Le cas du biogaz dans la production d'énergie au gaz naturel

Les centrales au gaz naturel sont depuis longtemps une pierre angulaire de la production mondiale d'électricité, appréciée pour leur intensité de carbone relativement inférieure par rapport au charbon et leur capacité à s'accélérer rapidement pour répondre à la demande. Cependant, alors que la transition énergétique s'accélère, même le gaz naturel est soumis à des pressions pour réduire son empreinte environnementale. Le biogaz, un combustible renouvelable produit par la digestion anaérobie des déchets organiques, offre une voie convaincante.

Le principe est simple : les déchets organiques provenant de l'agriculture, des décharges, du traitement des aliments et du traitement des eaux usées sont décomposés par des microorganismes dans un environnement exempt d'oxygène. Le biogaz qui en résulte est d'environ 50 à 70 % de méthane et de 30 à 50 % de dioxyde de carbone, avec des quantités traces de sulfure d'hydrogène, d'ammoniac et de siloxanes. Après purification et mise à niveau en biométhane de qualité pipelinière (généralement plus de 95 % de méthane), ce gaz est pratiquement indistinctible du gaz naturel fossile et peut être mélangé ou remplacé directement par des brûleurs de centrales électriques.

Comprendre le biogaz et le gaz naturel

La composition et la production du biogaz

Les résidus agricoles, comme la poêle à maïs, la paille de blé et le fumier animal, fournissent un approvisionnement régulier en zones rurales. Les décharges de déchets solides municipaux capturent du méthane qui, autrement, s'échapperait dans l'atmosphère, transformant un gaz à effet de serre puissant en combustible utile. Les déchets de transformation alimentaire, les céréales usées de brasserie et les boues d'épuration contribuent tous à une base de ressources distribuée qui est souvent disponible près des centres de population où la demande en électricité est élevée.

La teneur en méthane peut varier de 45 % dans certains gaz d'enfouissement à 75 % dans des digesteurs agricoles bien exploités. Le sulfure d'hydrogène, même en petites concentrations, est corrosif pour les matériaux de pipeline et les équipements de combustion. Le dioxyde de carbone dilue la valeur calorifique et doit être éliminé si le gaz doit être injecté dans des réseaux de gaz naturel à haute pression. La vapeur d'eau peut condenser et causer des blocages ou de la corrosion.

Le rôle du gaz naturel dans les systèmes d'alimentation modernes

Aux États-Unis, le gaz naturel a dépassé la première source de production d'électricité en 2016 et contribue maintenant à environ 40 % de la production totale d'électricité. Ces installations offrent une flexibilité opérationnelle qui complète les énergies renouvelables variables comme l'éolien et l'énergie solaire, s'accélère rapidement lorsque le soleil ne brille pas ou que le vent ne souffle pas. Leur combustion relativement efficace et leurs émissions relativement faibles de dioxyde de soufre, d'oxydes d'azote et de particules par rapport au charbon en font un combustible de pont privilégié dans la transition vers un réseau entièrement renouvelable.

Cependant, l'extraction, le transport et la combustion du gaz naturel produisent encore des émissions importantes de gaz à effet de serre.La fuite de méthane pendant l'extraction et le transport par pipeline est une préoccupation critique, car le potentiel de réchauffement planétaire est bien supérieur à celui du dioxyde de carbone sur une période de 20 ans.L'intégration du biogaz s'attaque à cette question du côté de l'offre : lorsque le biométhane déplace le méthane fossile, le problème de fuite en amont est atténué proportionnellement.

Les avantages potentiels de l'intégration

Avantages environnementaux et comptabilité carbone

L'avantage le plus important de l'intégration du biogaz est la réduction des émissions nettes de dioxyde de carbone. Lorsque le biométhane est brûlé dans une centrale électrique, le CO2 rejeté est biogénique, ce qui signifie qu'il a été récemment capturé dans l'atmosphère par les plantes pendant la photosynthèse. Cela crée une boucle de carbone fermée, car les matières premières organiques regrow et reabsorbent le carbone émis. Par contre, le gaz naturel fossile libère du carbone qui a été séquestré sous terre pendant des millions d'années, ajoutant du CO2 à l'atmosphère.

Au-delà du carbone, l'intégration du biogaz réduit d'autres polluants. La digestion anaérobie capte du méthane qui, autrement, s'échapperait des décharges ou des lagunes de fumier, où il agit comme un puissant gaz à effet de serre. Le digestate, un sous-produit nutritif du procédé, peut être utilisé comme engrais, ce qui déplace les engrais synthétiques à forte intensité énergétique.

Rentabilité et considérations économiques

Les produits intermédiaires comme le fumier, les déchets d'enfouissement et les résidus de transformation des aliments ont souvent un coût négatif, ce qui signifie que les générateurs de déchets paient pour les gérer, ce qui peut compenser les coûts d'investissement et d'exploitation liés à la digestion anaérobie et à la modernisation du gaz. Dans les pays où les normes de portefeuille sont applicables aux énergies renouvelables ou aux combustibles à faible teneur en carbone, le biométhane peut obtenir des prix élevés ou des crédits négociables qui améliorent l'économie de projet.

Les coûts d'investissement pour la mise à niveau du biogaz jusqu'à la qualité des pipelines varient de 0,50 $ à 2,00 $ par million d'unités thermiques britanniques (UMBtu) de capacité, selon la technologie et l'échelle. Les coûts d'exploitation sont généralement faibles une fois le système de digesteur et de mise à niveau établi. Lorsqu'il est combiné à des crédits d'impôt fédéraux ou étatiques, des crédits d'impôt à l'investissement ou des crédits d'impôt à la production, le coût nivelé du biométhane peut approcher ou sous-estimer le coût du gaz naturel fossile, en particulier dans les régions où les prix du gaz naturel sont élevés ou où les prix du carbone sont rigoureux.

Sécurité énergétique et résilience du réseau

Contrairement au gaz naturel fossile, qui dépend souvent de chaînes d'approvisionnement sensibles sur le plan géopolitique et d'infrastructures de pipelines à longue distance, le biogaz est produit localement à partir de flux de déchets, ce qui réduit la dépendance à l'égard des combustibles importés et accroît la résilience aux perturbations de l'approvisionnement causées par les intempéries, l'instabilité politique ou les défaillances de l'infrastructure.

De plus, les digesteurs anaérobies peuvent fonctionner en permanence et fournir des énergies renouvelables de base, en complément de la production variable d'énergie solaire et éolienne.Cette caractéristique de base est utile pour les opérateurs du réseau qui doivent équilibrer l'offre et la demande en temps réel. Lorsqu'ils sont combinés à des centrales au gaz, le biogaz fournit une ressource renouvelable solide et expédiable qui peut être sollicitée lorsque des énergies renouvelables intermittentes ne sont pas disponibles.

Synergies de gestion des déchets

L'intégration du biogaz dans les centrales crée un cycle vertueux entre la production d'énergie et la gestion des déchets.Les déchets organiques sont un défi de plus en plus grand dans le monde entier, les décharges émettant du méthane et du lixiviat, et le ruissellement agricole contribuant aux problèmes de qualité de l'eau. La digestion anaérobie traite ces flux de déchets tout en produisant une énergie précieuse.

En fermant la boucle entre la production de déchets, la production d'énergie et l'agriculture, l'intégration du biogaz va au-delà d'une simple substitution au carburant pour améliorer l'efficacité systémique des ressources. À mesure que la pression réglementaire sur les décharges et les émissions agricoles s'intensifie, les avantages de la gestion des déchets du biogaz deviennent de plus en plus précieux pour les exploitants de centrales qui cherchent à démontrer la gérance de l'environnement et l'engagement communautaire.

Défis techniques et solutions

Exigences relatives à la purification et à la mise à niveau du gaz

Le principal obstacle technique à l'intégration du biogaz est la nécessité d'une purification et d'une mise à niveau complètes du gaz. Le biogaz brut ne peut pas être directement injecté dans des gazoducs ou brûlé dans des turbines à gaz modernes sans traitement. La composition doit respecter des normes strictes de qualité du pipeline qui précisent la teneur minimale en méthane (généralement 95 à 98 %), la teneur maximale en CO2 (2 à 4 %) et les limites de sulfure d'hydrogène, d'oxygène, de vapeur d'eau et d'autres contaminants.

Le lavage de l'eau utilise de l'eau sous pression pour absorber le CO2 et le H2S pendant que le méthane passe. Il est simple, fiable et peut être utilisé avec une faible consommation d'énergie à des échelles modérées. L'adsorption par swing sous pression (PSA) utilise des tamis moléculaires ou du charbon actif pour adsorber sélectivement le CO2 et les impuretés, obtenant des puretés élevées de 97 à 99 pour cent. Le lavage chimique avec des solvants amines fournit une pureté très élevée, mais nécessite plus d'énergie pour la régénération du solvant. La séparation par membranes semi-perméables permet de passer par le CO2 tout en conservant le méthane.

Modifications d'infrastructure pour la qualité variable du gaz

Même après la mise à niveau, le biométhane peut présenter une variabilité de composition par rapport au gaz naturel fossile, particulièrement si le biogaz provient de sources multiples ou de matières premières saisonnières. Les exploitants de centrales électriques doivent s'attaquer à cette variabilité pour maintenir la stabilité de la combustion, la conformité aux émissions et la longévité de l'équipement.

Pour obtenir des rapports de mélange plus élevés ou une exploitation spécialisée du biométhane, il peut être nécessaire de modifier l'infrastructure. Les turbines à gaz peuvent exiger des buses de carburant modifiées, des chambres de combustion ou des systèmes de commande pour gérer les variations de l'indice Wobbe et du nombre de méthane. Les installations à cycle combiné peuvent avoir besoin d'ajustements pour le fonctionnement du générateur de vapeur de récupération de chaleur (HRSG) et les commandes de turbines à vapeur pour optimiser l'efficacité sous différentes compositions de carburant.

Équilibre et stockage

La production de biogaz n'est pas constante tout au long de la journée ou de l'année. La production de gaz du digesteur dépend du taux d'alimentation, de la température et de la charge organique, tandis que la production de gaz de décharge diminue progressivement au fil des décennies. La demande de centrales électriques varie en fonction des conditions du marché de l'électricité et des signaux d'expédition du réseau. Cette inadéquation crée un besoin de stockage du gaz ou d'exploitation flexible de l'installation.

Une autre solution technique consiste à associer le digesteur de biogaz au système d'énergie thermique de la centrale. De nombreuses centrales à gaz naturel disposent de chaleur résiduelle provenant des cheminées d'échappement et des systèmes de refroidissement. Cette chaleur peut être utilisée pour maintenir les températures du digesteur dans la gamme mésophile ou thermophilique, améliorer les taux de digestion et les rendements en méthane.

Perspectives et appui politique futurs

Les moteurs de la politique et les cadres réglementaires

L'avenir de l'intégration du biogaz dans les centrales au gaz naturel dépend fortement de l'appui politique. La directive de l'Union européenne sur les énergies renouvelables (RED II et RED III) fixe des objectifs contraignants pour la part des énergies renouvelables dans les transports, le chauffage et l'électricité. Les États membres mettent en œuvre des objectifs d'injection de biométhane et des critères de durabilité qui encouragent l'amélioration de la qualité des pipelines.

Les mécanismes de tarification du carbone, y compris les systèmes de plafonnement et d'échange dans l'Union européenne, en Californie et au Québec, ainsi que les taxes sur le carbone au Canada, en Suède et en Finlande, augmentent le coût du gaz naturel fossile et améliorent l'économie relative du biométhane. Lorsque les prix du carbone dépassent 50 $ par tonne de CO2, le biométhane devient concurrentiel par rapport au gaz fossile dans de nombreuses applications sans subventions additionnelles.

Innovations technologiques sur l'horizon

Les méthodes de valorisation électrochimique, telles que les cellules électrochimiques microbiennes et l'électrolyse à oxyde solide, promettent des besoins énergétiques plus faibles et une plus grande pureté du méthane par rapport aux épurateurs conventionnels. Les technologies de production d'électricité au gaz combinent l'électricité renouvelable et le CO2 capturé par la mise à niveau du biogaz pour produire du méthane synthétique par méthanisation, permettant la production de gaz naturel renouvelable avec une intensité de carbone encore plus faible.

Du côté des centrales électriques, les progrès de la technologie de combustion des turbines à gaz permettent une exploitation stable avec des combustibles riches en hydrogène, ce qui est pertinent parce que certains biogaz améliorent la production d'hydrogène comme sous-produit. Le mélange d'hydrogène dans les pipelines est actuellement étudié activement et les futures centrales au gaz naturel peuvent être conçues pour accepter des mélanges de gaz fossile, de biométhane et d'hydrogène renouvelable.

Croissance des marchés et adoption de l'industrie

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la production de biométhane à partir de biogaz pourrait passer d'environ 35 milliards de mètres cubes en 2022 à plus de 100 milliards de mètres cubes d'ici 2030, selon des scénarios ambitieux et zéro net. Cette croissance sera attribuable à la baisse des coûts d'amélioration, à la hausse des prix du carbone et à la reconnaissance accrue des avantages de la gestion des déchets et de la résilience du réseau.

En Europe, des entreprises comme Gasunie, Enagás et GRTgaz construisent des installations d'injection de biométhane et développent la capacité de pipeline pour accueillir le gaz renouvelable.En Amérique du Nord, des entreprises comme Dominion Energy, Southern Company et NextEra Energy pilotent le mélange de biométhane dans les centrales existantes et explorent des contrats à long terme avec des projets de gaz d'enfouissement et de digesteur agricole.

Conclusion

L'intégration du biogaz dans les activités des centrales au gaz naturel constitue une stratégie pratique et efficace pour réduire les émissions de carbone tout en tirant parti de l'infrastructure énergétique existante.Les avantages environnementaux, y compris les émissions nettes de carbone ou négatives, l'amélioration de la qualité de l'air et la gestion circulaire des déchets, sont considérables.Les avantages économiques découlent de la faible coût des matières premières, des mesures incitatives et de la diversification des carburants, du renforcement de la sécurité énergétique et de la résilience des réseaux.

Pour les exploitants de parcs de véhicules qui gèrent plusieurs centrales au gaz naturel, l'intégration du biogaz est un objectif impérieux. Elle offre une voie concrète et à court terme vers la décarbonisation qui ne nécessite pas de déchirer les actifs existants ou d'attendre des technologies de pointe.En établissant des partenariats avec les générateurs de déchets, les installations de modernisation et les réseaux de gaz naturel, les producteurs d'électricité peuvent commencer à mélanger le biogaz aujourd'hui à de faibles ratios de mélange et à s'étendre à mesure que les marchés et les politiques évoluent.