et que l’on concentre davantage les intrants afin d’augmenter la part du carbone qui servira à générer bien davantage de gaz injectable en sortie » détaille Robert Muhlke.

Pour rappel, deux familles de procédé existent dans la gazéification hydrothermale à des hautes pressions comparables (250 à 300 bars). La première fonctionne à haute température (environ 600 à 650°C), la seconde intègre une catalyse abaissant la température (400 à 450°C) et accélérant le temps de réaction. Comme l’eau est le réactif indispensable, les deux ont l’avantage de pouvoir traiter des déchets à forte teneur en eau. Elles permettent aussi de mélanger différents types de déchets, de faire précipiter et évacuer en amont du gazéifieur la part inorganique des déchets (phosphore, potassium et métaux), et de récupérer en aval du process de l’eau et de l’azote. Et d’avoir bien sûr un gaz de synthèse qui, une fois traité, fournit du méthane de synthèse et du CO₂ résiduel d’une pureté élevée.

Comment s’assurer que les 24 projets de l’AMI aboutiront ? « Nous entrons dans une phase de discussion avec les services de l’État pour qu’un soutien financier puisse leur être apporté à travers des contrats d’expérimentation. Cela autoriserait une période d’apprentissage un peu plus longue pour que les exploitants puissent bien tester la technologie avec leur intrant spécifique. Les aspects réglementaires doivent également être abordés, car aucune rubrique ICPE actuelle n’intègre les procédés de conversion thermochimiques », explique Robert Muhlke.

Un soutien dès 2025 permettrait aux projets de démonstration des développeurs français de se concrétiser d’ici fin 2026 et d’optimiser leur fonctionnement d’ici 2028. Des déploiements industriels à partir de 2027/2028, en intégrant aussi les équipementiers hollandais, suisse et espagnol, ouvriraient la voie à la trajectoire de production projetée par la filière : 2 TWh par an de gaz renouvelable d’ici 2030, 12 TWh d’ici 2035 et au moins 50 TWh à l’horizon 2040/2050.