Biogaz : 10 sites scrutés à la loupe

Biogaz : 10 sites scrutés à la loupe

Dans un rapport, l’Ademe étudie en profondeur le fonctionnement de dix unités de méthanisation présentant une grande diversité de process, de sorte à en tirer le maximum d’enseignements pratiques.

L’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) a effectué, un an durant, le suivi technique, économique et social de 10 installations de méthanisation mises en service entre 2013 et 2018. Des installations « choisies très différentes les unes des autres, que ce soit en termes de taille, de gisement, de mode de valorisation énergétique [injection, cogénération, voie liquide infiniment mélangé, voie solide discontinue] ou de mode de portage du projet ».

Analyser le potentiel des rations

En ce qui concerne l’approvisionnement du digesteur, « les quantités rentrées sont globalement supérieures au prévisionnel, avec une variabilité mensuelle du tonnage jusqu’à +/- 25%. L’augmentation du tonnage est une tentative pour atteindre le BMP [potentiel méthanogène] prévisionnel de la ration. En effet, le potentiel méthanogène de la ration n’atteint que 82% du potentiel méthanogène prévisionnel et certaines matières n’ont pas la qualité escomptée (plus sèche, plus liquide, indésirables…). Le potentiel méthanogène moyen de la ration est de 51 Nm3 CH4/tMB [tonne de matière brute]. Il semble impératif de réaliser des tests en laboratoire (a minima pourcentage de matière sèche) dès l’étude. »

« Le taux d’expression du potentiel méthanogène est globalement très bon (97% en moyenne), bien que nettement plus faible en voie solide (65%). Cette valeur est néanmoins calculée avec une marge d’incertitude très importante. On observe une difficulté au maintien en température au-dessus de 37°C toute l’année sur 3 installations, et seulement 5 unités fonctionnent en moyenne au-dessus 39°C toute l’année. Les pistes d’optimisation pour maximiser la production de biogaz se situent donc prioritairement sur l’usage de la thermie et le chauffage des digesteurs qui a une incidence importante sur la production de biogaz. Les pistes sont : recirculation de digestat chaud, nettoyage des spires de chauffage, amélioration de l’isolation. On observe une grande variabilité dans les temps de séjour (digesteur + post-digesteur) allant de 40 jours à 155 jours (moyenne : 87 jours). »

« Trouver la bonne entreprise est essentiel »

« Le rendement énergétique global des unités de valorisation de biogaz est plutôt bon, 80% en moyenne. Il s’agit du ratio entre le biométhane ou l’électricité et la chaleur produits, et le méthane produit par les digesteurs (…) La consommation électrique globale des unités est assez homogène, autour de 4,8% de l’énergie primaire. La consommation thermique globale des unités est comprise entre 2% et 7% de l’énergie primaire sur les sites sans dysfonctionnement majeur. Sur les épurateurs, les consommations électriques sont légèrement plus importantes – 0,4 kWel/Nm3 biogaz – que celles annoncées par les constructeurs, tout en restant sous le seuil imposé par la réglementation (0,6 kWel/Nm3 biogaz). Encore une fois, trouver la bonne entreprise de maintenance pour le moteur ou l’épurateur est essentiel. Les épurateurs semblent rencontrer néanmoins moins de soucis techniques et contractuels de maintenance que les cogénérateurs. »

« Les exploitants sont satisfaits de l’utilisation de leur digestat. La part d’azote minéral par rapport à l’azote totale est assez constante sur les sites, entre 65% et 75%. Les séparateurs de phase fournissent un digestat liquide en moyenne à 6%MS et un digestat solide à 23%MS. La voie solide sort un digestat pâteux à 20%MS. Sur 3 sites, l’exploitant a préféré utiliser du digestat brut plutôt que mettre un séparateur de phase. Concernant les technologies, sur l’ensemble du suivi, on note : une usure prématurée d’une presse à vis, un taux de capture trop faible sur un site entrainant trop de digestat liquide à stocker, et un système de décantation ne fonctionnant pas bien, empêchant le séchage du décantat. »

Des rentabilités variables

« Tous les sites sont largement bénéfiques sur le plan de l’efficience énergétique et sur les gaz à effet de serre évités. Les 10 sites sont créateurs au total de 40 équivalents temps plein (ETP) en tout. Trois sites ont remonté des problèmes de nuisances occasionnelles ou au démarrage (odeurs et bruit) (…) Une attention particulière doit être portée à la gestion des ressources humaines en interne (exploitation, surveillance, opérations de maintenance, transport, épandage) et avec l’extérieur (planning d’apport de matières). Il s’agit d’un travail de coordination et de management qui ne doit pas être sous-estimé. »

En termes de rentabilité, « 4 unités présentent des TRI [taux de retour sur investissement] entre 8% et 10%, 3 unités entre 5% et 7%, et les 3 dernières ont un TRI proche de 0 (…) Les 3 projets non rentables sont des unités présentant : une innovation en phase de mise au point (projet gaz porté), un gisement différent du gisement attendu avec un système d’introduction non adapté, une unité en voie sèche discontinue sur laquelle le faible taux d’expression n’avait pas été appréhendé. De plus, deux de ces sites avaient à peine un an de fonctionnement après la mise en service. Les recettes sont constituées à 90% de la vente d’électricité et de biométhane. Les charges comptent globalement pour 10% de l’investissement, les postes les plus importants étant : la logistique, l’entretien et la maintenance, l’achat de matières. »

BC

A télécharger :

La synthèse du rapport (septembre 2020)

Le rapport complet (décembre 2020)

 

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