Tout ce qui pue et qui attire les mouches intéresse Sylvain Trépanier, directeur du centre de biométhanisation de Varennes.

En bordure de la route Marie-Victorin, l’installation ultramoderne a l’air d’une petite raffinerie avec sa tuyauterie et ses deux gros réservoirs appelés « digesteurs ». Ici, on « digère » le contenu des bacs bruns de 27 municipalités de la Montérégie pour faire du biogaz partiellement purifié. « Et nous prendrons aussi en charge les bacs bruns de Longueuil », dit Sylvain Trépanier, qui travaille à doubler la production de l’usine d’ici 2023.

L’usine de Varennes, tout comme deux autres pionnières à Saint-Hyacinthe et à Rivière-du-Loup, représente une petite révolution dans le portrait énergétique du Québec. La province n’exploite ni gaz de schiste ni pétrole, mais elle est potentiellement riche en hydrocarbure d’un autre genre. Le gisement se trouve dans l’immense masse de déchets municipaux, de fumier et de rebuts forestiers dont on ne sait trop que faire à grande échelle. Selon une étude commune des firmes Deloitte et WSP, le Québec pourrait combler les deux tiers de ses besoins en gaz naturel grâce à ce gaz naturel renouvelable (GNR). « En fait, toutes les régions du Québec pourraient devenir productrices de GNR », soutient Martin Imbleau, vice-président principal d’Énergir (nouveau nom de Gaz Metro), le distributeur gazier québécois.

Les initiatives se multiplient : des usines à Québec, Warwick (près de Victoriaville) et Saint-Étienne-des-Grès (pas loin de Trois-Rivières) se lanceront bientôt dans la production, suivies de Montréal et, peut-être, de Beauharnois et Laval. Pour ces précurseures, le changement de mentalité est complet : la gestion des ordures n’est plus seulement un service, mais une source de revenus ; et le bac brun n’est plus un problème, mais une ressource que l’on peut exploiter. Après l’or noir, l’or brun.

Ce qui pousse au changement, c’est le marché. Plusieurs grands clients d’Énergir, qui veulent s’afficher « carboneutres » et se libérer du gaz naturel fossile, sont prêts à payer jusqu’à quatre fois plus cher pour un gaz naturel renouvelable (15 dollars le gigajoule, ou environ 56 cents le mètre cube). C’est L’Oréal Canada qui a ouvert le bal en décembre 2017 en convertissant ses installations au GNR. D’autres ont suivi : l’Université Laval, l’Université de Sherbrooke, la base militaire de Valcartier. « Sept clients achètent tout le GNR qu’on peut fournir, et il y en aurait davantage si nous en avions plus », dit Martin Imbleau.

L’autre motivateur, c’est la loi. Le gouvernement du Québec, après avoir banni l’enfouissement des ordures putrescibles — en principe à compter de 2020 —, exige désormais qu’Énergir offre 1 % de GNR d’ici la fin de 2020 et 5 % d’ici 2025. Car le biométhane (l’autre nom du GNR) permet d’atteindre plusieurs objectifs gouvernementaux à la fois : réduction des importations d’hydrocarbures, de l’enfouissement de déchets et de la production de gaz à effet de serre (GES).

Il n’existe aucune différence chimique entre le biométhane et le méthane fossile : il s’agit de la même molécule, le CH 4 , qui émane de la décomposition naturelle. Les deux sont un puissant GES — l’effet est 25 fois plus grand que celui du CO 2 . La différence : le méthane contenu dans le gaz naturel est habituellement extrait du sous-sol, donc non renouvelable, contrairement au biométhane, qui découle de la valorisation des ordures, lesquelles produisent du méthane en se décomposant dans un milieu sans air. La « beauté » de la biométhanisation consiste à mettre en boîte ce processus méthanogène, dont le produit irait sinon dans la nature. Autrement dit, le biométhane qui s’échapperait normalement de la décomposition des ordures est capté au lieu de polluer, et il vient remplacer le gaz naturel de source fossile.

À l’usine de biométhanisation, les rebuts humides (déchets alimentaires, boues d’usines d’épuration, fumier) sont passés au broyeur. Ce « smoothie » brun et peu ragoûtant est versé dans un « digesteur ». Brassé et chauffé pendant 25 jours, chaque mètre cube de matière organique produit deux choses : environ 130 m3 de biogaz et 450 kilos de digestat solide (une pâte noire qui fait un engrais naturel non odorant). Le biogaz, lui, doit être raffiné pour qu’on puisse en extraire le méthane : il faut en retirer la vapeur d’eau, le CO 2 et divers contaminants, dont le sulfure d’hydrogène (responsable de l’odeur d’œuf pourri des ordures). À l’issue de cette étape de raffinage, on obtient du méthane de qualité gazoduc, pur à 98 % ou 99 %.

« Le truc, c’est de réaliser le tout, en continu, nuit et jour, à un débit de 500 m3 de gaz produit à l’heure », dit Guy Nadeau, ingénieur de production à l’usine de biométhanisation de Saint-Hyacinthe.

le biométhane qui s’échapperait normalement de la décomposition des ordures est capté au lieu de polluer, et il vient remplacer le gaz naturel de source fossile.

Cette usine est la cinquième plus grosse au monde : elle peut produire 13 millions de mètres cubes de gaz par an. L’installation maskoutaine profite des rejets d’Agropur, Liberté, Saputo et autres grands noms de l’agroalimentaire québécois établis à Saint-Hyacinthe. Les rejets de lactosérum (le petit-lait), de vieux yogourts, de laits périmés ou de sauces rancies ont un pouvoir méthanogène très élevé. En comparaison, la ville de Québec, qui utilisera surtout des boues d’épuration et des ordures municipales, produira 25 % moins de gaz que Saint-Hyacinthe à compter de 2021, même si son bassin de population est cinq fois plus grand.

Pour l’instant, l’usine de biométhanisation de Saint-Hyacinthe est encore la seule qui alimente le réseau gazier québécois, car celle de Varennes vend tout son biogaz à l’entreprise voisine, Éthanol Greenfield Québec (dont le procédé de conversion de maïs en éthanol exige beaucoup de chaleur, d’où ses besoins en biogaz). Il en ira autrement du gaz produit avec les 35 000 tonnes d’ordures longueuilloises qui y seront traitées annuellement, à partir de 2023. « Le surplus sera écoulé dans le réseau d’Énergir et ce sera beaucoup plus payant », promet Sylvain Trépanier.

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Du biométhane, il y a bien des manières d’en produire. On peut procéder avec des digesteurs comme à Varennes et à Saint-Hyacinthe. On peut également tout jeter dans un trou et capter les émanations par pompage. Le « digesteur » est alors le lieu d’enfouissement technique (LET), nouvel avatar des dépotoirs d’antan, mais nettement plus contrôlé.

Dans le petit club des biométhaniseurs, ces deux clans rivaux — les usines avec leurs digesteurs d’un côté et, de l’autre, les bons vieux LET — ne se parlent pas beaucoup. Actuellement, les LET produisent de loin la plus grosse quantité de GNR, mais la fin des dépotoirs imposée par Québec change la donne.

« L’enfouissement des matières organiques devait cesser en 2020, mais ça ne sera certainement pas avant 2022, voire 2025 », nuance Luc Turcotte, directeur général d’EBI Énergie, à Saint-Thomas, près de Berthier, le plus gros LET québécois. « Même si on cessait l’enfouissement du jour au lendemain, les LET produiront du biogaz pour encore 30 ans, au moins. »

Depuis 2003, Saint-Thomas produit 32 millions de mètres cubes de GNR par année, soit deux fois et demie le potentiel de Saint-Hyacinthe. Ce gaz, injecté dans le gazoduc Trans Québec & Maritimes, est vendu aux États-Unis. « La Californie paie six fois le prix du Québec ! » dit Luc Turcotte. Le GNR représente la moitié des revenus d’EBI, précise-t-il, le reste provenant de sa douzaine de filiales aux activités diverses — enfouissement, collecte, tri, récupération, etc.

EBI est tombée dans le biométhane un peu par hasard en 1999. Au départ, il s’agissait de réduire les nuisances en captant les émanations de biogaz qui s’échappaient des ordures pour les brûler à la torchère. « C’est quand on a vu la flamme de 12 m qui en sortait nuit et jour qu’on a réalisé qu’on était devant une énergie exploitable, raconte Luc Turcotte. À l’époque, Énergir était très réfractaire, et je comprends : du biométhane, c’était pas mal plus compliqué que du gaz naturel fossile. »

C’est que le gaz naturel d’un réseau doit être pur à 98 % : trop d’impuretés aurait pour effet de réduire la combustion (vapeur d’eau, CO 2 ) ou de corroder la tuyauterie (sulfure d’hydrogène, ammoniac). Les impuretés du gaz naturel fossile s’appellent butane, éthane, propane — rien de bien méchant pour le réseau. Alors que le biogaz qui sort d’un digesteur ou d’un LET, lui, ne contient que de 40 % à 70 % de biométhane ; le reste se compose d’eau, de gaz carbonique, de sulfure d’hydrogène et d’ammoniac, entre autres, des indésirables dans un réseau gazier.

« Il y a 20 ans, personne ne savait raffiner du biogaz au Canada, souligne Luc Turcotte. Ça nous a pris deux ans à convaincre [Énergir et le transporteur Trans Québec & Maritimes] qu’on pourrait contrôler la qualité en continu. »

Énergir n’a plus besoin d’être convaincue. Le GNR est désormais au cœur de sa stratégie à long terme. Il lui permettra de se verdir, en réduisant à la fois son empreinte carbone et sa dépendance aux bassins schisteux des États-Unis et de l’Alberta. Mais pour s’assurer d’avoir assez de gaz, le distributeur devra encourager la production de GNR au Québec. « Notre travail sera d’abord de garantir la capacité de financement des projets », dit le vice-président Martin Imbleau, qui explique qu’Énergir est en train de modifier son modèle d’affaires. « Habituellement, les contrats avec les producteurs gaziers sont à court terme. Mais pour développer la filière du GNR, et permettre aux producteurs québécois d’investir, nous devons proposer des contrats de 15 ou 20 ans. »

À Énergir, on refuse cependant de s’avancer quant au taux de GNR qu’on espère atteindre en 2030. La cible de 2025 (5 % de GNR) est déjà ambitieuse : c’est 23 fois le potentiel de Saint-Hyacinthe !

Toutefois, Martin Imbleau a bon espoir d’atteindre la première cible : 1 % en 2020. D’ici quelques mois, l’usine de Rivière-du-Loup et le LET de Saint-Étienne-des-Grès, en Mauricie, commenceront à injecter leur GNR dans le réseau. Énergir pourra également compter sur la Coop Agri-Énergie Warwick, un regroupement de cinq agriculteurs et une fromagerie des Bois-Francs, qui produira 2,3 millions de mètres cubes dès le printemps 2020.

« C’est une première en son genre au Québec », note Josée Chicoine, directrice du développement agroalimentaire à la Coop Carbone, une coopérative de solidarité vouée à la réduction des GES et qui collabore depuis plusieurs années à la mise en place de cette initiative. « Pour les agriculteurs, le biométhane apporte une diversification des revenus, mais aussi une réduction des GES, des odeurs et de la facture d’engrais de synthèse. »

Afin d’arriver à 5 % de GNR d’ici 2025, il faudra que d’autres villes et d’autres fermes rejoignent le cortège. « Nos gains faciles proviendront de la dizaine de gros LET qui font déjà le captage du gaz et qui, pour la plupart, le brûlent encore à la torchère », dit Mathieu Johnson, directeur de la stratégie et du développement des affaires à Énergir. « Nous allons tenter de les convaincre d’investir dans des procédés de purification du biogaz. »

Énergir aimerait également convaincre les deux gros LET de Terrebonne et de Saint-Thomas de vendre leur GNR au Québec plutôt qu’aux États-Unis. À eux deux, ils produisent l’équivalent de 1,7 % de la consommation québécoise, soit 107 millions de mètres cubes par an — huit fois la capacité de Saint-Hyacinthe ! « Le marché américain est plus payant, c’est vrai, mais ça reste du marché à court terme à l’étranger. Nous, nous offrons de bons contrats à long terme sur le marché local », affirme Martin Imbleau.

Après 2025, Énergir et le gouvernement du Québec comptent miser sur de nouveaux procédés capables de transformer les résidus secs, comme le bois de construction, les résidus forestiers et agricoles, les vieux plastiques et le papier recyclé invendable. En fait, les résidus forestiers (qui incluent les rebuts de construction) représentent la moitié du potentiel de GNR de la province et la quasi-totalité du potentiel de plusieurs régions.

L’une des pionnières est Enerkem, une entreprise fondée à Sherbrooke en 2000. Alors que les digesteurs de Varennes et de Saint-Hyacinthe travaillent avec du mouillé, Enerkem travaille avec du sec. Son procédé repose sur la gazéification. À l’entrée, le matériau est cuit à petit feu. Il en sort un « gaz de synthèse », un mélange de monoxyde de carbone (CO) et d’hydrogène, que l’on synthétise ensuite en méthane, ou en divers produits comme l’éthanol, le méthanol, etc. « Ça marche aussi bien avec le plastique qu’avec le bois », dit Michel Chornet, premier vice-président d’Enerkem, qui négocie présentement pour installer à Varennes une usine qui sera beaucoup plus grosse que son usine-pilote de Westbury, en Estrie. « Actuellement, il est plus simple et plus payant pour nous de produire de l’éthanol, mais il serait tout à fait possible de faire du biométhane. »

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Depuis 10 ans, le gouvernement souhaite remplacer l’enfouissement des déchets organiques par le compostage et la biométhanisation industrielle — qui comportent chacun leur lot d’inconvénients. Le compostage consiste à brasser les rebuts à l’air pour produire une sorte de terreau. La présence d’air fait que le procédé dégage peu de méthane. C’est le choix de la plupart des municipalités. Ça ne coûte pas cher, mais ça ne vaut pas cher non plus : il faut gérer les odeurs, la collecte et le tri, et trouver quoi faire de ce compost de qualité aléatoire.

Quoique plus séduisante sur papier, la biométhanisation, elle, a tardé à se mettre en place. Une usine de biométhane, c’est compliqué à exploiter, ça coûte cher, et avant 2017, les débouchés du biogaz étaient rares. Les trois seules installations qui ont vu le jour en 10 ans — à Saint-Hyacinthe, Varennes et Rivière-du-Loup — ont évolué au petit bonheur la chance.

En 2010, l’usine de Saint-Hyacinthe ne devait être qu’une petite installation de biométhanisation des boues de l’usine d’épuration. Elle ne visait qu’à économiser sur la facture d’enfouissement. En 2014, elle est devenue une installation beaucoup plus grosse, traitant les résidus de nombreuses villes et industries, mais le biogaz était simplement brûlé sur place à la torchère. Ce n’est qu’en 2017, après avoir investi dans la purification, que l’usine est devenue une source de GNR raccordée au gazoduc.

À Rivière-du-Loup, ce fut toute une aventure. Cette installation, dont l’idée remonte à 2009, est en fait un hybride : les deux tiers du gaz proviennent du LET de Cacouna, et l’autre tiers est produit en digesteur à partir des bacs bruns. Au départ, cette usine située à 150 km du gazoduc le plus proche, en service depuis 2016, produisait du gaz naturel liquéfié. Ce marché n’a jamais décollé. En 2019, ses promoteurs l’ont réorientée vers le GNR — un investissement additionnel de 2,3 millions de dollars. Entre-temps, plusieurs problèmes techniques ont forcé l’arrêt fréquent de la production. « C’est le défi d’être les premiers », dit Michel Lagacé, maire de Saint-Cyprien et président de la Société d’économie mixte d’énergie renouvelable (SÉMER) de la région de Rivière-du-Loup, propriétaire de l’usine. « Ceux qui vont nous suivre n’auront pas ces problèmes-là. »

Le gros de l’équipement de biométhanisation vient d’Europe et il n’est pas toujours adapté au climat québécois. C’est évident quand on visite l’usine de Saint-Hyacinthe, où tout est à l’air libre. Les conduites autour des réservoirs sont toutes bosselées : la faute des stalactites de glace, qui s’accumulent sur le dessus des digesteurs non isolés et qui se décrochent avec le temps doux. « L’hiver 2019 a été tellement froid qu’un purificateur a gelé, ce qui nous a forcés à “torcher” notre production pendant plusieurs semaines », déplore Guy Nadeau.

Il y a tout un savoir-faire à bâtir, convient Mathieu Johnson, d’Énergir. « En Europe, il y a 12 000 biodigesteurs. Au Québec, même pas 10. » Pendant presque deux années de rodage, l’usine de Saint-Hyacinthe pouvait voir sa production quotidienne varier du simple au double. Elle produit désormais de façon régulière 4,3 millions de mètres cubes en un quart de travail, soit le tiers de sa capacité théorique, et un second quart de travail est en train d’être mis sur pied.

« Énergir va devoir se montrer tolérante avec ses partenaires, car les quantités de biométhane livrées ne sont pas constantes, surtout au début. Toute la filière est en apprentissage », dit Martin Imbleau, qui veille depuis 1996 au développement d’Énergir.

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La « qualité » des rebuts ménagers est, de loin, le plus gros problème des usines de biométhanisation. À Saint-Hyacinthe, les bacs bruns ne devraient contenir que les rebuts putrescibles, sauf que les citoyens y jettent n’importe quoi. « Branchages, béton, souches, boules de billard », énumère Guy Nadeau, ingénieur de production à l’usine de biométhanisation de Saint-Hyacinthe. Devant le manque de discipline, les bacs bruns des villes participantes (dont Saint-Hyacinthe) sont envoyés au compostage en attendant qu’une solution soit trouvée.

« Les bacs bruns, c’était 10 % du volume, mais 90 % des problèmes », dit Brigitte Massé, directrice des communications à la Ville de Saint-Hyacinthe. « Nos bacs bruns sont trop gros. Les gens sont tentés de tout y mettre. Il nous faut des bacs plus petits, mais on ne pourra pas les changer avant que se terminent nos contrats de collecte actuels. » Les premiers viendront à échéance en 2020, mais l’ensemble prendra du temps : 23 villes sont impliquées.

À Varennes, où les rebuts ménagers représentent 100 % des intrants, on fonctionne autrement. « On a une politique d’acceptation très large. On prend les fleurs, les couches, les napperons », dit Martin Damphousse, maire de Varennes et président de la Société d’économie mixte de l’est de la couronne sud (SÉMECS), copropriétaire à 51 % de l’usine — en partenariat avec Biogaz EG, une coentreprise qui réunit Éthanol Greenfield et le Groupe Valorrr, de Portneuf (fondé par Sylvain Trépanier).

Le directeur du centre de biométhanisation explique que la SÉMECS a investi dans divers procédés automatiques de traitement des corps étrangers, tant légers que lourds, gros ou petits — souvent aussi minuscules que des grains de sable. L’entreprise embauche même une agronome dont le travail consiste à contrôler la qualité du digestat, principal sous-produit de l’usine avec le biogaz. « Le digestat a la qualité du fumier de poulet », affirme Sylvain Trépanier, en tenant une grosse poignée encore tiède de l’espèce de pâte noire sortant du pressoir. « C’est un excellent amendement. Mais si les agriculteurs se mettent à voir du plastique ou du verre là-dedans, ils n’en voudront plus. »

L’autre gros obstacle à la biométhanisation, c’est l’argent. Le biométhane, comme l’argent, n’a pas d’odeur, mais il coûte cher. Pour développer l’ensemble de la filière du GNR d’ici 2030, il en coûtera 20 milliards de dollars d’investissements largement subventionnés, plus 1,8 milliard de dollars par an en frais d’exploitation, selon une étude d’Aviseo Conseil, une société-conseil en stratégie et en économie. À ce prix, on construirait 80 LET qui pourraient produire du biométhane jusqu’au milieu du XXIIIe siècle. Un LET de la taille de celui d’EBI à Saint-Thomas coûte 250 millions de dollars ; il peut recevoir des ordures durant 30 ans et produire du GNR pendant 30 ans de plus.

À Québec, le nouveau centre de biométhanisation coûtera 190 millions, une somme incluant le centre de tri de 50 millions de dollars. Même avec les revenus annuels de 5 millions de dollars générés par le gaz, l’usine de Québec devra être subventionnée à hauteur de 60 millions. Et cela ne touche que certaines matières putrescibles ; le reste, comme les feuilles ou les branchages, il faudra toujours le composter ou l’enfouir !

Après bien des atermoiements, Montréal a annoncé en août 2019 la construction d’une première usine de biométhanisation, qui sera en service en 2022. Le coût annoncé, 130 millions de dollars, est presque le double de celui qui était prévu il y a cinq ans. Cette augmentation s’explique de plusieurs façons. Les entreprises qui savent construire ce genre d’usine sont très sollicitées actuellement, ce qui pousse les honoraires à la hausse — la Ville n’a reçu qu’une seule soumission à son appel d’offres.

Comme presque tous les autres centres de biométhanisation, celui de Montréal avait d’abord été envisagé du temps où il n’existait pas de débouchés pour le biogaz. Mais pour profiter du nouveau marché, il faut investir davantage dans des procédés de raffinage afin de produire un méthane de qualité gazoduc, ce qui fait monter la facture.

De leur côté, les villes pionnières comme Varennes, Rivière-du-Loup et Saint-Hyacinthe ont maintenu des coûts très bas parce qu’elles ont tout fait en « régie interne ». Ce sont elles qui ont réalisé les plans, embauché leurs consultants, leurs entrepreneurs, commandé les machines. « Nous avons pris les risques et nous avons dû faire toutes sortes d’acrobaties pour maîtriser les coûts », dit Michel Lagacé, le maire de Saint-Cyprien et président de la Société d’économie mixte d’énergie renouvelable (SÉMER) de la région de Rivière-du-Loup. « Si une ville demande un projet clés en main, l’entrepreneur va demander plus cher pour réduire son risque. »

Outre les problèmes techniques déjà évoqués, la biométhanisation hors des LET comprend nombre d’inconnues, pour lesquelles les estimations sont encore très schématiques. Le prix du GNR restera-t-il longtemps quatre fois supérieur au prix du gaz fossile ? Les procédés de gazéification seront-ils viables économiquement ? Est-on devant un effet de mode — la carboneutralité à tout prix — ou devant une tendance qui se maintiendra 15 ou 20 ans ?

Luc Turcotte, le patron d’EBI Énergie, juge qu’il n’est pas rentable de vouloir faire la biométhanisation des rebuts organiques municipaux en dehors d’un LET, parce qu’il est très difficile de contrôler ce qui entre. « La biométhanisation en usine, c’est hyper-subventionné et ce n’est pas viable à long terme, surtout que les LET font déjà la captation des gaz », dit l’ingénieur, qui avec son équipe expérimente actuellement une nouvelle méthode d’extraction du méthane : au lieu de mélanger les ordures, ils concentrent les ordures organiques dans des cellules, où elles sont stimulées par brassage et enzymes. Ils pensent pouvoir arriver à produire du gaz de manière plus rapide qu’un LET traditionnel.

Québec a choisi son camp et veut accorder la priorité aux usines. Le patron d’EBI Énergie et d’autres gestionnaires de LET n’ont pas l’intention de baisser les bras. « On espère que le gouvernement, avant d’investir un demi-milliard dans des usines de biométhanisation, va nous laisser le temps de montrer qu’un LET peut faire la biométhanisation aussi proprement et pour beaucoup moins cher. »

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