thumb|upright=1.3|Stockage-tampon de biométhane d'une unité de production située à Berlin.
Le biométhane est un gaz riche en méthane provenant de l'épuration du biogaz issu de la méthanisation.
C'est la version renouvelable non fossile du gaz naturel ; une source d'énergie qui peut en Europe contribuer à l'objectif du paquet climat-énergie et à la transition énergétique, avec moins d'émissions de gaz à effet de serre (il vaut mieux brûler le méthane que le libérer dans l'air, car c'est un puissant gaz à effet de serre), dans une perspective de troisième révolution industrielle ou de développement durableSaidi, A., & Abada, B. (2007). La biométhanisation : une solution pour un développement durable. Revue des Énergies Renouvelables, 31-35..
Ce gaz peut, par exemple, être utilisé dans une chaudière, comme carburant de véhicules, alimenter des moteurs fixesADEME, É., AFGNV, A., SUEZ, G., & IFP, M. (2008) État des lieux et potentiel du biométhane carburant. Rapport de synthèse. ou être injecté dans le réseau de transport de gaz naturel (après épuration/purification).
Éléments de définition thumb|Séquences de transformation du déchet fermentescible en biogaz puis, après épuration/purification en biométhane
Le biométhane est un biogaz épuré pour le rendre utilisable comme carburant ou acceptable pour le réseau de gaz naturel. En effet, le biogaz issu de la fermentation de matières organiques est énergétiquement pauvre : il ne contient que 40 à 60 % de méthane, et 40 à 60 % de et quelques traces d'autres composés indésirables dont le H2S. Pour obtenir du biométhane valorisable, le biogaz est épuré pour éliminer, dans la mesure du possible, le et les autres composés, et ne garder que le méthane qui a alors des qualités similaires à celles du gaz naturel. L'opérateur peut aussi récupérer du liquéfié issu du raffinage du biogaz et le valoriser en agriculture et dans certains secteurs industriels.
Le pouvoir méthanogène (ou potentiel méthanogène) est le volume de méthane biogaz issu de la dégradation anaérobie de cet échantillon introduit dans un digesteur, exprimé dans les conditions normales de température et de pression (CNTP : , ). C'est donc un indice de biodégradabilité.
Usages Le biométhane peut être valorisé in situ, comme carburant véhicule, ou être valorisé ailleurs après injection dans le réseau de distribution de gaz où il se mélange au gaz naturel fossile.. Une pré-étude de marché faite en Suède en 2017 estime qu'un prix compétitif par rapport au gazole est possible en Suède, à partir de produitsEnergikontor Sydost (2017) Flytande biogas till land och till sjöss Förstudie - Sammanställning av resultaten.
Il peut aussi permettre de produire de l'électricitéCouturier C (2009) Techniques de production d'électricité à partir de biogaz et de gaz de synthèse, éventuellement en cogénération ou trigénération, mais avec moins de rentabilité que pour le solaire ou l'éolien (le rendement de transformation du biogaz en électricité est de 30 % en moyenne, améliorable en valorisant la chaleur fatale mais en restant alors moins intéressant que d'autres sources d'électricité renouvelables.. Néanmoins il est facile à stocker, donc sa production d'électricité est pilotable à faible coût, contrairement à celles de l'éolien et du solaire.
Du biogaz peut aussi être converti en un carburant de synthèse (via le procédé Fischer-Tropsch) ou encore en ammoniac, en méthanol, ou en diméthyle éther par des moyens opérationnels maîtrisés depuis des annéesH. Miao, W. G. Wang, T. S. Li, T. Chen, S. S. Sun, C. Xu. s.l. : Journal of Power Sources, 2010, Vol. 195, , cité par Nawfal, M. (2015, January). Valorisation catalytique du biogaz pour une énergie propre et renouvelable. Université du Littoral Côte d'Opale..
D'autres usages devraient se développer dans un futur proche : sur place ou à distance, ce gaz peut aussi être utilisé pour la carbochimie et pour une production de gaz de synthèse (mélange de et de ) par de nouveaux moyens d'activation catalytique du biométhane ou de méthanation. Ces opérations (« reformage à sec du méthane » ou « vaporeformage ») posent encore des problèmes de dégradation du catalyseur à cause d'une formation de coke, c'est-à-dire une déposition de carbone sur le catalyseur). De nouveaux catalyseurs sont donc recherchés (ex : ruthénium), y compris pour l’oxydation du monoxyde de carbone et des suies issues du processus.
Les futurs gisements de biogaz se trouvent surtout en zones agricoles, moins desservies par le réseau de gaz, et le raccordement au réseau coûte environ par kilomètre en France hors franchissement de rivières ou d'infrastructures de transport, partiellement à la charge du porteur de projet. Ainsi, le « portage » de biogaz ou de biométhane semble devoir se développer : le gaz est liquéfié (ce qui divise le volume par 600) ou simplement compressé puis collecté et transporté par camion vers un point d'injection.
Le producteur bénéficie ainsi du tarif d'achat correspondant à l'injection et d'une certaine souplesse pour sa production en étant moins vulnérable aux contraintes d'acceptabilité de son installation et de proximité d'un réseau de gaz, mais il doit investir dans un système d'installation de compression/liquéfaction, stockage et transport de matières dangereuses soumis en France à la réglementation ADR. Cette contrainte ne rend le projet rentable qu'à partir de 100 à de production de biométhane. Le camion peut aussi desservir à proximité une station-service de bioGNL qui distribue du gaz naturel pour véhicules (GNV), comprimé (GNC) ou liquide (GNL). Un élargissement du tarif d'achat injection pour une utilisation directe du biométhane en carburant est en réflexion en 2017 en France et existe au Royaume-Uni, en Italie et en Suède.
Pour des véhicules le bioGNV est facilement adapté aux motorisations à allumage commandé et pollue bien moins que le diesel et l'essence (pas de particules). Un renforcement des infrastructures de distribution et prévue dans la directive européenne 2014/94, qui vise un maillage du territoire, avec à terme un point de charge au minimum tous les 150 km pour le GNC et 400 km pour le GNLAdeme (2017) Actualisation du scénario Énergie Climat ADEME 2035-2050, voir aussi : Ademe (2017) Propositions de mesures de politiques publiques pour un scénario bas carbone.
Production
Le biogaz utilisé pour produire le biométhane provient des digesteurs d'unité de méthanisation, c'est-à-dire d'une dégradation biologique de la matière organique contenue dans des « substrats » fermentescibles. Ces derniers ont plusieurs types d'origines : déchets urbains : ordures ménagères, déchets verts et boues d'épuration, L'eau, l'industrie, les nuisances, 257, 75-82., permettant éventuellement une plus grande autonomie énergétique des stations d'épuration. ; cultures intermédiaires à vocation énergétique (CIVE) ; déchets agricoles : lisiers, fumiers, déchets de céréales, etc. qui peuvent être associés en milieu rural à la méthanisation de CIVE.. ; déchets industriels riches en matière organique : lactosérums, refus de cribles, poussières de céréales, graisses, déchets de fruits et légumes, etc.... cultures notamment de maïs dont l'utilisation rentre en concurrence directe avec l'alimentation animale
Le biogaz est un mélange de différents gaz qui ne se prêtent pas tous aux utilisation courantes du gaz naturel.. La composition typique du biogaz en sortie d'un digesteur anaérobique est donnée dans le tableau suivant.
Gaz Teneur dans le biogaz, %vol méthane 60-70 dioxyde de carbone 30-40 eau 1-5 sulfure d'hydrogène 0-0.4 ammoniac 0-0.01
Si on veut remplace le gaz naturel par du biométhane, alors il faut purifier le biogaz. Les principales technologies de purification sont les suivantes. : Absorption dans l'eau. Le biogaz est lavé avec des grandes quantités d'eau, car la solubilité dans l'eau du dioxyde de carbone est plus élevée que celle du méthane. L'eau de lavage est ensuite régénérée par dégazage du dioxyde de carbone via chauffage de l'eau. L'eau peut être remplacée par un solvant, le diméthyléther de polyéthylène glycol, qui offre une différence de solubilité encore plus grande. De plus l'utilisation d'un solvant organique évite de devoir sécher le biométhane. Absorption dans un solvant d'amine. La capture de CO2 a entrainé le développement de différents solvants capables d'absorber de manière préférentielle le CO2. La grande sélectivité de ces solvants d'amine permet de réduire les pertes de méthane. Les solvants sont régénérés par chauffage à des températures élevées. Adsorption par inversion de pression. Le biogaz sous pression passe à travers une colonne d'adsorption contenant un solide tel que la charbon actif, la zéolite, le silica gel ou des résines synthétiques qui absorbent le CO2. Une fois le solide saturé, on isole la colonne et on applique un vide dans la colonne qui permet de désorber le solide. Séparation membranaire. Le biogaz sous pression circule le long d'une membrane qui va laisser passer de manière sélective le . Ce procédé génère le plus de perte de méthane et ne permet pas d'obtenir une pureté aussi élevée qu'avec les autres technologies. Par contre, aucune régénération n'est nécessaire. Cryogénie. le méthane et le ont des points d'ébullition différents. On comprimant le biogaz, puis en le détendant après refroidissement, on génère du liquide alors que le méthane flashe et est récupéré sous forme gazeuse. Ce procédé permet une très bonne séparation des gaz, et une perte réduite du méthane, mais est très énergivore.
Vers des standards de qualité de gaz Selon leur mode de production et de la variété de la nature et qualité des matériaux fermentescible utilisés (boues urbaines, boues de papeterie, effluents agricoles, biodéchets des ménages), il existe une (sulfure d'hydrogène, oxygène et azote, et potentiellement ) qui peuvent représenter jusqu'à 5 % du biogaz brut avant épuration et injection.
En France, Gaz de France (GDF), l'opérateur historique du réseau de gaz naturel, a édicté des spécifications techniques et un décretDécret du 15 juin 2004 relatif aux prescriptions techniques applicables aux canalisations et raccordements des installations de transport, de distribution et de stockage de gaz., préconise que . Son précise cependant que .
Sécurité sanitaire Les Ministères français de la Santé et de l'Écologie ont en conjointement commandé à l'Afsset une , avec 4 demandes distinctes : Recueil et analyse de la bibliographie et des retours d'expérience disponibles composition des biogaz dont en composés potentiellement toxiques (par rapport au gaz naturel tels que distribué) Évaluation des risques sanitaires induits par l'exposition à des agents toxiques, avant et après la combustion du gaz (par rapport au gaz naturel actuellement distribué), en distinguant donc ; Déterminer les caractéristiques de composition d'un biogaz
Aspects sanitaires : Il n'existe pas encore de standards internationaux de « qualité toxicologique » pour l'injection de biogaz dans les réseaux. Mais quelques pays injectant du biogaz dans leur réseau ont adopté des spécifications techniques conçues pour préserver l'intégrité du réseau de distribution (C'était le cas en Europe en 2008 pour l’Allemagne, l’Autriche, les Pays-Bas, la Suède et la Suisse).
En 2008, les données concernant la qualité du gaz épuré étaient encore lacunaires selon l'AFSSET. Ces gaz secondaire ou particules indésirables peuvent notamment être .
Un avis de l'Afsset a été rendu le Afsset (2008) AVIS et rapport de l'Afsset relatifs à : L’évaluation des risques sanitaires liés à l’injection de biogaz dans le réseau de gaz naturel Avis produit avec un groupe de travail (GT) « Biogaz » dans le respect de la norme NF X 50-110 « Qualité en expertise – Prescriptions générales de compétence pour une expertise (mai 2003) », mais sans recherche de nouvelles données de composition chimiques et microbiologiques ; Avis signé le 08/10/2008 (PDF, 185 pages).