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Etude bibliographique, technique,
économique sur l’épuration du
biogaz
Rapport de stage de fin d’étude
Spécialité ...
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Remerciements
Tout d’abord, je souhaiterais remercier l’entreprise Régaz-Bordeaux pour m’avoir confié cette étude
alors,...
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Sommaire
Remerciements ....................................................................................................
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3.6 La réalisation de Business plan........................................................................................
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Table des figures
Figure 1 : Actionnariat de Régaz.........................................................................
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Table des tableaux
Tableau 1 : Composition indicative des différents biogaz…………………………………………..16
Tableau 2 : Spécificatio...
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Glossaire
ADEME : Agence De l’Environnement et de la Maitrise de l’Energie
CAPEX : Capital Expenditure : désignation des...
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Résumé
L’injection de biométhane et donc l’épuration du biogaz associée, est un marché très jeune. En France,
il est règ...
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Abstract
Biogas Upgrading is a young market in France. It has been regulated since the end of 2011. The
benefits of gree...
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1. Présentation de l’entreprise
1.1 L’Histoire de Régaz-Bordeaux
C’est en 1919 que le conseil municipal de Bordeaux déc...
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Figure 2 : Les filiales de Régaz-Bordeaux
1.3 La filière gaz
Pour bien comprendre le domaine d’activité de Régaz-Bordea...
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gestion du réseau de transport, TIGF ne s’occupant que du Sud-Ouest de la France, laissant le reste à
GRTgaz. Le monopo...
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Le type de canalisation dépend de la pression du réseau. Il
existe trois matériaux de conduite sur le réseau de Régaz.
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Introduction
De par ses attraits en matière de développement durable, la filière biogaz, avec notamment sa
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prétention de rendre Régaz-Bordeaux expert dans l’épuration du biogaz, mais de leur donner des outils
utiles pour leur ...
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2 Bibliographie
2.1 Qu’est-ce que le biogaz ?
Le biogaz est un gaz produit par fermentation anaérobie de la matière org...
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2.2 La valorisation du biogaz
Comme indiqué dans le tableau 1, le composé majoritaire du biogaz est le méthane. Le méth...
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organiques est renouvelable et substituable aux énergies non renouvelables. La valorisation de ce
biogaz sous forme de ...
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En cas d’augmentation des capacités disponibles, l’attribution de ces nouvelles capacités est proposée
aux porteurs de ...
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biométhane au prix réglementé, il y a création d’une garantie d’origine sur le registre national. Cette
garantie d’orig...
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2.4.5 Les spécifications du biométhane
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2.5 Les composantes de l’épuration du biogaz
Si l’on compare le tableau 1 (page 16) avec le tableau 2 (page 21), on com...
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Figure 6 : Les différentes formes du soufre dans un digesteur (9)
L’équilibre existant entre ces réactions est régulée ...
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diminuer conséquemment la concentration en H2S(g) à l’intérieur même du digesteur. Pour cela il
existe deux techniques ...
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2.5.1.3 La désulfuration fine
On appelle désulfuration fine les méthodes qui permettent d’abaisser la concentration en ...
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de l’ordre de 0.5 %. Pour ce qui est de l’eau, 70 % d’humidité relative est satisfaisant. Par contre, le
biogaz ne doit...
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Figure 7 : Schéma de déshydratation du biogaz
La compression et le refroidissement du biogaz sont souvent liés par un c...
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2.5.3.1.1 Le lavage à l’eau
Dans le cas du biogaz, les composés se dissolvent dans l’eau du plus facilement ou plus dif...
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Si la haute capacité et la forte sélectivité de la solution aux amines se révèlent être un avantage lors de
la phase d’...
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quantité de gaz non stocké dans les pores va sortir du compartiment en premier. Ce gaz est équivalent
à du biogaz en co...
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Figure 8 : Schéma de principe d'une membrane
La sélectivité des membranes n’étant pas de 100 %, une petite partie du mé...
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2.5.4.1 Les composés organiques volatils
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3 Méthodologie
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- Les aides sont assimilées comme acquises dès le début du projet et font donc parties des
capitaux propres. ;
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  1. 1. qzsrzer Etude bibliographique, technique, économique sur l’épuration du biogaz Rapport de stage de fin d’étude Spécialité Génie Biochimique INSA Toulouse Régaz-Bordeaux QUINTIN Florian Du 01/03/16 au 31/08/16 Responsable INSA : Philippe Schmitz Responsable entreprise : Didier Jules
  2. 2. 1 Remerciements Tout d’abord, je souhaiterais remercier l’entreprise Régaz-Bordeaux pour m’avoir confié cette étude alors, qu’initialement, je n’étais pas un expert dans l’épuration du biogaz. J’ai ainsi pu monter en connaissance dans ce domaine auquel je porte un réel intérêt et confirmer mon projet professionnel. Je tiens à remercier particulièrement mon maitre de stage, Didier Jules, pour toute l’aide et l’attention qu’il m’a apportées durant ce stage. Il m’a donné les outils nécessaires à la réalisation de mon étude mais également des informations propres à ma culture personnelle. Je le remercie également, avec Monsieur Alves, pour la confiance qu’ils m’ont accordée et l’autonomie qu’ils m’ont laissée durant ce stage. Ils m’ont permis d’assister à des réunions, forums, à Paris, à Strasbourg, où j’ai pu confronter les différents points de vue des acteurs du marché et comprendre en profondeur les enjeux de la filière biométhane. Je tiens à remercier mes collègues de bureau Xavier Larquet et Corinne Mayol pour leur sympathie et leur disponibilité. Plus généralement, je tiens à remercier tout le personnel de Régaz-Bordeaux pour leur accueil et leur sympathie, ce qui a rendu mon stage non seulement enrichissant, mais agréable et me fait dire que cette entreprise me manquera. C’est avec grand plaisir que j’ai réalisé ces six mois de stage au cours desquels j’ai pu confirmer mon projet professionnel.
  3. 3. 2
  4. 4. 3 Sommaire Remerciements ............................................................................................................................. 1 Sommaire ..................................................................................................................................... 3 Table des figures........................................................................................................................... 5 Table des tableaux......................................................................................................................... 6 Glossaire ...................................................................................................................................... 7 Résumé ........................................................................................................................................ 8 Abstract........................................................................................................................................ 9 1. Présentation de l’entreprise....................................................................................................10 1.1 L’Histoire de Régaz-Bordeaux.......................................................................................10 1.2 Les filiales de Régaz-Bordeaux......................................................................................10 1.3 La filière gaz.................................................................................................................11 1.4 Le réseau de distribution ................................................................................................12 Introduction.................................................................................................................................14 2 Bibliographie........................................................................................................................16 2.1 Qu’est-ce que le biogaz ? ...............................................................................................16 2.2 La valorisation du biogaz...............................................................................................17 2.3 Les avantages de la filière biogaz ...................................................................................17 2.4 Le contexte réglementaire de l’injection de biométhane sur le réseau................................18 2.4.1 Les intrants autorisés..............................................................................................18 2.4.2 Les capacités allouées et la règle du premier arrivé, premier servi .............................18 2.4.3 Le tarif d’achat du biométhane................................................................................19 2.4.4 Les garanties d’origine ...........................................................................................19 2.4.5 Les spécifications du biométhane ............................................................................21 2.5 Les composantes de l’épuration du biogaz.......................................................................22 2.5.1 La désulfuration du biogaz......................................................................................22 2.5.2 La déshydratation du biogaz ...................................................................................26 2.5.3 La décarbonation du biogaz ....................................................................................27 2.5.4 L’élimination de composés traces indésirables .........................................................31 3 Méthodologie .......................................................................................................................33 3.1 La définition de cas typiques ..........................................................................................33 3.2 La demande de devis .....................................................................................................33 3.3 Les critères de performance des procédés........................................................................33 3.4 Les critères importants pour le choix d’une technologie d’épuration .................................34 3.5 La notion de coûts .........................................................................................................34
  5. 5. 4 3.6 La réalisation de Business plan.......................................................................................35 3.7 Les autres critères économiques .....................................................................................36 3.7.1 Le Taux de Rentabilité Interne (TRI).......................................................................36 3.7.2 La valeur actuelle nette (VAN) ...............................................................................36 3.7.3 Le coût d’épuration ................................................................................................36 3.7.4 Les produits d’exploitation .....................................................................................37 3.7.5 Les charges d’exploitation ......................................................................................37 3.7.6 Le Résultat d’Exploitation (REX)............................................................................37 3.7.7 Les outils statistiques utilisés pour l’analyse des résultats .........................................37 4 Résultats de l’étude et discussions..........................................................................................39 4.1 Les critères de performances et de choix des technologies................................................39 4.1.1 La disponibilité ......................................................................................................39 4.1.2 Les pertes en méthane ............................................................................................39 4.1.3 La consommation électrique ...................................................................................39 4.1.4 Le traitement de l’offgaz.........................................................................................40 4.1.5 La valorisation du bioCO2.......................................................................................40 4.1.6 La flexibilité et maniabilité du procédé....................................................................40 4.1.7 La robustesse.........................................................................................................41 4.1.8 Les besoins en chaleur............................................................................................41 4.1.9 L’élimination de l’O2 et du N2.................................................................................42 4.2 Discussion sur le choix de la technologie ........................................................................42 4.3 L’étude économique ......................................................................................................43 4.3.1 Les résultats économiques pour le cas 1...................................................................43 4.3.2 Les résultats économiques pour le cas 2...................................................................44 4.3.3 Les résultats économiques pour le cas 3...................................................................44 4.3.4 Analyse sur les résultats économiques .....................................................................44 4.4 Discussion sur l’étude économique .................................................................................45 5 Conclusion ...........................................................................................................................48 Références bibliographiques .........................................................................................................49 Annexe I Calculateur du tarif d’achat du biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel relatif à l’arrêté du 23 Novembre 2011.......................................................................................................51 Annexe II Tableau de résultat de l’étude économique avec données devis ........................................52 Annexe III Tableau de résultat de l’étude économique avec performances dégradées........................53 Annexe IV Tableau de résultat de l’étude économique avec performances dégradées et le prix d’achat du biogaz descendu de 2 %...........................................................................................................54
  6. 6. 5 Table des figures Figure 1 : Actionnariat de Régaz...................................................................................................10 Figure 2 : Les filiales de Régaz-Bordeaux......................................................................................11 Figure 3 : Plan du réseau de distribution de Régaz-Bordeaux ..........................................................12 Figure 4 : Le réseau de distribution en chiffre ................................................................................13 Figure 5 : Mécanisme de financement de la filière biométhane ........................................................20 Figure 6 : Les différentes formes du soufre dans un digesteur .........................................................23 Figure 7 : Schéma de déshydratation du biogaz ..............................................................................27 Figure 8 : Schéma de principe d'une membrane..............................................................................31 Figure 9 : Modélisation des coûts d’épuration et représentation des cas traités..................................47
  7. 7. 6 Table des tableaux Tableau 1 : Composition indicative des différents biogaz…………………………………………..16 Tableau 2 : Spécifications du biométhane injecté sur le réseau de Régaz-Bordeaux………………21 Tableau 3 : Récapitulatif des critères de choix pour les technologies d’épuration…………………38
  8. 8. 7 Glossaire ADEME : Agence De l’Environnement et de la Maitrise de l’Energie CAPEX : Capital Expenditure : désignation des coûts d’investissement CET : Centre d’Enfouissement Technique CH4 : méthane COV : composés organiques volatils CRE : Commission de Régulation de l’Energie CRIGEN : Centre de recherche et d’innovation sur le gaz et les énergies nouvelles, filiale d’Engie TICGN : Taxe Intérieur de Consommation sur le Gaz Natural ENR : Energie renouvelable GES : Gaz à Effet de Serre GO : Garanties d’Origine GNV : Gaz Naturel Véhicule GNL : Gaz Naturel Liquéfié GrDF : Gaz Réseau Distribution France GT injection biométhane : groupe de travail, piloté par l’ADEME et GrDF regroupant tous les acteurs de la filière, qui vise à établir les règles techniques dans le but de permettre l’émergence et le développement d’une filière biométhane pérenne H2O : eau H2S : hydrogène sulfuré ICPE : Installation Classée pour la Protection de l’Environnement INRS : Institut National de Recherche et de Sécurité N2 : diazote O2 : dioxygène OPEX : Operationnal Expenditure : désignation des coûts d’opération PCI : Pouvoir Calorifique Inférieur PCS : Pouvoir Calorifique Supérieur PSA : Pressure Swing Adsorption : Adsorption modulée sous pression (procédé d’adsorption continu) TIGF : Transport Infrastructure Gaz de France SER : Syndicat des Energies Renouvelables SPEGNN : Société Professionnelle des Entreprises Gazières non nationalisés STEP : Station d’épuration des eaux usées
  9. 9. 8 Résumé L’injection de biométhane et donc l’épuration du biogaz associée, est un marché très jeune. En France, il est règlementé depuis seulement la fin de l’année 2011. Les avantages en matière de développement durable et d’environnement de la filière biométhane, lui assurent de jouer un rôle important dans la transition énergétique de ce XXIème siècle. Les politiques incitatives, visant à lancer la filière en France, font que le marché est en croissance rapide. Au début de l’été 2016, 19 sites injectent du biométhane en France et plus d’une centaine sont en construction ou en phase finale de financement. L’épuration du biogaz peut se décomposer en quatre composantes à savoir : la désulfuration, la déshydratation, la décarbonation et éventuellement l’élimination de composés traces indésirables. Tous les procédés, en mettant en place ces quatre étapes, doivent permettre, à partir d’un biogaz, d’obtenir du biométhane aux spécifications des gestionnaires de réseaux de gaz. Il est souvent nécessaire et avantageux de désulfurer grossièrement le biogaz en ajoutant des sels ou de l’oxygène à l’intérieur même du digesteur mais la désulfuration finale se réalise tout le temps par adsorption sur filtres de charbon actif. Tous les procédés se servent également de la compression et du refroidissement du biogaz pour récupérer les condensats et déshydrater le biogaz. La différence entre les procédés d’épuration repose sur la technologie utilisée pour la composante principale qu’est la décarbonation. Les technologies d’absorption comme le lavage à l’eau ou le lavage aux amines, la technologie d’adsorption modulée sous pression (PSA) et les technologies membranaires se partagent le marché. La technologie de la cryogénie commence également à se positionner sur le marché. Différents industriels sont sur le marché et proposent chacun leur propre procédé clé en main. Les procédés matures sont garantis pour une durée effective de fonctionnement supérieure à 8500 heures annuelles. Sur les pertes en méthane annoncées des procédés, on peut classer dans l’ordre croissant la cryogénie, le lavage aux amines, la technologie membranaire, le lavage à l’eau, la technologie PSA. D’autres critères sont importants dans le choix de la technologie. La technologie PSA est la seule à séparer l’O2 et le N2 du CH4. Le lavage à l’eau dilue le CO2 de l’offgaz avec l’air et ne permet pas de le valoriser sous forme de bioCO2. Certains procédés PSA mettent en place une valorisation de l’offgaz en chaudière. Le lavage aux amines n’a pas besoin d’un biogaz sous pression et donc présente une consommation électrique faible mais elle consomme de la chaleur pour la régénération du solvant. Les problématiques de chaleur propre au projet sont à prendre en considération puisque dans de nombreux cas une récupération de chaleur est possible sur le procédé. La technologie membranaire est modulaire et donc très flexible. Le lavage à l’eau et PSA sont robustes. Les business plans, réalisés pour chaque offre, donnent les critères économiques associés à un projet d’épuration de biogaz. Cette étude économique a permis de dégager des coûts d’épuration. Pour les différents projets traités, le montant du prix d’achat du biogaz est calculé afin que l’investissement d’épuration soit rentable pour une entité qui achète du biogaz et vend du biométhane. Une modélisation des coûts d’épuration en fonction de la quantité de biométhane injectée a pu être réalisée.
  10. 10. 9 Abstract Biogas Upgrading is a young market in France. It has been regulated since the end of 2011. The benefits of green gas in term of circular economy, sustainable development and environment assure that this sector will have an important part in the energy transition of our XXIst century. Since the sector is subsidized, biogas upgrading market is developing very fast in France. At the beginning of the summer of 2016, nineteen plants inject green gas on the natural gas grid and a hundred are in construction or in the end of funding. Biogas upgrading consists in removing hydrogen sulphide, water, carbon dioxide and unwanted traces compounds from biogas to allow biomethane injection in gas grids. There are several methods to eliminate hydrogen sulphide but the final one to reach very low concentration is always by using carbon molecular sieves. All processes involve compression and cooling system to eliminate water. The difference between upgrading processes is the technology used to eliminate carbon dioxide. Water scrubbing, chemical scrubbing, pressure swing adsorption and membranes are sharing the market. Cryogenic upgrading is also a developing technology. Tens of companies develop the whole process to upgrade biogas. Mature processes guarantee an effective time of work superior to 8500 hours per year. A trend is seen on the methane loss of the process. From the lower to the bigger, there is cryogenic upgrading, amine scrubbing, membranes, water scrubbing and pressure swing adsorption (PSA). There are other important parameters for the choice of the technology. For example, PSA is the only one able to eliminate oxygen and nitrogen. Water scrubbing does not allow the valorization of the carbon dioxide in the offgas. Some PSA allow to produce heat by burning the offgas in a burner low power. Some processes produce more or less heat whereas others consume it and the choice depends on the heat requirement of each project. Business plans, made for each estimate, give the economic criteria associated with an upgrading biogas project. This economic study show the upgrading cost for projects of different capacity. The price of biogas is calculated to have a profitable investment in biogas upgrading, for a company buying biogas and selling biomethane. A modelisation of these costs shows the limit of the profitability for a small capacity upgrading project.
  11. 11. 10 1. Présentation de l’entreprise 1.1 L’Histoire de Régaz-Bordeaux C’est en 1919 que le conseil municipal de Bordeaux décide de la création de la Régie Municipale du Gaz et de l’Électricité de Bordeaux (RMGEB). En 1946, lorsque les pouvoirs publics décident de nationaliser le gaz et l’électricité en créant GDF et EDF, la Régie conserve son statut de Régie municipale. Dix ans après, la ville de Bordeaux cède la concession électrique à EDF. En 1990, l’agglomération Bordelaise décide d’associer à la Régie de nouveaux partenaires aussi bien privés que publics. Le 11 juillet 1991, la Régie devient une Société Anonyme d’Economie Mixte Locale au capital de 38 000 000 euros, se dénommant Régaz-Bordeaux. Les principaux actionnaires sont : L’agglomération Bordeaux Métropole (51.2 %) Cogac (groupe Engie 24 %) Ofi Infravia (groupes Macif et Matmut - 24 %) Des Collectivités locales, la Caisse d’Epargne la CCIB et organismes HLM (0.8 %). Régaz-Bordeaux emploie actuellement 341 salariés et assure la gestion du Réseau de Distribution de Gaz naturel sur le territoire de Bordeaux et ses alentours. (1) 1.2 Les filiales de Régaz-Bordeaux Régaz-Bordeaux s’est diversifiée en créant trois filiales qui lui permettent de sortir de son seul rôle de gestionnaire de réseau. La filiale Mixener a permis à Régaz de se diversifier dans les réseaux de chaleur. En effet, Mixener est spécialisée dans l’étude, la conception, l’exploitation de réseaux de chaleur. Neomix méthanisation est une filiale créée en Mai 2014 pour que le groupe se diversifie dans le biogaz. Cette filiale s’est associée avec une entreprise experte en méthanisation et des sociétés agricoles dans le cadre d’un projet de méthanisation agricole sur le territoire bordelais. La troisième filiale est la plus connue puisqu’elle se dénomme « Gaz de Bordeaux ». Elle a été créée en 2008 suite à la loi de 2007 sur la libre concurrence du marché de l’énergie, pour séparer l’activité fournisseur de gaz que réalise aujourd’hui Gaz de Bordeaux de l’activité gestionnaire de réseau que gère Régaz-Bordeaux. Bordeaux Métropole 51,2 % Cogac 24% OFI-InfraVia 24 % Collectivités locales, laCaisse d’Epargne, laCCIB, lesorganismes HLM 0,8 % Actionnariat Régaz-Bordeaux Figure 1 : Actionnariat de Régaz
  12. 12. 11 Figure 2 : Les filiales de Régaz-Bordeaux 1.3 La filière gaz Pour bien comprendre le domaine d’activité de Régaz-Bordeaux, il faut avoir une vue d’ensemble sur la filière gaz. Les producteurs de gaz sont au tout début de la chaîne puisqu’ils extraient le gaz naturel de ces gisements et le rendent propre à la consommation. Il faut savoir que le gaz consommé en France provient essentiellement de Norvège (38 %), Russie (12 %), Pays-Bas (11 %) et Algérie (9 %) par le biais de contrats à long terme. Le gaz est acheminé en France essentiellement par des gazoducs. De grands bateaux qui transportent du méthane liquéfié - les méthaniers- peuvent également acheminer ce gaz dans les grands ports de France. (2) Les gestionnaires de réseau, quant à eux, acheminent le gaz du lieu de production au lieu de consommation. Il existe 2 types de réseaux : - Le réseau de transport : il se compose des grandes « autoroutes » qui répartissent le gaz dans les différentes régions françaises et alimentent les différents réseaux de distribution ; - Les réseaux de distribution : ils acheminent le gaz dans les différentes communes d’un territoire et au sein même d’une commune, jusqu’au point de consommation. Les principales missions des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution sont d’acheminer le gaz jusqu'aux clients, pour le compte des fournisseurs et d’exploiter, entretenir, développer les réseaux, en maintenant un niveau de qualité et de sûreté élevé. Les missions des gestionnaires de réseaux ne rentrent pas dans le champ de la concurrence c’est-à-dire que le gestionnaire possède le monopole sur le réseau d’une zone géographique donnée via un contrat de concession négocié avec les mairies pour une longue durée. GRTgaz et TIGF se partagent la
  13. 13. 12 gestion du réseau de transport, TIGF ne s’occupant que du Sud-Ouest de la France, laissant le reste à GRTgaz. Le monopole du réseau de distribution est concédé sur 96 % du marché à GrdF mais à certains endroits, est resté un gestionnaire de distribution local issu d’une ancienne régie de gaz comme Régaz-Bordeaux ou Réseau Gaz Distribution Strasbourg, qui représentent chacun environ 2 % des 11 millions de consommateurs français de gaz. Les fournisseurs de gaz, quant à eux, achètent le gaz au producteur, paient les redevances d’acheminement aux gestionnaires de réseau pour le transport et la distribution puis le vendent aux consommateurs. Cette activité est ouverte à la concurrence depuis 2007. La loi permet donc à Gaz de Bordeaux de vendre du gaz en dehors de son propre territoire. De même, tous les fournisseurs comme, Engie ou Gazprom, peuvent vendre du gaz sur le territoire de Bordeaux. 1.4 Le réseau de distribution Régaz-Bordeaux assure donc la sécurité, la qualité et la continuité de la livraison de gaz sur son réseau. Pour cela, elle réalise des études, des travaux dont les frais sont couverts par le tarif d’acheminement que paient les fournisseurs au gestionnaire de réseaux. Ces tarifs sont régulés par la CRE. Le réseau de distribution de Régaz-Bordeaux se résume en : - 1200 km2 de superficie - 46 communes desservies couvrant 72 % de la population girondine - 3311 km de canalisations Alimentée à partir du réseau de transport exploité par TIGF, au travers de sept postes de livraison, Régaz-Bordeaux dessert l’ensemble de ses clients par l’intermédiaire d’un réseau de distribution structuré selon trois niveaux fonctionnels :  Le réseau primaire, dit réseau MPC (moyenne Pression type C – pression < 25 bar) qui assure le transit du gaz vers les différentes concessions de distribution publique ;  Le réseau secondaire, dit réseau MPB (Moyenne pression type B – pression < 4 bar) qui assure une fonction de transit du gaz vers les réseaux tertiaires situés en aval, ainsi qu’une fonction de desserte des clients finals ;  Le réseau tertiaire qui a pour unique fonction la desserte des clients finals. Il est composé des réseaux MPB de petits diamètres et de l’ensemble des canalisations exploitées en basse pression (< 20 mbar). Figure 3 : Plan du réseau de distribution de Régaz-Bordeaux
  14. 14. 13 Le type de canalisation dépend de la pression du réseau. Il existe trois matériaux de conduite sur le réseau de Régaz. L’acier est posé exclusivement sur le réseau MPC car les pressions supérieures à 10 bars ne permettent pas d’autre alternative. Les conduites en acier nécessitent un important système de sécurité de protection cathodique. Le polyéthylène est posé sur le réseau MPB, il est également utilisé lors des modifications sur le réseau basse pression. La fonte est caractéristique des anciennes canalisations du réseau basse pression antérieures à 1990. Lorsqu’il y a des rénovations à faire sur ce réseau, elle est remplacée par du polyéthylène. De manière générale, Régaz-Bordeaux a engagé depuis plusieurs années un ambitieux programme de renouvellement des canalisations fonte en polyéthylène. Figure 4 : Le réseau de distribution en chiffre (année 2010)
  15. 15. 14 Introduction De par ses attraits en matière de développement durable, la filière biogaz, avec notamment sa composante injection de biométhane sur les réseaux de gaz, se place au cœur de la transition énergétique. Les réseaux de gaz, qui maillent déjà le territoire européen, associés à l’important gisement de ressource organique mobilisable pour la production de biogaz, peuvent devenir un véritable vecteur de gaz renouvelable. C’est en ce sens que s’orientent les différentes politiques. A l’échelle européenne, le projet Greengasgrids financé par le programme Energie Intelligente pour l’Europe, a pour but de stimuler le marché européen du biométhane en promouvant le biométhane auprès des décideurs nationaux et européens, en transférant le savoir-faire des pays précurseurs aux pays en démarrage et en trouvant des solutions aux barrières du marché. (3) A l’échelle nationale, la Ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, a fixé, lors du colloque national biomasse de juillet 2014, l’objectif de 10 % de gaz renouvelable dans les réseaux français pour 2030. (4) A l’échelle régionale, la Région Aquitaine s’était fixée comme objectif biogaz 1 TWh de production d’énergie primaire (toute forme de valorisation confondue) en 2020 soit 5 % de la production d’énergie renouvelable de la région. (5) L’ADEME, quant à elle, a développé deux scénarios pour 2030. Le scénario dit « tendanciel » prévoit la production de 30 TWh/an de biogaz dont 40 % sont valorisés en injection biométhane et 60 % en cogénération. Cela représenterait autour de 500 sites d’injection pour injecter l’équivalent de 12 TWh annuel de biométhane. Le scénario dit « volontariste » prévoit la production de 60 TWh/ an de biogaz réparti à 50/50 entre l’injection biométhane et la cogénération. Cela représenterait autour de 1400 sites d’injection et 30 TWh de biométhane injecté. (3) Le SER a également dressé l’état des lieux de la filière injection de biométhane à la fin décembre 2015. Il fait état de 17 sites d’injection en fonctionnement (aucun en Aquitaine) pour une production annuelle d’énergie de 82 GWh. Si l’on ramène à la consommation annuelle de gaz de 420 TWh en France, la part actuelle de gaz renouvelable consommé en France ne dépasse pas les 0.02 % de la consommation totale. (6) Cependant, si l’on prend en compte la baisse des consommations de gaz estimée pour 2030, le scénario « volontariste » de l’ADEME est proche des 10 % de gaz renouvelable annoncé par Madame la ministre. Une trentaine de projets sont déjà recensés pour la nouvelle région Aquitaine-Limousin- Poitou-Charentes et deux centaines à l’échelle nationale. Enfin, les acteurs de la filière gaz ont même émis l’hypothèse d’un gaz 100 % renouvelable à l’horizon 2050. Pour cela, ils espèrent s’appuyer sur les nouvelles technologies de production de gaz renouvelable qui sont actuellement en recherche et développement à savoir la pyrogazéification de la biomasse, la méthanisation des algues et la production de dihydrogène.(6) C’est dans ce contexte qu’intervient ma mission au sein de Régaz-Bordeaux. Pour être actrice de cette transition énergétique sur son territoire, cette entreprise locale de distribution de gaz souhaite monter en compétences dans l’épuration du biogaz - activité qui sort totalement de son cœur de métier - afin de favoriser l’injection de gaz renouvelable sur son réseau. Des projets d’injection de biométhane s’initient sur le territoire de son réseau, et l’engagement du gestionnaire de réseau dans la partie épuration et injection de biométhane est un gage de réussite, favorisant l’aboutissement des projets. Régaz-Bordeaux a déjà développé ses compétences, au sein du SPEGNN, afin de garantir l’odorisation et l’injection du biométhane sur son réseau. Mais, certains porteurs de projets de production de biogaz ont déjà demandé si Régaz-Bordeaux pouvait s’occuper de la partie épuration du biogaz. De ce côté-là, l’entreprise est moins armée. Une étude bibliographique, technique, économique m’a été demandée pour comprendre les différentes composantes de l’épuration du biogaz ainsi que les différentes technologies existantes et les coûts associés à cette épuration. L’étude n’a pas pour
  16. 16. 15 prétention de rendre Régaz-Bordeaux expert dans l’épuration du biogaz, mais de leur donner des outils utiles pour leur choix de technologie et d’éventuels partenaires ainsi que des notions de coûts, afin de répondre à un possible besoin d’épuration du biogaz sur les projets potentiels. Le cas innovant, où un porteur de projet ne serait que producteur de biogaz et qu’une autre entité prenne en charge l’épuration du biogaz, m’a été demandé, afin d’étudier les aspects économiques associés. Le but est de trouver, pour les projets potentiels, jusqu’à quel prix le biogaz pouvait être acheté au producteur de biogaz tout en assurant la rentabilité du projet d’épuration permettant ainsi à Régaz-Bordeaux - et/ou d’autres - d’investir uniquement dans la partie épuration du biogaz. Mon étude économique a également pour but de dégager des coûts d’épuration, absents de la bibliographie.
  17. 17. 16 2 Bibliographie 2.1 Qu’est-ce que le biogaz ? Le biogaz est un gaz produit par fermentation anaérobie de la matière organique plus couramment appelée méthanisation. Ce phénomène existe naturellement dans notre environnement. Les marais et marécages, ou bien l’estomac des vaches, mettent en place des conditions anaérobies où se produit du biogaz. On peut également provoquer cette méthanisation en insérant de la matière organique dans des digesteurs privés d’oxygène. Toutes les matières organiques sont susceptibles d’être ainsi décomposées (excepté les composés très stables comme la lignine) et de produire du biogaz, avec un potentiel méthanogène toutefois très variable. Les déchets organiques méthanisables sont répertoriés en plusieurs catégories en fonction de leur origine : - Les déchets agricoles : déjections animales, résidus de culture… - Les déchets agroindustriels - issus d’industrie agroalimentaire - ou d’autres industries : abattoir, fromagerie, sucrerie… - Les déchets municipaux : tontes de gazon, fraction fermentescible des ordures ménagères triée à la source (biodéchets) ou non (TMB) ; - Les boues de station d’épuration (STEP) ; Dans les cas précédents, le biogaz est produit dans des digesteurs anaérobies alimentés en substrats. Il existe un cas où du biogaz valorisable est produit en dehors des digesteurs : les Centre d’Enfouissement technique (CET). (7) Les composants majoritaires du biogaz sont le méthane (CH4) et le dioxyde de carbone (CO2). Les autres composés qui y sont présents en petite quantité sont le dioxygène (O2), le diazote (N2) et le sulfure d’hydrogène (H2S). D’autres éléments peuvent aussi être présents en de très faibles quantités et sont catégorisés comme composés traces indésirables comme les terpènes et les composés organiques volatils (COV). Il est important de préciser que dans ces éléments traces, il peut y avoir la présence de composés organiques volatils dérivant de la silice dénommés siloxanes. (8) La composition d’un biogaz dépend des substrats méthanisés dont il est issu. Ainsi il existe non pas un biogaz mais des biogaz différents. Au sein même des catégories définies précédemment, la composition du biogaz peut varier. C’est pourquoi il est difficile de trouver dans la bibliographie des valeurs précises quant à la composition des biogaz. Toutefois, les informations des documents étudiés sont résumées dans le tableau suivant : Déchets agricoles Déchets agroindustriels Déchets municipaux Boues de STEP CET CH4 55-70 50-60 50-60 60-70 45-80 CO2 20-35 30-40 34-38 20-35 25-40 O2 < 0.5 < 1 < 1 < 0.5 1-7 N2 < 1 < 1 < 5 < 1 3-12 H2S (ppmv) 500-6500 100-500 70-700 500-3500 0-3000 COV (mg/m3) 5-47 - - 22-100 2-10000 Siloxane (mg/m3) - - - 20-250 20-250 eau Saturé en eau Saturé en eau Saturé en eau Saturé en eau - Tableau 1: Composition indicative des différents biogaz1 1 Ce tableau a été réalisé en regroupant des informations extraites des références 8, 9 et 10
  18. 18. 17 2.2 La valorisation du biogaz Comme indiqué dans le tableau 1, le composé majoritaire du biogaz est le méthane. Le méthane est le plus léger des alcanes et se caractérise par un fort pouvoir calorifique (PCI de 9.9 kWh/Nm3 et PCS de 11.1 kWh/Nm3 ). Le méthane est cependant montré du doigt pour son important pouvoir de gaz à effet de serre, puisqu’il capte 28 fois plus de rayonnement que le CO2. C’est dans ce contexte que la valorisation du biogaz prend tout son sens. Les valorisations possibles du biogaz sont les suivantes : - Production d’électricité : la combustion du biogaz dans un moteur permet de faire tourner un alternateur et de produire un courant électrique ; - Production de chaleur : la combustion du biogaz apporte de la chaleur valorisable en four, ou bien permet la production de vapeur ou d’eau chaude pour alimenter les réseaux de chaleur, d’air chaud pour des utilités de séchage, chauffage… ; - La cogénération : un moteur de cogénération permet de produire de l’électricité avec un certain rendement tout en récupérant de la chaleur ; - L’injection sur le réseau de biométhane : le biométhane issu du biogaz épuré des composés autres que le méthane, possède les mêmes propriétés que le gaz naturel et peut donc être injecté sur le réseau ; - L’utilisation comme carburant : le biométhane étant identique au gaz naturel, il peut être utilisé comme carburant en tant que bioGNV. 2.3 Les avantages de la filière biogaz La filière biogaz entre entièrement dans la logique d’économie circulaire, gage d’un développement économique, écologique et social. En effet, à partir de déchets d’acteurs locaux (collectivités, agriculteurs, industriels), la filière permet de produire une énergie renouvelable. Le biogaz a donc une place importante pour atteindre les objectifs fixés pour 2020 par la directive ENR de 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale de la France et 10 % dans les transports. Toutes les valorisations du biogaz citées précédemment sont respectables, cependant les solutions visant à valoriser le biogaz sous la forme de biométhane présentent des avantages supplémentaires. Le méthane est le combustible avec le plus grand pouvoir calorifique massique. Lorsque l’on compare le processus de conversion d’énergie d’une valorisation du biogaz en tant qu’électricité à celui d’une injection de biométhane sur le réseau, on comprend tout l’intérêt de cette dernière. Dans le premier cas, le biogaz est brûlé dans un moteur dont le rendement de conversion d’énergie ne peut pas dépasser les 40 % pour produire de l’électricité qui elle-même peut être utilisée pour produire de la chaleur avec un certain rendement (ex : chauffage électrique). Il apparait ici clairement une destruction d’énergie importante indiquant que l’utilité énergie n’est pas optimisée au maximum. Dans le second cas, le biométhane est injecté dans le réseau de gaz et peut être directement valorisé dans sa totalité en chaleur sur place ; il n’y a pas de transformation intermédiaire et ses pertes associées. Les avantages de la filière biométhane en matière d’environnement ont été démontrés par une étude sur l’Analyse du Cycle de Vie de la filière menée par GrdF en coopération avec l’ADEME (11). Elle démontre qu’une économie de 188 grammes de CO2 équivalents est réalisée pour chaque kWh de biométhane injecté sur le réseau. Elle note également que la meilleure valorisation du biométhane est celle en tant que biométhane carburant. Le GNV a l’avantage notamment de ne pas produire de particules fines responsable de la pollution de l’air dans les villes, de diminuer les émissions d’oxyde d’azote (Nox) de 80 % par rapport au gazole. De plus, le caractère renouvelable du bioGNV offre un bilan CO2 très intéressant puisqu’il permet de diminuer de 80 % les émissions de GES. (12) Pour résumer, la filière biogaz présente un triple avantage pour l’environnement puisqu’elle permet de valoriser énergétiquement des déchets, de diminuer leurs émissions de GES et de produire un co produit solide, le digestat, substituable aux engrais chimiques. L’énergie produite par ces déchets
  19. 19. 18 organiques est renouvelable et substituable aux énergies non renouvelables. La valorisation de ce biogaz sous forme de biométhane est, quand cela est possible, la meilleure sur le plan de la réduction des émissions de GES. 2.4 Le contexte réglementaire de l’injection de biométhane sur le réseau 2.4.1 Les intrants autorisés Les premiers textes règlementaires encadrant l’injection de biométhane datent de Novembre 2011. Dans l’arrêté du 23 novembre 2011, sont définis les intrants autorisés pour produire du biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz sous forme de biométhane, à savoir : - Les déchets ménagers et assimilés en installation de stockage de déchets non dangereux - Les déchets non dangereux en digesteur : o biodéchets ou déchets ménagers ; o déchets organiques agricoles (effluents d'élevage et déchets végétaux) ; o déchets de la restauration hors foyer ; o déchets organiques de l'industrie agroalimentaire et des autres agro-industries. - Les produits agricoles en digesteur ; La circulaire du 9 Novembre 2012 vient compléter cette liste en précisant que : -Tous les déchets organiques méthanisables non dangereux (ceux qui ne présentent pas de caractère dangereux ou toxique vis-à-vis de l’environnement ou de la santé humaine) peuvent a priori être utilisés. -La présence de déchets non méthanisables et non dangereux dans la liste des intrants utilisés par une installation ne fait pas obstacle à son autorisation, puisque ces déchets ne produisent pas de biométhane et ne sont pas susceptibles de polluer ou de contaminer le biométhane produit par les autres déchets. (13) En juin 2014, ont été publiés des textes visant à autoriser les matières, telles que boues, graisses, liquides organiques, résultant du traitement des eaux usées, traitées en digesteur. 2.4.2 Les capacités allouées et la règle du premier arrivé, premier servi L’article L. 453-4 du code de l’énergie, précise qu’« aucune étude n’ayant à ce jour traité de l’interaction entre le biométhane et l’eau souterraine contenue dans les stockages en nappe aquifère, l’injection de biométhane sera limitée aux parties du réseau de transport n’acheminant pas de gaz vers les stockages ». En outre, l’unique exutoire pour la production de biométhane injectée est la consommation de gaz naturel sur ces zones d’injection. Les capacités d’injection de biométhane dans un réseau de gaz naturel peuvent donc être limitées, plus particulièrement en été lorsque les consommations sont les plus basses. Il a été ainsi nécessaire de définir les règles de priorité s’appliquant lorsque plusieurs projets souhaitent se raccorder sur une même zone et sont en concurrence pour l’obtention des capacités d’injection de la zone. C’est dans ce cadre, que la CRE et les acteurs de la filière, dans le cadre du GT injection, se sont mis d’accord sur la création d’un registre des capacités d’injection de biométhane. Un porteur de projet entré en premier dans le registre de gestion des capacités dispose d’un droit d’injection prioritaire sur les porteurs de projets entrés ultérieurement dans le registre. Ainsi, pour un porteur de projet donné, une demande de réservation d’un autre porteur de projet postérieure à la sienne n’aura aucun effet sur la capacité disponible pour son projet.
  20. 20. 19 En cas d’augmentation des capacités disponibles, l’attribution de ces nouvelles capacités est proposée aux porteurs de projet ou producteurs disposant d’un reliquat de capacité sur la zone, c’est-à-dire à ceux dont la capacité d’injection finalement allouée est inférieure à la capacité réservée initialement et cela par ordre croissant du numéro d’ordre dans la base d’enregistrement des capacités allouées. En cas de diminution des capacités d’injection, les producteurs injectant sur la zone doivent réduire leur capacité d’injection par ordre décroissant de numéro d’ordre dans la base d’enregistrement des capacités allouées jusqu’à un débit compatible avec la capacité du réseau. La définition de la zone d’injection retenue dans la procédure implique que, pour un producteur de biométhane raccordé à un réseau de distribution ou de transport, le seul débouché du biométhane injecté, est la consommation de gaz naturel sur ce réseau de transport et sur les réseaux de distribution en aval. Pour une zone d’injection donnée, le gestionnaire de registre est le garant de la bonne tenue du registre des capacités. Cette tâche a été confiée aux gestionnaires de transport sur leur territoire. (14) 2.4.3 Le tarif d’achat du biométhane Afin de développer la filière d’injection de biométhane sur le réseau, les pouvoirs publics ont décidé de garantir un tarif d’achat aux producteurs de biométhane. Grâce à ce dispositif, un producteur est assuré de vendre, à un tarif fixé par arrêté et pour une durée de 15 ans, le biométhane produit par son installation à un fournisseur de gaz naturel. Le producteur bénéficiera d'un tarif d'achat compris entre 46 et 139 €/MWh. Ce tarif d’achat dépend de la taille de l’installation de production, appelée capacité maximale de production de biométhane, exprimée en Nm3 /h et de la nature des déchets traités. Pour les installations de méthanisation, le tarif d'achat est constitué d'un tarif de référence et d'une prime "intrants". Le tarif de référence est compris entre 45 et 95 €/MWh pour les installations de stockage de déchets non dangereux et entre 64 et 95 €/MWh pour les autres installations. La prime pour les déchets de collectivités et déchets ménagers s'élève à 5 €/MWh. La prime pour les déchets issus de l'agriculture et de l'agroalimentaire varie entre 20 et 30 €/MWh, selon les débits produits. La prime pour les résidus de traitement des eaux usées traitées en station d'épuration est de 1 à 39 €/MWh. D'autres aides financières peuvent être accordées au cas par cas par les pouvoirs publics (fonds européens, conseils régionaux et généraux, ADEME, etc.). Il est important de préciser que le tarif d’achat et les aides financières sont conditionnés au respect de certaines contraintes garantissant de réels avantages environnementaux à la filière. On peut citer notamment que les besoins en chaleur du digesteur doivent être satisfaits à 100 % par une énergie renouvelable. La réglementation impose donc l’achat par un fournisseur de gaz de ce biométhane au tarif en vigueur énoncé précédemment. La différence entre le prix d’achat du biométhane et le prix d’achat du gaz naturel d’origine fossile est remboursée au fournisseur par l’Etat. L’Etat finance cette dépense, en alimentant ce fond de compensation en majorité via les recettes qu’il reçoit de la TICGN 2.4.4 Les garanties d’origine En étudiant le système d’achat du biométhane, on se rend compte que son surcoût n’est pas assumé par le fournisseur. En effet, ce dernier est remboursé de la différence de prix par l’Etat. Ce mécanisme ne permet pas au fournisseur de faire valoir à ses clients qu’il est propriétaire de gaz vert et qu’il peut leur en distribuer. C’est pour cela qu’un second système a été mis en place permettant d’attester du fait que le gaz vendu par un fournisseur est renouvelable. Le système des garanties d’origine a été créé pour tracer le biométhane une fois injecté sur le réseau. Le traçage ne correspond pas au suivi physique de la molécule de biométhane puisque l’on sait que, concrètement, elle sera consommée dans le réseau de la concession où le raccordement a eu lieu. Les garanties d’origine permettent de pouvoir communiquer sur l’utilisation de ce gaz vert et de dissocier la consommation physique de la molécule de biométhane, de sa vente contractuelle à un client. En effet, lorsqu’un fournisseur achète un MWh de
  21. 21. 20 biométhane au prix réglementé, il y a création d’une garantie d’origine sur le registre national. Cette garantie d’origine peut être achetée par n’importe quel fournisseur de gaz et lui permet d’attester qu’il a du gaz renouvelable à vendre à ses clients. Par ce bais, les clients désireux d’améliorer leur empreinte carbone peuvent acheter ce gaz vert à leur fournisseur via des contrats spécifiques dits « verts ». Le gouvernement a obtenu que les fournisseurs reversent 75 % de leurs valorisations financières issues des garanties d’origine au fond de compensation qui permet de financer le surcoût de ce gaz vert sauf dans le cas où les garanties d’origine sont utilisées pour une valorisation en biométhane carburant afin d’encourager cette filière considérée comme la meilleure pour l’environnement. (13) (14) Figure 5 : Mécanisme de financement de la filière biométhane (TICGN,…)
  22. 22. 21 2.4.5 Les spécifications du biométhane L’opérateur de réseau est responsable de la qualité du biométhane injecté sur son réseau. Les spécifications du biométhane sont réglementées, elles sont consultables sur le site de Régaz. Tableau 2 : Spécifications du biométhane injecté sur le réseau de Régaz-Bordeaux Il n’y a pas encore de règlementation sur la concentration en siloxane.
  23. 23. 22 2.5 Les composantes de l’épuration du biogaz Si l’on compare le tableau 1 (page 16) avec le tableau 2 (page 21), on comprend qu’il est impossible d’injecter du biogaz comme tel sur le réseau et en déduit le principe de l’épuration du biogaz. On peut concéder à cette épuration du biogaz quatre composantes :  La désulfuration : il faut abaisser la concentration en H2S jusqu’en dessous des spécifications qui sont de 5mg/Nm3 soit 3.5 ppm ;  La déshydratation : il faut éliminer l’eau du biogaz qui en est saturée afin d’atteindre les bonnes spécifications de biométhane au niveau du point de rosée ;  La décarbonation : il faut abaisser la concentration en CO2 jusqu’en dessous de 3.5 % molaire et ainsi obtenir un PCS supérieur à 10.7 kWh/Nm3 ;  L’élimination de composés traces indésirables : il peut être nécessaire d’abaisser la concentration d’autres composés mineurs comme les composés organiques volatils, les siloxanes, les terpènes qui peuvent dégrader certains procédés afin que le biométhane soit de bonne qualité. 2.5.1 La désulfuration du biogaz Avant de présenter les différents moyens d’abaisser la concentration en H2S du biogaz, intéressons- nous à l’origine du soufre et aux problématiques qui y sont liées. 2.5.1.1 Le soufre L’hydrogène sulfuré (H2S) est le produit final de la réduction des sulfates (SO4 2- ) et des composés organiques contenant du soufre lors du phénomène de digestion en conditions anaérobies. La production d’H2S gazeux au sein du digesteur est réalisée par les micro-organismes sulfato-réducteurs et se déroule selon différentes réactions durant lesquelles l’H2S et le soufre peuvent être présents sous différentes formes : - gazeuse dans l’espace ou ciel gazeux du réacteur (H2S(g)) ; - dissoute dans le milieu liquide du digesteur (H2S(aq)) ; - sous forme ionique et dissociée dans le milieu liquide du digesteur (HS- et S2- ) ; - sous forme liée avec des éléments traces métalliques (métaux alcalins, alcalino-terreux) ou incorporée aux molécules organiques. Le schéma ci-dessous peut ainsi résumer les différentes formes du soufre
  24. 24. 23 Figure 6 : Les différentes formes du soufre dans un digesteur (9) L’équilibre existant entre ces réactions est régulée par différents paramètres physico-chimiques dont l’évolution influence la production d’H2S sous forme gazeux (H2S(g)). Ainsi, il est important de savoir que l’augmentation de la température ou de la pression dans le digesteur favorise la présence d’ H2S(g) dans le biogaz. Lorsqu’il est présent dans la phase liquide, l’H2S est en équilibre avec les formes ioniques dissociées qui sont à l’origine de sa formation (HS- et S2- ). La proportion de ces différents composés en solution varie pour des pH compris entre 6 et 8 (Pka : H2S/HS- = 7) et l’équilibre réactionnel tend en faveur de la formation de H2S(aq) lorsque le pH devient acide. Pour résumer, les conditions de méthanisation ont une influence sur la teneur en H2S du biogaz. L’H2S est l’une des principales sources de nuisances lors de la valorisation énergétique du biogaz. En effet,son caractère corrosif conduit à la dégradation des surfaces métalliques. En présence d’eau, il est à l’origine de la formation de sulfure métallique à la surface des métaux. Après combustion l’H2S produit du SO2 qui est un gaz à effet de serre puissant. C’est notamment un gaz mortel : au-dessus de 200 ppm, il désactive le nerf olfactif ce qui le rend d’autant plus dangereux puisque difficilement détectable. L’INRS impose une limite maximale d’exposition de 10 ppm pour les travailleurs. L’abaissement de la concentration en H2S gazeux du biogaz se décompose en deux parties :  La désulfuration grossière ;  La désulfuration dite fine 2.5.1.2 La désulfuration grossière On appelle désulfuration grossière les méthodes qui permettent d’abaisser de manière conséquente la concentration en H2S sans arriver de manière précise aux spécifications biométhane. Ces méthodes permettent de traiter une première fois un biogaz brut dont la teneur en H2S peut être très élevée. En effet, l’INERIS accorde que la concentration en H2S d’un biogaz agricole peut monter jusqu’à 8000 ppm. De telles concentrations en H2S imposent de mettre en place des moyens permettant de
  25. 25. 24 diminuer conséquemment la concentration en H2S(g) à l’intérieur même du digesteur. Pour cela il existe deux techniques :  La désulfuration grossière par précipitation du soufre ;  La désulfuration grossière par oxydation biologique 2.5.1.2.1 La désulfuration par précipitation du soufre Lorsqu’on ajoute des sels à l’intérieur du digesteur comme du chlorure ferrique, cela fait précipiter le soufre sous forme solide tel que les cristaux de sulfure de fer (FeS) ou bien de soufre pur S. Les réactions de précipitation sont les suivantes : 2 Fe3+ + 3H2S => 2FeS + S + 6H+ Fe2+ + H2S => FeS + 2H+ Ces cristaux permettent de stocker le soufre sous forme solide et non pas ionique ou gazeux. Il a été rapporté que cette technique engendrerait une amélioration du milieu liquide au profit des micro- organismes par la diminution des substances toxiques du milieu. Ceci a pour effet d’augmenter la production de méthane. (15) Cette technique est fiable et peu onéreuse puisque nécessite aucun investissement, aucune maintenance et aucun produit chimique. Les seuls coûts sont ceux associés à la consommation des sels et ces derniers sont relativement faibles. De part ces avantages, cette technique est souvent utilisée dans les digesteurs pour désulfurer de manière grossière en amont de la valorisation le biogaz. 2.5.1.2.2 La désulfuration par oxydation biologique interne Lorsqu’on ajoute de l’air dans le digesteur, le soufre s’oxyde avec l’O2 présent selon la réaction suivante : 2 H2S + O2 => 2S + 2H2O Le soufre se retrouve donc sous forme solide ou selon les équilibres de la figure 6 sous forme ionique (SO4 2- ou S2- ). La majeure partie du soufre se retrouve donc dans le digestat mais il en reste encore une petite partie dans le biogaz. Il faut cependant faire attention à la quantité d’air introduite dans le digesteur. Une trop grande quantité fait augmenter la part de N2 de biogaz et peut poser des problèmes dans l’obtention des spécifications du PCS. Pour répondre à cette problématique, certains font appel à un générateur d’O2 pour injecter uniquement de l’O2 dans le digesteur. 2.5.1.2.3 La désulfuration par oxydation biologique externe Il existe une autre technologie beaucoup moins courante pour oxyder le soufre à l’extérieur du digesteur. L’équipement est composé d’un filtre goutte à goutte dans un lit qui contient les micro-organismes immobilisés dans une substance biologique. Le biogaz est mélangé avec cet oxydateur, entre dans le filtre, et rencontre un débit d’eau contenant des nutriments et de l’oxyène. Les micro-organismes oxydent l’hydrogène sulfuré avec les molécules d’oxygène et convertissent le reste des éléments en soufre élémentaire et en eau ou acide sulfurique qui est déchargé avec le flux de la colonne d’eau « sale ». Cette technologie a l’avantage d’isoler le soufre et de pouvoir le valoriser autrement qu’en l’intégrant au digestat. Cette technologie nécessite un peu plus d’investissement que les deux précédentes ; elle présente également des coûts d’exploitation bas. Cependant, elle ne permet pas de traiter les plus hautes concentrations en soufre de biogaz et ne s’adapte pas à un biogaz de qualité fluctuante ; de ce fait elle n’est pas beaucoup utilisée. (15)
  26. 26. 25 2.5.1.3 La désulfuration fine On appelle désulfuration fine les méthodes qui permettent d’abaisser la concentration en H2S jusqu’à des concentrations faibles qui permettent d’atteindre les spécifications biométhane en sortie de procédé. 2.5.1.3.1 Le lavage à l’eau L’H2S (g) étant plus soluble dans l’eau que le CH4, lorsque l’on met le biogaz au contact d’eau sous pression, une partie de l’ H2S (g) se solubilise dans l’eau et se sépare donc du CH4. Cette technologie sera expliquée plus en détail dans le cadre de la décarbonation. Il faut savoir que cette technologie permet jusqu’à un abaissement de 87 % du soufre. On la classe dans les méthodes de désulfuration fine car des fournisseurs de cette technologie garantissent des procédés qui permettent d’arriver aux spécifications biométhane pour les biogaz de concentration inférieure à 3000 ppm d’H2S sans utiliser d’autres technologies de désulfuration. Cependant, le soufre se retrouve majoritairement dans l’offgaz et c’est dans ce cadre qu’une technologie par adsorption est souvent utilisée pour traiter cet offgaz. 2.5.1.3.2 Le lavage aux oxydants chimiques Ajouter des oxydants chimiques comme de la soude dans la solution de lavage améliore la solubilité de l’H2S (g). Ainsi, la désulfuration est meilleure lorsqu’on utilise ce type de solution de lavage. Cette technologie a l’avantage d’être robuste, c’est à dire qu’elle peut supporter de grandes variations du taux de H2S (g) lors de la production du biogaz. 2.5.1.3.3 La chimisorption du soufre sur charbon actif L’adsorption est un processus au cours duquel des molécules d’un fluide, appelées adsorbat, viennent se fixer sur la surface d’un solide poreux, appelé adsorbant. Dans notre cas, l’H2S (g) vient se fixer dans les pores du charbon actif. La chimisorption signifie que les liaisons entre l’H2S (g) et le charbon actif sont de types chimiques, c’est-à-dire avec des énergies de liaison beaucoup plus élevées (liaisons fortes) que des liaisons physiques. De fait, la chimisorption s’accompagne d’une modification des charges électroniques des molécules adsorbées qui implique l’irréversabilité de la liaison. Les charbons actifs peuvent être obtenus à partir d’un grand nombre de matériaux carbonés (bois, charbon, noix de coco, résidus pétroliers, etc.), par des processus de carbonisation suivis de processus d’activation dûment contrôlés. Ils sont fabriqués chimiquement et/ou dans un environnement de vapeur à haute température pour créer un vaste réseau de pores constituant les sites d’adsorption. Les charbons actifs utilisés pour la désulfuration du biogaz ont des tailles de pores inférieures à 3 nm et se distinguent par deux activations différentes : les charbons actifs imprégnés à l’hydroxyde de potassium (KOH) et les charbons actifs imprégnés à l’iode. Pour pouvoir comprendre la différence entre ces deux charbons activés, il faut comprendre les critères de performance d’un adsorbant qui sont au nombre de deux : - La percée : durée pour laquelle l’adsorbant n’adsorbe plus la totalité des composés cibles à éliminer ; une partie de ces composés est donc retrouvée dans le gaz de sortie après adsorption ; - Le taux de charge : rapport de la masse de composés adsorbée sur la masse d’adsorbant avant d’arriver à la percée. Les charbons activés au KOH sont les moins chers. Leur prix se situe autour des 2000 € la tonne mais leur taux de charge ne dépasse pas les 40 %. Les charbons activés à l’iode sont plus chers. Leur prix monte à 3500 € la tonne mais leur taux de charge atteint les 60 %. Ainsi, les charbons activés au KOH sont moins chers mais il en faudra une quantité plus importante que les charbons activés à l’iode pour avoir la même percée c’est à dire la même durée de renouvellement. Pour chacun d’eux la présence d’O2 et d’eau est nécessaire pour le bon fonctionnement de la chimisorption (ce sont des catalyseurs de la réaction chimique). La concentration d’O2 conseillée est
  27. 27. 26 de l’ordre de 0.5 %. Pour ce qui est de l’eau, 70 % d’humidité relative est satisfaisant. Par contre, le biogaz ne doit surtout pas être saturé en eau. Il ne faut pas de condensation d’eau dans les filtres de charbons actifs sinon cela bouche les pores et l’adsorption devient inefficace. Il faut ainsi faire attention aux conditions de pression, de température, de concentration en eau et vérifier sur les diagrammes d’équilibre que l’on ne sera pas en condition de condensation. Il est important également de prendre en compte les coûts d’élimination de ces charbons actifs non régénérables. Il faut compter environ 350 € la tonne auquel on ajoute les frais de transport. Cette technologie est utilisée dans tous les procédés comme système de désulfuration finale. Les procédés mettent en général en place plusieurs filtres de charbon actif montés en « lead lag » ce qui permet de voir lorsqu’un filtre est saturé et de le changer sans devoir arrêter le procédé. Un système de désulfuration grossière est conseillé en amont afin d’avoir une concentration à la base pas trop élevé de sorte de ne pas faire exploser les coûts en charbon actif. 2.5.2 La déshydratation du biogaz Le biogaz issu du digesteur est saturé en eau. Cette eau pose des problèmes de corrosion dans les tuyauteries et c’est pour cela qu’elle doit être éliminée pour arriver aux spécifications biométhane. Les deux méthodes courantes pour déshydrater un biogaz sont :  Condenser l’eau par augmentation de la pression  Condenser l’eau par diminution de la température En général, les deux méthodes sont utilisées dans les procédés d’épuration de biogaz. 2.5.2.1 La compression du biogaz Pour les débits de biogaz supérieurs à 100 Nm3 /h, ce sont en général des compresseurs à vis qui sont utilisés. Ces compresseurs sont lubrifiés soit à l’huile soit à l’eau. Pour les débits supérieurs à 500Nm3 /h, la lubrification à l’eau n’est plus utilisée laissant le monopole à la lubrification à l’huile. Ce qu’on peut reprocher à la lubrification à l’huile est la possibilité de dégrader légèrement la qualité du biogaz en laissant passer des composés organiques volatils de l’huile dans le biogaz. Ainsi, une étape de traitement de ces composés en aval du compresseur doit être mise en place. Ce n’est pas le cas des compresseurs à vis lubrifié à l’eau. Dans les deux cas, il y a récupération des condensats d’eau, ce qui permet d’abaisser l’humidité du biogaz. La déshydration du biogaz n’est pas la principale justification à la compression du biogaz, puisque la majeure partie des technologies de décarbonation, que l’on verra par la suite, nécessitent un biogaz sous pression. 2.5.2.2 Le refroidissement du biogaz Le biogaz est refroidi par des échangeurs de chaleur. Les échangeurs utilisés sont des échangeurs à plaques appelés « échangeurs à paroi froide » puisqu’ils sont alimentés par de l’eau glacée issue de groupes frigorifiques. Des dévésiculeurs permettent de récupérer les condensats du biogaz. En général, des optimisations énergétiques prennent place pour que cette étape soit la moins énergivore possible. Par exemple, on utilise la chaleur du compresseur pour réchauffer le biogaz après déshydratation. Dans de nombreux cas, on met en place un échangeur gaz/gaz entre le biogaz brut et le biogaz refroidi afin de pré refroidir le biogaz brut et réchauffer le biogaz refroidi comme on peut le voir sur la figure suivante :
  28. 28. 27 Figure 7 : Schéma de déshydratation du biogaz La compression et le refroidissement du biogaz sont souvent liés par un circuit d’eau de manière à optimiser énergétiquement le procédé. Le compresseur a besoin d’être refroidi. C’est sur ce point que l’on peut récupérer de l’énergie thermique. Le refroidissement permet d’éliminer un peu d’H2S du biogaz qui se dissout dans les condensats d’eau ce qui protège légèrement les compresseurs des trop grandes concentrations en soufre. Le système décrit ci-dessus ne convient pas lorsque ce sont des technologies d’absorption utilisées pour la décarbonation. Dans ces cas, il est évident que le biogaz est séché après le lavage et non pas avant comme pour la technologie de décarbonation membranaire. D’ailleurs, les procédés de lavage à l’eau utilisent un petit système PSA pour sécher leur biogaz après le lavage. En effet, l’adsorption permet également de fixer l’eau et de l’évacuer. 2.5.3 La décarbonation du biogaz La décarbonation est la composante principale de l’épuration du biogaz puisque le CO2 est le composé en proportion la plus importante à éliminer. Elle a une influence sur l’ensemble du procédé puisque, de ce choix, dépend le niveau de performances à atteindre lors des autres composantes (prétraitement...). Il existe quatre grandes familles de technologies de décarbonation : (16)  Les technologies d’absorption ;  Les technologies d’adsorption ;  Les technologies membranaires ;  Les technologies cryogéniques ; 2.5.3.1 Les technologies d’absorption Le principe de l’absorption est basé sur la différence de solubilité des composés d’un gaz dans un solvant liquide. En effet, il est possible de dissoudre un gaz dans un liquide en augmentant sa pression à la surface du liquide. La quantité de gaz dissoute dans le liquide augmente proportionnellement avec la pression. Les constantes de dissolution des composés d’un gaz ne sont pas les mêmes et permettent donc à certains composés de bien se dissoudre dans le solvant alors que d’autres ne se dissolvent quasiment pas. Ces constantes de dissolution diminuent avec la température. C’est pour cela que dans le cadre du lavage à l’eau, l’eau doit être à basse température (< 7-10°C).
  29. 29. 28 2.5.3.1.1 Le lavage à l’eau Dans le cas du biogaz, les composés se dissolvent dans l’eau du plus facilement ou plus difficilement dans l’ordre suivant : NH3 > H2S > CO2 > CH4 > O2 > N2 Ainsi, en mettant le biogaz sous pression au contact d’eau à basse température, le NH3, H2S, CO2 se dissolvent dans l’eau alors que le CH4 ne s’y dissout presque pas. Il est important de constater que l’O2 et le N2 ne se dissolvent pas dans l’eau et donc ne sont pas épurés du biogaz. Ainsi, ces composés se retrouvent concentrés d’un facteur pouvant aller jusqu’à 2 dans le biométhane épuré. La mise en contact du biogaz avec l’eau se fait dans des colonnes à garnissage. L’eau se charge ainsi en CO2 et doit donc être régénérée pour pouvoir être réutilisée en cycle fermé. La régénération de l’eau se fait par ce même principe d’absorption dans des colonnes de stripping à l’air. Le CO2 se désorbe de l’eau pour se diluer dans l’air et être rejeté dans l’atmosphère. 2.5.3.1.2 Le lavage organique Similaire au lavage à l’eau, cette technologie utilise des solutions à base de solvants organiques (par exemple le polyéthylène glycol) à la place de l’eau. Le CO2 a une solubilité supérieure dans ces solvants que dans l’eau, ce qui permet une réduction du volume de liquide circulant et de la taille de l’unité (colonnes plus petites) pour une même capacité de traitement de biogaz brut. Par contre, la régénération du solvant est plus énergivore (16). 2.5.3.1.3 Le lavage aux oxydants chimiques L’absorption chimique est caractérisée par une absorption physique des composés du biogaz dans un liquide de lavage, suivie par une réaction chimique entre les composants du liquide de lavage et les composants gazeux absorbés dans la phase liquide. De ce fait, la liaison des composés de gaz indésirables dans le liquide de lavage est significativement plus forte et la capacité d’absorption du liquide de lavage est plusieurs fois supérieure. La réaction chimique est fortement sélective et la quantité de méthane absorbée dans le liquide est très basse, ce qui entraine une très faible perte de méthane. 2.5.3.1.3.1 Le lavage à la soude Dans le cas du biogaz, la séparation du CO2 peut être améliorée en favorisant les réactions acidobasiques du carbone dissous par l’ajout de soude. La dissolution du dioxyde de carbone dans l’eau favorise un équilibre acide avec les formes ioniques carbonates CO3 2- et HCO3 - . C’est pourquoi la présence d’une base dissociée dans l’eau (Na+ et OH- ) neutralise toutes les molécules rapidement diluées. Le déséquilibre est maintenu grâce à la présence de la réaction chimique. Il a été́ vu que dans le cas de la réaction chimique, tant qu’il reste une part de réactif, le potentiel reste le même. L’utilisation de la soude améliore grandement la capacité d’absorption de l’eau ce qui permet de ne plus réaliser l’absorption sous pression et donc entraine un gain d’énergie. Cependant, des problèmes se posent dans la régénération du solvant. La technique de stripping à l’air n’est pas efficace. La régénération du solvant a besoin de chaleur et est donc énergivore. De plus, la part de solvant à rajouter à chaque cycle est beaucoup plus importante que pour le lavage à l’eau. 2.5.3.1.3.2 Le lavage aux amines Le lavage aux amines met en place une réaction chimique entre des solutions telles que le Monoethanolamine (MEA), le Diethanolamine (DEA) ou le Methyldiethanolamine (MDEA) et le CO2 du biogaz. Cette réaction étant très sélective, cette technologie offre les meilleures performances en termes de séparation du CO2 du CH4. Les pertes en méthane y sont quasi nulles et les deux produits, le bioCH4 et le bioCO2, sont d’une grande pureté. De plus, cette technologie n’a pas besoin de fonctionner sous pression.
  30. 30. 29 Si la haute capacité et la forte sélectivité de la solution aux amines se révèlent être un avantage lors de la phase d’absorption, elles s’avèrent, au contraire, être un inconvénient lors de la phase de régénération de la solution de lavage. Cette phase de régénération nécessite un apport très important en chaleur. Malgré cette régénération, il reste une part quotidienne à réalimenter en solution de lavage et donc entraine des coûts en consommable. Cette technologie capte également l’H2S(g) mais cela entraine une surconsommation en solution d’amine et en besoin de chaleur lors de la régénération qui font exploser les coûts. Ainsi, une désulfuration par une autre technologie doit être réalisée en amont. 2.5.3.2 La technologie d’adsorption Nous avons déjà parlé de l’adsorption chimique dans le cadre de la désulfuration du biogaz. Dans le cas de la décarbonation, ce sont des processus d’adsorption physique qui sont mis en place. L’adsorption physique, ou physisorption, met en jeu des énergies de liaison faibles, du type forces de Van der Waals et éventuellement des forces électrostatiques de polarisation. L’adsorption physique se produit sans modification de la structure moléculaire et est parfaitement réversible, c'est-à-dire que les molécules adsorbées peuvent être facilement désorbées en diminuant la pression ou en augmentant la température. Dans notre cas, le CO2 du biogaz va donc se fixer préférentiellement dans les pores de l’adsorbant. (16) Les adsorbants majoritairement utilisés dans le cadre de la décarbonation du biogaz sont du charbon actif (qui n’a pas besoin d’être imprégné) ou de la zéolithe. Les zéolithes (ou tamis moléculaires carbonés) sont des matériaux cristallins présentant une grande porosité. Ce sont en général des aluminosilicates cristallins et poreux, résultant des enchaînements de tétraèdres de SiO4 et AlO4. Ces tétraèdres sont reliés entre eux par des motifs réguliers grâce à des atomes d'oxygène mis en commun. Cela forme des super-réseaux cristallins contenant des pores, dans lesquels les molécules étrangères peuvent pénétrer (les molécules polaires y sont particulièrement bien adsorbées). La structure microporeuse est donc complètement uniforme, contrairement aux autres types d’adsorbants. La physisorption permet une régénération de l’adsorbant, ce qui permet d’avoir un procédé continu de décarbonation. On régénère l’adsorbant soit en diminuant la pression, soit en augmentant la température, ce qui est à l’origine de deux cycles d’adsorption continu à savoir :  Pressure Swing Adsorption (PSA) ou Adsorption Modulée sous Pression en français  Temperature Swing Adsorption (TSA) ou Adsorption Modulée en< Température en français Dans le cadre de l’épuration du biogaz et de sa composante principale la décarbonation, c’est le cycle PSA qui est utilisé et que l’on va donc développer dans cette étude. 2.5.3.2.1 Le cycle PSA ou Adsorption Modulée sous Pression Le principe repose sur la présence de plusieurs filtres adsorbants dont certains sont sous pression et adsorbent les composés alors que les autres sont sous dépression et se régénèrent. Ainsi, en alternant le passage du biogaz dans les filtres, ce dernier peut être décarboné de manière continu. Les différentes étapes du cycle d’un filtre sont les suivantes : 2.5.3.2.1.1 L’Adsorption Cela revient à faire passer le biogaz dans une des colonnes contenant l’adsorbant à une pression qui peut varier entre 5 et 10 bars. Les molécules de CO2 se stockent totalement au début puis ont de plus en plus de mal à trouver un site de stockage car l’adsorbant commence à se saturer. La première molécule de CO2 qui apparaît après le passage à travers l’adsorbant indique que les pores sont quasiment tous occupés. Une quantité faible mais non négligeable de méthane est aussi stockée par l’adsorbant. 2.5.3.2.1.2 La Mise à pression atmosphérique : gaz non adsorbé recyclé Il faut prendre en compte qu’une partie du gaz, même s’il n’est pas adsorbé dans les pores, est présent dans l’espace inter granulaire. Lorsqu’on diminue la pression jusqu’à la pression atmosphérique, cette
  31. 31. 30 quantité de gaz non stocké dans les pores va sortir du compartiment en premier. Ce gaz est équivalent à du biogaz en concentration puisque c’est comme s’il n’avait pas été traité par l’adsorbant. Il peut donc être recyclé avant le compresseur (vers le digesteur). 2.5.3.2.1.3 La Désorption Une fois ce stade d’équilibre atteint, le cycle PSA permet de régénérer la capacité de stockage en abaissant encore la pression. Par l’intermédiaire d’une pompe à vide, on arrive à des pressions inférieures à la pression atmosphérique, ce qui optimise la désorption. Dans cette étape, l’objectif est de renouveler la capacité de stockage. Les composés du gaz seront désorbés à des vitesses différentes. A partir d’un temps de désorption assez long, un gaz riche en CO2 est obtenu ainsi que du CH4 en faibles concentrations. Ce mélange est pauvre en méthane et n’est donc pas recyclé mais il constitue l’offgaz. 2.5.3.2.1.4 Le Balayage avec un gaz pur recyclé Afin d’améliorer le déstockage de tout le CO2 des pores et retrouver la totalité de la capacité d’adsorption de l’adsorbant, il faut finaliser la désorption par le passage de méthane purifié contenant peu de CO2. Cela créée un fort gradient de concentration entre le gaz et l’adsorbant. Cela favorise alors le transfert de molécules de CO2 depuis le solide vers le gaz. C’est une colonne sous pression (en adsorption) qui alimente cette colonne en phase de fin de régénération avec du CH4 purifié (gaz exempt de CO2). Ce biométhane vient désorber le reste de CO2 restant dans l’adsorbant et est renvoyé dans le digesteur afin d’être retraité par la suite. A la fin de ce cycle, l’adsorbant est disponible pour réadsorber le CO2 du biogaz et repartir pour un nouveau cycle. (15) 2.5.3.3 La technologie membranaire Le principe repose sur la perméation sélective sur une surface membranaire. Cette technologie nécessite de travailler sous pression car c’est le différentiel de pression partielle du gaz entre le retentat (côté intérieur de la membrane) et le perméat (côté extérieur de la membrane) qui constitue la force motrice et permet au gaz de traverser la membrane. Les composés du gaz n’ont pas la même vitesse de perméation. La vitesse de perméation d’un composé dépend de sa solubilité à l’intérieur du matériau de la membrane et de son taux de diffusion. Les composés présentant une solubilité élevée et une taille moléculaire réduite traverseront plus rapidement que les composés moins solubles et de taille moléculaire plus importante. Le rapport des vitesses de diffusion des composés est défini comme la sélectivité. Dans le cas du biogaz, les membranes sont sélectives du CO2, c’est-à-dire que le CO2 traverse la membrane de façon largement prioritaire alors que le CH4 est essentiellement retenu. Les membranes utilisées pour l’épuration du biogaz sont composées de polymères à fibres creuses. Elles laissent donc passer préférentiellement le CO2, l’H2S et l’H2O. Cependant, les concentrations en H2S et H2O doivent être très faibles. C’est pourquoi le prétraitement (désulfuration et déshydratation) du biogaz est impératif en amont des membranes.
  32. 32. 31 Figure 8 : Schéma de principe d'une membrane La sélectivité des membranes n’étant pas de 100 %, une petite partie du méthane peut passer à travers la membrane, ce qui constitue des pertes en méthane dans le perméat. C’est pour cela que les procédés sont composés de plusieurs étages de membranes avec recyclage ce qui permet de réduire la perte en méthane. Sur le marché des procédés membranaires, il faut distinguer les fabricants de membranes des entreprises qui les mettent en œuvre dans un procédé complet. Il existe seulement trois fabricants de membranes qui sont Evonik, Air Liquide et Air Product. Air Liquide est la seule entreprise à concevoir et exploiter ses membranes. Evonik et Air Product vendent leur membrane à des fournisseurs de procédés clés en main. (17) 2.5.3.4 La technologie cryogénique La cryogénie utilise les propriétés physiques et thermodynamiques différentes (température de condensation notamment) des composés du biogaz pour les séparer. En effet,le CO2 se condense à une température plus haute que le CH4. Cette technologie ne réalise pas que la décarbonation, mais permet également l’abaissement de la concentration en H2S (g), en eau et en composés organiques volatils, puisque ces composés indésirables givrent aussi à des températures plus élevées que le CO2 et le CH4. Une première chambre est refroidie à -90 °C à l’intérieur de laquelle les composés traces sont soutirés. Ensuite le biogaz passe dans une deuxième chambre à -120 °C où le CO2 se liquéfie. A cette étape, il y a récupération de CO2 pur sous forme liquide et d’un gaz aux spécificités de biométhane (le procédé peut s’arrêter là sauf contraintes sur O2 et N2). En poussant plus loin la technologie, il est facile pour une faible surconsommation d’énergie de liquéfier le méthane et d’obtenir du GNL facilement transportable. De plus, l’oxygène et l’azote se condensent à des températures plus basses que le méthane. C’est pourquoi la liquéfaction du méthane permet de les séparer du méthane et avoir du GNL d’une très grande pureté. (16) 2.5.4 L’élimination de composés traces indésirables La présence de composés indésirables dans certains biogaz, même dans de très faibles quantités, exige une attention particulière et peut donner lieu à une quatrième composante de cette épuration de biogaz. (18)
  33. 33. 32 2.5.4.1 Les composés organiques volatils Les composés organiques volatils sont des intermédiaires de la réaction de digestion anaérobie produisant le biogaz. On les retrouve en faibles quantités dans tous les types de biogaz. C’est une famille de composés très larges que l’on catégorise souvent comme indésirable et polluant puisqu’ils ont des effets nocifs pour la santé humaine et participe à l’augmentation de la concentration d’ozone dans l’atmosphère. Ils ont la particularité d’endommager les procédés et notamment les membranes. Ces composés sont polaires et sont éliminés par adsorption physique (physisorption). De la même manière que pour l’H2S(g), ces composés sont captés par les pores de l’adsorbant que l’on met dans le filtre. Ces filtres sont situés au même niveau que ceux pour le soufre. Mais la différence est que ces charbons actifs sont régénérables, c’est-à-dire que des entreprises spécialisées peuvent les récupérer lorsqu’ils ont atteint leur taux de charge. A l’inverse des charbons actifs imprégnés utilisés pour le soufre, ils sont régénérés sur site spécifique et peuvent donc être réutilisés. Cela diminue les coûts de renouvellement de charbon actif car l’entreprise qui s’en charge ne facture plus les coûts d’élimination mais seulement des prestations de transport et de changement de charbon actif. 2.5.4.2 Les siloxanes (COVSi) Les siloxanes sont des composés organiques volatils dérivés du silicium. La présence de siloxane dans les biogaz est à relier directement à la consommation de produits siliconés par les ménages et les entreprises. En effet, les silicones entrent dans la composition de nombreux produits de consommation courante fabriqués par de nombreuses industries et se retrouvent ainsi dispersé dans l’environnement. On les retrouve ainsi dans nos déchets et donc notamment dans les biogaz issus de CET, boues de STEP ou de certains déchets industriels. Cette famille de composés organiques volatils est à surveiller spécifiquement car, même en faible quantité, ces éléments peuvent avoir des effets dévastateurs dans les procédés. En effet, dans les chambres de combustion, ces siloxanes se transforment en dioxyde de silicium (SiO2). Ce dioxyde de silicium se combine avec d’autres éléments de gaz et notamment les huiles de lubrification et s’accumule sous forme de solide. L’augmentation du dépôt fait chuter le rendement du moteur. Les composants du moteur sont endommagés et la durée de vie de l’huile est réduite. L’épuration du biogaz doit donc permettre d’éliminer ces composés. Cette problématique est assez récente et la règlementation sur ce sujet est en cours de réalisation. Il est ressorti des échanges que l’on a pu avoir avec le CRIGEN, que le gestionnaire de réseau pourra choisir le seuil à ne pas dépasser, dans une fourchette (éventuellement entre 0.1 et 1 mg/Nm3 ) qu’il pourra déceler avec la technique d’analyse choisie. La difficulté, d’après le CRIGEN, réside dans la faible maturité des technologies d’analyse pouvant déceler des faibles concentrations de ce composé ce qui pose des problèmes de standardisation des méthodes d’analyse. Leur élimination se fait par adsorption sur des charbons actifs. Des charbons actifs spécifiques à ces composés existent et peuvent être mis en place dans les procédés d’épuration pour des biogaz qui présentent des concentrations en siloxane très élevées. En général, ils sont adsorbés sur les charbons actifs dédiés aux composés organiques volatils.
  34. 34. 33 3 Méthodologie Bien que la bibliographie ait été une première partie importante de mon stage, je ne pouvais trouver toutes les informations nécessaires à ma mission dans cette dernière. Tout d’abord, les informations sur les performances des procédés n’étaient pas précises. De plus, il y avait très peu d’informations d’ordre économique et aucune sur les coûts des technologies d’épuration. J’ai donc réalisé une démarche auprès des fournisseurs de technologie pour avoir ces informations et réaliser ma propre étude technique et économique. 3.1 La définition de cas typiques Afin d’être le plus utile à Régaz-Bordeaux, je me suis appuyé sur les projets potentiels que l’entreprise pouvait avoir sur son réseau. J’ai donc défini 3 cas types, dont les deux premiers ont été définis avec les informations les plus précises que j’ai pu disposer sur ces potentiels projets :  Cas 1 : Le biogaz est issu de la méthanisation de boues d’une STEP de 400 000 équivalent habitant. Le débit de biogaz estimé est de 300 Nm3 /h. Les boues sont traitées au chlorure ferrique (technique de désulfuration grossière vu précédemment) ce qui engendre une concentration de H2S de seulement 50 ppm dans le biogaz à traiter. Le taux de CH4 dans le biogaz est de 60 %.  Cas 2 : Le biogaz est issu de la méthanisation d’intrants agricoles. Le débit de biogaz estimé est de 215 Nm3 /h. Le taux en CH4 est de 60 % et la concentration en H2S est de 500 ppm.  Cas 3 : Le biogaz est issu de la méthanisation d’intrants agricoles. Le débit de biogaz estimé est de 138 Nm3 /h. Le taux en CH4 est de 60 % et la concentration en H2S est de 500 ppm. 3.2 La demande de devis J’ai donc approché différentes entreprises offrant des procédés d’épuration. Je me suis essentiellement concentré sur celles présentes sur le marché français. J’ai été en contact avec une dizaine d’entreprises, et j’ai reçu de véritables devis émanant de cinq d’entre elles. Les informations relatives aux autres entreprises sont laissées au compte de Régaz. Les résultats de l’étude économique n’en tiennent pas compte. Par contre, j’en ai tenu compte dans la partie « les critères de performances et de choix des technologies » et dans mes analyses et discussions. Afin que ce rapport ne soit pas confidentiel, les fournisseurs de technologie qui m’ont fait parvenir les devis seront désignés par la dénomination suivante : F1, F2, F3, F4, F5. Dans cette étude économique, les technologies de lavage organique, lavage aux amines et cryogénie n’ont pas été considérées. Pour le lavage organique, il n’y avait pas d’offres sur le marché français. Pour le lavage aux amines, bien qu’il y ait une offre, les débits de biogaz que présentent les cas considérés sont trop faibles pour que cette technologie soit intéressante. Pour la cryogénie, étant donné le niveau de maturité de la technologie, il aurait été difficile d’avoir un devis. Cette étude s’est donc consacrée aux trois technologies déjà présentes en France à savoir, le lavage à l’eau, la perméation membranaire et le PSA. Il est important de préciser que cette étude présente les trois marques de membranes présentes sur le marché pour la technologie membranaire. Un même fournisseur a également pu proposer plusieurs procédés de technologie différente. C’est pour cela que dans la présentation des résultats, les offres seront présentées par la technologie du procédé et sa dénomination fournisseur. 3.3 Les critères de performance des procédés Le taux de disponibilité est défini comme le pourcentage de l’année complète où le procédé remplit son rôle d’épurateur. Il correspond donc au temps de fonctionnement effectif de l’épurateur. Les fournisseurs de procédés mettent en général en place une garantie de disponibilité dans laquelle ils spécifient qu’elle est valable uniquement sous le respect strict des conditions d’utilisation du procédé.
  35. 35. 34 Les pertes en méthane correspondent à la part de méthane qui est perdue durant l’épuration. Elles se définissent comme le pourcentage perdu sur la totalité du méthane qui transite durant le fonctionnement effectif de l’épurateur. Le rendement global peut être défini comme le produit des deux critères précédents. La consommation électrique spécifique est la consommation électrique du procédé ramenée à la quantité de biogaz traité durant le fonctionnement effectif du procédé. Elle est exprimée en kWh électrique par Nm3 de biogaz traité. 3.4 Les critères importants pour le choix d’une technologie d’épuration D’autres critères ont été considérés comme importants dans mon étude pour réaliser le choix d’une technologie d’épuration. Ce sont les suivants : - Le traitement de l’offgaz : la règlementation n’est pas bien définie et en changement sur le rejet de l’offgaz à l’atmosphère. Jusqu’à présent, les fournisseurs de procédés devaient s’engager à ce que la concentration volumique en méthane dans l’offgaz ne dépasse pas les 2 % pour pouvoir le rejeter à l’atmosphère. La nouvelle réglementation risque de se concentrer uniquement sur les pertes en méthane totales afin de ne pas défavoriser de nouvelles technologies de régénération de l’eau comme les colonnes sous dépression ou les mélangeurs statiques où le méthane perdu n’est pas dilué dans un grand flux d’air ce qui est le cas des technologies de stripping à l’air ; - La valorisation du CO2 : elle est essentiellement liée à la pureté du bioCO2, coproduit de l’épuration du biogaz ; - La flexibilité et maniabilité du procédé. Par flexibilité et maniabilité, on entend la possibilité de modifier facilement le procédé pour qu’il s’adapte à de nouvelles conditions de débit sans dégrader ses performances ou qu’il s’adapte à de nouveaux objectifs de performances. - La robustesse : par ce critère, on examine si la technologie réagit bien aux imprévus tels que un changement ponctuel dans la composition du biogaz ou une défaillance du système de prétraitement ; - Les besoins en chaleur ; - L’élimination des composés O2 et N2 : ces composés sont gênants pour atteindre le niveau de PCS requis. 3.5 La notion de coûts Dans cette étude, les coûts d’investissement se différencient des coûts d’opération et sont représentés sous la dénomination respective CAPEX et OPEX. Ces termes sont souvent utilisés par les professionnels du secteur. Cependant, la composition de ces coûts est propre à chacun. Il est donc important de bien savoir de quoi on parle. C’est pourquoi, je porte ici l’attention sur la composition dans cette étude de mon CAPEX et mon OPEX.  Le CAPEX il prend en compte les investissements suivants : - Le prix de vente du procédé complet d’épuration permettant d’atteindre les spécifications biométhane (épurateur, tous les équipements connexes et pièces de rechange de base, la première charge des consommables…) ; - L’installation et la mise en route du procédé d’épuration ; - La formation du personnel à son utilisation ;
  36. 36. 35  L’OPEX il prend en compte les charges d’opération associées spécifiquement au procédé d’épuration qui sont les suivantes : - La consommation électrique et téléphonique - Toute la maintenance du procédé d’épuration : contrat de maintenance, pièces de rechange, garanties - La gestion et supervision à distance du procédé - Les consommables : eau, charbons actifs… - 1/15ème du CAPEX : cela correspond à son amortissement linéaire sur la durée de vie de l’installation définie à 15 ans 3.6 La réalisation de Business plan Pour chaque offre commerciale reçue, j’ai réalisé un business plan. La particularité de ces business plans est qu’ils sont réalisés dans le cadre d’une entreprise qui ne se charge que de l’épuration du biogaz, c’est-à-dire qu’elle achète du biogaz et revend du biométhane. L’un des objectifs principaux de mon étude est de voir, pour les projets potentiels de Régaz, jusqu’à quel niveau un porteur de projet spécifique à l’épuration du biogaz peut négocier le prix d’achat du biogaz avec le producteur afin que ses investissements relatifs à l’épuration du biogaz soient suffisamment rentables. Les éléments qui ont été ajoutés aux investissements du projet spécifique d’épuration du biogaz sont les suivants : - Toutes les études préalables au projet d’épuration (étude de faisabilité, étude de raccordement au réseau gaz…) ; - Le montage juridique et financier de l’entité porteuse du projet épuration du biogaz (en effet, dans notre cas, l’entité serait potentiellement composée de plusieurs entreprises. Le cadre juridique liant ces entreprises est à définir tout comme le contrat avec le producteur de biogaz) ; - La mise en service du skid d’injection ; - Le raccordement au réseau de gaz ; - Le raccordement au réseau électrique ; - Les tuyauteries liant le digesteur à l’épurateur ; - Le génie civil de la parcelle accueillant l’épurateur ; Les éléments qui ont été ajoutés aux charges d’exploitation du projet sont les suivants : - La location du terrain et du skid d’injection ; - Les analyses périodiques ; - L’achat du biogaz ; Il est important de comprendre ici que c’est cette dernière charge qui a été modulée en fonction des projets afin que le projet reste rentable. Pour dresser ces business plans, les projets ne s’étant pas développés sur le réseau de Régaz durant la période de mon stage, des hypothèses ont dû être réalisées. Les hypothèses structurantes de mon étude sont les suivantes : - Le taux de subvention de l’ADEME est fixé à 13 % du CAPEX du procédé d’épuration. Cela correspond au taux moyen de subvention de l’ADEME pour les projets d’épuration sur l’année 2015. - Le taux de subvention du Conseil Régional est fixé à 10 % du CAPEX du procédé d’épuration ;
  37. 37. 36 - Les aides sont assimilées comme acquises dès le début du projet et font donc parties des capitaux propres. ; - La mise de fond de départ apportée par l’entreprise est de 150 000€. Ce montant a été choisi de manière à limiter l’apport en capital de l’entreprise afin qu’elle joue sur l’effet de levier d’un emprunt. C’est donc le montant minimum, pour que les capitaux propres représentent 30 % de l’investissement total du projet et que les banques acceptent un prêt à hauteur de 70 % de l’investissement total ; - Le reste de l’investissement est financé par emprunt au taux 3 % dont le remboursement se fait à annuité constante. Le montant de l’emprunt permet de couvrir les charges de l’année 0 de façon à ce que la trésorerie ne soit jamais négative ; - La production de biométhane à l’année 0 est nulle ; - La production de biométhane est maximale de l’année 1 à 15. 3.7 Les autres critères économiques Afin de pouvoir comparer les différentes offres commerciales reçues, il a fallu choisir des critères économiques pertinents. 3.7.1 Le Taux de Rentabilité Interne (TRI) Le critère principal sur lequel repose le business plan est le TRI « actionnaire ». Ce Taux de Rentabilité Interne a été calculé en utilisant la fonction TRI d’excel sur le Résultat Net Courant après impôt des années 1 à 15. Ces valeurs sont donc positives. La seule valeur négative est celle de l’année 0 où le résultat négatif d’un montant de 60 612€ (correspondant aux charges estimées de cette année 0) a été ajouté aux 150 000€ de mise de fond par l’entreprise. Il est important de préciser que ce montant de 210 612€, correspondant au flux net de trésorerie négatif initial, est le même pour tous les projets. C’est seulement l’investissement des actionnaires qui a donc été considéré et c’est pour cela que l’on parle de TRI « actionnaire ». Bien que la fonction excel donne le TRI sans prendre en compte les coûts de financement et les plus-values de réinvestissement, dans notre cas ces coûts de financement sont bien pris en compte puisque dans le Résultat Net Courant, les charges financières sont considérées. En effet, un montant d’emprunt élevé va générer des charges annuelles financières plus importantes et donc va faire baisser le Résultat Net Courant. La référence pour ce TRI « actionnaire » garantissant une volonté d’investir dans le projet est fixée à 14 %. 3.7.2 La valeur actuelle nette (VAN) Ce critère de performance économique va de pair avec le TRI. Il représente la valeur actuelle nette d’un investissement en considérant un taux d’actualisation donné. Le TRI représente lui le taux d’actualisation pour lequel la VAN est nulle. Le taux d’actualisation considéré pour le calcul de la VAN est le même que celui considéré pour l’emprunt, à savoir 3 %. La VAN est donc négative lorsque le TRI est inférieur à 3 %. 3.7.3 Le coût d’épuration Dans cette étude le coût d’épuration est défini comme le ratio de l’OPEX du procédé d’épuration sur la quantité d’énergie injectée sur le réseau de gaz exprimée en MWh PCS. Cette quantité d’énergie injectée est dépendante des critères de performances du procédé à savoir les pertes en méthane et la disponibilité. Il est judicieux d’indiquer ici que nous avons considéré le PCS du biométhane injecté constant et égal à 10.7 kWh/Nm3 et cela pour toutes les offres. Certains devis prévoient un PCS de biométhane supérieur à cette valeur. Cependant, dans cette étude cela ne se manifeste pas par une augmentation du PCS du biométhane injectée mais par une augmentation du débit de biométhane injectable toujours avec le PCS de 10.7 kWh/Nm3 . Ainsi, le procédé présentant les pertes en méthane les plus basses aura le débit de biométhane injectable le plus grand. Ce débit de biométhane injectable représente le débit de biométhane qui serait injectée sur 365 jours avec une disponibilité de 100 % du procédé. Après avoir vu l’effet des pertes en méthane sur la quantité d’énergie injectable dans le réseau, il faut comprendre que la disponibilité se définit comme le pourcentage de cette énergie

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