qzsrzer

Régaz Bordeaux6 place Ravezies - CS 1002933070 Bordeaux Cedex

RemerciementsTout 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.

1

2

SommaireRemerciements......................................................................................................1Sommaire...............................................................................................................3Table des figures....................................................................................................5Table des tableaux.................................................................................................6Glossaire................................................................................................................ 7Résumé.................................................................................................................. 8Abstract.................................................................................................................. 91. Présentation de l’entreprise...........................................................................10

1.1 L’Histoire de Régaz-Bordeaux..................................................................101.2 Les filiales de Régaz-Bordeaux................................................................101.3 La filière gaz............................................................................................111.4 Le réseau de distribution.........................................................................12

Introduction..........................................................................................................142 Bibliographie..................................................................................................16

2.1 Qu’est-ce que le biogaz ?.........................................................................162.2 La valorisation du biogaz.........................................................................172.3 Les avantages de la filière biogaz............................................................172.4 Le contexte réglementaire de l’injection de biométhane sur le réseau...18

2.4.1 Les intrants autorisés........................................................................182.4.2 Les capacités allouées et la règle du premier arrivé, premier servi. .182.4.3 Le tarif d’achat du biométhane.........................................................192.4.4 Les garanties d’origine......................................................................192.4.5 Les spécifications du biométhane.....................................................21

2.5 Les composantes de l’épuration du biogaz..............................................222.5.1 La désulfuration du biogaz................................................................222.5.2 La déshydratation du biogaz.............................................................262.5.3 La décarbonation du biogaz..............................................................272.5.4 L’élimination de composés traces indésirables.................................31

3 Méthodologie.................................................................................................333.1 La définition de cas typiques...................................................................333.2 La demande de devis...............................................................................333.3 Les critères de performance des procédés..............................................333.4 Les critères importants pour le choix d’une technologie d’épuration......34

3

3.5 La notion de coûts...................................................................................343.6 La réalisation de Business plan................................................................353.7 Les autres critères économiques.............................................................36

3.7.1 Le Taux de Rentabilité Interne (TRI)..................................................363.7.2 La valeur actuelle nette (VAN)...........................................................363.7.3 Le coût d’épuration...........................................................................363.7.4 Les produits d’exploitation................................................................373.7.5 Les charges d’exploitation.................................................................373.7.6 Le Résultat d’Exploitation (REX)........................................................373.7.7 Les outils statistiques utilisés pour l’analyse des résultats...............37

4 Résultats de l’étude et discussions................................................................384.1 Les critères de performances et de choix des technologies....................38

4.1.1 La disponibilité..................................................................................384.1.2 Les pertes en méthane......................................................................384.1.3 La consommation électrique.............................................................384.1.4 Le traitement de l’offgaz...................................................................394.1.5 La valorisation du bioCO2..................................................................394.1.6 La flexibilité et maniabilité du procédé.............................................394.1.7 La robustesse....................................................................................404.1.8 Les besoins en chaleur......................................................................404.1.9 L’élimination de l’O2 et du N2.............................................................40

4.2 Discussion sur le choix de la technologie................................................414.3 L’étude économique................................................................................42

4.3.1 Les résultats économiques pour le cas 1...........................................424.3.2 Les résultats économiques pour le cas 2...........................................434.3.3 Les résultats économiques pour le cas 3...........................................434.3.4 Analyse sur les résultats économiques..............................................43

4.4 Discussion sur l’étude économique.........................................................445 Conclusion......................................................................................................47Références bibliographiques................................................................................48Annexe I  Calculateur du tarif d’achat du biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel relatif à l’arrêté du 23 Novembre 2011.............................................50Annexe II Tableau de résultat de l’étude économique avec données devis.........51Annexe III Tableau de résultat de l’étude économique avec performances dégradées............................................................................................................52

4

Annexe IV Tableau de résultat de l’étude économique avec performances dégradées et le prix d’achat du biogaz descendu de 2 %....................................53

5

Table des figuresFigure 1 : Actionnariat de Régaz..........................................................................10Figure 2 : Les filiales de Régaz-Bordeaux.............................................................11Figure 3 : Plan du réseau de distribution de Régaz-Bordeaux..............................12Figure 4 : Le réseau de distribution en chiffre .....................................................13Figure 5 : Mécanisme de financement de la filière biométhane...........................20Figure 6 : Les différentes formes du soufre dans un digesteur ...........................23Figure 7 : Schéma de déshydratation du biogaz..................................................27Figure 8 : Schéma de principe d'une membrane..................................................31Figure 9 : Modélisation des coûts d’épuration et représentation des cas traités..46

6

Table des tableauxTableau 1 : Composition indicative des différents biogaz…………………………………………..16Tableau 2 : Spécifications du biométhane injecté sur le réseau de Régaz-Bordeaux………………21Tableau 3 : Récapitulatif des critères de choix pour les technologies d’épuration…………………38

7

GlossaireADEME : Agence De l’Environnement et de la Maitrise de l’EnergieCAPEX : Capital Expenditure : désignation des coûts d’investissementCET : Centre d’Enfouissement TechniqueCH4 : méthaneCOV : composés organiques volatilsCRE : Commission de Régulation de l’EnergieCRIGEN : Centre de recherche et d’innovation sur le gaz et les énergies nouvelles, filiale d’EngieTICGN : Taxe Intérieur de Consommation sur le Gaz NaturalENR : Energie renouvelableGES : Gaz à Effet de SerreGO : Garanties d’OrigineGNV : Gaz Naturel VéhiculeGNL : Gaz Naturel LiquéfiéGrDF : Gaz Réseau Distribution FranceGT 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 : eauH2S : hydrogène sulfuré ICPE : Installation Classée pour la Protection de l’EnvironnementINRS : Institut National de Recherche et de SécuritéN2 : diazoteO2 : dioxygèneOPEX : Operationnal Expenditure : désignation des coûts d’opérationPCI : Pouvoir Calorifique InférieurPCS : Pouvoir Calorifique SupérieurPSA : Pressure Swing Adsorption : Adsorption modulée sous pression (procédé d’adsorption continu)TIGF : Transport Infrastructure Gaz de France

8

SER : Syndicat des Energies Renouvelables SPEGNN : Société Professionnelle des Entreprises Gazières non nationalisésSTEP : Station d’épuration des eaux usées

9

RésuméL’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

AbstractBiogas 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

1.Présentation de l’entreprise 1.1 L’Histoire de Régaz-BordeauxC’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’Epargnela 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-BordeauxRégaz-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.

12

Bor-deauxMétropole

51,2 %

Cogac24%

OFI-InfraVia24 %

Col-lectiv-

ités lo-

cales, la

Caisse d’Epargne,

la CCIB,

les organ-ismes HLM0,8 %

Actionnariat Régaz-Bordeaux

Figure 1 : Actionnariat de Régaz

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

13

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 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

14

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).

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.

15

Figure 3 : Plan du réseau de distribution de Régaz-Bordeaux

Figure 4 : Le réseau de distribution en chiffre (année 2010)

IntroductionDe 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

16

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 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

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 45-80CO2 20-35 30-40 34-38 20-35 25-40O2 < 0.5 < 1 < 1 < 0.5 1-7N2 < 1 < 1 < 5 < 1 3-12H2S (ppmv) 500-6500 100-500 70-700 500-3500 0-3000COV (mg/m3) 5-47 - - 22-100 2-10000Siloxane (mg/m3)

- - - 20-250 20-250

18

eau Saturé en eau

Saturé en eau

Saturé en eau

Saturé en eau

-

Tableau 1: Composition indicative des différents biogaz1

2.2 La valorisation du biogazComme 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

1 Ce tableau a été réalisé en regroupant des informations extraites des références 8, 9 et 10

19

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 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

20

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.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.

21

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 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)

22

Figure 5 : Mécanisme de financement de la filière biométhane

23

(TICGN,…)

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.

24

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 (SO42-) 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

25

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 grossièreOn appelle désulfuration grossière les méthodes qui permettent d’abaisser de manière conséquente la concentration en H2S sans arriver de manière précise

26

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 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 (SO42- 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

27

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)

2.5.1.3 La désulfuration fineOn 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

28

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 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 biogazPour 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

29

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 biogazLe 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 :

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.

30

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’absorptionLe 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).

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.

31

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 CO32- 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. 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.

32

2.5.3.2 La technologie d’adsorptionNous 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’AdsorptionCela 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.

33

2.5.3.2.1.2 La Mise à pression atmosphérique : gaz non adsorbé recycléIl 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 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 DésorptionUne 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 recycléAfin 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 membranaireLe 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.

34

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 cryogéniqueLa 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)

35

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)

2.5.4.1 Les composés organiques volatilsLes 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.

36

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.

37

3 MéthodologieBien 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 devisJ’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

38

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 procédésLe 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.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.

39

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 ;

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 ;

40

- 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 ;

- 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 économiquesAfin 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

41

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 injectable qui est réellement injectée dans le réseau. En effet, le débit de biogaz propre à chaque projet est estimé pour les 365 jours de l’année. Sachant que le procédé d’épuration doit être arrêté pour maintenance quelques jours dans l’année, durant ces jours le biogaz n’est pas valorisé en biométhane. Il a été également considéré que le biogaz arrivant durant ces jours d’indisponibilité du procédé n’est pas acheté au producteur de biogaz. Pour résumer, la quantité d’énergie injectée est calculée d’une même manière rigoureuse pour toutes les offres reçues. Sachant que cette dernière dépend des performances du procédé, que l’OPEX est propre à chaque offre, le coût d’épuration est un critère de comparaison des offres pour un même projet. Ce critère permet également de comparer le coût d’épuration entre les différents projets.

3.7.4 Les produits d’exploitation Les produits d’exploitation sont donc les recettes liées à la valorisation de ce biométhane. Les recettes liées à la vente se caractérise par le produit du tarif de vente du biométhane (€/MWh PCS) par la quantité d’énergie injectée en MWh PCS. Le tarif de vente du biométhane a été estimé avec l’outil « calculateur du tarif de vente » édité par le club biogaz relatif à l’arrêté d’octobre 2015 (19). Il est important de notifier que 100 % de prime p1 a été considéré dans le cas de la

42

STEP (cas 1) et que 100 % de prime p2 a été notifié dans les deux cas de projets agricoles (cas 2 et 3). Vous trouverez les informations considérées, pour chaque cas, dans le calculateur du tarif de vente, dans l’annexe I.A ces recettes, il a été rajouté les recettes liées à la valorisation des garanties d’origine. Le prix de vente moyen a été considéré à 5 € du MWh. Cette valeur émane d’informations issues du comité de travail GT biométhane. Selon la conclusion de cette étude, 50 % de ce prix reviendrait, à moyen terme, au producteur de biométhane, si la réforme est mise en place. C’est ce que nous avons considéré ici.Les produits d’exploitation sont donc la somme des recettes liées à la vente de biométhane et de celles liées à la valorisation des garanties d’origine.

3.7.5 Les charges d’exploitation Les charges d’exploitation regroupent donc toutes les charges définis dans l’OPEX d’épuration auxquelles ont été ajoutés la location du terrain et du SKID d’injection, les analyses périodiques nécessaires et l’achat du biogaz propre à cette étude. Cette dernière charge est définie comme un pourcentage des produits de vente du biométhane (au tarif réglementé) reversé au producteur de biogaz. C’est ce taux dont on voulait trouver la valeur, pour chacun des trois cas afin d’avoir un TRI « actionnaire » proche de 14 %. Ce taux est le même pour les différentes offres d’un même cas afin de pouvoir les comparer.

3.7.6 Le Résultat d’Exploitation (REX) Il représente la différence entre les produits d’exploitation et les charges d’exploitation. Ce paramètre donne une indication du bénéfice qu’engendre l’activité sans considérer les frais financiers et l’impôt.Le TRI « projet » peut être calculé à partir de la capacité d’autofinancement (CAF) composée de ce REX auquel est déduit le montant des impôts et est ajouté le montant de la dotation amortissement mis dans les charges d’exploitation. Dans mon étude, il a été considéré plus pertinent de se baser sur le TRI « actionnaire » plutôt que sur le TRI « projet ».

3.7.7 Les outils statistiques utilisés pour l’analyse des résultats Afin de synthétiser et analyser les résultats, pour les deux premiers cas, qui comportent plusieurs offres, la moyenne des résultats a été calculée via la fonction excel « moyenne ». L’écart type des résultats a été calculé via la fonction excel « écartype.pearson ». Cette fonction a la particularité de considérer que ces arguments représentent l’ensemble de la population ; elle

utilise la formule suivante :√∑ (x−ᾱ)2n

avec ᾱ la moyenne de la population et n

la taille de l’échantillon.

43

4 Résultats de l’étude et discussions4.1 Les critères de performances et de choix des

technologiesLe tableau 3 permet de synthétiser les résultats sur les critères de choix et performances des différentes technologies d’épuration.

Lavage à l'eau Lavage aux amines PSA perméation membranaire cryogéniedisponibilité 98% 98% 98% 98% NRpertes en CH4 1% <0,2% >2% 0,3-0,7% 0%

consommation électrique spécifique (kwh/Nm3)

0,22-0,30 0,13-0,18 0,22-0,30 0,25-0,35 0,5-0,6

traitement de l'offgazrejet

atmosphériquebioCO2 ou rejet atmosphérique

possibilité de le brûler dans une

chaudière bas PCIrejet atmosphérique pas d'offgaz

valorisation bioCO2 non oui (gaz) non possible oui (liquide)flexibilité, maniabilité du procédé modérée faible modérée très bonne modérée

robustesse bonne bonne bonnenécessite prétraitement

de grande qualiténon mature

Les besoins en chaleur

récupération chaleur possible

sur compresseur

consommation chaleur de 0,5 kwh th/Nm3 de biogaz

production chaleur possible via chaudière bas

PCI

récupération chaleur possible sur compresseur

pas de consommation,

pas de production

élimination de l'O2 non non de 60 à 80%

d'élimination50% d'élimination

oui si liquéfaction

méthane

élimination du N2 non non de 60 à 80%

d'éliminationnon

oui si liquéfaction

méthane

Tableau 3 : Récapitulatif des critères de choix pour les technologies d’épuration

4.1.1 La disponibilité La majorité des fournisseurs de procédés d’épuration garantissent une disponibilité de 98 % soit une durée de fonctionnement effective de 8 580 heures sur toute l’année. Comme vous pourrez le voir dans le tableau de résultat de l’annexe II, il est à noter, que pour notre devis de technologie PSA obtenu, le fournisseur ne garantit pas une disponibilité aussi haute. Cependant, c’est propre à ce fournisseur qui n’a pas encore de retour d’expérience sur sa technologie PSA. Les autres fournisseurs de PSA garantissent eux aussi une disponibilité de 98%.

4.1.2 Les pertes en méthane Les technologies présentant des pertes en méthane quasi nulles sont la cryogénie et le lavage aux amines. La technologie membranaire présente des pertes en méthane relativement faibles (0.3 à 0.7 %). Le lavage à l’eau présente des pertes autour de 1 %. La technologie PSA présente le plus de pertes en méthane. Cette technologie ne permet pas de descendre en dessous des 2 % de pertes.

4.1.3 La consommation électrique Il faut avoir à l’esprit que la majeure partie de la consommation électrique est due à la compression du biogaz. La technologie ayant la plus petite consommation électrique est donc le lavage aux amines. En effet, cette technologie ne nécessite pas de mettre sous pression le biogaz ce qui diminue énormément les consommations électriques. Ceci est un avantage important qui

44

est bien exploité et a permis le bon développement de cette technologie en Allemagne. Cependant, en France, les coûts de compression liés à l’injection du biométhane sur le réseau de gaz sont à la charge du porteur de projet et non pas du gestionnaire de réseau de gaz comme c’est le cas en Allemagne. Ainsi, même si le biométhane est aux normes à basse pression, le porteur de projet devra, à sa charge, le comprimer à une pression supérieure à la pression du réseau au niveau du site d’injection. Ceci a participé au non développement de cette technologie en France.La technologie présentant la plus grosse consommation électrique est la cryogénie. En effet, elle nécessite de descendre très bas en température et haut en pression pour pouvoir atteindre les conditions où le CO2 se condense. Cependant, le surplus de consommation électrique est très faible pour liquéfier le biométhane et obtenir du bioGNL.Pour ce qui est des trois technologies présentent en France, il n’y a pas de grandes différences au niveau de la consommation électrique. D’autant plus que cette consommation peut varier pour une même technologie entre les différentes offres. Cette consommation dépend beaucoup de la pression de fonctionnement du procédé, de la recircularisation du biogaz, de comment on pilote le procédé en fonction des objectifs désirés. La technologie membranaire fonctionne, en général, à des pressions plus élevées que les autres ce qui fait que la consommation électrique associée peut être légèrement supérieure aux deux autres.

4.1.4 Le traitement de l’offgaz Le traitement de l’offgaz dépend essentiellement de sa teneur en CH4 et H2S. Aujourd’hui, la majeur partie des procédés annoncent des pertes en méthane inférieures à 2 % ce qui permet un relargage à l’atmosphère de l’offgaz. Il est vrai que dans certains cas notamment du lavage à l’eau qui ne met pas spécialement en place une désulfuration poussée en amont, des filtres au charbon actif, pour diminuer la concentration en H2S, sont mis en place avant relargage. Ce traitement est alors inclus dans l’offre commerciale. La technologie PSA ne permettant pas de descendre en dessous des 2 % de pertes en méthane, la concentration en méthane dans l’offgaz peut dépasser les 2 %. Dans ce cas, une valorisation de l’offgaz est possible via une chaudière à bas PCI.

4.1.5 La valorisation du bioCO 2.Si les performances du procédé d’épuration sont très élevées, l’offgaz se caractérise comme du CO2 pur et peut être valorisé comme du bioCO2. Les technologies de cryogénie et de lavage aux amines, de par leur production d’un CO2 d’une grande pureté permettent cette valorisation. Pour la perméation membranaire, si le procédé est dimensionné et piloté pour avoir les plus bas pertes en méthane possible (0.3%), il peut également y avoir une valorisation du bioCO2. Pour le lavage à l’eau, les procédés commercialisés mettent en place une régénération de l’eau par stripping à l’air ce qui ne permet pas une valorisation du CO2. Le PSA, à cause de la présence de méthane dans l’offgaz, ne permet pas de valoriser le CO2.

45

4.1.6 La flexibilité et maniabilité du procédé Sur ce critère, la technologie membranaire se démarque. Elle est la seule à mettre en place un procédé modulaire. Des modules de membranes peuvent être enlevés ou rajoutés facilement. Ainsi, si l’exploitant souhaite augmenter ou diminuer sa production de biogaz, il pourra, sans changer conséquemment le système d’épuration, garder les mêmes performances d’épuration tout en injectant plus de biométhane. S’il veut améliorer les performances de son procédé, il peut ajouter une cartouche de membrane. Les compresseurs intégrés dans leur procédé sont équipés de variateurs de vitesse ce qui permet de maintenir la consommation électrique minimale pour une large gamme de débits.Pour ce qui est des autres technologies, il faut comprendre que le dimensionnement de base sur un débit nominal est garant des bonnes performances. Mais, si au cours de la vie du procédé, l’exploitant veut augmenter sa production, le procédé est moins adaptable que ceux modulaires des membranes. Cependant, les procédés présentent une gamme de débit acceptée qui peut être relativement large. Les compresseurs sont également équipés de variateurs de vitesse qui permettent de ne pas avoir une trop grande différence de consommation électrique entre les extrémités de la gamme de débit accepté. Ces procédés peuvent s’arrêter totalement mais ils ne sont pas adaptés pour le faire souvent.

4.1.7 La robustesse Les technologies d’absorption et d’adsorption sont relativement robustes. Elles sont capables de gérer des fluctuations de composition de biogaz sans se dégrader. Une teneur élevée ponctuelle en composés indésirables ne va pas dégrader le procédé. Une défaillance en amont du système entrainant l’arrivée d’un biogaz de très mauvaise qualité ne va pas entrainer la dégradation durable des performances du procédé, au pire des cas, il peut y avoir une surconsommation en eau et électricité.Les membranes, quant à elles, ne tolèrent pas la présence de composés indésirables. C’est sur ce point que peut s’expliquer la différence entre les fournisseurs de membrane. Les membranes Evonik sont les plus performantes en termes de sélectivité mais sont les moins robustes. En effet, elles ne tolèrent pas une concentration en H2S supérieure à 10 ppm. Elles ne tolèrent pas non plus tous les composés organiques volatils. Bien que les membranes d’Air Liquide et Air Product soient beaucoup plus robustes vis-à-vis du soufre, il n’en reste pas moins le problème des composés organiques volatils. Le prétraitement est donc très important pour la technologie membranaire. Une défaillance de ce dernier peut dégrader les performances des membranes à vie. C’est en ce sens que cette technologie est moins robuste que les autres.

4.1.8 Les besoins en chaleur La chaleur est un critère important dans le choix d’une technologie. Cette problématique est propre à chaque projet. En effet, il ne faut pas découpler l’épuration du biogaz de la production du biogaz. Lors de la production du biogaz, il y a un besoin en chaleur pour le maintien de la température dans le digesteur. Cette chaleur est souvent fournie par le biogaz lui-même. Ainsi, cette partie du biogaz n’est pas disponible pour l’épuration et donc l’injection de biométhane dans le réseau. Cependant, en fonction des sites, cette chaleur peut provenir d’autre part que le biogaz, comme la chaleur excédentaire ou fatale d’un procédé à côté. Cette chaleur peut également provenir de la récupération thermique qu’il

46

peut y avoir sur le procédé d’épuration permettant donc qu’il y ait moins ou pas de biogaz dédié au chauffage du digesteur.Dans le tableau 3, nous voyons que le lavage aux amines est la seule technologie d’épuration qui a besoin d’un apport en chaleur. Tous les autres n’en consomment pas, mais permettent même d’en récupérer (sauf cryogénie). La perméation membranaire et le lavage à l’eau permettent une récupération de chaleur au niveau du compresseur. Jusqu’à 60 % de l’énergie électrique consommée par le procédé peut être récupérée sous forme de chaleur, qui se caractérise par de l’eau chaude à une température, en général, comprise entre 50 et 70 °C. Les fournisseurs mettant en place dans leur procédé des compresseurs à vis lubrifiés à l’eau estiment qu’ils peuvent récupérer sous la même forme de chaleur jusqu’à 90 % de la puissance électrique du compresseur.La technologie PSA propose une valorisation thermique de l’offgaz via une chaudière bas PCI. La production de chaleur est relativement importante et peut satisfaire entièrement les besoins du digesteur. Cependant, pour pouvoir brûler l’offgaz, il faut que la concentration en méthane soit autour des 8-12 % ce qui signifie que soit le PSA est volontairement piloté de façon à avoir de grandes pertes en méthane afin de valoriser l’offgaz, soit cette offgaz, pauvre en méthane, est mélangé avec du biogaz pour pouvoir le brûler. Cette solution peut être utilisée également pour la perméation membranaire où le procédé ne présente pas plus de 2 étages de membranes et où les pertes en méthane sont donc importantes. Cette solution ne permet donc pas une valorisation optimale du biogaz sous forme de biométhane puisqu’une partie du méthane est utilisée pour la production de chaleur. Cependant, elle a l’avantage de valoriser 100 % du méthane du biogaz puisque les pertes en méthane dans l’offgaz sont valorisées sous forme de chaleur et qu’il n’y a donc pas de méthane rejeté à l’atmosphère.

4.1.9 L’élimination de l’O 2 et du N2

L’O2 et le N2 sont des composés potentiellement présents en quantité très faible dans le biogaz mais qui ont une importance puisque la majorité des procédés d’épuration ne permettent pas de les séparer du méthane. Ainsi, leur concentration initiale dans le biogaz est à surveiller car ils peuvent par une concentration trop importante ne pas permettre d’atteindre le PCS requis. En effet, puisque ces composés ne sont pas épurés, ils se retrouvent même concentrés dans le biométhane, dont le CO2, l’H2S et l’H2O ont été enlevés.Un moyen de séparer ces composés du méthane est la liquéfaction du méthane. C’est pourquoi, la cryogénie, permettant une liquéfaction du biométhane à des coûts très réduits et donc l’élimination totale de ces composés, est une technologie d’avenir.La technologie PSA permet également d’éliminer jusqu’à 80 % de ces composés.La technologie membranaire permet de séparer 50 % de l’O2 du CH4 ce qui permet d’avoir dans le biométhane quasiment la même concentration en O2 que celle dans le biogaz initialement. Elle ne permet pas, par contre, de séparer le N2 ; ce dernier est donc concentré dans le biométhane.L’O2 et le N2 étant moins soluble dans l’eau que le CH4, les procédés de lavage à l’eau ne permettent pas de séparer ces composés du méthane. Ils se retrouvent donc concentrés dans le biométhane.

47

Les fournisseurs de procédés au lavage à l’eau ou perméation membranaire notifient bien dans leur offre l’importance de faire attention à ces composés. Leur concentration ne doit pas dépasser le pourcentage volumique. Normalement, le biogaz ne doit pas avoir d’oxygène puisque il est issu d’une digestion anaérobie. Cependant, lorsque l’injection d’air à l’intérieur du digesteur, dans le cadre de la désulfuration grossière, n’est pas maitrisée, il peut rester de l’oxygène dans le biogaz. C’est pourquoi, certains fournisseurs de procédés ne souhaitent pas s’engager uniquement sur l’épuration mais préfèrent maitriser toute la chaîne, à savoir de la production à l’épuration du biogaz, afin de pouvoir gérer et coordonner ces deux parties.

4.2 Discussion sur le choix de la technologieNous pouvons donc constater que toutes les technologies présentées ci-dessus permettent d’arriver aux normes biométhane avec des performances relativement proches. Il est ainsi difficile de faire un choix sur la technologie à utiliser. Ce choix ne peut être réalisé sans une étude détaillée du projet et l’établissement d’un cahier des charges rigoureux.La composition du biogaz est un paramètre important, le choix de la technologie ne peut pas se baser sur une composition estimée en fonction des intrants. Des mesures précises de la composition du biogaz doivent être réalisées. Comme nous avons pu voir, seule la technologie PSA et cryogénique permettent de séparer l’O2 et le N2 du CH4. Ainsi, si les analyses montrent une présence importante de ces composés dans le biogaz, il est intéressant de se tourner vers ses technologies. Il est important de rappeler ici que la cryogénie est une technologie toujours en recherche et développement, où il n’y a pas encore de retour d’expérience, à part sur de jeunes démonstrateurs à l’échelle semi industrielle.Si le biogaz contient beaucoup de soufre et de composés traces indésirables, les investissements dans le prétraitement de ce dernier seront importants. La technologie membranaire nécessitant le prétraitement le plus pointu, la consommation en charbon actif augmente rapidement les coûts. La meilleure robustesse des autres technologies peut s’avérer être un avantage dans ce cas-là. A l’inverse, si le biogaz est de bonne qualité et que l’on privilégie la récupération du méthane sous forme de biométhane, la technologie membranaire est très intéressante.Les besoins en chaleur sont également déterminants. Si sur le site de production, il y a de la chaleur fatale ou d’origine renouvelable disponible pour chauffer le digesteur, le procédé d’épuration peut se consacrer à la récupération maximale du méthane afin d’injecter le maximum de biométhane possible sur le réseau. Dans les autres cas, il y a toute une analyse énergétique et économique à réaliser pour savoir quelle est le meilleur procédé pour valoriser le biogaz à la fois thermiquement que sous forme de biométhane.La valorisation du CO2 est également un paramètre important du projet pour le choix de la technologie. Nous avons pu voir que si le choix se porte sur une technologie de lavage à l’eau ou de PSA, il n’y a pas de valorisation possible sous forme de bioCO2 pur. Enfin, cette partie-là n’a pas pu être trop développée dans mon rapport, mais les problématiques liées à la sécurité du site ne doivent pas être négligées et peuvent être un critère de choix. Par exemple, sur la STEP de Strasbourg,

48

premier site français à injecter du biométhane issu de STEP, la technologie PSA a notamment été écartée puisque, lors de la réalisation de l’étude de danger pour le dossier ICPE, les zones de surpression et d’explosion sortaient hors du site et présentaient donc des contraintes supplémentaires.En France, c’est la technologie membranaire qui est pour l’instant la plus répandue. Sur les 17 sites qui injectent du biométhane fin 2015, 14 utilisent la technologie membranaire, 2 le lavage à l’eau et le dernier est un PSA. Les procédés membranaires modulaires, que proposent de nombreux intégrateurs de procédés clés en main, permettent une grande flexibilité qui rassure les porteurs de projet. Dans un contexte où les capacités d’injection peuvent être limitées notamment en été, certains projets mettent en place de l’étiage, à savoir que la quantité de biométhane qu’ils injectent l’hiver est supérieure à celle en été. Le procédé doit donc être flexible et permettre d’épurer le biogaz avec les meilleures performances aussi bien pour le débit d’hiver que pour le débit d’été. Le tarif d’achat du biométhane étant intéressant, l’objectif est d’injecter le plus d’énergie sous forme de biométhane dans le réseau ; ainsi les procédés récupérant le plus de méthane pour l’injection sont privilégiés. L’accès à une électricité décarbonnée, à prix compétitif, privilégie une consommation électrique à une consommation de chaleur. Ceci est un argument supplémentaire expliquant l’absence de la technologie de lavage aux amines en France. Cependant, les autres technologies ne sont pas à négliger et ont un rôle important à jouer dans le développement de la filière. Des discussions que j’ai eues avec les professionnels, j’ai pu comprendre que les agriculteurs sont assez méfiants des membranes puisqu’ils ne comprennent pas bien leur fonctionnement et ne voient pas comment agir sur elles en cas de disfonctionnement alors qu’ils comprennent mieux la physique et mécanique que met en place le lavage à l’eau. Cette technologie, réputée robuste, peut trouver sa place en France dans ce secteur-là comme le démontre le nombre de projets agricoles en cours utilisant cette technologie. Il y a également de nombreux projets en cours avec la technologie PSA. L’arrivée de normes plus strictes sur le rejet atmosphérique de l’offgaz et la valorisation maximale du méthane pourrait favoriser le développement de cette technologie en France. Enfin, l’officialisation du lancement d’un premier projet français utilisant le lavage aux amines vient de tomber.

4.3 L’étude économiqueL’ensemble des résultats est résumé dans le tableau en annexe II.

4.3.1 Les résultats économiques pour le cas 1 Le CAPEX moyen des procédés d’épuration proposés pour ce cas est de 870 k€ avec un écart type de 90 k€ sur les six offres reçues. La moyenne des OPEX est de 166 k€ avec un écart type de 10 k€ et le coût d’épuration moyen associé de 10.1 €/MWh PCS avec un écart type de 0.5 €/MWh. Le coût d’épuration le plus bas (9.26€/MWh) est associée à une technologie de lavage à l’eau et le plus élevé (10.75 €/MWh) est associée à une technologie PSA qui ne présente que le deuxième plus important OPEX. L’explication de ce phénomène permet de comprendre mon calcul du coût d’épuration (cf $ 4.7.3). En effet, cette offre présente le coût d’épuration le plus élevé car elle présente des performances (pertes en méthane, disponibilité) moins bonnes que la technologie membranaire

49

présentant l’OPEX le plus important. La quantité d’énergie injectée est moindre donc le coût d’épuration est dégradé.

L’investissement total du projet d’épuration se chiffre à 944.4 k€ avec un écart type de 92 k €. L’information importante à retenir pour ce projet est la rentabilité de l’investissement de l’épuration qui permet de reverser 81% des recettes d’exploitation au producteur de biogaz. En effet, la moyenne des TRI est de 14.9% avec un écart type de 5.3% et cela pour un taux de rachat du biogaz fixé à 81% des recettes de vente du biométhane. Il est à noter que, même pour l’offre la plus chère, la VAN est de 94 k€.

4.3.2 Les résultats économiques pour le cas 2 Le CAPEX moyen des procédés d’épuration proposés pour ce projet est de 870 k€ avec un écart type de 51 k€. La moyenne des OPEX est de 160 k€ avec un écart type de 19 k€ pour un coût d’épuration moyen de 13.3 €/MWh avec un écart type de 1.4 €/MWh. Le coût d’épuration le plus bas (11.6 €/MWh) est obtenu pour une offre de technologie PSA alors que le plus élevé (15.35 €/MWh) est attribué à une offre de technologie membranaire.

L’investissement total du projet d’épuration se chiffre à environ 890 k€ avec un écart type de 51.4 k€. L’entité porteuse du projet d’épuration pourra négocier le prix d’achat du biogaz avec le producteur jusqu’à 75 % de ses produits d’exploitation puisque la moyenne des TRI associés aux offres pour ce taux est de 12.3 % avec un écart type de 6.1 %.

4.3.3 Les résultats économiques pour le cas 3 Pour ce projet, l’unique offre reçue présente un CAPEX de 544.4 k€, un OPEX de 126 k€ ce qui donne un coût d’épuration de 16.2 €/MWh.

L’investissement total associé au projet d’épuration est de 619.5 k€. Un tel projet présente un TRI de 15 % tout en redistribuant 67% des recettes de vente de biométhane au producteur de biogaz.

4.3.4 Analyse sur les résultats économiques L’écart type associé au coût d’épuration du cas 2 est relativement plus élevé qu’au cas 1 et cela peut être expliqué par deux points. Le premier est que pour ce cas 2, il y a seulement quatre offres contre six pour le cas 1. Le deuxième point est que la concentration en soufre est 10 fois plus élevée dans le cas 2 que dans le cas 1. Les écarts sur le chiffrage des coûts d’opération liés à la désulfuration sont ainsi agrandis. D’autant plus que le poids de ces coûts d’opération liés à la désulfuration n’est pas le même d’une technologie à l’autre. L’écart type associé au TRI du projet est également plus grand pour le cas 2 que le cas 1. Cela est en partie dû à la présence d’une offre qui présente un TRI beaucoup plus bas que les trois autres. L’offre en question, relative à une technologie membranaire, est la seule à présenter une VAN négative, puisque le TRI est légèrement inférieur au taux d’actualisation considéré.

50

A l’exception de cette offre présentant une VAN négative, les projets sont rentables au taux de rachat considéré. Les taux de rachat considérés représentent un revenu annuel assuré aux alentours de 1 500 k€ pour le cas 1, 1 020 k€ pour le cas 2 et 654 k€ pour le cas 3. Ces revenus sont supérieurs à ceux qui pourraient l’être par la vente d’électricité avec le tarif réglementé du 30 octobre 2015 (19). Si l’on ramène ce revenu annuel à la quantité d’énergie vendue par le producteur de biogaz, le prix du biogaz est respectivement d’environ 87.9 €/MWh PCS (cas1), 83.5 €/MWh PCS (cas2) et 79.6 €/MWh PCS (cas 3). Le producteur de biogaz et l’épurateur de biogaz sont donc tous les deux gagnants sur les trois projets considérés. Cela confirme bien l’intérêt pour Régaz-Bordeaux d’investir sur de tels projets.

4.4 Discussion sur l’étude économiqueLa différence d’un point de vue économique entre les offres pour un même cas peut s’avérer notable. On remarque que les offres les plus intéressantes, c’est-à-dire qui ont les meilleurs CAPEX et coût d’épuration, présentent logiquement le meilleur TRI. Ces offres les moins chères proviennent d’un même fournisseur. Ce fournisseur, pour ces deux offres de technologie lavage à l’eau et PSA, ne propose pas de récupération thermique sur ces procédés. Ce point fait appel à un critère dont j’ai parlé précédemment, à savoir les besoins en chaleur du digesteur. Comme ce critère est vraiment propre à chaque projet et que, dans mon cas, je n’avais pas les informations nécessaires (source et quantité d’énergie pour le chauffage du digesteur), ce paramètre a été exclu de mon étude économique. Mais il est évident que, dans le cadre d’un site où le chauffage du digesteur doit être assuré par le biogaz, un procédé récupérant de la chaleur permettra une moindre consommation du biogaz pour le chauffage du digesteur et donc une plus grande injection de biométhane. Cela aurait pour effet d’améliorer le TRI des offres des procédés récupérant de la chaleur. Plus la récupération thermique est importante, plus l’injection de biométhane est maximisée.Il est très dangereux de dégager de cette étude que les technologies PSA et lavage à l’eau sont les plus attractives d’un point de vue financier car les cinq offres sur six proviennent d’un même fournisseur. Alors que si l’on prend la sixième qui provient d’un fournisseur qui a également fait une offre de technologie membranaire sur le même projet, on constate que ce n’est pas la même chose. En effet, l’offre de lavage à l’eau du fournisseur F3 (lavage eau F3), contrairement au fournisseur F2, présente une récupération thermique qui est d’ailleurs plus élevée que pour sa propre offre de technologie membranaire (membrane F3) . Son CAPEX est aussi légèrement plus important que la technologie membranaire de ce même fournisseur. Pour la technologie PSA, l’offre considérée ne présente pas de chaudière bas PCI pour valoriser thermiquement l’offgaz. Dans cette étude, il n’y a donc pas d’offres de PSA qui permettent de valoriser 100 % du méthane. Des informations qui m’ont été transmises, ces offres-là ont un CAPEX qui se situerait autour des 1 300 k€ pour un débit de 300 Nm3/h de biogaz, donc bien plus important que l’offre PSA présente dans mon étude.On peut d’ailleurs voir en comparant ces deux offres du fournisseur F3 pour le cas 1 que la consommation électrique est un paramètre influençant beaucoup les

51

coûts d’épuration. En effet, la différence de 0.04 Kwh/Nm3 constatée entre les deux offres représentent une différence annuelle de consommation électrique de 10.5 k€. Si l’on compare donc cette offre avec les autres de lavage à l’eau c’est donc le double soit 21 k€ de surconsommation d’électricité. On comprend ici l’importance des performances affichées. Cette différence sur la consommation électrique pour la même technologie de lavage à l’eau ne peut pas s’expliquer uniquement par le fait que dans un cas il y a récupération d’énergie sur le compresseur et pas dans l’autre. D’autant plus que les deux procédés présentent des compresseurs à vis lubrifiés à l’eau. En tout cas, la puissance électrique installée n’est pas la même et cela reflète bien toute la difficulté à mettre un chiffre propre et précis à la consommation électrique d’une technologie spécifique.Il est difficile de dégager de ces aspects économiques, une classification par technologie. Il est vrai que la technologie membranaire, comme énoncé précédemment, présente les pertes en méthane les plus faibles. Quant à son prix, il est dépendant du fournisseur. D’ailleurs, au sein même de cette technologie, il est difficile de dégager des tendances pour les marques de membrane. Les fournisseurs F1, F3 et F5 ne présentent pas la même marque de membranes. F3 et F4 présentent les mêmes membranes. F1 paraît plus cher que F3 et F4 paraît plus cher que F5. Même s’ils ne sont pas sur les mêmes projets, pour la même marque de membrane, F4 paraît plus cher que F3. Les membranes Evonik sont plus sélectives mais moins robustes que les autres marques. La hausse des produits due au gain de performance peut se compenser par la hausse des charges de maintenance. Il est donc également dangereux de dégager des critères économiques liés aux offres reçues une tendance sur la marque de membrane à choisir. Les offres sont vraiment dépendantes des fournisseurs de procédés clés en main.Il est important d’avoir un esprit critique sur toutes les performances affichées dans les devis. Les pertes en méthane, la disponibilité et la consommation électrique sont des critères qui sont délicats à estimer à l’avance. Il est important avant de réaliser le choix d’une offre commerciale, de se renseigner sur les retours d’expérience en allant sur les sites existants et en discutant, non pas avec les fournisseurs de technologie, mais avec le porteur de projet ou exploitant pour savoir s’il est satisfait du procédé utilisé et des services proposés par le fournisseur. Une offre peut être plus chère mais les prestations associées de meilleure qualité garantissant les performances annoncées sur l’ensemble de la durée de vie de l’installation.C’est dans ce cadre que j’ai trouvé intéressant de mettre dans l’annexe III, les résultats de l’étude en considérant pour toutes les offres les mêmes performances dégradées, à savoir une disponibilité de 97 %, des pertes en méthane de 4 % et une consommation électrique de 0.325 kWh/Nm3 de biogaz. Il n’y a ainsi plus de doutes sur les niveaux de performance, puisqu’avec un très haut niveau de confiance, on peut prétendre que tous les procédés atteignent ces niveaux de performance. Il n’y a, par contre, plus aucune différence de performances entre les procédés et technologies alors que les prix des devis sont restés inchangés. Cela ne valorise pas le procédé ou la technologie qui a réellement de meilleures performances que les autres. Cependant, le but est de donner une idée de l’influence des performances du procédé sur les critères économiques considérés. On peut voir que, bien que les TRI soient dégradées en moyenne de 13 points, puisque la moyenne des TRI est retombée à 1 %, il reste des offres avec des VAN positives. Il y a bien des offres où même en considérant des performances dégradées, l’investissement reste rentable. Mais l’information

52

à retenir est l’incertitude sur la valeur du prix d’achat du biogaz qui en découle. On peut l’extraire de l’annexe IV. Il représente le tableau de résultats avec les performances dégradées mais en réajustant le taux de rachat pour retrouver un TRI moyen très intéressant c’est-à-dire proche de 14 %. Cette incertitude liée au niveau de performances des procédés est de 2 % : Il suffit de soutirer de 2 points le taux de rachat du biogaz pour que, malgré ces performances dégradées, on retrouve une moyenne de TRI autour des 14 %.De manière générale, malgré les différences qu’il peut y avoir entre les offres pour un même projet, il est possible de dégager une tendance de coût d’épuration en fonction de la taille des installations et donc, du débit de biométhane injecté. Les trois cas étudiés permettent d’avoir trois points (l’écart type trouvé lors de mon étude est représenté par une flèche noire). Une étude du bureau d’étude S3D qui va bientôt paraitre (20), a défini ses coûts d’épuration exactement de la même manière que dans mon étude. On peut donc les comparer. Cependant, elle s’est intéressée qu’aux petites installations. Cela me permet d’avoir trois points supplémentaires. Avec ces six points, on peut modéliser le coût de l’épuration en fonction de la quantité de biométhane injectée. En y ajoutant, le prix de vente du biométhane, ainsi que le prix d’achat du biogaz calculé dans mon étude, on peut présenter mes résultats sur les coûts d’épuration avec ceux de l’étude de S3D sur le graphique suivant :

Figure 9 : Modélisation des coûts d’épuration et représentation des cas traités

On peut voir que les coûts d’épuration ont tendance à se stabiliser pour les gros débits d’injection (> 300 Nm3/h) et à exploser pour les petits débits d’injection ( < 50Nm3/h).Ce graphique résume les enjeux auxquels l’épuration du biogaz doit faire face. La baisse des coûts d’épuration est nécessaire d’une part pour que la filière devienne autonome en diminuant progressivement les subventions mais

53

surtout pour que des installations de plus petite capacité puisse devenir rentable. En effet, on voit bien ici que les coûts d’épuration sont beaucoup trop importants pour les débits inférieurs à 50 Nm3/h pour que des projets de ce type naissent. D’autant plus que le prix de vente du biométhane arrête d’augmenter à partir de 50 Nm3/h. Nous voyons sur ce graphique, que lorsque la taille des installations diminue, pour garder la même profitabilité, une entreprise épuratrice devra négocier plus bas le prix d’achat du biogaz. Il est d’un point de vue énergétique et environnemental souhaitable que le marché du biométhane puisse atteindre ces petites installations. La baisse des coûts d’épuration et l’acceptabilité d’un niveau plus faible de profitabilité des investissements d’épuration sont nécessaires pour que cela se réalise.

54

5 Conclusion La désulfuration, la déshydratation, la décarbonation et l’élimination des composés traces indésirables sont les composantes de l’épuration du biogaz permettant d’obtenir du biométhane injectable sur le réseau de gaz naturel. La différence des procédés d’épuration présents sur le marché réside essentiellement dans la technologie utilisée pour la composante principale, qu’est la décarbonation. Les technologies d’absorption, d’adsorption, de perméation membranaire se partagent le marché. La cryogénie est une technologie d’avenir notamment pour le développement de la filière GNL.Les critères de performances des procédés d’épuration peuvent se résumer à la disponibilité, la consommation électrique et les pertes en méthane du procédé. Il est possible de dégager une tendance au niveau des pertes en méthane en fonction des technologies. De la meilleure performance à la moins bonne, nous avons la cryogénie, le lavage aux amines, la perméation membranaire, le lavage à l’eau et le PSA. Mais chaque technologie a des points forts et des points faibles. J’ai ainsi dressé une liste non exhaustive des critères importants pour le choix d’une technologie à savoir, le traitement et la valorisation de l’offgaz, la flexibilité, la robustesse, les besoins en chaleur, l’élimination de l’O2 et du N2 afin de voir les technologies qui se dégagent sur chacun de ces critères. En fonction des objectifs propres à chaque projet d’épuration, le choix pourra se diriger vers l’une ou l’autre technologie.Mon étude technique s’est accompagnée d’une étude économique réalisée à l’aide de devis obtenus par les industriels du marché. Il est difficile et dangereux de dégager une tendance par technologie des critères économiques choisis. Cette étude a montré, que pour les trois cas considérés, la partie épuration du biogaz pouvait présenter des TRI très intéressants tout en achetant le biogaz à son producteur à un tarif avantageux pour lui. Pour des installations injectant 180, 138 et 86 Nm3/h de biométhane, l’investissement dans l’épuration peut présenter un TRI de 14% pour les actionnaires tout en reversant respectivement 81%, 75% et 67% des produits de vente du biométhane, au producteur de biogaz. L’étude a permis de dégager des coûts d’épuration. La modélisation de ces coûts d’épuration en fonction du débit de biométhane injectée permet de constater une explosion de ces coûts pour les petites installations qui sont pour le moment toujours inaccessible pour la filière biométhane.Sur le plan personnel, ce stage m’aura beaucoup apporté. La confiance que m’a accordée Régaz-Bordeaux, m’a permis de réaliser cette étude dans la plus grande autonomie, tout en me donnant tous les moyens que l’entreprise disposait. C’est à l’aide des ressources informatiques du GT biométhane, des diverses réunions et discussions techniques avec les différents professionnels du secteur, que j’ai pu, moi-même, monter en connaissances dans l’épuration du biogaz. Ce stage m’aura permis de développer mes compétences dans le démarchage de partenaires, de relation avec eux. J’ai pu être en contact avec de nombreux ingénieurs technico-commerciaux aussi bien de petites et moyennes entreprises que de très grandes entreprises En assistant à des échanges avec le CRIGEN ou dans le cadre du salon du biogaz, j’ai pu comprendre les enjeux de la filière biométhane. La mission réalisée a confirmé mon projet professionnel. Je souhaite continuer à travailler pour le développement de cette filière, bien ancrée dans le développement durable et l’économie circulaire, et qui, je l’espère, occupera une place importante dans la transition énergétique de ce XXIème siècle.

55

Références bibliographiques

(1) Site officiel de Régaz [en ligne] disponible sur : https://www.regaz.fr/index.php?option=com_content&task=view&id=162&Itemid=200 consulté le 04/05/2016

(2) Site officiel « connaissance des énergies » [en ligne] disponible sur http://www.connaissancedesenergies.org/le-gaz-consomme-en-france-vient-principalement-de-russie-120222 consulté le 04/05/2016

(3) Rapport « Une vision pour le biométhane en France » de l’ADEME consulté le 01/08/2016

(4) Article de l’hebdomadaire La gazette des communes [en ligne]. Disponible sur http://www.lagazettedescommunes.com/313010/injection-de-biomethane-dans-le-reseau %e2 %80 %85-un-objectif-de-10 %e2 %80 %af-en-2030/ consulté le 01/08/2016

(5) Rapport « Etude de gisement et de potentiel de développement de la méthanisation en Aquitaine » de l’ADEME Bordeaux, 14 rue François de Sourdis 33077 Bordeaux Cedex consulté le 01/08/2016

(6) Rapport « Panorama du gaz renouvelable en 2015 » [en ligne]. Disponible sur le site officiel de Réseau GDS : http://www.reseau-gds.fr/tous-nos-documents/func-startdown/202/ consulté le 04/05/2016

(7) Bastide Guillaume, fiche technique s’intitulant « Méthanisation » de l’ADEME [en ligne] Disponible sur http://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/fiche-technique-methanisation-201502.pdf consulté le 04/05/2016

(8) J.Pouillau, Rapport de l’INERIS s’intitulant « Caractérisation des biogaz, bibliographie, mesure sur site  » [en ligne] Disponible sur : http://www.ineris.fr/centredoc/biogaz.pdf consulté le 04/05/2016

(9) O.Ricaurte, Thèse s’intitulant : « Etude du traitement des siloxanes par adsorption sur matériaux poreux : application au traitement des biogazs » [en ligne]. Disponible sur : https://tel.archives-ouvertes.fr/file/index/docid/462034/filename/these-siloxane-ricaurte.pdf consulté le 04/05/2016

(10) Site officiel « biogaz-energie-renouvelable »[en ligne] Disponible sur http://www.biogaz-energie-renouvelable.info/biogaz_composition.html consulté le 04/05/2016

(11) Document de GrdF accessible sur http://www.injectionbiomethane.fr/construire-votre-projet/3-l-injection-de-biomethane/10-performances-environnementales.html après inscription

(12) Site officiel « Injection biométhane » [en ligne]. Disponible sur : http://www.injectionbiomethane.fr/construire-votre-projet/3-l-injection-de-biomethane/10-performances-environnementales.html consulté le 10/05/2016

(13) ATEE Biogaz « Document d’aide sur les textes règlementaires fixant les conditions d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz » [en ligne]. Disponible sur http://www.injectionbiomethane.fr après inscription consulté le 10/05/2016

(14) Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 24 avril 2014 portant décision sur les modalités d’établissement de la procédure de gestion des réservations de capacité d’injection de biométhane sur les

56

réseaux de transport et de distribution de gaz naturel proposée par le « GT Injection Biométhane » [en ligne]. Disponible sur http://www.injectionbiomethane.fr après inscription consulté le 10/05/2016

(15) Benizri David, « Epuration du biogaz à la ferme : EPUROGAS, une solution énergétique et économique d'avenir » Thèse de doctorat.Génie des Procédés et Environnement Toulouse Institut National des Sciences Appliquées,2016, 301 p

(16) Peterson, Wellinger, IEA Bioenergy Task 37 “Biogas upgrading technologies - developments and innovations”[en ligne]. Disponible sur : http://www.iea-biogas.net/technical-brochures.html consulté le 10/05/2016

(17) Astrade Méthanisation: « Développement de projets biométhane/bioGNV » Etude réalisée dans le cadre du projet Biomethane Region cofinancé par la Comission européenne, la Région Rhone-Alpes, la Région Bretagne, l’ADEME, la Région Pays de la Loire parue en Décembre 2014 et consultée le 10/05/2016

(18) Rapport s’intitulant « From Biogas to green gas » de Creative Energy [en ligne]. Disponible sur http://www.rvo.nl/sites/default/files/bijlagen/From %20Biogas %20to %20Green %20Gas %20- %20Upgrading %20techniques %20and %20suppliers.pdf consulté le 10/05/2016

(19) Calculateur du tarif de vente relatif à l’arrêté du 30 octobre 2015 édité par le club biogaz téléchargeable sur http://atee.fr/biogaz/tarifs-2011-et-contrat-dachat-d%C3%A9lectricit%C3%A9-issue-de-biogaz consulté le 10/05/2016

(20) Etude à paraitre s’intitulant «Etude technique, économique et environnementale sur l'injection portée et mutualisée de biométhane dans le réseau de gaz» réalisée par S3D, 2 rue A. Kastler, 44307 NANTES Cedex 3 consulté le 10/05/2016

57

Annexe I  Calculateur du tarif d’achat du biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel

relatif à l’arrêté du 23 Novembre 2011

58

Application du calculateur au cas 1

Application du calculateur au cas 2

Application du calculateur au cas 3

critè

res\

devis

cas

3m

embr

ane

F1la

vage

eau

F2

PS

A27

0 F2

PS

A42

0 F2

mem

bran

e F3

lava

ge e

au F

3m

embr

ane

F4la

vage

eau

F2

PS

A27

0 F2

mem

bran

e F5

mem

bran

e F3

débi

t bio

gaz

(Nm

3 /h)

300

300

270

300

300

300

215

215

215

215

138

disp

onib

ilité

98

%98

%95

%95

%98

%98

%98

%98

%95

%98

,2%

98%

perte

s en

mét

hane

0,5%

1,0%

2,0%

2,0%

0,5%

1,0%

0,5%

1,0%

2,0%

0,5%

0,5%

cons

omm

atio

n él

ectri

que

spéc

ifiqu

e (k

we/

Nm

3 de

biog

az)

0,25

00,

220

0,22

00,

220

0,26

00,

300

0,27

50,

222

0,22

00,

324

0,26

0pr

ix d

e ve

nte

du b

ioC

H4

(c€

/ kW

h)10

,912

10,9

1211

,294

10,9

1210

,912

10,9

1211

,248

11,2

4811

,248

11,2

4812

,218

taux

d'a

chat

du

biog

az (%

du p

rix d

e ve

nte

de b

iom

étha

ne)

81%

81%

81%

81%

81%

81%

75%

75%

75%

75%

67%

inve

stis

sem

ent t

otal

(€)

1 07

5 09

982

5 46

986

3 06

91

036

469

887

099

979

099

979

599

855

169

863

069

865

099

619

499

mis

e de

fond

(€)

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

150

000

mon

tant

de

l'em

prun

t (€)

760

000

565

000

600

000

730

000

620

000

690

000

690

000

590

000

600

000

600

000

410

000

char

ges

d'ex

ploi

tatio

n an

nuel

les

(€)

1 84

0 63

01

794

036

1 62

4 84

61

748

688

1 80

9 59

41

813

866

1 35

8 89

01

316

364

1 26

0 01

11

343

851

909

891

prod

uits

d'e

xplo

itatio

n an

nuel

s (€

)1

893

127

1 88

3 61

41

682

431

1 80

7 50

91

893

127

1 88

3 61

41

397

582

1 39

0 55

91

334

375

1 40

0 00

697

2 73

0R

EX

(€)

52 4

9789

579

57 5

8558

820

83 5

3469

748

38 6

9274

195

74 3

6456

156

62 8

39TR

I act

ionn

aire

sur

Rne

t8,

21%

23,0

7%11

,46%

10,9

0%20

,59%

15,2

4%2,

85%

17,6

0%17

,58%

10,9

2%14

,95%

VA

N a

ctio

nnai

re s

ur R

net (

€)94

419

408

326

156

200

147

488

353

895

237

546

2 42

0 -

28

5 95

228

5 84

814

5 15

922

3 48

3C

AP

EX

épur

ateu

r (€)

1 00

0 00

075

0 37

078

7 97

096

1 37

081

2 00

090

4 00

090

4 50

078

0 07

078

7 97

079

0 00

054

4 40

0O

PE

X ép

urat

eur (

€)17

6 60

315

6 28

114

9 20

217

4 14

416

3 99

817

5 34

318

6 52

414

9 77

313

4 60

317

0 27

912

6 06

1P

inst

allé

e (k

We)

125

62,8

58,6

79,8

127

150

9046

,458

,670

,958

chal

eur r

écup

érab

le (e

n %

de

la P

in

stal

lée)

52%

0%0%

38%

35%

60%

40%

0%0%

57%

28%

coût

d'é

pura

tion

unita

ire (€

/ M

wh

PC

S)

10,4

19,

2610

,24

10,7

59,

6710

,39

15,3

512

,38

11,6

013

,98

16,1

6

cas

1ca

s 2

TABL

EAU

DE R

ESUL

TAT

DE L

'ETU

DE E

CONO

MIQ

UE A

VEC

DONN

EES

DEVI

S

Annexe II Tableau de résultat de l’étude économique avec données devis

59

critè

res\

devis

cas 3

mem

bran

e F1

lava

ge e

au F

2PS

A 27

0 F2

PSA

420

F2m

embr

ane

F3la

vage

eau

F3

mem

bran

e F4

lava

ge e

au F

2PS

A270

F2

mem

bran

e F5

mem

bran

e F3

débi

t bio

gaz

(Nm

3 /h)

300

300

270

300

300

300

215

215

215

215

138

disp

onib

ilité

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

perte

s en

mét

hane

4%4%

4%4%

4%4%

4%4%

4%4%

4%co

nsom

mat

ion

élec

triqu

e sp

écifiq

ue

(kwe

/Nm

3 de

biog

az)

0,32

50,

325

0,32

50,

325

0,32

50,

325

0,32

50,

325

0,32

50,

325

0,32

5

prix

de

vent

e du

bio

CH4 (

c€ /

kWh)

10,9

1210

,912

11,2

9410

,912

10,9

1210

,912

11,2

4811

,248

11,2

4811

,248

12,2

18ta

ux d

'acha

t du

biog

az (%

du p

rix d

e ve

nte

de b

iom

étha

ne)

81%

81%

81%

81%

81%

81%

75%

75%

75%

75%

67%

inve

stis

sem

ent t

otal

(€)

1 07

5 09

9

825

469

86

3 06

9

1 03

6 46

9

887

099

97

9 09

9

979

599

85

5 16

9

863

069

86

5 09

9

619

499

m

ise

de fo

nd (€

)15

0 00

0

15

0 00

0

150

000

15

0 00

0

15

0 00

0

150

000

15

0 00

0

150

000

15

0 00

0

150

000

15

0 00

0

mon

tant

de

l'em

prun

t (€)

760

000

565

000

60

0 00

0

730

000

620

000

69

0 00

0

690

000

59

0 00

0

600

000

60

0 00

0

410

000

RE

X (€

)15

047

46

225

32 8

25

31

307

48

712

47

418

12

519

39 9

10

54 6

64

38

754

39 9

41

TRI a

ctio

nnai

re s

ur R

net

-13,

46%

7,21

%0,

78%

-1,1

7%7,

80%

6,69

%-1

5,48

%4,

26%

10,3

4%3,

65%

5,80

%VA

N ac

tionn

aire

sur

Rne

t (€)

203

147

-

73 3

38

35

113

-

65

102

-

84 8

32

65 0

07

214

357

- 21

039

13

3 63

4

10 6

98

46

555

CAPE

X ép

urat

eur (

€)1

000

000

75

0 37

0

787

970

96

1 37

0

81

2 00

0

904

000

90

4 50

0

780

070

78

7 97

0

790

000

54

4 40

0O

PEX

épur

ateu

r (€)

196

313

183

875

17

4 03

7

201

738

181

080

18

1 91

3

195

941

16

9 17

2

154

379

17

0 27

9

133

918

P

inst

allé

e (k

We)

125

62,8

58,6

79,8

127

150

9046

,458

,670

,958

chal

eur r

écup

érab

le (e

n %

de

la P

in

stal

lée)

52%

0%0%

38%

35%

60%

40%

0%0%

57%

28%

coût

d'ép

urat

ion

unita

ire (€

/ M

wh P

CS)

12,1

211

,35

11,9

412

,46

11,1

811

,23

16,8

814

,57

13,3

014

,67

17,9

7

cas 1

cas 2

RESU

LTAT

DE

L'ET

UDE

ECON

OMIQ

UE A

VEC

PERF

ORM

ANCE

S DE

GRAD

EES

Annexe III Tableau de résultat de l’étude économique avec performances dégradées

60

Annexe IV Tableau de résultat de l’étude économique avec performances dégradées et le prix d’achat du biogaz descendu de 2 %

61

critè

res\

devis

cas

3m

embr

ane

F1la

vage

eau

F2

PSA

270

F2PS

A 42

0 F2

mem

bran

e F3

lava

ge e

au F

3m

embr

ane

F4la

vage

eau

F2

PSA2

70 F

2m

embr

ane

F5m

embr

ane

F3

débi

t bio

gaz

(Nm

3 /h)

300

300

270

300

300

300

215

215

215

215

138

disp

onib

ilité

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

97%

perte

s en

mét

hane

4%4%

4%4%

4%4%

4%4%

4%4%

4%co

nsom

mat

ion

élec

triqu

e sp

écifiq

ue

(kwe

/Nm

3 de

biog

az)

0,32

5

0,32

5

0,

325

0,32

5

0,32

5

0,32

5

0,32

5

0,

325

0,

325

0,32

4

0,

325

prix

de

vent

e du

bio

CH4 (

c€ /

kWh)

10,9

1210

,912

11,2

9410

,912

10,9

1210

,912

11,2

4811

,248

11,2

4811

,248

12,2

18ta

ux d

'acha

t du

biog

az (%

du p

rix d

e ve

nte

de b

iom

étha

ne)

79%

79%

79%

79%

79%

79%

73%

73%

73%

73%

65%

inve

stis

sem

ent t

otal

(€)

1 07

5 09

9

825

469

86

3 06

9

1 03

6 46

9

887

099

979

099

97

9 59

9

855

169

863

069

86

5 09

9

619

499

m

ise

de fo

nd (€

)15

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

015

0 00

0m

onta

nt d

e l'e

mpr

unt (

€)76

0 00

0

56

5 00

0

600

000

73

0 00

0

62

0 00

0

69

0 00

0

690

000

59

0 00

0

60

0 00

0

600

000

41

0 00

0

REX

(€)

50 3

95

81 5

73

65 7

52

66 6

55

84

060

82

766

38

632

66 0

23

80 7

77

64

867

58

147

TR

I act

ionn

aire

sur

Rne

t7,

36%

20,3

5%14

,51%

13,8

1%20

,77%

19,7

8%2,

83%

14,6

8%19

,80%

14,1

8%13

,20%

VAN

actio

nnai

re s

ur R

net (

€)78

177

34

6 46

7

219

308

20

8 02

7

35

7 96

0

33

8 13

5

2 88

6 -

222

808

335

404

21

2 46

8

187

231

CAPE

X ép

urat

eur (

€)1

000

000

75

0 37

0

787

970

96

1 37

0

81

2 00

0

90

4 00

0

904

500

78

0 07

0

78

7 97

0

790

000

54

4 40

0O

PEX

épur

ateu

r (€)

196

313

183

875

17

4 03

7

201

738

181

080

181

913

19

5 94

1

169

172

154

379

17

0 27

9

133

919

P

inst

allé

e (k

We)

125

62,8

58,6

79,8

127

150

9046

,458

,670

,958

chal

eur r

écup

érab

le (e

n %

de

la P

in

stal

lée)

52%

0%0%

38%

35%

60%

40%

0%0%

57%

28%

coût

d'ép

urat

ion

unita

ire (€

/ M

wh P

CS)

12,1

211

,35

11,9

412

,46

11,1

811

,23

16,8

814

,57

13,3

014

,67

17,9

7

RESU

LTAT

DE

L'ET

UDE

ECON

OMIQ

UE A

VEC

PERF

ORM

ANCE

S DE

GRAD

EES

& PR

IX A

CHAT

BIO

GAZ

AJUS

TE

cas

1ca

s 2

62