Les différents modes de production du bioGNV
Le gaz naturel est le plus vertueux pour une exploitation dans la mobilité lorsqu’il provient des sources les plus propres. Panorama des différentes façons d’obtenir du bioGNV, ce biogaz (ou biométhane) rebaptisé ainsi pour alimenter les véhicules fonctionnant au GNV.
Parmi les bonnes raisons de s’y intéresser, la mise en place d’une économie locale et circulaire, bouclée quand les camions qui collectent les déchets fonctionnent avec le gaz obtenu par leur dégradation. Ces déchets, ce sont le plus souvent des ordures ménagères, des boues en provenance des stations d’épuration, des produits agricoles et résultant de l’entretien des espaces verts, des résidus de l’industrie agroalimentaire ou de la restauration collective, etc.
Plusieurs sources sont parfois traitées au sein d’une même unité de production : ordures ménagères + déchets verts ou part inutilisée d’une production agricole + résidus d’une entreprise agroalimentaire locale, par exemple.
Différents traitements pour différents produits
Si la méthanisation repose schématiquement sur un même scénario simpliste qui aboutit à la production de biogaz, différents traitements en amont et en aval sont rendus nécessaires selon la nature des déchets et les résidus obtenus.
Parmi les opérations de prétraitement, divers procédés d’élimination d’éléments indésirables (cas des ordures ménagères) et d’homogénéisation de la matière à méthaniser. On peut alors soumettre le substrat à un digesteur hermétique pendant plusieurs jours que des bactéries vont progressivement dégrader jusqu’à l’obtention de biogaz composé de méthane, de CO2, de soufre et d’eau.
L’opération peut se poursuivre dans un post-digesteur qui permettra de compléter le volume de gaz déjà récupéré, le tout étant ensuite soumis à différents traitements pour le débarrasser du soufre (ex. : filtre à charbon), de l’eau (ex. : séchage par refroidissement et condensation), et du CO2 (ex. : piégeage par des billes zéolithes). Dans les digesteurs et post-digesteur, reste le digestat qui peut être traité par une centrifugeuse pour en obtenir 2 présentations : liquide et solide. Le plus souvent, ces produits sont valorisés comme fertilisants.
Cette technique permet d’obtenir du biométhane de 2ᵉ génération appelé ici gaz de synthèse (ou syngas/syngaz) à partir de matières organiques, - principalement du bois -, via un processus thermochimique.
Après prétraitement éventuel pour ne conserver que la part valorisable, les déchets sont ici chauffés à des températures tournant en moyenne autour de 1 000° C, en présence d’une faible quantité d’oxygène. Il s’agit de provoquer une combustion incomplète, dont il sort un résidu solide nommé « char » pour son analogie avec le charbon de bois. Ce produit peut, éventuellement en complément d’une partie du syngaz déjà obtenu, être utilisé dans le réacteur qui va permettre de chauffer le substrat pour une nouvelle tournée.
En sortie, le gaz obtenu contient en quantités plus ou moins importantes des éléments et composés chimiques indésirables (CO, H2, chaînes hydrocarbonées, etc.) qu’il est nécessaire d’éliminer par diverses opérations à choisir parmi les plus vertueuses au nom de la mobilité durable.
A noter que le premier moteur à allumage commandé opérationnel a été mis au point en 1860 par Etienne Lenoir avec du gaz de houille obtenu par pyrogazéification. Un véritable clin d’œil à l’histoire !
Le procédé repose sur une conversion thermochimique à haute pression (210 à 350 bars) et haute température (360 à 700° C), radicalement différente de la digestion anaérobie utilisée en méthanisation. Cette différence de nature chimique explique pourquoi le gaz obtenu ne peut pas être traité comme un simple équivalent du biométhane issu de la méthanisation, déjà connu et normé pour l’injection.
Son principal intérêt : traiter des matières que la méthanisation valorise mal ou pas du tout, notamment les boues de stations d’épuration trop liquides ou les digestats devenus non épandables faute de débouchés agricoles suffisants. GRDF a ouvert en 2026 un appel à projets dédié à la GHT, après les travaux menés depuis plusieurs années avec le CEA dans le cadre du projet Gazhyvert, puis l’étude pilotée par Natran avec Suez et Teréga en 2024.
Le potentiel de la filière est jugé significatif par certains acteurs du secteur, qui l’évaluent jusqu’à 50 TWh, aux côtés d’une méthanisation appelée à rester majoritaire en volume.
A la base, il s’agit, lorsque l’offre en électricité est supérieure à la demande, de ne pas perdre l’énergie produite par les sources renouvelables (éolien, photovoltaïque) en l’exploitant pour électrolyser l’eau. Une opération rendue indispensable par le fort développement envisagé des EnR, et de laquelle on obtient de l’hydrogène qui peut être utilisé de façon diverse ou injecté dans le réseau de gaz naturel où les 2 produits se mélangent parfaitement jusqu’à une certaine proportion, ou converti en méthane de synthèse par méthanation.
Le programme Jupiter 1000, lancé en 2014 par GRTgaz (devenu Natran) à Fos-sur-Mer, en est l’illustration la plus avancée en France. Mis en service en 2020, il a validé la faisabilité du Power-to-Gas à l’échelle industrielle, dans ses deux versions Power-to-Hydrogen et Power-to-Methane, et a achevé ses programmes d’essais en 2024. Son exploitation initiale doit s’achever fin 2026 : Natran a déjà clôturé un appel à manifestation d’intérêt pour ouvrir le site à de nouveaux usages expérimentaux et industriels au-delà de cette date, l’avenir précis du site devant être tranché dans le courant de l’année.
SOMMAIRE
La méthanisation
La méthanisation, - ou digestion anaérobie -, est le moyen le plus répandu de produire du bioGNV. Loin d’être une technique parmi d’autres, elle domine aujourd’hui très largement la filière : au 31 mars 2026, les 737 méthaniseurs raccordés au réseau représentaient 90% du parc national et concentraient 92% des capacités installées, soit 14,5 TWh par an, selon le Service des données et études statistiques (SDES) du ministère de la Transition écologique.Parmi les bonnes raisons de s’y intéresser, la mise en place d’une économie locale et circulaire, bouclée quand les camions qui collectent les déchets fonctionnent avec le gaz obtenu par leur dégradation. Ces déchets, ce sont le plus souvent des ordures ménagères, des boues en provenance des stations d’épuration, des produits agricoles et résultant de l’entretien des espaces verts, des résidus de l’industrie agroalimentaire ou de la restauration collective, etc.
Plusieurs sources sont parfois traitées au sein d’une même unité de production : ordures ménagères + déchets verts ou part inutilisée d’une production agricole + résidus d’une entreprise agroalimentaire locale, par exemple.
Différents traitements pour différents produits
Si la méthanisation repose schématiquement sur un même scénario simpliste qui aboutit à la production de biogaz, différents traitements en amont et en aval sont rendus nécessaires selon la nature des déchets et les résidus obtenus.
Parmi les opérations de prétraitement, divers procédés d’élimination d’éléments indésirables (cas des ordures ménagères) et d’homogénéisation de la matière à méthaniser. On peut alors soumettre le substrat à un digesteur hermétique pendant plusieurs jours que des bactéries vont progressivement dégrader jusqu’à l’obtention de biogaz composé de méthane, de CO2, de soufre et d’eau.
L’opération peut se poursuivre dans un post-digesteur qui permettra de compléter le volume de gaz déjà récupéré, le tout étant ensuite soumis à différents traitements pour le débarrasser du soufre (ex. : filtre à charbon), de l’eau (ex. : séchage par refroidissement et condensation), et du CO2 (ex. : piégeage par des billes zéolithes). Dans les digesteurs et post-digesteur, reste le digestat qui peut être traité par une centrifugeuse pour en obtenir 2 présentations : liquide et solide. Le plus souvent, ces produits sont valorisés comme fertilisants.
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La pyrogazéification
Contrairement aux projections des années 2010, la pyrogazéification reste aujourd’hui une filière embryonnaire : au 31 mars 2026, seuls 8 projets de production de biométhane hors méthanisation étaient recensés en France, pour une capacité cumulée de 412 GWh par an, à comparer aux 14,5 TWh déjà produits par la méthanisation, selon le SDES. La filière gazière continue toutefois d’y voir un relais de croissance de long terme : GRTgaz et ETIA estiment réaliste une production par pyrogazéification de 90 TWh à l’horizon 2050.Cette technique permet d’obtenir du biométhane de 2ᵉ génération appelé ici gaz de synthèse (ou syngas/syngaz) à partir de matières organiques, - principalement du bois -, via un processus thermochimique.
Après prétraitement éventuel pour ne conserver que la part valorisable, les déchets sont ici chauffés à des températures tournant en moyenne autour de 1 000° C, en présence d’une faible quantité d’oxygène. Il s’agit de provoquer une combustion incomplète, dont il sort un résidu solide nommé « char » pour son analogie avec le charbon de bois. Ce produit peut, éventuellement en complément d’une partie du syngaz déjà obtenu, être utilisé dans le réacteur qui va permettre de chauffer le substrat pour une nouvelle tournée.
En sortie, le gaz obtenu contient en quantités plus ou moins importantes des éléments et composés chimiques indésirables (CO, H2, chaînes hydrocarbonées, etc.) qu’il est nécessaire d’éliminer par diverses opérations à choisir parmi les plus vertueuses au nom de la mobilité durable.
A noter que le premier moteur à allumage commandé opérationnel a été mis au point en 1860 par Etienne Lenoir avec du gaz de houille obtenu par pyrogazéification. Un véritable clin d’œil à l’histoire !
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La gazéification hydrothermale
Absente il y a encore quelques années, la gazéification hydrothermale (GHT) s’impose progressivement comme la quatrième voie de production de gaz renouvelable, aux côtés de la méthanisation, de la pyrogazéification et du power-to-gas.Le procédé repose sur une conversion thermochimique à haute pression (210 à 350 bars) et haute température (360 à 700° C), radicalement différente de la digestion anaérobie utilisée en méthanisation. Cette différence de nature chimique explique pourquoi le gaz obtenu ne peut pas être traité comme un simple équivalent du biométhane issu de la méthanisation, déjà connu et normé pour l’injection.
Son principal intérêt : traiter des matières que la méthanisation valorise mal ou pas du tout, notamment les boues de stations d’épuration trop liquides ou les digestats devenus non épandables faute de débouchés agricoles suffisants. GRDF a ouvert en 2026 un appel à projets dédié à la GHT, après les travaux menés depuis plusieurs années avec le CEA dans le cadre du projet Gazhyvert, puis l’étude pilotée par Natran avec Suez et Teréga en 2024.
Le potentiel de la filière est jugé significatif par certains acteurs du secteur, qui l’évaluent jusqu’à 50 TWh, aux côtés d’une méthanisation appelée à rester majoritaire en volume.
Le Power to Gas
Obtenir du méthane de synthèse via une architecture Power to Gas relève toujours, en 2026, d’un stade expérimental en France, même si le principal démonstrateur du pays a dépassé le seuil du prototype.A la base, il s’agit, lorsque l’offre en électricité est supérieure à la demande, de ne pas perdre l’énergie produite par les sources renouvelables (éolien, photovoltaïque) en l’exploitant pour électrolyser l’eau. Une opération rendue indispensable par le fort développement envisagé des EnR, et de laquelle on obtient de l’hydrogène qui peut être utilisé de façon diverse ou injecté dans le réseau de gaz naturel où les 2 produits se mélangent parfaitement jusqu’à une certaine proportion, ou converti en méthane de synthèse par méthanation.
Le programme Jupiter 1000, lancé en 2014 par GRTgaz (devenu Natran) à Fos-sur-Mer, en est l’illustration la plus avancée en France. Mis en service en 2020, il a validé la faisabilité du Power-to-Gas à l’échelle industrielle, dans ses deux versions Power-to-Hydrogen et Power-to-Methane, et a achevé ses programmes d’essais en 2024. Son exploitation initiale doit s’achever fin 2026 : Natran a déjà clôturé un appel à manifestation d’intérêt pour ouvrir le site à de nouveaux usages expérimentaux et industriels au-delà de cette date, l’avenir précis du site devant être tranché dans le courant de l’année.
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