CAR­BU­RER AUX DE­CHETS

Et si on trans­for­mait nos or­dures en éner­gie re­nou­ve­lable ? C’est le pa­ri de plus en plus de mu­ni­ci­pa­li­tés qué­bé­coises qui pro­duisent du gaz na­tu­rel à par­tir de leurs dé­chets. Une pe­tite ré­vo­lu­tion s’amorce, une pou­belle à la fois !

L’actualité - - LEADERS DE LA CROISSANCE 2019 -

TOUT

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

En bor­dure de la route Ma­rieVic­to­rin, 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 SaintHya­cinthe 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, vi­ce­pré­sident 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-desG­rès (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 CH4, qui émane de la dé­com­po­si­tion na­tu­relle. Les deux sont un puis­sant GES — l’ef­fet est 25 fois plus grand que ce­lui du CO2. 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 CO2 et di­vers conta­mi­nants, dont le sul­fure d’hy­dro­gène (res­pon­sable de l’odeur d’oeuf 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.

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 SaintHya­cinthe. 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 35000 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.

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 ÉtatsU­nis. « 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, CO2) 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.

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.

« 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 coeur 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 AgriÉ­ner­gie 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. »

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. En­tre­temps, 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 12000 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.

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 SaintHya­cinthe) 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 SaintHya­cinthe. « 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 sous­pro­duit 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 SaintCy­prien 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 se­ron­tils 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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