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Conversion de la biomasse en chaleur ou en électricité


Les programmations pluriannuelles des investissements de production de chaleur et d’électricité (dites PPI chaleur et PPI électricité) visent, d’ici à 2020, un quasi-doublement de la production de chaleur (de 9 255 ktep en 2006 à 16 455 ktep par an) et une multiplication par 6 de la production d’électricité (de 240 ktep en 2006 à 1 440 ktep par an) à partir de biomasse.

Les technologies de production d’énergie de type combustion directe, cocuisson ou pyrolyse sont globalement matures et déjà commercialisées. Les cogénérateurs à partir de biomasse sont en revanche plus récents sur le marché et les techniques doivent encore évoluer en matière de fiabilité, de coût d’exploitation et de bilan énergétique, en particulier pour les installations inférieures à 10 MW. La démonstration industrielle de l’usage de la gazéification en amont d’un cogénérateur à cycle combiné est à confirmer. Cette combinaison offrirait une marge de progrès intéressante en termes de rendement électrique (rendement électrique entre 40 % et 60 %).

Les technologies de valorisation énergétique du biogaz obtenu par méthanisation (digesteur) sont matures et disponibles sur le marché (y compris l’épuration et la compression du biogaz pour injection dans le réseau de gaz naturel). Le rendement des digesteurs peut toutefois être amélioré en augmentant leur flexibilité aux différents profils de biomasse. La valorisation énergétique des gaz de décharge est aujourd’hui dépendante des progrès réalisés en matière d’épuration des gaz (phase de développement industriel en France).

Il est à noter que la marge de progrès de la filière biomasse-énergie se situe pour l’essentiel dans la structuration de son amont, en particulier, dans la mise à disposition du gisement de biomasse (essentiellement bois).



Éléments de contexte


La biomasse se définit comme « la fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture, y compris les substances végétales et animales issues de la terre et de la mer, de la sylviculture et des industries connexes, ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et ménagers » (article L211-2 du code de l’énergie). Les programmations pluriannuelles des investissements (PPI) pour la production de chaleur et d’électricité visent une augmentation de la production de chaleur à partir de biomasse de 9 255 à 16 455 ktep par an, et un accroissement de la production d’électricité de 240 à 1 440 ktep par an sur la période 2006-2020. Actuellement, la production de chaleur à partir de biomasse est en grande partie effectuée dans des installations de petite taille (< 70 kW). Près de 5,75 millions de foyers utilisent un chauffage au bois domestique (cheminées à foyer ouvert avec des rendements d’environ 15 %). Ce parc est actuellement en phase de transition pour être remplacé par des inserts ou des poêles avec des rendements compris entre 60 % et 80 %. Les installations de grande taille (> 70 kW) alimentant des structures collectives (ensembles immobiliers, équipements publics) ou industrielles, principalement par l’intermédiaire de réseaux de chaleur urbains demeurent peu développées en France1 par rapport aux autres États membres. La France est relativement en retard dans la fabrication d’équipements collectifs/tertiaires/industriels et accueille un faible nombre d’opérateurs sur son territoire. Sur le plan de la puissance électrique, le ministère de l’Énergie (2009) vise une capacité d’environ 2 380 MWe en 2020 à partir de biomasse contre environ 750 MWe en 2008, principalement à partir d’installations de cogénération. Cet objectif est compatible avec la directive 2004/8, qui juge le potentiel de cogénération sousutilisé dans la Communauté et considère la promotion de la cogénération à haut rendement, notamment à partir de biomasse, comme une priorité communautaire. En France, c’est la cogénération à partir de gaz naturel qui s’est d’abord développée sous l’impulsion d’une politique de soutien via des tarifs régulés de rachats d’électricité (période 1990-2000). À partir de 2000, cette politique s’est orientée vers la cogénération biomasse. Aujourd’hui, les principaux contrats du tarif d’obligation d’achat pour la cogénération arrivent à échéance et la filière française doit prendre des décisions importantes pour son développement futur (ministère de l’Énergie, 2010). La puissance électrique produite par cogénération à partir de biomasse est actuellement faible (environ 10 MWe) par rapport à celle au gaz naturel (un peu plus de 3 500 MWe, soit 56 % de la puissance électrique totale produite par cogénération). Elle a cependant vocation à augmenter très fortement pour atteindre un peu plus d’1 GWe d’ici à 2020 (ministère de l’Énergie, 2010). Enfin, concernant les usages du biogaz, quatre décrets ont été récemment publiés5 pour développer l’injection de biogaz dans le réseau de gaz naturel avec, entre autres, l’instauration d’un tarif d’achat entre 45 et 125 euros par mégawattheure (MWh), en fonction de la taille de l’installation, du type d’unité de production et de la nature des déchets valorisés.

Les techniques de production de chaleur et d’électricité à partir de biomasse


La biomasse peut être valorisée en chaleur et/ou électricité par voie thermochimique ou biochimique. Les traitements thermochimiques peuvent être classés en quatre grandes catégories :
  • la combustion permet une transformation directe de la biomasse en énergie thermique utilisable en tant que telle ou convertie en électricité. Pour la production d’électricité, la biomasse est brulée afin de produire de la vapeur à haute pression. Celle-ci active une turbine qui est reliée à une génératrice qui produit de l’électricité. Le rendement thermique d’une chaudière au bois est d’environ 85 %. Le rendement électrique est d’environ 25 % ;
  • la cocuisson consiste à brûler la biomasse avec du charbon dans des chaudières de centrales traditionnelles. Elle permet de convertir la biomasse en électricité avec un rendement oscillant entre 33 % et 37 % ;
  • la pyrolyse utilise traditionnellement des températures de 300 °C à 600 °C et produit du charbon de bois. Celui-ci a un pouvoir calorifique inférieur (PCI) élevé mais il ne contient que 30 % à 50 % de l’énergie initiale du bois. Les procédés plus modernes utilisent des températures plus élevées et permettent de récupérer l’énergie des produits volatils. La pyrolyse rapide à haute température (de 800 °C à 900 °C), par exemple, transforme 10 % de l’énergie contenue dans le bois utilisé en combustible solide et 60 % en combustible gazeux de bonne qualité (gaz de synthèse riche en hydrogène et en monoxyde de carbone);
  • la gazéification chauffe la biomasse solide à des températures élevées dans un environnement dépourvu d’oxygène afin de produire un gaz combustible (ou gaz de synthèse). Il existe essentiellement deux types de gazéifieurs biomasse : les lits fixes (contrecourant, co-courant) et les lits fluidisés (dense, circulant et entraîné). Le gaz de synthèse peut être valorisé en électricité dans une installation de cogénération (turbine à gaz, turbine à cycles combinés ou moteur à combustion interne) ;
  • la cogénération récupère l’énergie thermique perdue d’ordinaire lors de la production d’énergie électrique, et met à disposition de la chaleur et de l’électricité avec un rendement global nettement plus élevé que celui résultant de filières séparées. Les technologies de cogénération sont diverses : turbine à vapeur, turbine à gaz, cycles combinés, moteur à combustion interne. L’usage de la biomasse peut être direct (combustion ou co-combustion) ou nécessiter une étape préalable de traitement (liquéfaction directe, pyrolyse rapide ou gazéification). Un cogénérateur peut être installé aussi bien dans le résidentiel individuel et collectif que dans le tertiaire et l’industrie, ou intégré à un réseau de chaleur.
La valorisation chaleur/électricité de la biomasse peut également se faire par voie biochimique. La méthanisation, ou digestion anaérobie, de la biomasse produit en effet un gaz combustible appelé biogaz. Celui-ci est composé d’environ 50 % à 70 % de méthane (CH4), de 20 % à 50 % de gaz carbonique (CO2) et de quelques gaz traces et impuretés (NH3, N2, H2S). Il peut être utilisé en tant que combustible pour la production de chaleur et/ou d’électricité dans une installation de cogénération ou être injecté dans le réseau de gaz naturel. Il peut aussi être valorisé en carburant (gaz naturel véhicule ou GNV, voir le chapitre suivant) ou être converti en hydrogène dans une unité de vaporeformage de méthane (Steam Methane Reformer ou SMR). Pour l’une ou l’autre de ces utilisations, le biogaz doit être épuré pour respecter les prescriptions techniques des opérateurs. L’épuration consiste à éliminer non composés halogénés, mais aussi le gaz carbonique, afin d’enrichir la concentration de méthane. Divers modes de traitement sont possibles. Les plus courants sont l’épuration par membrane, l’absorption physico-chimique (lavage à l’eau ou aux amines) et l’adsorption (tamis moléculaire).

Le Club Biogaz ATEE recense 197 installations de méthanisation en 2011 (contre plus de 5 700 en Allemagne), dont 80 dans le secteur industriel, 41 à la ferme, 7 traitement d’ordures ménagères. Quarante-six installations sont en construction, essentiellement dans le secteur agricole. La majorité des méthaniseurs en France ont recours à la technologie infiniment mélangée qui est la plus ancienne (77,5 %). Ce type de digesteur fonctionne généralement autour de 35 °C avec des bactéries mésophiles. Les bactéries thermophiles agissent à des températures plus élevées (50- 65 °C). Leur utilisation reste rare mais commence à se développer, notamment dans les installations de très grande puissance.

La méthanisation en digesteur ou méthaniseur est usuellement distinguée de celle ayant lieu dans les sites de stockage d’ordures ménagères, les gaz extraits de ces dernières étant appelés « gaz de décharge ». Il existe en 2008, en France, 301 Installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND) dont 201 avec captation de biogaz (ADEME et GrDF, 2010).

Les voies de progrès technologique


La démonstration industrielle des technologies de gazéification de la biomasse reste à confirmer. Les principaux verrous résident dans l’hétérogénéité de la biomasse employée, qui suppose une étape de prétraitement, et dans les impuretés du gaz de synthèse (goudrons, particules, alcalins, etc.), qui nécessitent une étape d’épuration pas encore mature (DGEC, 2011). Il existe plusieurs projets en cours sur cette technologie, dont le projet ANR GAMECO qui a débuté fin 2010.

Selon le ministère de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement (MEDDTL, 2010), les cogénérateurs biomasse sont récents sur le marché et la technologie doit encore évoluer sur le plan de la fiabilité et du coût d’exploitation. La mise en place de grosses unités de cogénération est en cours via les appels à projets de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). La filiale du groupe GDF-Suez (Cofely) va par exemple investir 500 millions d’euros dans cinq centrales à biomasse en France. Ces centrales fonctionneront au bois, auront une puissance totale de 99 MW et produiront à la fois de la chaleur et de l’électricité. Aussi, les progrès sont essentiellement attendus des petites installations ayant des niveaux de puissance situés entre 1 MWe et 10 MWe : dans ces gammes de puissance, la gazéification, notamment en lits fluidisés denses, serait une voie particulièrement prometteuse sur les plans économique et environnemental. Les sociétés Eneria, experte dans les centrales de cogénération équipées de moteurs à biomasse sèche (bois) en un gaz combustible de haute qualité, ont plusieurs projets de développement pour les installations de petite taille en France et en Belgique, dont un projet de 5 MWe dans les Vosges.

L’ensemble du procédé de production de biogaz par digesteur est globalement mature et disponible sur le marché. Le rendement des digesteurs peut toutefois être amélioré en augmentant leur flexibilité à la variabilité de la biomasse. Le principal inconvénient de ce procédé, outre l’investissement non négligeable qu’il requiert, est qu’il nécessite une demande suffisante en gaz naturel dans la zone desservie par le réseau. La consommation baissant en été, une baisse de production ou un torchage du biogaz excédentaire peut être nécessaire. Pour éviter ce torchage, il sera possible de consommer tout le biogaz produit à tout moment dans l’année lorsque les réseaux basse pression de distribution seront équipés de compresseurs permettant de remonter le gaz dans les réseaux haute pression de transport (le rebours). L’injection de biogaz dans les réseaux de gaz naturel permet dès maintenant la valorisation sous forme d’hydrogène renouvelable, puisque les SMR existants sont déjà raccordés au réseau de gaz naturel. Néanmoins, investir dans des équipements de valorisation complémentaires (cogénération, séchage de fourrage, SMR localisés sur les sites de production, etc.) associés à un système d’optimisation de l’offre et de la demande en biogaz de la filière injection et des filières complémentaires pourrait conduire à une plus grande rentabilité de la filière. On produira ainsi de l’hydrogène renouvelable utilisé en combinaison avec une pile à combustible dans des applications stationnaires (relais télécom, chauffage résidentiel, production décentralisée d’électricité et de chaleur pour locaux commerciaux, etc.) ou mobiles (véhicules, chariot élévateur, etc.). Sans compter toutes les utilisations industrielles où l’hydrogène renouvelable permettra de diminuer l’empreinte carbone du produit final (hydrogénation des huiles dans l’agroalimentaire, fabrication de verre plat pour le bâtiment ou les pare-brise des véhicules). Une étude de marché conduite par l’ADEME et GrDF en 2010 appuie la voie locale en indiquant que des synergies intéressantes peuvent être exploitées entre les usages carburant et injection dans le réseau de gaz naturel, et que le développement du biogaz carburant peut être largement facilité si l’injection du biogaz dans le réseau de gaz naturel se développe.

Enfin, une marge de progrès intéressante est possible à partir des gaz de décharge, aujourd’hui insuffisamment valorisés en énergie. Des procédés d’épuration de ces gaz basés sur un couplage entre membrane et distillation cryogénique sont, par exemple, en développement et un essai pilote en Normandie débutera en 2012. Cette voie de valorisation est également étudiée au Royaume-Uni, aux États-Unis ou en Inde.

Que ce soit pour une valorisation carburant ou une injection dans le réseau, des voies de progrès restent à explorer pour améliorer l’efficacité technico-économique de la filière biogaz et pour réduire au maximum son empreinte environnementale :
  • les techniques de traitement du digestat pour améliorer sa valorisation agronomique (engrais) ;
  • les technologies d’épuration du biogaz, notamment par membranes, issu de digesteur pour diminuer le coût de conversion en biométhane ;
  • les techniques de tri et de prétraitement de la biomasse pour gagner en rendement lors de la méthanisation.
La valorisation agronomique du digestat peut constituer un débouché très intéressant sur les plans économique et environnemental à condition que les moyens techniques de conversion en engrais de bonne qualité soient disponibles.