développement à court et moyen terme de la filière ... · ii-4.2 contraintes de dimensionnement...

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Développement à court et moyen

terme de la filière biomasse

énergie à la Réunion

• Filière : Biomasse • Rédacteur : Joséphine COUNIL • Relecture et contrôle qualité : Elodie GROUSET • Date : 2 septembre 2011 • Version : VF

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naturelles locale dans une perspective de développement durable et d’adaptation aux changements climatiques »

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ARER ARER ARER ARER ---- Agence Régionale Energie Réunion Agence Régionale Energie Réunion Agence Régionale Energie Réunion Agence Régionale Energie Réunion ---- AssAssAssAssociation loi 1901 à but non lucratif ociation loi 1901 à but non lucratif ociation loi 1901 à but non lucratif ociation loi 1901 à but non lucratif ––––Organisme de formation agrééOrganisme de formation agrééOrganisme de formation agrééOrganisme de formation agréé

Siège social : 40 avenue de Soweto * BP 226 * 97456 St-Pierre Cedex Tel : 0262 38 39 92 * Fax : 0262 96 86 91 * n° SIRET : 43928091800020

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La Chambre de Métiers et de l’Artisanat, La CINOR, la Mairie des Saint-Philippe, la Mairie de Cilaos, la Mairie de Mamoudzou, la Mairie de Petite-Île, la Mairie de La Possession, la Mairie de Trois-Bassins, la Mairie de Saint-Joseph, la Mairie de Sainte-Rose, Le Syndicat des Fabricants de

Sucre de La Réunion, EPSMR, ARS OI, BSO, le CERBTP, ENERGY OCEAN INDIEN, Qualitropic, Le SIDELEC.

Les partenaires associés 2011 : ADEME, ADEME Mayotte, Compagnie Thermique de Bois Rouge, Compagnie Thermique du Gol, DDTEFP, DRIRE Réunion, Etat, Electricité de

Mayotte, ORA, Pareto, Préfecture de La Réunion, Solar Concept, Union Européenne (FSE, FEDER).

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SOMMAIRE

SommaireSommaireSommaireSommaire ................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 2222

IntroductionIntroductionIntroductionIntroduction ........................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 4444

RemerciementsRemerciementsRemerciementsRemerciements .................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................... 5555

RésuméRésuméRésuméRésumé ............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 6666

SummarySummarySummarySummary .................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................... 7777

Contexte et objectifsContexte et objectifsContexte et objectifsContexte et objectifs............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 8888

Contexte et Contexte et Contexte et Contexte et objectifsobjectifsobjectifsobjectifs............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 8888

I I I I ---- La Biomasse : une alternative aux combustibles fossiles pour de nouvelles centrales thermiquesLa Biomasse : une alternative aux combustibles fossiles pour de nouvelles centrales thermiquesLa Biomasse : une alternative aux combustibles fossiles pour de nouvelles centrales thermiquesLa Biomasse : une alternative aux combustibles fossiles pour de nouvelles centrales thermiques ............................................................ 10101010

I - 1 Besoins électriques VS Ressource biomasse ................................................................................................... 11

I-1.1 Besoins électrique de la Réunion en 2015 ..................................................................................................... 11

I-1.2 Ressources Biomasse retenues..................................................................................................................... 12

I - 2 Analyse de l’opportunité économique de l’importation de biomasse pour alimenter une nouvelle centrale thermique à la Réunion.............................................................................................................................................. 22

I-2.1 Coûts de production d’électricité via combustible fossile (Charbon, Diesel)............................................... 22

I-2.2 Coûts de production d’électricité via la biomasse ......................................................................................... 26

I-2.3 Comparaison et analyse prospective de l’importation de sources d’énergie fossile et de l’approvisionnement en sources d’énergies renouvelables.................................................................................. 30

I - 3 Conclusion sur la mise en place d’un approvisionnement en biomasse ......................................................... 35

II II II II ---- Etat de l’art des technologies de Gazéification pour développer la filière biomasse énergie à la RéunionEtat de l’art des technologies de Gazéification pour développer la filière biomasse énergie à la RéunionEtat de l’art des technologies de Gazéification pour développer la filière biomasse énergie à la RéunionEtat de l’art des technologies de Gazéification pour développer la filière biomasse énergie à la Réunion ........................ 36363636

II - 1 Qu’est-ce que la gazéification ........................................................................................................................... 36

II-1.1 Les étapes de la gazéification ....................................................................................................................... 36

II-1.2 Description des différents procédés de gazéification .................................................................................. 37

II-1.3 Ligne de direction de la description des différentes technologies .............................................................. 40

II - 2 Les voies de valorisation de la biomasse en électricité................................................................................... 42

II-2.1 Récapitulatifs des différentes modes de production d’électricité ............................................................... 42

II-2.2 Production d’électricité à l’aide d’un moteur ............................................................................................... 42

II-2.3 Production d’électricité à l’aide d’une turbine à gaz .................................................................................... 42

II - 3 Les voies de la valorisation en Biocarburants ................................................................................................. 43

II-3.1 Plusieurs voies de valorisation sont possibles ............................................................................................. 43

II-3.2 Description du processus de production du Biodiesel : BTL « BIOMASS TO LIQUID » .............................. 43

II-3.3 Description des étapes de production du Bio Méthanol/éthanol et Bio DME ............................................. 45

II-3.4 Description du processus de Méthanation ................................................................................................... 46

II-3.5 Description des étapes de production d’hydrogène ..................................................................................... 47

II-3.6 Récapitulatif production de biocarburant par gazéification :....................................................................... 48

II - 4 Technologies retenues pour la production de chaleur/électricité (CHP) et de biocarburant (BTL et méthane) à la Réunion ................................................................................................................................................................ 48

II-4.1 Ordres des grandeurs des rendements actuels en terme de carburant et d’électricité ........................... 48

II-4.2 Contraintes de dimensionnement : ............................................................................................................... 48

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II-4.3 Technologies retenues : ................................................................................................................................ 49

II - 5 Conclusion sur l’état de l’art de la gazéification .............................................................................................. 50

ConclusionConclusionConclusionConclusion........................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 51515151

AnnuaireAnnuaireAnnuaireAnnuaire ................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 53535353

BibliographieBibliographieBibliographieBibliographie ........................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 54545454

Sigles et acronymesSigles et acronymesSigles et acronymesSigles et acronymes .................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................... 56565656

Notations et abréviationsNotations et abréviationsNotations et abréviationsNotations et abréviations ........................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 58585858

GlossaireGlossaireGlossaireGlossaire ................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 59595959

Table des figuresTable des figuresTable des figuresTable des figures .................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................... 61616161

Table des tableauxTable des tableauxTable des tableauxTable des tableaux ............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 63636363

Table des annexesTable des annexesTable des annexesTable des annexes ............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 64646464

Annexe importationAnnexe importationAnnexe importationAnnexe importation ........................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 65656565

Annexe 1 : Données sur la Biomasse importée ........................................................................................................ 65

Annexe 2 : Calcul du coût du transport terrestre ..................................................................................................... 66

Annexe 3 : Calcul coût externalités biomasse .......................................................................................................... 67

Transport Maritime ................................................................................................................................................. 67

Transport terrestre ................................................................................................................................................. 68

Annexe 4 : Données calcul du coût max du combustible rendu à la centrale......................................................... 72

Annexe 5 : Note sur Mayotte...................................................................................................................................... 73

Annexe de l’état de l’art de la gazéificationAnnexe de l’état de l’art de la gazéificationAnnexe de l’état de l’art de la gazéificationAnnexe de l’état de l’art de la gazéification ................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 7777

Annexe 6 Gazéification CHP .................................................................................................................................... 90

Procédés de gazéification à lit fixe ......................................................................................................................... 90

Procédés de gazéification à lit fluidisé ................................................................................................................... 92

Procédés de gazéification étagés ........................................................................................................................... 99

Annexe 7 : Gazéification Biocarburants................................................................................................................ 100

Etat de l’art de la gazéification BTL ...................................................................................................................... 100

Gazéification lit fluidisé ......................................................................................................................................... 100

Gazéification entraînée.......................................................................................................................................... 101

Gazéification étagée .............................................................................................................................................. 102

Etat de l’art de la gazéification Biométhanol/éthanol et BioDME ....................................................................... 103

Gazéification fluidisée ........................................................................................................................................... 103

Gazéification étagée .............................................................................................................................................. 104

Etat de l’art gazéification Méthanation ................................................................................................................. 105

Gazéification fluidisée ........................................................................................................................................... 105

Dernier projet en date de production de biocarburant à partir biomasse gazéifiée .......................................... 106

Gazéification entraînée.......................................................................................................................................... 106

Annexe 8 : Autre débouché de la gazéification : la pile à combustible ............................................................... 107

NotesNotesNotesNotes ................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................ 109109109109

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INTRODUCTION

En 1999, lors d’un discours à L’UNESCO, Paul Vergès a annoncé « un plan d'autosuffisance électrique insulaire d'envergure » (plus tard intitulé Plan Régional des Énergies Renouvelables et de l'Utilisation Rationnelle de l'Énergie - PRERURE) jusqu'à fin 2007 avec l'annonce par le président Sarkozy du lancement d'un plan Réunion 2030, plus tard nommé GERRI (Green Energy Revolution, Reunion Island), et début 2011 avec le programme « La Réunion île Solaire » annoncé par le conseil régionale de la Réunion, un consensus fort s'est établi autour de l'idée de faire de La Réunion un territoire 100% énergies renouvelables, sans charbon, ni pétrole.

L’ARER (Agence Régionale de l’Energie Réunion), est une association de type loi 1901, qui a été initiée en 2000 par la démarche du Conseil Régional, du CCEE, du CESER, de l’ADEME et d’EDF à travers le PRERURE et le Programme Régional de Maîtrise de l’Énergie (PRME). Sa ligne d’action s’inscrit dans la stratégie volontariste de l’autosuffisance énergétique de la Réunion, tout en s’intéressant au développement de l’île. Elle collabore avec les collectivités locales (communautés, communes…) et réalise notamment des études prospectives pour aider à la mise en place de projets par des acteurs publics ou privés. C’est dans ce cadre que l’étude du développement à court et moyen terme de la filière biomasse énergie à la Réunion a été menée.

Pour développer la filière biomasse énergie à court terme et substituer l’utilisation de combustibles fossiles, l’importation de biomasse peut être une solution temporaire envisagée car la filière locale de bagasse ne semble pas suffisante dans les prochaines années (horizon 2015) pour palier aux besoins en électricité de la Réunion. Mais est-ce faisable ? Y a-t-il des structures de collectes et distribution efficaces dans les pays potentiellement exportateurs de l’Océan Indien ? Est-ce que cela ne va pas léser la filière biomasse énergie déjà présente à la Réunion ? D’un point de vue économique et environnemental, la diminution de gaz à effet de serre résultant de la production d’électricité compensera-t-elle les GES et les coûts émis durant le transport nécessaire au processus d’importation ?

Si on envisage le développement de cette filière à plus long terme, horizon 2030, l’objectif est d’améliorer le rendement de l’utilisation de combustibles renouvelables dans la production d’électricité et de carburant. Car la Réunion étant une île, l’espace terrestre et la ressource y sont limités. Les systèmes choisis pour améliorer ce rendement, sont des systèmes de dégradation thermique par gazéification et son encore. Mais quel système choisir ? Quels sont les systèmes les plus matures, les plus fiables ? Cette technologie est-elle bien adaptée au contexte énergétique réunionnais ?

C’est pour répondre à toutes ces interrogations que dans un premier temps une étude de l’opportunité d’importation de biomasse depuis la zone océan indien (zone OI) proche a été menée et que dans un deuxième temps un état de l’art sur la valorisation énergétique de la biomasse par gazéification a été fait.

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REMERCIEMENTS

Je souhaite avant tout remercier l’ensemble de l’Agence Régionale de l’Energie Réunion (ARER) pour m’avoir accueillie. Notamment, le personnel de l’agence Nord pour sa gentillesse. Je remercie, Richard HUITELEC, directeur de l’ARER de m’avoir permis de travailler au sein de cette association.

Je remercie plus particulièrement ma maître de stage, Elodie GROUSET, chargée de mission Biomasse et Agriculture à l’ARER, pour son soutien, sa confiance et l’attention dont elle a fait preuve à mon égard. Merci également à Laurent GAUTRET, ex directeur technique de l’ARER, de l’intérêt qu’il a eu pour mon travail et pour ses précieux conseils techniques. Je tiens aussi à remercier Pascal LANGERON, responsable de la zone Océan Indien (zone OI) à la Séchilienne Sidec, grâce à qui j’ai pu mener à bien mon étude.

Je remercie mes deux tuteurs Laurent VAN DE STEENE expert en gazéification au Centre de coopération Internationale en Recherche Agronomique pour le Développement (CIRAD) et Yann ROGAUME enseignant à l’Ecole Nationale Supérieure des Techniques et Industries du Bois (ENSTIB), pour leur expertise et leurs conseils.

Enfin je suis reconnaissante envers les enseignants de l’ENSTIB et de l’Ecole Nationale du Génie Rural des Eaux et Forêts (ENGREF) pour leurs enrichissantes formations en Energie/Environnement et en Gestion Environnementale des Ecosystèmes/Forêts Tropicales (GEEFT), qui m’ont permis de faire évoluer mon travail en entreprise.

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RESUME

Dans 5 ans, la filière locale de bagasse ne sera pas suffisante pour répondre à l’augmentation des besoins en électricité de la Réunion. Pour développer la filière biomasse énergie à court termecourt termecourt termecourt terme, l’importation de biomasseimportation de biomasseimportation de biomasseimportation de biomasse peut être une solution temporaire d’approvisionnement le temps que la ressource locale ne se développe et prenne le pas sur la ressource importée. Encore faut-il que cette solution soit compétitive avec les autres alternatives envisagées pour répondre aux besoins en énergie de 2015, à savoir l’ajout d’une nouvelle unité fonctionnant au charbon à Bois Rouge ou au Gol, ou encore l’ajout de moteurs au fuel lors du remplacement de la centrale de Port Est. Si on envisage le développement de cette filière à moyen termemoyen termemoyen termemoyen terme, horizon 2030, les systèmes choisis pour valoriser la biomasse locale en électricité et carburant, seraient des systèmes de dégradation thermique par gazéificationgazéificationgazéificationgazéification. Ceux-ci ayant un meilleur rendement. Cette technologie en est au stade de développement mais d’ici 20 ans, la maturité de ces systèmes sera démontrée. La biomasse prospectée contenant moins d’énergie que le fuel et le charbon et ayant une variabilité importante de matière (plaquettes, pellets, sciures,…) et de dimension, le coût de transport aurait pu en faire une ressource chère. Mais avec la prise en compte des quotas CO2 et de la diminution du coût relatif à la santé et à la qualité de l’air, la biomasse devient une source d’énergie avantageuse en comparaison du fuel et du charbon. En 2030, la valorisation par gazéification à haut rendement, en plus des nouvelles variétés de cannes au taux de fibres élevé permettront d’atteindre les objectifs visés par STARTSTARTSTARTSTARTERERERER en carburant et en électricité de base. Les systèmes retenus sont CarboV de Choren qui a un avenir prometteur dans les deux filières, FICB de Repotec qui permettrait de produire du méthane utilisable comme carburant ou stockable pour l’électricité de pointe et qui est une technologie fiable et reconnue ; et les systèmes Eqtec et Foster Wheeler pour l’électricité de base.

Mots clés : énergieénergieénergieénergie, court termecourt termecourt termecourt terme, importation de biomasseimportation de biomasseimportation de biomasseimportation de biomasse, moyenmoyenmoyenmoyen termetermetermeterme, gazéificationgazéificationgazéificationgazéification, STARTERSTARTERSTARTERSTARTER.

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SUMMARY

In five yearsIn five yearsIn five yearsIn five years, there will be not enough local feedstock to answer the lack of energy in Reunion Island. To develop the Biomass EnergyBiomass EnergyBiomass EnergyBiomass Energy as soon as possible, the importationimportationimportationimportation might be a good solution before the development of local resource. There are other solutions that could be use in few years, like coal-fired power plant or Central-powered fuel.

To develop the Biomass Energy in twenty yearstwenty yearstwenty yearstwenty years, in more time, the gasificationgasificationgasificationgasification could be a good solution, because it’s a technology which has a good efficiency in production of electricity and Bio fuel. This technology is in start up but in several years, its maturity will be demonstrated. The importation of biomass could be more expensive than importation of fossil feedstock, because, it contains less energy than fossil fuel and because of the variability of its dimensions. But regarding its environmental friendly dimension, Biomass takes the advantage. Indeed, this resource is vegetal, so it absorbs a quantity equivalent of CO2 during its grown than the quantity rejected during its combustion. With CO2 credits, a lot of money could be economised.

And in 2030, the valorisation of local biomass (like fiber cane) by gasification would be a good solution to attempt the goal of 100 % Renewable energy, described in the STARTERSTARTERSTARTERSTARTER project.

Keys words: five years, Biomass Energy, importation, twenty years, gasification, STARTER

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CONTEXTE ET OBJECTIFS

La Réunion connait une croissance économique et démographique forte depuis une vingtaine d’années. Sa consommation en électrique augmente d’environ 5 % par an et sa consommation de carburants augmente de 2 % par an. Résultat, sa consommation a doublé en 15 ans. Tout cela est du à la forte croissance économique et à l’augmentation de la population de ces vingt dernières années.

Du fait de son insularité, la Réunion doit assurer l’approvisionnement de ses besoins croissants en carburant et en électricité. Elle importe 87,5 % de ses ressources (dont la totalité des ressources fossiles) pour fournir l’énergie nécessaire au secteur du transport et à la production électrique. Mais l’île dispose quand même de ressources locales (biomasse, hydraulique, vent et soleil) dédiées actuellement à la production d’électricité. En 2010, la production d’électricité était assurée à hauteur de 33,8 % par les énergies issues de sources locales et renouvelables (EnR). L’énergie électrique issue des centrales thermiques à combustion fonctionnant à la biomasse représente 10 % de la production électrique totale de l’île. Cette ressource biomasse est totalement constituée de bagasse (Cf. Figure 1).

La bagasse est le résidu organique qui est recueilli après le broyage de la canne dans les moulins utilisés pour extraire le jus, durant la fabrication du sucre de canne. Actuellement, la surface de canne à sucre atteint 25 000 ha et représente une source d’activité importante pour la Réunion qui est le premier exportateur européen de sucre de canne. Quinze mille personnes travaillent la canne sur 6 000 exploitations agricoles (55% des surfaces cultivées), pour un total de près d'un milliard d'euros de chiffres d'affaires par ani. Durant la campagne sucrière de 2010 540 879 t ii de bagasse ont été produites.

Contrairement à d’autres EnR telles que le photovoltaïque et l’éolien (énergies intermittentes), l’énergie issue de la combustion de la bagasse est une énergie de base qui peut entrer en concurrence avec le fuel et le charbon.

FigurFigurFigurFigure e e e 1111: : : : Répartition de la production électrique de l'île de la Réunion par type d'énergieRépartition de la production électrique de l'île de la Réunion par type d'énergieRépartition de la production électrique de l'île de la Réunion par type d'énergieRépartition de la production électrique de l'île de la Réunion par type d'énergiei i ii i ii i ii i i

Dans les prochaines années, la production électrique devra augmenter de façon à répondre aux besoins toujours croissants de la Réunion. Pour cela une nouvelle tranche de centrale électrique (Diesel ou charbon/biomasse) devra être mise en place en 2015. Or les outils de production mis en place en 2015 auront une durée de vie de plusieurs dizaines d’années ce qui « condamnerait » la Réunion au fossile et ne permettrait pas de répondre aux objectifs indiqués dans le PETREL (Plan économique de transition et relance via des énergies 100% locales), qui est l’intitulé des travaux de l’ARER sur l’autosuffisance énergétique de la Réunion. En effet, ces travaux postulent que d’ici 2030 les énergies issues de ressources biomasses locales et renouvelables représentent 50% de l’électricité produite. Dans cette perspective, la solution envisagée pour approvisionner cette nouvelle tranche de centrale est de mettre au point une filière d’importation de biomasse temporaire qui sera ensuite remplacée par un approvisionnement en ressource locale. Cette importation de biomasse, pourrait se faire à partir de zones OI proches de la Réunion.

Bagasse

29%

Hydraulique

59%

Autres EnR

(PV, éolien, biogaz)

5%

Répartition des sources locales renouvelables

dans la production électrique de la Réunion

Charbon

49%

Bagasse

10%

Hydraulique

20%

Autre s EnR

(PV, éolie n, biogaz)

2%

Fioul et gazole

17%

Batterie NaS

0%

Production électrique totale par type

d'énergie

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En 2025-2030, après développement de la ressource locale de canne à sucre (augmentation des rendements et des surfaces…) et l’implantation de surface en canne fibre, un autre renouvellement du parc de centrales thermiques aurait lieu. La nouvelle technologie envisagée pour le renouveau du parc des centrales thermiques, est la gazéification. Cette technologie a un bon rendement et permettrait d’optimiser la valorisation de la ressource locale déjà restreinte (pression foncière et démographique). La réaction de gazéification est une dégradation thermique qui produit un gaz. Ce gaz deviendrait une source d’énergie stockée en substitution au pétrole pour la production électrique (Turbines à combustion (TAC) et Moteurs diesel recyclés au combustible gaz issu de biomasse) et pour les transports (véhicules au gaz ou aux biocarburants).

La réalisation, locale, d’une ou plusieurs unités de gazéification de biomasse, nécessite de suivre les projets de gazéification développés à travers le monde. Ainsi une centrale de gazéification fiable et adaptée à la Réunion pourra être mise en place lorsque les objectifs de production de la biomasse seront atteints (Cf. Figure 2).

iv

Figure Figure Figure Figure 2222 : : : : Stratégies énergétiques de la RéunionStratégies énergétiques de la RéunionStratégies énergétiques de la RéunionStratégies énergétiques de la Réunion

Biomasse locale 365 j/an (Ex. Canne Fibre)

Gazéification Biomasse locale

Diesel

Fioul Lourd

Charbon

Biomasse importée zone OI

Biogaz de déchets

SEMI BASE 160

MW

POINTE 60 M

W

Sud <2015

BASE 40 M

W

BASE 40 M

W

2010 2015 2020 2025 2030

Besoins

BPPI 2009

Mix électrique

Solution

TENDANTIELLE

fossile

Alternative de TRANSITION vers une autonomie énergétique de l’île (STARTER)

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I - LA BIOMASSE : UNE ALTERNATIVE AUX COMBUSTIBLES FOSSILES POUR DE NOUVELLES CENTRALES THERMIQUES

La biomasse composée en majeure partie de carbone, d’hydrogène et d’oxygène, est une ressource végétale renouvelable. Sa valorisation en énergie est une des voies choisies, dans le cadre du protocole de Kyoto, pour limiter les émissions de dioxyde de carbone fossile (CO2). Comme les combustibles fossiles (charbon, pétrole et dérivés, gaz naturel), la combustion de la biomasse produit du CO2, qui est un gaz à effet de serre (GES). Mais, contrairement à ceux-ci, elle ne contribue pas à l’augmentation de la quantité de CO2 rejeté dans l’atmosphère puisqu’elle fixe une quantité de CO2 équivalente pendant sa croissance. C’est le phénomène de séquestration de carbone (Cf. Figure 3).

L’avantage de l’utilisation de biomasse est que celle-ci est fortement liée au territoire et qu’elle génère ainsi des activités et des emplois forestiers et agricoles durables. Notamment dans la filière de la canne à sucre et de la valorisation de déchets (déchets verts, déchets de scieries, rebuts de forêt…). Car si la biomasse est une source d’énergie renouvelable une gestion durable de la ressource est nécessaire.

Malheureusement d’ici 2015 les filières locales ne seront pas suffisantes pour alimenter les nouvelles tranches de centrales. Une importation de biomasse des pays de la zone OI permettrait de combler ce qui n’est pas encore produit sur l’île.

Le calcul des coûts d’importation et d’utilisation de la biomasse a pour but d’évaluer la pertinence du recours à la biomasse comme moyen d’atteindre les objectifs fixés en 2015, dans les premières étapes de la stratégie STARTER. Il sera alors possible de montrer que la biomasse est non seulement une source d’énergie propre et renouvelable mais qu’elle peut aussi être une source d’économie pour les exploitants de centrales. De plus, son importation permettrait de générer des activités et des emplois au niveau du transport, du conditionnement et de la maintenance des installations.

Figure Figure Figure Figure 3333 : : : : Schéma de la séquestration du carbone la biomasseSchéma de la séquestration du carbone la biomasseSchéma de la séquestration du carbone la biomasseSchéma de la séquestration du carbone la biomasse

(S(S(S(Source : ource : ource : ource : (CEDER 2009)(CEDER 2009)(CEDER 2009)(CEDER 2009)))))

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I I I I ---- 1111 Besoins électriques VS Ressource biomasseBesoins électriques VS Ressource biomasseBesoins électriques VS Ressource biomasseBesoins électriques VS Ressource biomasse

IIII----1.11.11.11.1 Besoins électrique de la Réunion en 2015Besoins électrique de la Réunion en 2015Besoins électrique de la Réunion en 2015Besoins électrique de la Réunion en 2015

Le BPPI, donne l’évolution de la production électrique totale pour répondre aux futurs besoins électriques de la Réunion (Cf. Tableau 1).

Ces prévisions sont faites suivants différents scénarios :

- Scénario médian

- Scénario « EnR haut »

- Scénario « EnR bas »

- Scénario «MDE (Maîtrise de la demande d’électricité) renforcée »

Les nouveaux besoins, exprimés par tranches de 40 MW, concernent des moyens de base/semi-base, le système réunionnais étant suffisamment pourvu en moyens de pointe :

investissement

renouvellement

nouveaux besoins

Tableau Tableau Tableau Tableau 1111 :::: Besoins électriques de la Réunion estimé de 2009 à 2016. Besoins électriques de la Réunion estimé de 2009 à 2016. Besoins électriques de la Réunion estimé de 2009 à 2016. Besoins électriques de la Réunion estimé de 2009 à 2016.

(Source (Source (Source (Source : : : : (EDF Direction des systèmes énergétiques insulaires 2009)(EDF Direction des systèmes énergétiques insulaires 2009)(EDF Direction des systèmes énergétiques insulaires 2009)(EDF Direction des systèmes énergétiques insulaires 2009)))))

Quelque soit le scénario, les besoins estimés en 2014 ou 2015 sont de 40 MWél. Pour répondre à l’augmentation des besoins, l’utilisation de charbon, ou même de fuel, est envisagée. Cependant la solution alternative d’une alimentation à la biomasse, pour répondre à ces nouveaux besoins, pourrait avoir un avantage à la fois environnemental et économique.

Le site pressenti pour ajouter une nouvelle tranche et ainsi répondre aux futurs besoins électriques de la Réunion est Bois-Rouge, où une centrale thermique bagasse-charbon (CTBR) fonctionne déjà depuis de nombreuses années.

Caractéristiques de la nouvelle centrale seraient les suivantes :

La puissance installée de la centrale serait de 40 MW avec un temps de fonctionnement de 8000 h/an.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

basePort Est (160

MW)40

pointeRDE 4 (14

MW)

basePort Est (160

MW)40

pointeRDE 4 (14

MW) 40

basePort Est (160

MW)40

pointeRDE 4 (14

MW)

basePort Est (160

MW)40

pointeRDE 4 (14

MW)

Médian

Haut

Bas

MDE Renforcé

sur 102

- 12 -

Ressource biomasse :

Un mélange de biomasse est possible et a été envisagé par l’industriel pour atteindre les besoins de 40 MWél en 2014 ou 2016. En 2010, des essais de combustion de biomasse ont d’ailleurs été effectués.

Contraintes d’approvisionnement :

La biomasse étant moins dense que le charbon, on transporte moins de matière par volume de combustible importé. Or, Le coût de la biomasse doit être compétitif avec celui du charbon et une partie importante de ce coût est la composante transport. Cela peut avoir une incidence sur le coût global.

Contraintes techniques :

- Le combustible peut être constitué de sciures

- Calibre à respecter : la somme des 3 dimensions du combustible ne doit pas dépasser 7 cm (L+l+h)

- ηél ≈ 33 % quand la chaleur n’est pas valorisée dans la production de sucre. Les besoins étant de 40 MWél et le rendement de 33 % les besoins en biomasse seront de 121 MWPCI. Avec un fonctionnement de 8000h : 969,7 GWhPCI

- Faire attention aux concentrations d’ETM (éléments trace métalliques)

- Pas de présence d’indésirable : métal, plastique…

IIII----1.21.21.21.2 Ressources Biomasse retenuesRessources Biomasse retenuesRessources Biomasse retenuesRessources Biomasse retenues

Plusieurs filières et plusieurs zones ont été prospectées. Les données ont pu être collectées par téléphone et par internet (par courriel ou par réseau social). Moyens de communications les mieux adaptés à la commande, un voyage dans les zones OI ayant une ressource potentielle n’était pas envisageable et n’avait d’ailleurs que peu d’intérêt. L’ARER ayant seulement un rôle de prospection et non un rôle d’acheteur. Des ressources en biomasse extérieures ont du être localisées, conformément aux objectifs et aux estimations de 2015. Mais il était également important de connaître les ressources potentielles du territoire réunionnais. Les recherches se sont donc tournées en priorité vers les ressources locales non valorisée actuellement.

Seules certains types de biomasse ont été retenus et sont décrits ci-dessous. La sélection s’est faite suivant la quantité proposée, les besoins en électricité étant conséquents. Les descriptions tiennent compte du lieu de production et des caractéristiques de chaque biomasse (µ (masse volumique), Humidité, PCI et la quantité disponible). (Cf. Tableau 2, Tableau 3, Tableau 4, Tableau 5, Tableau 6, Tableau 7, Tableau 8)

IIII----.1.2.a).1.2.a).1.2.a).1.2.a) La Bagasse La Bagasse La Bagasse La Bagasse

La bagasse est une ressource issue du processus de fabrication du sucre de canne. En effet, la production de sucre de canne génère des coproduits (bagasse et mélasse) et des déchets (boues de défécation et vinasse). La culture de canne à sucre est une culture de premier plan à la Réunion (Cf. Figure 4). La canne est une plante en C4 dont la tige se renouvelle et qui peut vivre durant plusieurs années. Elle appartient à la famille des graminées (comme le blé et le maïs). Sa production est assurée par bouturage.

C’est une plante adaptée aux régions tropicales et subtropicales, dont le cycle total dure de 4 à 10 ans. Sa tige peut mesurer jusqu’à 5 m de hauteur et son diamètre peut atteindre les 6 cm. Elle est constituée d’une succession de nœuds et d’entre-nœuds où est stocké le saccharose (élément rechercher dans l’industrie du sucre).

Son transport et son ramassage doivent s’effectuer dans les meilleurs délais afin de limiter les détériorations possibles dues à des bactéries qui pourraient entraîner des modifications chimiques qui conduiraient à une diminution de la teneur en sucre.

sur 102

- 13 -

Selon le rapport du projet PETREL, la production actuelle de canne à sucre sur l’île a un rendement de 75 t/ha et représente une surface de canne de 25 000 ha. En 2011, 540 879 t de bagasse ont été générées (H=50 % et taux de fibre = 14,57 %).

Figure Figure Figure Figure 4444 : : : : Champs de canne à sucre à St Louis à l'île de la RéunionChamps de canne à sucre à St Louis à l'île de la RéunionChamps de canne à sucre à St Louis à l'île de la RéunionChamps de canne à sucre à St Louis à l'île de la Réunion

Le projet PETREL émet l'hypothèse d'une augmentation de 20 % de canne produite ainsi qu’une augmentation du taux de fibre de 35 % en 2020, soit un taux de fibre de 20 % et un rendement de 90 t/ha. Ce qui génèrerait 354 665 t de bagasse en plus en 2020. On peut estimer qu’en 2015 l’excédentaire de production de bagasse pourrait atteindre 112 755 t.

La production de sucre est répartie sur l’ensemble de l’île et la bagasse résultant du processus de fabrication est centralisée sur le secteur du Gol et sur le secteur de Bois Rouge.

Environ la moitié de la bagasse produite est réceptionnée au Gol et l’autre moitié à Bois Rouge.

Caractéristiques de cette biomasse

Tableau Tableau Tableau Tableau 2222: : : : caractéristiques de la bagassecaractéristiques de la bagassecaractéristiques de la bagassecaractéristiques de la bagasse

Remarque : La bagasse est récoltée de juillet à décembre à la Réunion. On pourra donc approvisionner la nouvelle centrale avec cette ressource seulement pendant une partie de l’année.

Avantage : « 10 tonnes de bagasse équivaut à 2 tonnes de fuel lourd avec l’avantage d’être moins polluante et renouvelable sur un cycle annuel. » (Source : (Nuissier et al. 2005)) De plus, la bagasse est produite localement ce qui limite les émissions de gaz à effet de serre générées durant le transport.

Quantité (t/an) 112 755

µ kg/m3 492v

PCI (MWh/t) 2,15

Humiditévi (%) 50

sur 102

- 14 -

IIII----.1.2.b).1.2.b).1.2.b).1.2.b) Les déchets verts (DV)Les déchets verts (DV)Les déchets verts (DV)Les déchets verts (DV)

Figure Figure Figure Figure 5555: : : : DV collectés sur la zone de la CIRESTDV collectés sur la zone de la CIRESTDV collectés sur la zone de la CIRESTDV collectés sur la zone de la CIREST

Les déchets collectés sur le territoire de la CIREST (Communauté Intercommunale de la Réunion Est), atteindraient les 15 954 t en

2015. Avec une augmentation du nombre d’habitant de 9,4 %, le nombre d’habitants de la CIREST est estimé à 129 706 en 2015 avec une production de DV atteignant les 123 kg/hab (valeurs issues du Projet de Plan d’Elimination des Déchets Ménagers et Assimilé (PDEDMA)). Cette quantité peut être multipliée par deux car l’Est de la Réunion est une zone très humide (284 kg/hab en 2010).

Cette ressource peut être valorisée dans une centrale thermique, mais une préparation préalable est nécessaire. Les déchets devront être triés et broyés avant d’être livrés à la centrale. Pour cela il faut qu’il y ait une plateforme de préparation du broyat à disposition après chaque collecte de DV afin de limiter leur décomposition rapide.

Dans notre étude, nous avons localisé deux lieux pour mettre en place ces plateformes de préparation. Une plateforme pourrait être mise en place au CET (Centre d’Enfouissement Technique) de Sainte de Suzanne où 93 % des DV habituellement collectés sur la zone Est de la Réunion sont acheminés et une autre pourrait être mise en place au PFC (Plate-forme de Compostage) de Sainte Rose où le reste de ces DV est acheminé.

CTBR confirme que l’on peut valoriser le broyat de DV dans ses centrales thermiques mais une modification est cependant nécessaire dans le système d’alimentation des chaudières. Cette modification sera à prendre en compte lors de la mise en place de la nouvelle centrale.

Caractéristiques de cette biomasse :

Tableau Tableau Tableau Tableau 3333: : : : caractéristiques des DVcaractéristiques des DVcaractéristiques des DVcaractéristiques des DV

Cette ressource est locale. Sa valorisation aurait un impact économique et environnemental positif car beaucoup de ces déchets sont enfouis ou entreposés même si une partie est utilisée pour faire du compost. La valorisation des DV sous forme d’énergie serait une bonne solution pour limiter leur quantité. Cependant, la collecte et le transport des déchets doivent être organisés de façon à limiter la distance parcourue et le volume transporté, en appliquant le principe de proximité.


µ kg/m3 240

PCI (MWh/t) 2,14

Humidité (%) 49,3

sur 102

- 15 -

IIII----.1.2.c).1.2.c).1.2.c).1.2.c) Le bambou torréfiéLe bambou torréfiéLe bambou torréfiéLe bambou torréfié

Ce combustible est produit par MADACAPENTREPRISES, Société à Responsabilité Limitée (SARL) basée à Tamatave, à Madagascar

Figure Figure Figure Figure 6666: : : : A gauche fours de torréfaction à Tamatave et à droite bambou torréfiéA gauche fours de torréfaction à Tamatave et à droite bambou torréfiéA gauche fours de torréfaction à Tamatave et à droite bambou torréfiéA gauche fours de torréfaction à Tamatave et à droite bambou torréfié

Un laboratoire du processus de torréfaction a été mis en place, à Tamatave près de la rivière Ivoloina, où les bambous sont acheminés à l’aide de radeaux. La torréfaction du bambou permet d’allonger le temps de stockage et d’augmenter son pouvoir calorifique, car la densité est augmentée et l’humidité diminuée.

La production de la société pourra atteindre les 1 152 m3/mois. Ce qui équivaut à 34 Conteneurs 20’/Mois (conteneur 20’ = conteneurs de volume équivalent à 20 pieds)



µ kg/m3 900

PCI (MWh/t) 5,8

Humidité (%) 7

Tableau Tableau Tableau Tableau 4444 : : : : caractéristiques des bambous torréfiéscaractéristiques des bambous torréfiéscaractéristiques des bambous torréfiéscaractéristiques des bambous torréfiés

Le produit de la torréfaction est désigné comme «Gris de charbon ou selon son nom commercial : « TorreB.I.A.N ». Selon la société, avant d’envisager une activité commerciale, il faudrait d’abord mettre en place une unité de production pilote, cette unité pourrait être mise en place en collaboration avec le futur importateur.

L'avantage de la ressource bambou est qu'elle a une croissance très rapide, ce qui limite l'impact sur les sols dû aux coupes et permet de rééquilibrer le CO2 émis durant la combustion en moins d'une année. En attente d’une certification FSC (Forestry Stewardship Council)vii, les plantations de bambou sont gérées de façon à rendre la production durable. L’entreprise va bientôt entrer dans le système de crédits compensation carbone.

Autre avantage, son importation permettrait d'aider au développement de l'île sans entrer en compétition avec des filières nécessaires aux Malgaches tels que la fumure, l’alimentation du bétail ou encore l’électrification, en utilisant de la biomasse agricole (Le CIRAD a d’ailleurs déjà mis en place avec l’ADER (l’agence des énergies rurales) un projet de construction d’une centrale de gazéification et sa filière d’approvisionnement locale (balle et pailles de riz) pour l’électrification de six communes). En

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effet, une grande quantité de bambou torréfiée peut être produite. Une partie peut fournir les centrales Malgaches et le surplus peut être exporté dans d’autres pays de la zone OI.

Le bambou est donc une ressource qui peut être prélevée sans nuire à la richesse des sols, à la biodiversité et au développement local de l'île. Son importation permettrait de développer une filière structurée et de générer des emplois.

IIII----.1.2.d).1.2.d).1.2.d).1.2.d) Le Bois énergieLe Bois énergieLe Bois énergieLe Bois énergie

« On distingue deux grands types de ressources en bois énergie : la ressource sylvicole et la ressource industrielle. » A noter que « lorsque l'on parle de bois énergie, il s'agit exclusivement de bois non traité. » viii

La ressource industrielleLa ressource industrielleLa ressource industrielleLa ressource industrielle

La ressource industrielle est la moins importante mais la plus sollicitée, elle peut se répartir en deux origines :

• Le bois de rebut

Le bois de rebut est constitué de produits en fin de vie (bois d’emballage, de déconstruction...). Le gisement est disponible mais sa valorisation est difficile car celui-ci est diffus ce qui rend la collecte difficile et aussi parce qu’il peut contenir des corps métalliques, plastiques ou des souillures.

• Les sous-produits des industries du bois

Figure Figure Figure Figure 7777 : : : : Sources Sources Sources Sources industrielles de bois énergieindustrielles de bois énergieindustrielles de bois énergieindustrielles de bois énergie

L’industrie de première transformation produit l’essentiel des sous-produits industriels sous forme d’écorces ou de sciures. Le rendement matière des industries de la seconde transformation du bois étant bien supérieur à celui des scieries, le gisement potentiel en chutes est bien plus faible, d’autant que l’association du bois à d’autres matériaux rend impossible leur valorisation en centrale thermique.

Avec un taux d’humidité de 40 à 60 %, la principale valorisation des écorces est la combustion en chaudière de forte capacité (> 1 MW). Quant aux sciures, elles ont une humidité équivalente à celle du bois scié (50 à 70 %).

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Deux sources de ce type de biomasse ont été retenues : une à la Réunion au Port et une à Madagascar.

Proposition de Madagascar par FIROZEHOUSSEN

- Sciures de Pin

- Conditionnement en big bag d’1 tonne sur palette

- 20 Tonnes par conteneurs de 20 pieds (soit un volume de 33 m3)

- 1 000 à 2 000 Tonnes par an


Quantité (t/an) 2000 µ kg/m3 150ix PCI (MWh/t) 2,8x Humidité (%) 50

Tableau Tableau Tableau Tableau 5555 : : : : caractéristiques sciure de Madagascarcaractéristiques sciure de Madagascarcaractéristiques sciure de Madagascarcaractéristiques sciure de Madagascar

Remarque : La sciure est actuellement entreposée sur le site de la scierie et n’est valorisée dans aucune filière pour l’instant. Elle représente donc une perte de matière importante et donc une perte d’argent. Sa valorisation même à coût réduit serait forcément un plus pour l’entreprise.

Il n’y a aucune information sur l’origine des bois et sur les pertes et la pollution générées le long de la chaîne de transformation des bois.

Proposition par Fibre, société basée à Le Port à la Réunion

- Sciure de bois mélangé

- Quantité disponible : 1500 m3 /an (volume foisonnéxi)


Quantité (t/an) 225 µ kg/m3 150 PCI (MWh/t) 2,8 Humidité (%) 50

Tableau Tableau Tableau Tableau 6666 : : : : caractéristiques sciures de la Réunioncaractéristiques sciures de la Réunioncaractéristiques sciures de la Réunioncaractéristiques sciures de la Réunion

Cette ressource est locale ce qui permet de diminuer les émissions de CO2 et les coûts de transport. Les copeaux et sciures arrivent directement dans une benne mobile transposable dans un camion. Ils sont issus de bois achetés dans plus d'une dizaine de pays et proviennent d'exploitations forestières sélectionnées selon deux critères majeurs : la qualité naturelle des bois adaptée à une utilisation en zone tropicale extrême ainsi que la garantie d'une exploitation forestière gérée de façon pérenne et respectueuse de l'environnement et des hommes. La société exporte également du bois au Mozambique (Maza), mais également d'autres pays la zone Océan Indien (Ile Maurice, Mayotte, Madagascar ...).

L’entreprise a plusieurs essences en stock. Les essences imprenables sont traitées à l’autoclave. Ce traitement est certifié CTB B+. Cette certification permet de s’assurer que le traitement des bois est réalisé en fonction de l’imprégnabilité de l’essence et de la classe d’emploi. Les bois de cette entreprise étant traités il faudra faire attention à ne pas accepter de chargement de sciure issue de bois traité. Depuis 2008, FIBRES SCA est certifiée ISO 14001-2004. La certification FSC– PEFC (Pan European Forest Certification) de leur chaîne de logistique sera effective au cours de l'année 2011.

Ces sciures étaient jusqu’alors utilisées par les éleveurs. Il peut donc y avoir compétition avec la filière énergie. Les éleveurs pourront se tourner vers d’autres types de litières, peut être plus adaptées à

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l’élevage. En effet les copeaux peuvent être régulièrement utilisés par les éleveurs mais ils doivent être dépoussiérés au préalable, ce qui n’est pas le cas des sciures de cette entreprise. Et les petites particules de poussières pourraient irriter les voies respiratoires des animaux.

La ressouLa ressouLa ressouLa ressource sylvicolerce sylvicolerce sylvicolerce sylvicole

a) Le granulé (ou pellet)

xii

Figure Figure Figure Figure 8888 : : : : Photo de granulés de boisPhoto de granulés de boisPhoto de granulés de boisPhoto de granulés de bois

Valorisation de cocotiers dépérissant par SCG Mozambique (Sustainable Capital Group Mozambique)

SCG Mozambique est une nouvelle société en plein démarrage qui vient de se lancer dans la production de ce type de combustible. Les pellets seront produits à partir de « bois » de cocotier issus de la coupe et du remplacement d’arbres mourants (600 000 tiges au total). Un volume de 130 000 t/an pourra être assuré après lancement de l’entreprise. Une première phase de production de granulés est prévue fin 2011. Il faudra vérifier si cette ressource est pérenne ou seulement disponible pendant la durée de ce programme d’assainissement.

Caractéristiques de cette biomasse xiii:

Tableau Tableau Tableau Tableau 7777: : : : caractéristiques des granulés de cocotierscaractéristiques des granulés de cocotierscaractéristiques des granulés de cocotierscaractéristiques des granulés de cocotiers

La quantité de biomasse étant élevée, le transport choisi est le transport en vrac par expédition de 30 000 t.

L’origine de cette ressource est due à la nécessité aujourd’hui de défricher 600 000 cocotiers morts ou mourants et souffrants d’un jaunissement. Les arbres mourants ont été localisés dans des «hot spots» dans la province de Nampula et de Zambezia dans le nord du Mozambique. Cela représente à peu près 15% de la zone de coupe initialement prévue. Peter Pichler consultant chez SCG Mozambique est un partenaire local chargé de contacter des investisseurs étrangers afin de valoriser cette grande quantité de biomasse, qui sinon sera perdue. Toutes les études de préfaisabilité ont montré le potentiel réaliste de cette opération. Peter Pichler a travaillé au démarrage de la compagnie, à l’homologation du CPI (Certification Process Improvement) et à la collecte des savoirs locaux.

Les avantages des granulés sont leur calibrage régulier, leur faible encombrement, leur manipulation aisée et leur fort pouvoir énergétique. Leur diamètre va de 6 à 12 mm pour une longueur allant jusqu'à 20 mm. Ce qui permet une certaine fluidité de l’écoulement de la matière et donc une automatisation complète de l'alimentation d’une centrale. De plus, son utilisation en centrale thermique permet de valoriser une ressource qui sinon serait perdue.


µ kg/m3 1200

PCI (MWh/t) 5,1

Humidité (%) 4,7

sur 102

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La biomasse sous forme de granulés permet d’optimiser la combustion. C’est cependant une source marginale dans les réseaux d’alimentation organisés (les granulés de cocotiers sont les seuls trouvés dans la zone OI), le bois prend plus généralement la forme de plaquettes. Ressource vers laquelle nous nous sommes ensuite orientés.

b) Les plaquettes forestières

Figure Figure Figure Figure 9999: : : : Photo de plaquettes de boisPhoto de plaquettes de boisPhoto de plaquettes de boisPhoto de plaquettes de bois

Les plaquettes résultent du déchiquetage du bois. Elles peuvent être produites à partir de billons de bois planté. Elles peuvent également être produites à partir de chablis ceux-ci ne représentant qu’une ressource temporaire ou à partir de rémanents de coupe (cimes et branches), de taillis et d’éclaircie ceux-ci constituant une ressource pérenne.

Une ressource de plaquettes a été trouvée en Afrique du sud à Durban. Ces plaquettes sont produites à partir de plantations d’Eucalyptus durables et certifiées FSC.

Proposition de la société NCT Forestry Cooperative Limited

- 95 % de ces plaquettes ont une longueur allant de 5 à 26 mm et 5 % ont une longueur supérieure à 26 mm. (Standard TAPPI UM21)

- Quantité/expédition : 35 000 tanhydre

- Quantité globale pouvant être livrée : trois expéditions de 35 000 tanhydre en vrac par an, sur une durée de 5 ans.



µ kg/m3 300

PCI (MWh/t) 4,7

Humidité (%) 28

Tableau Tableau Tableau Tableau 8888: : : : caractéristiques caractéristiques caractéristiques caractéristiques des plaquettes d’eucalyptusdes plaquettes d’eucalyptusdes plaquettes d’eucalyptusdes plaquettes d’eucalyptus

Cette ressource est renouvelable et produite en grande quantité. NCT a déjà vendu ce type de produit et peut fournir de façon fiable un approvisionnement régulier sur plusieurs années grâce à la mise en place d’un aménagement forestier « Tree Farming »

- NCT gère la sylviculture, la récolte, les soins, la protection et l'entretien des zones forestières.

- Planification à court et à long terme de la production et des plantations avec mise à jour de cartes de plantations afin d’avoir un revenu optimum et durable sur le long terme.

- NCT possède également des zones où sont effectués des programmes de recherche dans des domaines comme la foresterie clonale

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Figure Figure Figure Figure 10101010 : Illustration du "Tree Farming": Illustration du "Tree Farming": Illustration du "Tree Farming": Illustration du "Tree Farming" SourceSourceSourceSource :::: (Norris 2005)(Norris 2005)(Norris 2005)(Norris 2005)

L’exploitation forestière est une activité qui produit des gaz à effet serre et qui a des impacts sur la qualité des sols. NCT effectue des actions pour diminuer ses émissions. La société a été certifiée par le FSC en Novembre 1999 avec 95 exploitations agricoles membres certifiés FSC, ce qui représente 83 000 ha de plantations. En 2009, NCT été audité pour garder sa certification FSC pendant cinq années supplémentaires. La certification FSC permet d’assurer une gestion durable de la forêt d’un point de vue social, environnemental et économique.

De plus, NCT a mis en place une politique environnementale pour réduire l’impact de ces activités quotidiennes sur l’environnement. Dans un premier temps elle encourage les exploitations agricoles membres de la compagnie à avoir des pratiques écologiques et dans un deuxième temps elle encourage le personnel de ses bureaux et de ses propres fermes à réduire leur consommation énergétique (électricité et carburant) et à recycler leurs déchets. Dans les exploitations, un investissement dans des moyens de production d’électricité à partir d’énergie solaire ou de biocombustibles est préconisé. La compagnie essaie au maximum de diminuer l’utilisation de produits chimiques et évite d’utiliser des fertilisants organiques. Elle veut également augmenter la productivité des billes de bois afin d’augmenter le stockage de carbone.

IIII----.1.2.e).1.2.e).1.2.e).1.2.e) Conclusion sur la biomasse prospectéeConclusion sur la biomasse prospectéeConclusion sur la biomasse prospectéeConclusion sur la biomasse prospectée

Une grande diversité de biomasse a pu être recensée tout en se limitant à la zone OI. Ceci montre un grand potentiel en matière d’EnR qui nous assure de pouvoir remplir nos objectifs à l’horizon 2015. Des cartes de répartition de la biomasse trouvée sont données ci-dessous. (Cf. Figure 11, Figure 12)

Nous allons maintenant nous assurer que cette biomasse recensée peut être économiquement compétitive avec les ressources fossiles.

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Récapitulatif Récapitulatif Récapitulatif Récapitulatif des ressources annuelles de biomasse retenuesdes ressources annuelles de biomasse retenuesdes ressources annuelles de biomasse retenuesdes ressources annuelles de biomasse retenues

Figure Figure Figure Figure 11111111 : : : : localisation des ressources en biomasses prospectées dans la zone OIlocalisation des ressources en biomasses prospectées dans la zone OIlocalisation des ressources en biomasses prospectées dans la zone OIlocalisation des ressources en biomasses prospectées dans la zone OI

Récapitulatif des ressources biomasse trouvées à la Réunion Récapitulatif des ressources biomasse trouvées à la Réunion Récapitulatif des ressources biomasse trouvées à la Réunion Récapitulatif des ressources biomasse trouvées à la Réunion

Figure Figure Figure Figure 11112222 :::: localisation des ressources en biomasse prospectées à la Réunionlocalisation des ressources en biomasse prospectées à la Réunionlocalisation des ressources en biomasse prospectées à la Réunionlocalisation des ressources en biomasse prospectées à la Réunion

Bagasse

Déchets verts

Bagasse

Déchets verts

Déchets de scieries

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I I I I ---- 2222 Analyse de Analyse de Analyse de Analyse de l’opportunité économique de l’importation de l’opportunité économique de l’importation de l’opportunité économique de l’importation de l’opportunité économique de l’importation de biomasse pour alimenter une nouvelle centrale thermique à la biomasse pour alimenter une nouvelle centrale thermique à la biomasse pour alimenter une nouvelle centrale thermique à la biomasse pour alimenter une nouvelle centrale thermique à la RéunionRéunionRéunionRéunion

Les coûts d’approvisionnement en ressources fossiles et les coûts d’approvisionnement en biomasse seront déterminés (Cf. Tableau), et comparés afin de démontrer l’opportunité d’importer de la biomasse prospectée en substitution au charbon ou au fuel.

IIII----2.12.12.12.1 Coûts de production d’électricité via combustible fossile (Charbon, Coûts de production d’électricité via combustible fossile (Charbon, Coûts de production d’électricité via combustible fossile (Charbon, Coûts de production d’électricité via combustible fossile (Charbon, Diesel)Diesel)Diesel)Diesel)

- Cfixe = Amortissement investissement + Rémunération des capitaux + Frais de structure, de siège et prestations

- Cvariable = Coût du combustible + Coût du transport + + taxes + Coût de la combustion

- Cexterne = GES + Santé/Air

IIII----.2.1.a).2.1.a).2.1.a).2.1.a) Le charbonLe charbonLe charbonLe charbon

Le charbon est déjà utilisé dans les centrales thermiques de la Réunion. Celui-ci est acheminé par bateau depuis l’Afrique du Sud et déchargé par une installation et une organisation spécifique de stockage du charbon. Trente cinq mille mètres carrés de foncier sont immobilisés sur la commune du Port à l’ouest de l’île. Le transport du charbon se fait par camions, vers les deux centrales thermiques de la Réunion de Bois Rouge et du Gol. Le transport est effectué de nuit pour ne pas surcharger le réseau routier.

Méthode de caMéthode de caMéthode de caMéthode de calcul des coûtslcul des coûtslcul des coûtslcul des coûts

Caractéristiques énergétiques

La consommation en charbon des centrales de Bois Rouge actuelles est de 540 kg/MWhél.

PCI brut = 6.9 MWh/t ; Masse volumique : 1300 kg/m3 ; Rendement installation : 33%

Coût fixe

L’amortissement des frais fixes par an revient à 81 €/MWhél pour une nouvelle installation et se situe entre 40 et 50 €/MWhél pour les installations existantes.

Coût variable

a) Coût du combustible

Pour déterminer le prix d’achat du charbon on se servira de l’indice du coût du charbon IP4 puisque celui-ci est importé à partir de l’Afrique du sud. Le prix FOB actuel est de l’ordre de 100 $/t, soit 69 €/t.

b) Coût du transport

Coût du transport maritime :

Le coût du transport de combustible varie entre 15-30 $/t. Il faut ajouter à ces frais l’octroi de mer (4%), l’octroi de mer régional (2,5%) et les droits de douanes.

Cfixe Cvariable Cexternalités Cglobal

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La TVA ne sera pas prise en compte dans les calculs, celle-ci étant reversée à l’exploitant lors de la vente de l’électricité produite. (Données douanes)

Coût du transport terrestre :

Il comprend :

- Le déchargement (droit de port…etc.) : ≈ 3 €/t

- Le transport jusqu’à la centrale (camion+personnel+carburant) : 6 €/m3 ou 0,14 €/m3.km soit 5 €/t pour le charbon.

c) Coût de la combustion

Ce coût prend en compte :

- Les frais de la combustion : salaire du personnel, entretien de fonctionnement, traitement des eaux... En prenant en compte une consommation nette de 540 kg/MWhél.

- La marge de l’exploitant

Le cout de la combustion représente environ 20% du coût global de fonctionnement de la centrale soit 11 €/MWhe

Coût des externalités

a) Calcul du coût des GES émis pendant le transport maritime

Les indices d’émissions ont été tirés de la littérature (Cf. Tableau 9, Tableau 10). Ceux-ci sont exprimés en g/t.km. Pour connaître la quantité de GES émise pendant le transport maritime, il suffit donc de multiplier ces indices par la quantité transportée et la distance parcourue à chaque expédition. Ces indices diffèrent selon le type de transport maritime. Dans cette étude nous considérons seulement les émissions générées « du réservoir à la roue » c’est à dire les émissions et la consommation dues au transport en lui-même mais sans prendre en compte les émissions dues à l’extraction du carburant utilisé par le navire (« du puits au réservoir »).

Tableau Tableau Tableau Tableau 9999: : : : Efficacité Efficacité Efficacité Efficacité environnementale du transport en vracenvironnementale du transport en vracenvironnementale du transport en vracenvironnementale du transport en vrac ((((Source : Source : Source : Source : (MLTC et al. 2009)(MLTC et al. 2009)(MLTC et al. 2009)(MLTC et al. 2009)))))

Ou

Efficacité environnementale capacités unité PC 800 evpxiv 17,6 gCO2/ (t.km) 10 000 tplxv PC 1600 evp gCO2/ (t.km) 21 500 tpl

Tableau Tableau Tableau Tableau 10101010 : : : : Efficacité environnementale des portes conteneursEfficacité environnementale des portes conteneursEfficacité environnementale des portes conteneursEfficacité environnementale des portes conteneurs

Remarque : Ces indices correspondent au transport optimal et le retour à vide est pris en compte.

Une valeur haute du quota de CO2 a été utilisée xvi : 50 €/

b) Calcul du coût des GES émis pendant le terrestre

Si on prend l’exemple du charbon importé depuis l’Afrique du Sud :

La distance parcourue du Port à Bois rouge est de 42 km.

Efficacité environnementale unité capacités unité

Handysize 7,7 gCO2/ (t.km) < 40 000 t Supramax ou Handymax

3,5 gCO2/ (t.km) 40 à 60 000 t

Panamax 3,8 gCO2/ (t.km) 60 à 85 000 t

Capesize 2,7 gCO2/ (t.km) > 85 000 t

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- 24 -

Tableau Tableau Tableau Tableau 11111111 :::: Détermination du nombre de camion nécessaires selon la Détermination du nombre de camion nécessaires selon la Détermination du nombre de camion nécessaires selon la Détermination du nombre de camion nécessaires selon la ressourceressourceressourceressource transportéetransportéetransportéetransportée

La livraison de charbon se fait au Port et il est ensuite récupéré par une semi-remorque à benne basculante en aluminium de 32m3. La charge utilexvii du semi remorque est de 25 t. Les indices de consommation énergétique et d’émission de CO2 du transport routier, sont indiqués en g/km.t (Cf. Tableau 12). Pour calculer notre consommation en carburant, il suffit donc de multiplier ces indices par la masse transportée et la distance parcourue par camion. Ici 25 t et 42 km.

Indices de consommation énergétique et d'émissions de CO2 :

émission unitaire de CO2 unité

Remorque de 32 m3 79 g/(t.km)

Tableau Tableau Tableau Tableau 12121212 : : : : Indice d'émission du transport inter urbain par poids lourIndice d'émission du transport inter urbain par poids lourIndice d'émission du transport inter urbain par poids lourIndice d'émission du transport inter urbain par poids lourd. d. d. d. ((((Source : (ADEME et al. 2006)Source : (ADEME et al. 2006)Source : (ADEME et al. 2006)Source : (ADEME et al. 2006)))))

Remarque : Ces valeurs correspondent au transport interurbain et le retour à vide pris en compte

c) Coût GES dus à la production d’électricité xviii : 64.2 €/MWhél

d) Coût Santé/Air : 9.4 €/MWhél (Source : (CRE 2009))

IIII----.2.1.b).2.1.b).2.1.b).2.1.b) Le fuel lourd Le fuel lourd Le fuel lourd Le fuel lourd

Une option d’ajout d’une nouvelle tranche à la centrale de Port Est est envisagée à l’horizon 2012-2015. L’hypothèse d’une importation de fuel depuis la Malaisie (principal pays exportateur en 2010) pour approvisionner cette future centrale va être comparée à l’alimentation en biomasse de la centrale thermique. (Cf. données douanes)

Méthode de calcul des coûtsMéthode de calcul des coûtsMéthode de calcul des coûtsMéthode de calcul des coûts

PCI brut = 11,1 MWh/t ; Masse volumique : 900 kg/ m3 ; Rendement installation : 39 %

La méthode et les valeurs sont les mêmes que celles utilisées pour calculer le coût de l’importation de charbon. (Source : (CRE 2009) et douanes)

Coût fixe

Celui-ci est de 77 €/MWhe.

Coût variable

Le coût variable de production d’électricité à partir de fuel donné par la CRE est de 95 €/ MWhe. Cette valeur s’avère être un minimum lorsqu’on le compare aux valeurs données par les douanes.

a) Coût du combustible rendu à la centrale du Port

En effet, avec les données douanes 2010, on s’aperçoit que ce coût peut être beaucoup plus élevé. En effet, le prix CAF du fuel importé à la Réunion s’élevait à 502 €/tonne en 2010. Soit 116€/MWhél. Ajoutée à cela les taxes douanières :

- Droits de douanes: 3.5% voire 0% si production d'un certificat d'origine (Form A)

valeursvaleursvaleursvaleurs unitésunitésunitésunités quantité transportéequantité transportéequantité transportéequantité transportée 139 636 t/an

masse volumiquemasse volumiquemasse volumiquemasse volumique 1300 kg/m3

masse transportée /camionmasse transportée /camionmasse transportée /camionmasse transportée /camion 25 t

nombres de camion nombres de camion nombres de camion nombres de camion 5 585

distance totaledistance totaledistance totaledistance totale 233 527 km

sur 102

- 25 -

- Octroi de mer (OM): 4%

- OM régional: 2.5%

b) Coût de la combustion

Si on prend un coût de la combustion équivalent à celui de charbon (11€/MWhél), on atteint les 127 €/MWhél pour le coût variable.


a) Emissions dues au transport du fuel

L’hypothèse d’un transport en vrac par Handymax en 3 fois a été faite afin de comparer le coût des émissions dues au transport maritime. (A vérifier avec les normes du transport du fuel).

b) Emissions dues à la production d’électricité

32 €/ MWhe

c) Bilan santé

La CRE avance un coût Santé/Air : 36 €/ MW

IIII----2.22.22.22.2 Coûts de Coûts de Coûts de Coûts de production d’électricité via la biomasseproduction d’électricité via la biomasseproduction d’électricité via la biomasseproduction d’électricité via la biomasse

Toutes les ressources importées arrivent au Port comme le charbon. Les trajets et les nuisances et pollutions occasionnés par leur transport sont donc les mêmes que ceux du charbon. En ce qui concerne la biomasse trouvée localement, les trajets varient suivant les lieux de production.

Cfixe = Amortissement investissement + Rémunération des capitaux + Frais de structure, de siège et prestations

Cvariable = Coût du combustible + Coût du transport + Taxe+ Coût de la combustion

Cexterne = GES + Santé/Air

Méthode de calcul des coûtsMéthode de calcul des coûtsMéthode de calcul des coûtsMéthode de calcul des coûts

Coût fixe

Pour toutes les ressources biomasse la valeur prise en compte sera la même que celle du charbon et de la bagasse (81 €/MWhél) car nous considérons que la technologie utilisée actuellement pour la combustion de la bagasse et du charbon est également adaptée à celle de déchets de bois de scieries ou autre biomasse dont les caractéristiques respectent les spécifications énoncées dans le paragraphe I-1.1.

Concernant les déchets verts récoltés par les communes de l’Est de la Réunion, un investissement supplémentaire de 6.4 €/MWhél aurait été nécessaire pour modifier les installations actuelles dont le coût est de 40 à 50/MWhél. Nous considèrerons que cette modification aura été prise en compte dans la nouvelle installation et que ce coût est donc compris dans les 81 €/MWhél.

Coût variable

a) Coût du combustible

La valeur des biomasses importées est donnée en prix FOB sauf pour celles venant de Madagascar pour laquelle le coût fret est inclus (prix CAF).

En ce qui concerne les biomasses locales, un tarif d’achat est donné sauf pour la bagasse et les déchets verts.

Concernant la bagasse, un accord existe entre la Séchilienne Sidec et les sucreries qui fournissent la bagasse. La Séchilienne Sidec fournit la vapeur et l’électricité nécessaire au fonctionnement des usines en échange de la bagasse. Ce contrat, entre sucreries et les gestionnaires de la centrale actuelle, pourrait être remis en question lors de la mise en place d’une nouvelle centrale. Par souci de simplification nous donnerons un cout d’opportunité nul à cette ressource. Nous tenterons dans le paragraphe 1.2.3 d’en donner une valeur.

Les DV sont pour l’instant comptés comme étant « gratuits » cette ressource étant aujourd’hui fatale mais la gestion de leur regroupement, de leur transport et de leur tri aura certainement en coût. (Cf. Tableau 13)


- 27 -

Ressource Prix

FOB

Prix

achat

plaquettes Bois Eucalyptus 47

Bambou torréfié 50

sciures de pins 118

poussière+copeaux Bois 22

DV évacués vers CET Ste Suzanne 0

DV évacués vers PFC Sainte Rose 0

Bagasse

0

pellets "Bois" de cocotier 22

Tableau Tableau Tableau Tableau 13131313 : : : : Prix d'achat Prix d'achat Prix d'achat Prix d'achat (en €/MWhé) (en €/MWhé) (en €/MWhé) (en €/MWhé) des ressources biomasses prospectéesdes ressources biomasses prospectéesdes ressources biomasses prospectéesdes ressources biomasses prospectées

Le prix des pellets donné ici parait très faible, il a été fourni à partir d’une discussion sur réseau social (Biomass Mozambique) et est basé sur des valeurs européennes. Dans le cas d’une biomasse importée (hors bagasse et DV), le coût du combustible représente 80 % du coût variable.

b) Coût du transport

Coût du transport maritime :

Nous prendrons le même que celui du charbon. Ce coût est donné à titre indicatif et devra être confirmé auprès d’une société de transit maritime. La différence de densité entre le charbon et la biomasse importée n’a pas été prise en compte. La biomasse importée pour produire de l’électricité est une marchandise exonérée d’octroi de mer et d’octroi de mer régional. Les droits de douanes sont à 0%.

De même, la TVA ne sera pas prise en compte celle-ci étant reversée lors de la vente de l’électricité.

Coût du transport terrestre :

- Le déchargement (droit de port…etc.) : ≈ 3 €/t

- Le transport jusqu’à la centrale (camion+personnel+carburant) : 6 €/m3 ou 0,14 €/m3.km. Ce coût est plus ou moins important suivant la distance parcourue et la densité de la biomasse transportée (Cf. Tableau 14)

Tableau Tableau Tableau Tableau 14141414 : Coût du transport terrestre de chaque ressource biomasse en: Coût du transport terrestre de chaque ressource biomasse en: Coût du transport terrestre de chaque ressource biomasse en: Coût du transport terrestre de chaque ressource biomasse en €/t€/t€/t€/t

Indications techniques pour les modalités de transport :

Un poids lourds de 25 t peut transporter entre 90 m3 de produit et il faut deux heures pour faire une rotation entre le Port et les centrales (Bois rouge ou Le Gol). Ces deux heures tiennent compte de 15 mn de chargement et 15 mn de déchargement.

1 bateau de 30 000 à 50 000 tonnes doit être déchargé au maximum en 5 jours (cadence minimum de 10 000t/jour). Un stockage au Port sera donc indispensable (silo ou hangar couvert)

c) Coût de la combustion

- Frais de la combustion : salaire du personnel, entretien de fonctionnement, traitement des eaux... Ce coût dépend la consommation nette de combustible (en kg/MWhél ) et celle-ci dépend du type de biomasse (Cf. Tableau 15).

charbon plaquettes sciures Madagascar pellet sciure Réu nion DV Ste Rose DV Ste Suzanne bagasse (moitié de la quantité totale issue du gol)bambou torréfié transport terrestre

(€/t)5 20 40 5 40 20 5 7 7

- 28 -

Pays Entreprise consommation nette unité

Afrique du sud NCT Forestry 642

kg/MWHél

Madagascar SARL MADACAPENTREPRISES 518 FIROZEHOUSSEN 1250

Réunion

FIBRES 938

CIREST 1424

surplus production bagasse 2016 1409

Mozambique Biotech 573

Tableau Tableau Tableau Tableau 15151515 :::: Consommation nette de combustible en fonction du type de biomasseConsommation nette de combustible en fonction du type de biomasseConsommation nette de combustible en fonction du type de biomasseConsommation nette de combustible en fonction du type de biomasse

- Marge de l’exploitant : non communiquée

Nous avons pris un coût de combustion identique à celui d’une centrale thermique fonctionnant au charbon. Soit 11 €/MWhél


a) Emissions dues au transport de la biomasse

La méthode et les valeurs sont les mêmes que celles utilisées pour calculer le coût des GES dus à l’importation de charbon. Mais dans le cas de la biomasse, la densité doit être prise en compte lorsque celle-ci est inférieure à 1000 kg /m3 dans le calcul du coût du transport terrestre. Car la quantité transportée est limitée par le volume et non pas par la masse. xix

b) Emissions dues à la production d’électricité

La contribution de l’utilisation de biomasse à la lutte contre l’effet de serre est liée à la réduction d’émissions de carbone fossile. Car contrairement aux ressources fossiles (charbon et fuel) qui durant leur combustion rejettent du carbone qui, à l’origine était stocké depuis des milliers d’années sur terre ou au fin fonds des océans, la biomasse rejette le carbone qu’elle a capté durant sa croissance. Le coût d’émissions dues à la production d’électricité par combustion de biomasse est donc nul.

c) Bilan santé

La CRE indique un coût Santé/Air de 20.8 €/MWhél lié à l’émission de particules lors de la combustion de la biomasse. Le bilan santé de la biomasse est donc supérieur à celui du charbon…

- 29 -

IIII----.2.2.a).2.2.a).2.2.a).2.2.a) Résultats : Résultats : Résultats : Résultats : Coût global d’approvisionnement d’une centrale en Coût global d’approvisionnement d’une centrale en Coût global d’approvisionnement d’une centrale en Coût global d’approvisionnement d’une centrale en biomassebiomassebiomassebiomasse

« CIF » = prix FOB + frais de transport jusqu’à la centrale

Valeur de l’euro le 1 juin 2011 : 0,693558 € = 1 $ pour la biomasse ; Valeur de l’euro 2009 pour le charbon (pour les valeurs de la CRE) : $/€ = 1.17

Ressource

Plaquettes Bois

Eucalyptus

Bambou torréfié

Sciures de pins de

Madagascar

Pellets "Bois" de

cocotier

Poussière +

copeaux Bois

DV Ste Suzanne

DV Ste Rose

Bagasse

Charbon

Fioul Lourd

Prix FOB 47 50 10 22 30

Prix achat 22 0 0 0

Octroi de mer E E E E 1 Octroi régional E E E E 1 Coût combustible rendu à la centrale

72 63 182 36 65 29 29 10 39 116

Main d'œuvre entretien

11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Coût variable 83 74 193 47 76 40 40 21 50 (95*)

Coût fixe 81 81 81 81 81 81 81 81 81 77

Coût global sans Coût global sans Coût global sans Coût global sans externalitésexternalitésexternalitésexternalités

169169169169 160160160160 279279279279 136136136136 162162162162 126126126126 126126126126 102102102102 131131131131 204204204204

GES transport marin 0,2 0,3 0,9 0,2 0,2 0,4

GES transport terrestre

0,1 0,1 0,2 0,1 0,2 0,0 0,2 0,1 0,1 0,0

GES transport 0,3 0,4 1,1 0,3 0,2 0,0 0,2 0,1 0,2 0,4

GES production électricité

0 0 0 0 0 0 0 0 64 32

Santé/air 21 21 21 21 21 21 21 21 9 36

coût global "social" coût global "social" coût global "social" coût global "social" (avec externalités)(avec externalités)(avec externalités)(avec externalités)

190190190190 182182182182 301301301301 154154154154 183183183183 147147147147 147147147147 123123123123 205205205205 272272272272

(*) : il s’agit ici de la valeur indiquée dans le rapport de la CRE mais elle est inférieure au cout du combustible. Elle n’est pas prise en compte dans le calcul, on utilisera la somme 116 + 11 pour estimer le cout variable

Tableau Tableau Tableau Tableau 16161616 : : : : Coût global d'approvisionnement d'une centraleCoût global d'approvisionnement d'une centraleCoût global d'approvisionnement d'une centraleCoût global d'approvisionnement d'une centrale selon leselon leselon leselon les combustibles (en €/MWh él)s combustibles (en €/MWh él)s combustibles (en €/MWh él)s combustibles (en €/MWh él)

Remarque : le coût de la main d’œuvre est estimé à partir du coût variable du charbon. (Cf. p. 27)

Remarque : Si on prend en compte l’impact de l’extraction du charbon sur le sol (dommage sur l’eau…) cela revient à un coût social de 38 €/MWhél xxet à un coût global de 243 €/MWhél. xxi

Constat : Il est avantageux d’approvisionner une centrale thermique en biomasse en substitution du charbon ou du fuel.

Pour le détail des calculs se référer aux annexes : Annexe 1 : Données sur la Biomasse importée

, Annexe 2, Annexe 3

- 30 -

IIII----2.32.32.32.3 Comparaison et Comparaison et Comparaison et Comparaison et analyseanalyseanalyseanalyse prospective de l’importation de sources prospective de l’importation de sources prospective de l’importation de sources prospective de l’importation de sources d’énergie fossile et de l’approvisionnement en sources d’énergied’énergie fossile et de l’approvisionnement en sources d’énergied’énergie fossile et de l’approvisionnement en sources d’énergied’énergie fossile et de l’approvisionnement en sources d’énergiessss renouvelablerenouvelablerenouvelablerenouvelablessss

Afin de comparer la compétitivité de l’importation de biomasse avec celle du charbon, nous avons défini le prix maximum qu’un exploitant peut accepter compte tenu de la différence du coût des externalités (coût des émissions de CO2, coût santé et coût de la qualité de l’air) et de la différence de Pouvoir calorifique.

Rappel :

IIII----.2.3.a).2.3.a).2.3.a).2.3.a) Analyse des résultatsAnalyse des résultatsAnalyse des résultatsAnalyse des résultats

Pour la plupart des biomasses importées, le transport s’effectue par vraquier. Les coûts du transport en vrac sont basés sur celui du transport du charbon (22.5 $/t). La seule ressource importée par porte conteneur est celle de Madagascar, les quantités étant moins importantes. Le coût du transport maritime se fait alors ressentir (entre 135 et 150 €/MWhél) sur le coût global qui n’est plus compétitif avec celui du charbon.

On s’aperçoit que le coût du fuel arrivé à la Réunion 2010 dépasse de très loin le coût variable déterminé par la CRE en 2009. Si on tient compte de ce coût cela se répercute fortement sur le coût global. Même sans compter le coût des externalités, la biomasse est largement compétitive avec le fuel. En observant l’impact du prix du combustible fossile sur la compétitivité d’un approvisionnement en biomasse, une analyse de la différence entre le coût biomasse et le coût fossile selon le prix de départ du combustible fossile pourrait être intéressante. Mais certains éléments sont à considérer avant d’analyser le coût des biomasses avec le charbon et le fuel, à savoir, les déchets de scierie de la Réunion, les plaquettes d’eucalyptus, les DV, la bagasse, les granulés de cocotier et le bambou de Madagascar.

Les déchets de la scierie Fibre à la Réunion présentés ici ont en réalité une quantité négligeable (volume disponible de 113 t anhydre par an) et sont vendus à prix élevé comparé aux sciures de Madagascar. De plus le prix donné à titre indicatif des granulés importés depuis le Mozambique est très faible ce qui rend le coût global de cette ressource très optimiste. Quant au prix du bambou, celui-ci n’a pas été communiqué par l’exploitant, celui-ci semblait prêt à s’aligner sur le prix de la ressource plaquette d’eucalyptus ; nous avons donc donné à titre indicatif cette valeur mais elle reste incertaine.

Considérant tous ces éléments, une étude prospective est présentée dans le paragraphe suivant en prenant en compte les biomasses les plus adaptées à nos besoins. Le choix s’est fait selon les critères suivants : Priorité biomasse locale, au gros volume et au prix demandé. Les déchets issus des scieries n’ont donc pas été sélectionnés.

IIII----.2.3.b).2.3.b).2.3.b).2.3.b) Etude prospective sur le prix de départ de la biomasseEtude prospective sur le prix de départ de la biomasseEtude prospective sur le prix de départ de la biomasseEtude prospective sur le prix de départ de la biomasse

Actuellement les biomasses retenues pour l’approvisionnement d’une future centrale thermique à la Réunion sont compétitives avec le fuel et le charbon. Dans un contexte où la tension sur la ressource énergétique serait plus importante, les cours du fuel, du charbon, des quotas CO2 pourront être amenés à augmenter. Le prix des biomasses pourrait également être sujet à de telles variations. Pour faire face à cette éventualité, la compétitivité de la biomasse a été évaluée selon différents quotas de CO2 et selon le prix de départ de la ressource fossile (ici le charbon), afin de tenir compte des fluctuations de marché.

Hypothèses et notations :

Ccombustible rendu en centrale= AAAAiiii

Cfixe + C variable non liée au combustible (main d’œuvre, maintenance, ...) = BBBBiiii


- 31 -

Cexternalités = GES + Santé/Air = CCCCiiii

i = [0 ; n] chaque numéro correspondant à un type de combustible, 0 étant attribué au charbon

Ai+Bi+Ci = Cglobal i

Bi est considéré comme constant quelque soit le combustible (biomasse et charbon) puisque ce sont des coûts liés à la centrale.

Ai et Ci varient en fonction du quota du CO2 et du prix FOB du combustible

Le quota du CO2 peut s’appliquer suivant deux hypothèses : Hypothèse haute : 1 t de CO2 = 50 €/t ; Hypothèse basse : 1 t de CO2 = 30 €/t

Et le prix FOB du charbon prendra les valeurs suivantes : 80$/t ; 100 $/t ; 120 $/t ; 150 $/t

Calcul du prix max du combustible rendu à la centrale

On prend un exemple d’application :

Charbon à 100 $/t en hypothèse haute CO2:

AAAA0000 = 39 €/MWhél ; CCCC0000= 74 €/MWhél ;AAAA0000+ BBBB0000 + CCCC0000= 205 €/MWhél

Comme on considère que B0 = Bi, on peut donner une valeur maximale à Ai pour la biomasse rendue Réunion de manière à rester compétitive avec le cout du charbon :

Ai max peut être défini tel que

Ai + Bi + Ci < ou = A0 + B0 + C0 soit Ai < ou = A0 + C0 – Ci

Plaquettes d’eucalyptus venant d’Afrique du Sud en hypothèse haute CO2:

AAAA1111 = 72 €/MWhél ; CCCC1111= 21 €/MWhél. ; AAAA1111+ BBBB1111 + CCCC1111= 185 €/MWhél

A1 max = (AAAA0000+ CCCC0000) - CCCC1111= 92 €/MWhél

Le coût des plaquettes rendues à la centrale correspondant à AAAA1111 peut augmenter de 20 € /MWhél et permettre au planteur d’Eucalyptus de rester compétitif avec le charbon.

CCCCiiii est le coût qui a le plus d’impact sur le coût final. Celui-ci étant de 74 €/MWhél pour le charbon et de 21 €/MWhél pour les plaquettes, une augmentation du prix de départ des plaquettes est possible avant de rattraper le coût global du charbon. Le même raisonnement s’applique en fonction du prix de départ du charbon.

Le même calcul a été effectué avec l’hypothèse d’un coût du CO2 à 30 €/t et à 50 €/t sur les autres biomasses trouvées au Mozambique, à Madagascar et la Réunion. Ces calculs ont été faits de manière prospective, en prenant en compte la sensibilité de ce prix au marché du charbon (le charbon est aujourd’hui à 100 $/t mais il a déjà atteint en 2009 des valeurs rendues Réunion supérieures à 120$/t pendant 5 mois et a même plafonné à 150 $/t (données douanes)). Il en résulte le graphique suivant (Cf. Figure 13 et Tableau 17).

- 32 -

Figure 13 : Prix max de la biomasse (€/MWhél) en fonction du coût des émissions de CO2 et du prix du charbon

a) Analyse du graphique

Dans la plupart des scénarios, les coûts des différentes biomasses rendues à la centrale sont compétitifs avec le charbon. Mais à 100 $/tonne dans l’hypothèse où la tonne de CO2 émis coûterait seulement 30€, certaines biomasses ne sont plus compétitive c’est le cas des plaquettes et des déchets de scierie. Or le coût actuel de CO2 se situe entre 15-20 €/t, il faut espérer que d’ici quelques années ce quotas sera plus élevé et l’initiative biomasse récompensée.

Il faudra conforter ce constat, en vérifiant les prix FOB des pellets de cocotiers dont la valeur est très faible et le prix FOB du bambou torréfié de Madagascar que nous avons déterminé en accord avec le fournisseur mais qui peut encore être négocié. De plus, les prix de départ des DV et de la bagasse ont été considérés comme nuls.

Des fourchettes d’augmentation ou de diminution du prix de départ des différentes ressources biomasses ont pu être déterminées à partir de ce graphique dans le Tableau 17 ci-dessous.

Tableau 17 : marge d’augmentation ou diminution du prix de départ des ressources biomasse selon les différents scénarii

Prix max du combustible rendu à la centrale en fonction du coût CO2 et du prix du charbon

55

62

62

26

29

10

0

20

40

60

80

100

120

plaquettes eucalyptus

déchet scierie Réunion

pellet Mozambique

DV

bagasse

bambou

coût actuel rendu centrale coût max CO2 50 €/t et charbon à 100 $/t

coût max CO2 30 €/t et charbon à 100 $/t coût max CO2 50 €/t et charbon à 120 $/t



coût max CO2 30 €/t et charbon à 80 $/t coût max quota CO2 actuel (20 €/t) et charbon à 100 $/t

€/t€/t€/t€/t Scénarios Scénarios Scénarios Scénarios

CO2 30 €/tCO2 30 €/tCO2 30 €/tCO2 30 €/t CO2 50 €/tCO2 50 €/tCO2 50 €/tCO2 50 €/t

Prix Charbon $/tPrix Charbon $/tPrix Charbon $/tPrix Charbon $/t

80808080 100100100100 120120120120 150150150150 80808080 100100100100 120120120120 150150150150

Ressources

Ressources

Ressources

Ressources eucalyptuseucalyptuseucalyptuseucalyptus -10 0 9 23 25 34 43 59

cocotiercocotiercocotiercocotier 49 59 69 85 86 96 107 123

sciuressciuressciuressciures -8 -3 3 11 12 18 23 31

bamboubamboubamboubambou 3 14 26 43 45 56 68 85

- 33 -

b) Détermination d’un prix d’achat pour la bagasse et les DV

La combustion de la bagasse et des DV en centrale permettrait d’économiser en coût de transport et en achat de matière première dont le cours est fixé par la demande mondiale car ce sont des déchets qui n’ont pas de valeur économique. Leur valorisation est même aujourd’hui considérée comme un service rendu. Mais dans quelques années si la tension sur les ressources est trop importante, ces combustibles auront certainement une valeur non nulle. Le coût du travail fait en amont par les collectivités locales pour les DV et par les acteurs de la filière canne pour la bagasse, de récolte, regroupement, transformation et de stockage de la ressource, pourrait alors être rémunéré. Ce prix doit cependant rester raisonnable (même ordre de grandeur que les ressources issues de cultures dédiées à l’énergie) et rester compétitif avec le fuel et le charbon.

Cas des déchets verts

Les déchets de la scierie Réunionnaise FIBRE serviront de base pour déterminer ce prix, ceux-ci étant produits localement et appartenant à la même catégorie de ressource : les déchets.

Compte tenu des coûts actuels des déchets de scieries et compte tenu de leurs coûts prospectifs dans l’hypothèse haute d’un CO2 à 50 €/t et d’un charbon à 100 $/t, le coût des DV rendus à la centrale peut être compris entre 65 et 84 €/MWhél. Le coût retenu est de 70 €/MWhél, soit un prix d’achat 40 €/MWhél pour les DV, soit 28 €/t.

Cas de la bagasse

Concernant la bagasse, celle-ci est aujourd’hui rémunérée aux planteurs et aux sucriers à 39€/t dans le cadre d’une valorisation dans les tranches des centrales thermiques actuellesxxii, soit 55€/MWh él. Une valorisation de la bagasse dans de nouveaux outils de production permettrait aux exploitants de cette centrale de bénéficier de l’obligation d’achat à 155€/MWh élxxiii, soit une valeur résiduelle pour la matière première bagasse comprise entre 22 et 53€/MWh él, variable si l’on prend en compte les externalités ou non. Une telle différence de prix pour une même ressource semble difficilement justifiable du point de vue de la profession agricole. Aussi, nous conserverons une valeur de 55€/MWhél rendu centrale Ces prix sont donnés à titre indicatif. Mais ils pourraient être appliqués dans un contexte où la pression sur la ressource deviendrait plus importante.

Le coût global d’approvisionnement de la centrale respectivement en bagasse et en DV serait alors respectivement de 157 €/MWh él pour la bagasse et 166€/MWh él pour les DV, hors externalités et de 178 €/MWhél et 187 €/MWhél avec externalités.

IIII----.2.3.c).2.3.c).2.3.c).2.3.c) Résultat de l’étude prospective Résultat de l’étude prospective Résultat de l’étude prospective Résultat de l’étude prospective

La biomasse semblait être une ressource chère, celle-ci contenant moins d’énergie que le fuel et le charbon et ayant une variabilité importante de matière (plaquettes, pellets, sciures,…) et de dimension. Mais avec la prise en compte des quotas CO2 et de la diminution du coût relatif à la santé et à la qualité de l’air, la biomasse devient une source d’énergie avantageuse en comparaison du fuel et du charbon.

Après avoir montré l’avantage de la biomasse prospectée sur les combustibles fossiles, il faut déterminer comment concrètement cette biomasse va être utilisée en centrale car il y a plusieurs scénarios possibles, plusieurs ressources biomasse ayant été prospectées.

Les pellets de cocotier et les plaquettes d’eucalyptus sont les gisements de biomasse les plus conséquents et les plus compétitifs. Le choix s’est donc porté en premier lieu sur ces ressources. Ils ne sont cependant pas suffisants pour générer la puissance nécessaire (40 MWe) pendant une année. Pour produire l’électricité restante, le plus judicieux est de se tourner vers les ressources locales de la Réunion telle que la bagasse, les DV et les sciures. L’utilisation de la bagasse sera programmée durant la période sucrière. Les DV et déchets de scierie devront être utilisés continuellement durant l’année, ceux-ci devant être éliminés régulièrement. Mais cela n’est encore pas suffisant pour alimenter une centrale de 40 MW pendant un an. Une autre ressource d’appoint issue d’une zone proche de la Réunion pourra combler ce manque de combustible : le bambou torréfié de Madagascar.

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La répartition des biomasses sélectionnées est la suivante :

Le cout global du MIX 1 biomasse s’élève à 185€/MWh électrique, celui du MIX 2 s’élève à 141€/MWh électrique, à comparer aux 205€/MWhé du charbon.

Comparons les émissions de CO2 et les gains générés si l’on choisit l’un des mix présentés ci-dessus :

tCO2 émis PelletsPelletsPelletsPellets PlaquettesPlaquettesPlaquettesPlaquettes BambouBambouBambouBambou BagasseBagasseBagasseBagasse DV Ste DV Ste DV Ste DV Ste RoseRoseRoseRose

DV Ste DV Ste DV Ste DV Ste SuzanneSuzanneSuzanneSuzanne

CharbonCharbonCharbonCharbon FuelFuelFuelFuel

transport transport transport transport maritimemaritimemaritimemaritime

1 093 972 90 0 0 0 972 1 505

transport transport transport transport terrestreterrestreterrestreterrestre

330 347 41 108 3 10 461 0

combustioncombustioncombustioncombustion 0 0 0 0 0 0 329 541 204 800 totaltotaltotaltotal 1423 1319 131 108 3 10 330 974 206 305

Tableau Tableau Tableau Tableau 18181818: Emission de CO2 (en tonne) lors de l'approvisionnement d'une centrale (ressources biomasses et : Emission de CO2 (en tonne) lors de l'approvisionnement d'une centrale (ressources biomasses et : Emission de CO2 (en tonne) lors de l'approvisionnement d'une centrale (ressources biomasses et : Emission de CO2 (en tonne) lors de l'approvisionnement d'une centrale (ressources biomasses et fossiles) fossiles) fossiles) fossiles) MIX 1MIX 1MIX 1MIX 1 et 2et 2et 2et 2

Les gains en émission de CO2 sont donc considérables sur une année. Il en est de même des gains financiers pour l’achat de l’électricité issue de ces différents mix.

Gain par rapport au charbon et au fuel sur 1 an et sur 20 ans (durée minimum d’un investissement)

Le coût de l’électricité produite à partir des ressources fossiles (notamment le fuel) à la Réunion dépasse de très loin celui de la biomasse. Le choix de la biomasse, même importée, pour approvisionner les futures centrales réunionnaises permettrait de faire des gains sur le coût de production de l’électricité, qui sont déjà relativement élevés dans les DOMs et compensés par la CSPE (Contribution au Service Publique de l’Electricité). De tels coûts évités et non dépensés sur l’enveloppe de la CSPE, de l’ordre d’une dizaine de millions d’euros par an, pourraient être utilisés en soutien aux projets le développement des énergies renouvelables à la Réunion.

Gain en € sur une année sur 20 ans

MIX 1 MIX 1 MIX 2 MIX 2

Par rapport au charbonPar rapport au charbonPar rapport au charbonPar rapport au charbon 6 246 313 € 124 926 260 € 314 662 874 € 15 733 144 €

Par rapport au fuelPar rapport au fuelPar rapport au fuelPar rapport au fuel 17 446 313 € 348 926 260 € 538 662 874 € 26 933 144 €

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I I I I ---- 3333 Conclusion sur la mise en place d’un approvisionnement Conclusion sur la mise en place d’un approvisionnement Conclusion sur la mise en place d’un approvisionnement Conclusion sur la mise en place d’un approvisionnement en biomasseen biomasseen biomasseen biomasse

Cette étude aboutit à plusieurs points de conclusion sur la faisabilité d’un approvisionnement en biomasse d’une centrale de 40MW électrique en fonctionnement de base à la Réunion.

Il existe une ressource mobilisable suffisante pour répondre aux futurs besoins de cette centrale sur la zone OI. Une part de cette biomasse est présente localement (déchets verts et déchets de scierie) ou sera produite localement (cas de la bagasse). Une autre part devra être importée à partir de zones voisines telles que l’Afrique du Sud, le Mozambique et Madagascar. Les filières d’exportation de biomasse en provenance d’Afrique du Sud sont bien structurées et semblent capables de répondre à une demande sur un terme relativement long alors que les filières d’exportation en provenance du Mozambique ou de Madagascar sont naissantes et mériteraient d’être consolidées.

Par ailleurs, le coût de production de l’électricité de base à partir de biomasse est économiquement compétitif avec la production d’électricité à partir de ressource fossile, notamment avec l’électricité produite à partir de fuel. Les coûts de production hors externalité s’élèvent à 204€/MWh électrique pour le fuel contre 102 à 169€/MWh électrique pour les différentes biomasses étudiées.

Et, en prenant en compte le coût sanitaire et social généré par les émissions de gaz à effet de serre et de micro particules, l’avantage de la biomasse est encore plus évident. En effet, les gaz générés par la combustion de la biomasse s’équilibrant avec ceux captés durant la croissance de celle-ci, le coût des GES générés pendant la production d’électricité est nul pour cette ressource. Cette différence de coût permet de donner à l’importation de biomasse un double intérêt : économique et environnemental. Les gains obtenus en choisissant la biomasse seraient considérables. Car concrètement, environs 10 millions d’euros et 200 000 t de CO2, peuvent être évités si l’on substitue un projet de centrale fonctionnant au fuel à celui d’une centrale fonctionnant à la biomasse.

Mieux, dans une perspective d’évolution à la hausse des prix des ressources fossiles et d’une plus grande prise en compte des impacts sur l’environnement du secteur énergétique d’ici 2015 et au-delà, la biomasse aura de nouveaux avantages sur les ressources fossiles. Aujourd’hui, avec un charbon à 100 $/t et des quotas de CO2 à moins de 20 €/t, le cout de production de l’électricité à partir de certaines ressources biomasses prospectées se situe légèrement au dessus de celui du charbon. Avec un charbon à 120 ou 150 $/t et des quotas de CO2 à 30 ou 50€/t, le cout de production de l’électricité biomasse devient alors inférieur à celui du charbon.

Mettre en place une centrale biomasse permettrait de mieux valoriser les ressources locales. Au départ celles-ci seraient utilisées en complément des ressources importées (Cf. MIX 1 et MIX 2), ce qui permettrait de structurer la filière d’approvisionnement (préparation et plate-forme de stockage pour les DV par exemple). Puis progressivement elles remplaceraient la biomasse importée comme il est imaginé dans la simulation STARTER. La centrale pourrait alors fonctionner entièrement à la biomasse locale. De plus, l’importation de biomasse à la place de ressource fossile à la Réunion, serait un petit pas vers les objectifs Grenelle dans lesquels s’est engagée la France, à savoir réduire ses émissions de CO2, améliorer l’efficacité énergétique et augmenter la part des énergies renouvelables de 20 % d’ici 2020.

Deux pistes d’amélioration pourraient être développées suite à cette étude.

• La filière biomasse importée telle que décrite précédemment est- elle compétitive face à une alternative d’une filière de valorisation des matières organiques telles que l’incinération ?

De manière à atteindre les objectifs du Grenelle et d’améliorer l’efficacité énergétique de nos outils de production, est il possible d’envisager la gazéification à la place de la combustion car cette technologie permettrait de produire de l’électricité avec de meilleurs rendements ?

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II - ETAT DE L’ART DES TECHNOLOGIES DE GAZEIFICATION POUR DEVELOPPER LA FILIERE BIOMASSE ENERGIE A LA REUNION

La réalisation, locale, d’une ou plusieurs unités de gazéification de biomasse à l’horizon 2025-2030, nécessite de suivre les projets démonstratifs des centrales de gazéification développés actuellement. Dans ces centrales, pourront être valorisés la canne à sucre, la canne fibre, les pestes végétales et le bois de rebut présents sur l’île. L’exploitation des pestes végétales (Acacia, Filao) et des rebuts constituant une source d’appoint. La filière bois et la canne fibre seraient implantées dans les hauts de l’île. Les bois comme l’acacia, les déchets de cryptomerias ou autres seraient débités sur place en plaquettes de bois.

L’intérêt d’une unité de gazéification à la Réunion à terme est tout à fait probant, elle permettrait :

1. de diminuer l’utilisation du Charbon comme combustible polluant

2. de transformer toute la biomasse en gaz, stockable

3. de transformer le charbon en gaz de synthèse donc moins polluant que le charbon utilisé directement pour produire l’énergie électrique et la vapeur d’eau dont ont besoin les usines sucrières (en dernier ressort). xxiv

II II II II ---- 1111 Qu’estQu’estQu’estQu’est----ce que la gazéification ce que la gazéification ce que la gazéification ce que la gazéification

Le but de la gazéification est de transformer, en présence partielle d’O2 des combustibles solides hétérogènes en un combustible gazeux homogène, composé essentiellement d’hydrogène et de CO. « Le gaz produit, appelé gaz de synthèse (syngas), est un vecteur énergétique. Il présente de multiples possibilités de valorisation intéressantes. Le choix du type de procédé et la conduite de la réaction de gazéification sont orientés différemment selon les exigences de l'installation de valorisation en aval (composition, traitement, température du gaz de synthèse,…). » (Source : (MERMOUD 2006))

IIIIIIII----1.11.11.11.1 Les étapes de la gazéificationLes étapes de la gazéificationLes étapes de la gazéificationLes étapes de la gazéification

1. le séchage de la biomasse : via la chaleur du gaz produit ou via combustion interne

Biomasse humide � Biomasse sèche + H2O

2. la pyrolyse rapide : C’est une dégradation thermique en absence totale d’oxygène. Quand la température atteint 320 °C, la biomasse commence à se décomposer sous l’effet de la chaleur, en trois phases : hydrocarbures gazeux, liquides et résidus carbonés (charbons). La répartition entre ces trois phases dépend des conditions opératoires (température, vitesse de chauffe et temps de séjour).

Biomasse � Gaz de pyrolyse + résidus de carbone

3. l’oxydation

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O2 + Gaz de Pyrolyse � CO2 + H2O

4. la réduction des résidus de charbons (ou gazéification)

CO2 + H2O + résidus de carbone � CO + H2

Remarque : La gazéification peut être « directe » ou « indirecte ». (Cf. (Fromentin et al. 2000)). Elle est dite « directe » lorsque les étapes de pyrolyse, de gazéification et de combustion se déroulent dans un seul réacteur. Elle est « indirecte » quand la pyrolyse et la gazéification se déroulent dans un réacteur séparé de celui de la combustion. La chaleur nécessaire à la gazéification et à la pyrolyse est générée par le réacteur à combustion et est véhiculée par un matériau inerte (ex : sable) qui joue le rôle d’un caloporteur.

Le produit de la gazéification : le syngas

Le pouvoir calorifique du syngas varie selon l’agent oxydant utilisé :

- Oxydation en air sous stœchiométrique (PCI gaz : 6 MJ • Nm–3)

- Oxydation sous stœchiométrique avec O2 (PCI gaz : 10 à 12 MJ • Nm–3)

- Gazéification à la vapeur ou par pyrolyse rapide (PCI gaz : 15 à 20 MJ • Nm–3)

IIIIIIII----1.21.21.21.2 Description des différents procédés de gazéificationDescription des différents procédés de gazéificationDescription des différents procédés de gazéificationDescription des différents procédés de gazéification

« Différents types de réacteurs de gazéification ont été développés (Cf. Figure 20) : four tournant, four à lit fixe, four à lit fluidisé, lit entraîné. Les différences entre tous ces réacteurs, sont les moyens supportant le combustible solide dans le réacteur, le sens de l'écoulement de la charge et de l'oxydant, et la source de la chaleur fournie au réacteur. » (ANTONINI & HAZI 2004)

IIIIIIII----.1.2.a).1.2.a).1.2.a).1.2.a) Les réacteurs à lit fixe : Les réacteurs à lit fixe : Les réacteurs à lit fixe : Les réacteurs à lit fixe :

Dans ce type de réacteurs, l’alimentation en combustible se fait généralement par gravité. Le temps de séjour du combustible est long et la vélocité du gaz est faible. Ces réacteurs sont de deux types.

- contre-courant :

« Le combustible est introduit par la partie supérieure et l’agent oxydant (air, air enrichi en oxygène, oxygène) par le bas. Le gaz, évacué près de la zone de pyrolyse, présente une teneur en goudrons importante. Ce procédé peut être utilisé avec des combustibles humides et est relativement peu sensible à leur granulométrie. Il n’y a, en théorie, pas de limitation de puissance pour ce type de réacteur. Il n’existe toutefois aucune installation de forte puissance. » (Source : (Pouët & Collectif 2007))

- co-courant (Cf. Figure 14):

« Le combustible et l’agent oxydant se déplacent dans le même sens. Le gaz produit est évacué du réacteur près de la zone la plus chaude, induisant une concentration en goudrons moindre comparé aux systèmes à contre-courant. » De plus, l’avancée des produits de la pyrolyse étant co courante avec les zones de combustion et de gazéification, où les imbrûlés sont oxydés et décomposés, le gaz produit a un taux d’imbrûlés plus faible que dans le système à contre-courant d’air. Ce qui permet d’utiliser un système d’épuration simple si on veut mettre un place un moteur à combustion derrière le gazéificateur. « Le combustible utilisé doit être sec (environ 15 % d’humidité), de granulométrie bien précise (quelques cm3) et exempt de poussières. Intéressantes pour la production d’électricité avec un moteur thermique, les installations de ce type sont toutefois limitées en puissance (350 kW électriques). » (Source : (Pouët & Collectif 2007))

Remarque : « Les réacteurs à lit fixe sont sensibles à la variation de la taille des particules de combustible (20-100 mm), ils nécessitent un approvisionnement en combustible sec (H<20%) et leur fonctionnement à charge partielle est plutôt pauvre. » (Obernberger et al. 2003)

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xxv

Figure Figure Figure Figure 14141414 : : : : Schéma d'un réacteur à lit fixe coSchéma d'un réacteur à lit fixe coSchéma d'un réacteur à lit fixe coSchéma d'un réacteur à lit fixe co----courantcourantcourantcourant

IIIIIIII----.1.2.b).1.2.b).1.2.b).1.2.b) Les réacteurs à litLes réacteurs à litLes réacteurs à litLes réacteurs à lit fluidiséfluidiséfluidiséfluidisé

Les gazogènes de plus grosse puissance actuellement développés sont à lit fluidisé. « Le principe du lit fluidisé (Cf. Figure 15) est de souffler l’agent oxydant verticalement en dessous du combustible afin de le maintenir en suspension. Les particules sont ainsi écartées les unes des autres ce qui permet un meilleur contact avec l’oxydant. » (Colin & Mazzeo 2011)

- circulant :

« Un lit est considéré comme circulant à partir d’un certain débit de gaz. Ce gaz va alors entraîner certaines particules diluées vers la tête de la colonne. Elles passent alors dans un cyclone où elles sont séparées du gaz. Elles rejoignent ensuite la chambre de gazéification où elles vont être à nouveau oxydées. » (Colin & Mazzeo 2011) Dans les lits fluidisés circulant, le débit spécifique (débit par unité de surface) doit être élevé ce qui rend la conception assez complexe.

- bouillonnant :

« Dans ce type de réacteur, les différents mécanismes de séchage, pyrolyse, combustion ou oxydation ont lieu dans une seule et même zone. » (Fondation Alcen 2011)

IIIIIIII----.1.2.c).1.2.c).1.2.c).1.2.c) Les réacteurs Les réacteurs Les réacteurs Les réacteurs étagésétagésétagésétagés

Les réacteurs étagésxxvi

Les phases de pyrolyse et de gazéification ont lieu dans deux réacteurs distincts. Le réacteur est composé de deux zones, dans une se déroule une réaction de gazéification par vapeur d’eau et dans l’autre la combustion d’une partie du combustible qui va permettre d’augmenter la température du lit qui circule entre la zone de combustion et la zone de gazéification. Cela permet de limiter les difficultés techniques pour augmenter la puissance des réacteurs à lit fixe afin de couvrir des puissances allant de 1 à 5 MWél (Ex : Xylowatt), plage de puissance qui ne peut être produite avec des réacteurs à la fixe et qui peut être fournit par des réacteurs à lit fluidisé mais qui est trop peu rentable par rapport à l’investissement que demande ce type d’installations.

Il existe également des réacteurs à lit fluidisé, étagés plus communément appelés Double lit fluidiséxxvii (Ex : Repotec à Güssing)

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Figure Figure Figure Figure 15151515 : : : : Schéma d'un réacteur à lit fluidisSchéma d'un réacteur à lit fluidisSchéma d'un réacteur à lit fluidisSchéma d'un réacteur à lit fluidiséééé

IIIIIIII----.1.2.d).1.2.d).1.2.d).1.2.d) Réacteurs àRéacteurs àRéacteurs àRéacteurs à lit entraînélit entraînélit entraînélit entraîné

Le combustible finement moulu est pulvérisé. La réaction chimique s’effectue à très haute température (1 200 -1 500 °C). Cela empêche les goudrons de se former, les gaz produits en sont ainsi exempts. Le rendement en gaz est donc élevé. Cependant, le coût de préparation du combustible avant la pulvérisation est élevé car celui-ci doit être finement moulu. De plus la complexité de cette technologie la rend coûteuse et difficile à mettre en œuvre.

FiguFiguFiguFigure re re re 16161616 : : : : Schéma d'un réacteur à lit entraînéSchéma d'un réacteur à lit entraînéSchéma d'un réacteur à lit entraînéSchéma d'un réacteur à lit entraîné

Figure Figure Figure Figure 17171717 : : : : Résumé des différents processus de gazéificationRésumé des différents processus de gazéificationRésumé des différents processus de gazéificationRésumé des différents processus de gazéification

Technologies de gazéification

Gazogène à lit fixe

Lit fixe co-courant

Lit fixe à contre-courant

Autre lit fixe

Gazogène à lit fluidisé

Lit fluidisé bouillonnant

Lit fluidisé circulant

Double lit fluidisé

Gazogène à lit entraîné

Gazogène à multi étages

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Figure Figure Figure Figure 18181818 : Capacité optimale des gazogènes selon le type de réacteur: Capacité optimale des gazogènes selon le type de réacteur: Capacité optimale des gazogènes selon le type de réacteur: Capacité optimale des gazogènes selon le type de réacteur ((((SourceSourceSourceSource : : : : (Deglise 2004)(Deglise 2004)(Deglise 2004)(Deglise 2004)))))

Lit FixeLit FixeLit FixeLit Fixe Lit FluidiséLit FluidiséLit FluidiséLit Fluidisé Lit entraînéLit entraînéLit entraînéLit entraîné

Température de réaction (°C) 500 à 1 000 900 À 1 000 1 200 à 1 500

Temps de séjour de la biomasse 1 à 3 h 5 à 30 min 1 s

Réduction des goudrons Bonne à Mauvaise

Bonne à Mauvaise

Bonne

Aptitude à gazéifier les biomasses à fort taux de cendres

Relativement mauvaise

Modérée Bonne

Acceptation des fines Relativement mauvaise

Modérée Bonne

Tableau Tableau Tableau Tableau 19191919 : : : : Principales caractéristiques des réacteurs de gazéificationPrincipales caractéristiques des réacteurs de gazéificationPrincipales caractéristiques des réacteurs de gazéificationPrincipales caractéristiques des réacteurs de gazéification

IIIIIIII----1.31.31.31.3 Ligne de direction de la description des différentes technologiesLigne de direction de la description des différentes technologiesLigne de direction de la description des différentes technologiesLigne de direction de la description des différentes technologies

En fonction des différents paramètres évoqués (type de réacteur, température, vitesse du combustible, temps de séjour, l’agent oxydant…), le mélange gazeux issu de la réaction de gazéification aura une composition différente. Notamment en CO et H2. Or le pouvoir calorifique du gaz dépend de la quantité de ces deux composés présents dans le gaz. Suivant le pouvoir calorifique du gaz on pourra considérer qu’il est riche ou pauvre, et donc quelle utilisation on voudra en faire (Cf. Figure 19).

Figure Figure Figure Figure 19191919 : Les différentes technologies de valorisation de la biomasse par gazéification: Les différentes technologies de valorisation de la biomasse par gazéification: Les différentes technologies de valorisation de la biomasse par gazéification: Les différentes technologies de valorisation de la biomasse par gazéificationx x v i i ix x v i i ix x v i i ix x v i i i

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Figure Figure Figure Figure 20202020 : Différence de coût spécifique entre centrale à combustion et centrale à gazéification: Différence de coût spécifique entre centrale à combustion et centrale à gazéification: Différence de coût spécifique entre centrale à combustion et centrale à gazéification: Différence de coût spécifique entre centrale à combustion et centrale à gazéification

La ligne de direction de cette étude est l’autosuffisance et l’utilisation des ressources renouvelables présentes à la Réunion. Malgré la différence de coût entre une centrale « classique » à combustion et une centrale à gazéification (Cf. Figure 20), l’étude s’est tournée vers les technologies de gazéification. Car en raison des contraintes liées à l’île de la Réunion, tels que la ressource restreinte et les besoins croissants en électricité et carburant, il est nécessaire d’axer la recherche sur les technologies qui ont le meilleur rendement possible.

De plus, avec la multiplication de nouvelles installations et le retour d’expérience d’installations qui ont été mises en place il y a quelques années, la fiabilité des technologies de gazéification ne fait que s’accroitre. On peut considérer que d’ici 15 – 20 ans, ce procédé é sera présent sur le marché au même niveau que le sont aujourd’hui les centrales à combustion.

Les besoins futurs étant conséquents, les technologies décrites ont une puissance au moins supérieure à 1 MWél, des capacités de production de carburant importante et le rendement pris en compte est le rendement maximum atteignable (certains projet sont encore au stade pilote et ont des objectifs très hauts). Différentes technologies de gazéification ont été développées durant ces dernières années. Celles-ci ont décrites dans un tableau (Cf. Annexe 6 et Annexe 7) après avoir recensé les différentes voies de valorisation (électricité et bio carburants) du gaz produit.

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II II II II ---- 2222 Les voies de valorisation de la biomasse en électricité Les voies de valorisation de la biomasse en électricité Les voies de valorisation de la biomasse en électricité Les voies de valorisation de la biomasse en électricité

IIIIIIII----2.12.12.12.1 Récapitulatifs des différentes modes de production d’électricité Récapitulatifs des différentes modes de production d’électricité Récapitulatifs des différentes modes de production d’électricité Récapitulatifs des différentes modes de production d’électricité

IIIIIIII----2.22.22.22.2 Production d’électricité à l’aide d’un moteur Production d’électricité à l’aide d’un moteur Production d’électricité à l’aide d’un moteur Production d’électricité à l’aide d’un moteur

Les moteurs à combustion interne fonctionnent selon le principe suivant : le moteur produit de l’électricité par l’intermédiaire d’un alternateur. Il existe deux types de moteurs

- Moteurs diesel « dual fuel » :

Leur gamme de puissance va de 100 kW électriques à plusieurs MW électrique avec un rendement de 80 % par rapport au gazole. Ils peuvent accepter un mélange de diesel et d'un autre carburant et permettent de valoriser le gaz de synthèse.

« Le moteur diesel présente de meilleurs rendements électriques et fonctionne plus facilement avec des gaz pauvres en énergie. » Source : (Colin et Mazzeo, 2011)(Levy 1996))

- Moteurs à gaz :

« Disponibles dans la même gamme de puissance, Il s'agit de moteurs à allumage commandé fonctionnant à l'origine avec de l'essence ou du gaz naturel. Ils doivent donc être modifiés pour pouvoir recevoir le gaz pauvre issu de la gazéification, dont le pouvoir calorifique est dix fois plus faible que celui de l'essence ou du gaz naturel. Les rendements électriques rapportés sur différentes installations de gazéification couplées à un moteur à gaz sont compris entre 15 et 25% ; à noter que le rendement de ce type de moteurs est de 30 à 40% avec du gaz naturel. » Source : (Pouët & Collectif 2007), (MERMOUD 2006)

Les moteurs sont moins exigeants que les turbines en termes de qualité de gaz et sont plus performants que les turbines à gaz simples.

IIIIIIII----2.32.32.32.3 Production d’électricité à l’aide d’une turbine à gaProduction d’électricité à l’aide d’une turbine à gaProduction d’électricité à l’aide d’une turbine à gaProduction d’électricité à l’aide d’une turbine à gazzzz

- Les turbines à gaz « Associées à un cycle à vapeur » (cycle combiné de type IGCC ("Integrated Gasification Combined Cycle") :

En sortie du réacteur de gazéification, le gaz passe par une turbine à gaz conçue pour brûler un gaz à faible PCI et ensuite par une turbine à vapeur condensée. (Cf. Foster Wheeler et TPS). Grâce à la combinaison de ces deux étapes de production de l’électricité, le rendement électrique escompté est proche de 40 % (gazéification à pression atmosphérique) voire 45 % (gazéification sous pression).

En revanche, les solutions en cycle combiné IGCC sont plus complexes. » (Source : (Pouët et Collectif, 2007))

Gazéification

Gaz combustible

Moteur à gaz (combustion interne)

Turbine à gaz

Turbine à vapeur (cycle combiné)

sans cycle combiné

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II II II II ---- 3333 Les voies de la valorisation en Biocarburants Les voies de la valorisation en Biocarburants Les voies de la valorisation en Biocarburants Les voies de la valorisation en Biocarburants

IIIIIIII----3.13.13.13.1 Plusieurs voies de valorisation sont possibles Plusieurs voies de valorisation sont possibles Plusieurs voies de valorisation sont possibles Plusieurs voies de valorisation sont possibles

Grâce à la gazéification, il est possible de produire des carburants gazeux et liquides à partir de biomasse. Ceux-ci peuvent être utilisés pour remplacer les carburants d’origine fossiles utilisés dans le domaine du transport.

IIIIIIII----3.23.23.23.2 Description du processus de proDescription du processus de proDescription du processus de proDescription du processus de production du Biodiesel : BTL « duction du Biodiesel : BTL « duction du Biodiesel : BTL « duction du Biodiesel : BTL « BIOMASS TO LIQUID » BIOMASS TO LIQUID » BIOMASS TO LIQUID » BIOMASS TO LIQUID »

C’est en Afrique du Sud que les développements industriels sont les plus aboutis, Ils ont été poursuivis pour pallier l'absence de ressources pétrolières liée à une situation d'embargo durant 40 ans. Ce pays a cherché à tirer tous les bénéfices des technologies développées en Allemagne et aux États-Unis. Les premières unités industrielles de production de carburant par gazéification ont vu le jour dès 1955 (SASOL I à Sasolburg, 0,3 Mt/an). Dans ces unités, le gaz de synthèse est fabriqué à partir du charbon abondant et bon marché, puis épuré (pour enlever surtout les traces de soufre) et alimente des unités (lit fixe, lit fluide, catalyseur au fer) qui produisent des carburants automobiles (diesel et essence), du kérosène et des produits chimiques. Aujourd'hui, l'accent est plutôt mis sur la production des carburants (surtout diesel). La transformation de la biomasse en carburant liquide nécessite cependant beaucoup d’étapes.

IIIIIIII----.3.2.a).3.2.a).3.2.a).3.2.a) La gazéificationLa gazéificationLa gazéificationLa gazéification

Celle-ci produit du gaz de synthèse à partir de biomasse solide et hétérogène, qui sera ensuite transformé en liquide grâce à une réaction de Fisher-Tropsch (FT). Il faut éliminer les impuretés du gaz de synthèse qui sont des poisons pour le catalyseur utilisé dans l’étape de synthèse FT. Pour ce faire, la gazéification de la biomasse se fait en général à très haute température (1 200 °C à 1 300 °C) et est suivie de différentes étapes de purification du gaz de synthèse.

Remarque : Au cours de ces différentes opérations, de grandes quantités de CO2 sont générées, notamment en combustion, pour apporter de la chaleur au procédé. Ces pertes sont du carbone non converti en carburant. C’est l’explication principale du faible rendement massique en carburant (< 20 %). Ce rendement pourrait être augmenté par un apport d’énergie extérieure, par exemple électrique, et/ou un appoint d’hydrogène, solution proposée en France par le CEA en liaison avec l’IFP. Mais c’est alors le rendement énergétique global de la filière qui est détérioré (division par 2) au bénéfice du rendement massique ou carbone.

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IIIIIIII----.3.2.b).3.2.b).3.2.b).3.2.b) Conversion du CO en H2 (Water Gas Shift)Conversion du CO en H2 (Water Gas Shift)Conversion du CO en H2 (Water Gas Shift)Conversion du CO en H2 (Water Gas Shift)

La composition du gaz de synthèse (syngaz) entrant dans le réacteur FT a une influence sur la réaction. Pour produire un maximum de paraffines de formule chimique CnH2n+2, dans le réacteur FT il faut un gaz de synthèse dont le rapport molaire H2/CO avoisine 2 (le rapport optimal varie légèrement en fonction de la technologie, du catalyseur et des produits désirés). C'est la réaction de shift qui permet d'atteindre ce rapport. Elle a lieu en sortie du gazogène, dans un réacteur additionnel opérant à basse température de manière à augmenter le rapport H2/CO du gaz de synthèse.

CO + H2O � CO2 + H2

IIIIIIII----.3.2.c).3.2.c).3.2.c).3.2.c) Purification des gaz en sortie du gazogène Purification des gaz en sortie du gazogène Purification des gaz en sortie du gazogène Purification des gaz en sortie du gazogène

Le choix de l'une ou l'autre des technologies est conditionné par les contraintes de pureté du procédé aval (dans notre cas, le Fischer-Tropsch), la composition initiale du gaz de synthèse et la sélectivité désirée (par exemple, vis-à-vis du CO2).

IIIIIIII----.3.2.d).3.2.d).3.2.d).3.2.d) Synthèse de FischerSynthèse de FischerSynthèse de FischerSynthèse de Fischer----TropTropTropTropsch sch sch sch

Schéma réactionnel de la synthèse de Fisher-Tropsch

Tous les schémas réactionnels reportés dans la littérature présentent les trois étapes suivantes :

- initiation : absorption des réactifs (CO et H2) sur les sites actifs du catalyseur et réaction en phase adsorbée conduisant au monomère de la chaîne CH2

- propagation ou croissance de chaîne : « polymérisation » du monomère en chaînes linéaires (CH2) n

- terminaison par désorption des oléfines linéaires et hydrogénation des oléfines en paraffines

Remarque : Mécanismes de réaction Cf. (Nadour 2010)

Technologie FT et catalyseurs

La technologie Fischer-Tropsch est caractérisée par quatre paramètres :

- le catalyseur :

Les deux types principaux sont les catalyseurs à base de cobalt et ceux à base de fer. En présence d’un catalyseur à base de fer, la réaction Fischer-Tropsch est surtout orientée vers la production d’essence. En présence d’un catalyseur à base de cobalt, la synthèse produit des bases pour le gazole et le kérosène.

- le type de réacteur (Cf. Figure 21) :

Figure Figure Figure Figure 21212121 : : : : Types de réacteurs de FischerTypes de réacteurs de FischerTypes de réacteurs de FischerTypes de réacteurs de Fischer----TropschTropschTropschTropsch

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- les conditions opératoires : HTFT et LTFT

- la nature des produits finaux

Combinaisons développées à un stade industriel

- Fischer-Tropsch haute température (HTFT) avec un catalyseur au fer en lit fluidisé

- Fischer-Tropsch basse température et en réacteur lit fixe (LTFT)

- Fischer-Tropsch basse température et en réacteur slurry (SBCR ou Slurry Bubble Column Reactor)

Le produit issu de cette réaction est le bio diesel qui sera alors généré localement et non importé.

IIIIIIII----3.33.33.33.3 Description des étapes de production du Bio Méthanol/éthanol et Description des étapes de production du Bio Méthanol/éthanol et Description des étapes de production du Bio Méthanol/éthanol et Description des étapes de production du Bio Méthanol/éthanol et Bio DMEBio DMEBio DMEBio DME

Le méthanol et l’éthanol sont des composés chimiques appartenant à la famille des alcools. Leur principale caractéristique technique est un degré élevé de polyvalence, car ils peuvent être utilisés directement comme carburant ou dans des mélanges avec d'autres carburants (l'éthanol, les carburants dérivés du pétrole et de bio-carburant, etc.)

Grâce à la gazéification, le gaz de synthèse (syngaz) riche en H2 et CO à l’origine du méthanol et de l’éthanol peut être produit à partir de tout ce qui est ou a été une plante.

L’éthanol et le méthanol sont les biocarburants les plus utilisés de nos jours. Ils peuvent être mélangés à l’essence (un mélange de 10 à 20 % est courant). Ils sont distribués à travers le réseau actuel de distribution de l’essence et peuvent être utilisés dans tous les véhicules fabriqués depuis 1982. Avec un taux d’octane supérieur à celui de l’essence, l’éthanol est un carburant qui aide à garder les moteurs plus propres et qui en améliore la performance. L’indice d’octane de l’essence sans plomb varie de 87 à 91 alors que celui de l’éthanol pur est de 113. Lorsqu’il est utilisé dans les véhicules à moteurs poly carburants (flex fuel), qui acceptent des mélanges contenant jusqu’à 85 % d’éthanol, l’indice d’octane atteint 105. (Source : (ENERKEM 2010)). « L’éthanol ou le méthanol à partir de matières résiduelles, représente une solution viable pour réduire la dépendance à l’énergie fossile et les émissions de gaz à effet de serre. »

Le processus de production de méthanol (et de l’éthanol) se compose des phases suivantes:

(1) gazéification de la matière première (dans notre cas, la biomasse);

(2) conditionnement du gaz de synthèse permet d’éliminer les impuretés telles que les goudrons et le méthane et d'ajuster l'hydrogène au monoxyde de carbone, en utilisant des technologies commercialement disponibles,

(3) une réaction catalytique à des températures élevées et des pressions pour former du méthanol :

2 CH4 + 3 H2O � CO + CO2 + 7 H2 (Synthesis Gas)

CO + CO2 + 7 H2 o 2 CH3OH + 2 H2 + H2O

La production de Diméthyléther (BioDME) est similaire à celle du méthanol. Celui-ci peut être généré directement à partir d’un gaz de synthèse mais ce procédé est encore en cours de développement.

Le procédé utilisé aujourd’hui dans l’industrie est la production de DME à partir de méthanol pur. Le processus de production est appelé déshydratation catalytique et il sépare chimiquement l’eau présente dans le méthanol. Le plus souvent les productions de DME et de méthanol sont combinées.

Le DME ne peut pas être mélangé au diesel fossile et son contenu énergétique volumique est plus faible que celui-ci (environ la moitié de celui du diesel). Cependant la modification des moteurs diesel pour l'utilisation du DME est relativement simple (Cf. Figure 24). Le transport, le stockage et la distribution du DME sont similaires à ceux du GPL.

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Figure Figure Figure Figure 22222222 : : : : Camion Volvo roulant au BioDMECamion Volvo roulant au BioDMECamion Volvo roulant au BioDMECamion Volvo roulant au BioDME

IIIIIIII----3.43.43.43.4 Description du processus de MéthanationDescription du processus de MéthanationDescription du processus de MéthanationDescription du processus de Méthanation

Le méthane est actuellement essentiellement produit de façon commerciale à partir de la gazéification du charbon ou du gaz naturel. Mais il peut être également produit à partir de biomasse.

Figure Figure Figure Figure 23232323 : : : : Variations des Variations des Variations des Variations des constantes d’équilibre des réactions de gazéificationconstantes d’équilibre des réactions de gazéificationconstantes d’équilibre des réactions de gazéificationconstantes d’équilibre des réactions de gazéification

IIIIIIII----.3.4.a).3.4.a).3.4.a).3.4.a) GazéificationGazéificationGazéificationGazéification

Comme pour les autres types de carburants, la première étape est la gazéification. Les molécules constituant le gaz de synthèse changent en fonction de la température et de la pression (Cf. Figure 23). Il est donc possible de calibrer un réacteur de gazéification de façon à ce que le gaz produit contiennent plus de CH4.

Réaction de formation d’hydrocarbures

(1) nC + m/2 H2 � CnHm exothermique

(2) nCO + (n+m/2) H2 � CnHm + nH2O exothermique

Réaction de formation du méthane

(3) C + 2H2 � CH4 ∆H = -74, 87 kJ.mole-1

Quand la pression augmente, l’enrichissement en méthane devient notable au détriment d’autres réactions.

La pression élevée favorise la production du méthane suivant les réactions (1), (2) et (3). Si l’on veut obtenir un gaz à pouvoir calorifique élevé, donc riche en hydrocarbures et en méthane, on doit travailler

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à une pression élevée et à une température relativement faible qui doit être toutefois compatible avec la cinétique des réactions chimiques.

IIIIIIII----.3.4.b).3.4.b).3.4.b).3.4.b) ConversionConversionConversionConversion

Après l’augmentation de la proportion de méthane dans le syngas et du pouvoir calorifique, il reste à augmenter le rapport volumique H2/CO qui atteint un maximum de 2 dans le gaz de synthèse. Car dans la réaction de méthanation le rapport volumique H2/CO est de 3 :

3H2 +CO � CH4+H2O

L’ajustement du gaz de synthèse se fait par la réaction :

CO+H2OoCO2+H2

IIIIIIII----.3.4.c).3.4.c).3.4.c).3.4.c) Elimination Elimination Elimination Elimination

Enfin, le CO2 résultant de l’étape de conversion du gaz doit être éliminé.

Selon une étude allemande, un hectare de terres arables permet à une voiture roulant au biométhane de parcourir une distance trois fois supérieure à celle d’une voiture roulant au biodiesel. Si l’on compare avec de l’éthanol, la distance est deux fois plus grande. De plus, les analyses du « puits à la roue » réalisées par EUROCAR/JRC/CONCAWE démontrent que les moteurs hybrides au méthane ont un meilleur rendement énergétique que les moteurs à essence et diesel.

IIIIIIII----3.53.53.53.5 Description des étapes de production d’hydrogène Description des étapes de production d’hydrogène Description des étapes de production d’hydrogène Description des étapes de production d’hydrogène

L’obtention d’un gaz riche en CO et H2 en vue de synthèse chimique, est possible si l’on opère à basse pression et à température élevée. La production d’hydrogène par gazéification de la biomasse d’origine végétale, comme le bois et le charbon de bois (à base des corps élémentaires essentiels : carbone, hydrogène, oxygène et azote), consiste à récupérer l’élément hydrogène tout en transformant le carbone en CO2. La biomasse végétale peut être gazéifiée directement à haute température par une réaction de carbo-gazéification à la vapeur d’eau.

C + H2O � CO + H2 ∆H298 = +131 kJ.m

La biomasse ainsi gazéifiée, le gaz est ensuite traité pour augmenter la teneur en hydrogène, puis l'hydrogène est purifié. Malheureusement aucun projet envisageant la technologie de gazéification pour produire de l’hydrogène n’est aujourd’hui assez mature. Pourtant celui-ci a de nombreuses applications (Cf. Figure 26):

FigureFigureFigureFigure 24242424 : : : : Source d'énergie primaire, conversion et applications de l'hydrogèneSource d'énergie primaire, conversion et applications de l'hydrogèneSource d'énergie primaire, conversion et applications de l'hydrogèneSource d'énergie primaire, conversion et applications de l'hydrogène

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Remarque : Un projet de production de biocarburant est en cours d’élaboration cette année, dont le produit final peut être éthanol, biodiesel ou hydrogène. (Cf. p. 101)

IIIIIIII----3.63.63.63.6 Récapitulatif production de biocarburant par gazéification : Récapitulatif production de biocarburant par gazéification : Récapitulatif production de biocarburant par gazéification : Récapitulatif production de biocarburant par gazéification :

Remarque : Les rendements réels de production de CH4 et de H2 ne sont pas encore connus. Les applications industrielles à partir de biomasse n’étant pas encore opérationnelles.

II II II II ---- 4444 Technologies retenues pour la production Technologies retenues pour la production Technologies retenues pour la production Technologies retenues pour la production de de de de chaleur/électricité (CHP) et de biocarburant (BTL et méthane) à la chaleur/électricité (CHP) et de biocarburant (BTL et méthane) à la chaleur/électricité (CHP) et de biocarburant (BTL et méthane) à la chaleur/électricité (CHP) et de biocarburant (BTL et méthane) à la Réunion Réunion Réunion Réunion

(Cf. Annexe 6 et Annexe 7)

IIIIIIII----4.14.14.14.1 Ordres des grandeurs des rendements actuels en terme de Ordres des grandeurs des rendements actuels en terme de Ordres des grandeurs des rendements actuels en terme de Ordres des grandeurs des rendements actuels en terme de carburant et d’électricitécarburant et d’électricitécarburant et d’électricitécarburant et d’électricité

La gazéification de la biomasse permet de produire un gaz (syngas) avec un rendement de 85 à 90 %. Puis la production de carburant :

• par synthèse FT a un rendement massique de 15 à 25 %, soit un rendement énergétique de 30 à 45 %

• par méthanation permet d’obtenir un syngas contenant 65 % de CH4 Le rendement électrique de conversion du syngas en électricité peut atteindre des valeurs comprises entre 35-40% (pertes moteur), soit 25 à 35% rendement électrique global. Un couplage avec un cycle combiné IGCC permettrait d’atteindre 40 à 45% rendement électrique global

IIIIIIII----4.24.24.24.2 Contraintes de dimensionnement : Contraintes de dimensionnement : Contraintes de dimensionnement : Contraintes de dimensionnement :

Le dimensionnement d’une unité de gazéification doit être réfléchi en fonction des différents paramètres suivants :

– Application visée (liées à la qualité du gaz) – Intégration énergétique (besoins chaleur, …) – Taille de l’installation – Souplesse / à la nature de la biomasse ou à la production – La maturité de la technologie – Rendement – Conditions opératoires : temps de séjour, température, Pression, atmosphère (O2,

vapeur d’eau ou air enrichi), granulométrie

Gazéification

CO, H2…

H2 CH4

Hydrocarbures et Biodiesel pat Fisher Tropsch (FT)

Synthèse Avec vapeur d’eau

Méthanol

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Le choix de la technologie et des conditions vont dépendre de l’application visée. Pour produire du biocarburant par exemple, il faut que le gaz issue du gazogène soit riche en CO et H2 et contienne peu de goudrons, il faut donc un gaz de haute qualité. Une haute température va permettre d’obtenir un gaz propre par un craquage thermique efficace des goudrons. Ces critères sont présents dans les réacteurs à lits entraîné (réacteurs étagés développés par Choren) qui permettent d’obtenir des gaz de hautes qualités. C’est la technologie la plus pertinente aujourd’hui pour produire des biocarburants.

Mais, les conditions opératoires pour ce type de réacteur sont exigentes : une température élevée, une atmosphère constituée d’air enrichi (air dans lequel on a hotté l’azote), combustible de calibre millimétré. Les systèmes de gazéification à lit entraîné sont très complexe et donc très coûteux, un des moyens de diminuer ce coût est de jouer sur l’effet d’échelle, c’est pour cela que la plupart des installations qui utilisent ce type de technologie sont des installations de haute puissance (Choren commercialise des installations de 45 MW).

Intégration énergétique : si un procédé de gazéification est allothermique c.-à-d. qu’il nécessite un apport d’énergie extérieur pour les étapes de chauffage, de séchage, de reformage des goudrons et d’oxydation. La chaleur d’un des process de l’usine où le réacteur est intégré, peut être récupérer.

Une souplesse de production permet de passer d’une production de 200 KW à une production de 600 kW par exemple.

IIIIIIII----4.34.34.34.3 TTTTechnologies retenuesechnologies retenuesechnologies retenuesechnologies retenues : : : :

IIIIIIII----.4.3.a).4.3.a).4.3.a).4.3.a) EQTEC IBGPPEQTEC IBGPPEQTEC IBGPPEQTEC IBGPP (CHP)(CHP)(CHP)(CHP) : Réacteur à lit fluidisé bouillonnant, l’agent : Réacteur à lit fluidisé bouillonnant, l’agent : Réacteur à lit fluidisé bouillonnant, l’agent : Réacteur à lit fluidisé bouillonnant, l’agent oxydant est l’air et la puissance possible est de 6oxydant est l’air et la puissance possible est de 6oxydant est l’air et la puissance possible est de 6oxydant est l’air et la puissance possible est de 6----13,8 MWe. 13,8 MWe. 13,8 MWe. 13,8 MWe.

Technologie mise en place pour valoriser la bagasse donc pourrait donner des indications précises si on envisage cette technologie pour se valorisation en 2030.

IIIIIIII----.4.3.b).4.3.b).4.3.b).4.3.b) FFFFCFB RepotecCFB RepotecCFB RepotecCFB Repotec (CHP et méthane)(CHP et méthane)(CHP et méthane)(CHP et méthane) :::: Réacteur à doubles lits fluidisé, Réacteur à doubles lits fluidisé, Réacteur à doubles lits fluidisé, Réacteur à doubles lits fluidisé, l’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 2 MWe et 20 MWl’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 2 MWe et 20 MWl’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 2 MWe et 20 MWl’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 2 MWe et 20 MWCH4CH4CH4CH4. . . .

Cette technologie a déjà atteint un haut niveau de développement et approche actuellement l’étape de mise sur le marché. Un autre avantage est qu’un fonctionnement sans avoir de résidus est possible. De plus, cette technologie est reconnue comme étant adaptée à la gazéification de biomasse. Ces différentes unités sont robustes (32 700 h de fonctionnement (le moteur à gaz à 28 400h). Enfin, elle allie un rendement de gazéification élevé à bon contrôle de procédé et elle est adaptée à des applications à grande échelle.xxix

IIIIIIII----.4.3.c).4.3.c).4.3.c).4.3.c) Foster WheelerFoster WheelerFoster WheelerFoster Wheeler Gazéification atmospGazéification atmospGazéification atmospGazéification atmosphérique (CHP)hérique (CHP)hérique (CHP)hérique (CHP) : : : : Réacteur à Réacteur à Réacteur à Réacteur à double lits fluidisés, l’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 8double lits fluidisés, l’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 8double lits fluidisés, l’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 8double lits fluidisés, l’agent oxydant est la vapeur et la puissance possible est de 8----167 167 167 167 MWe.MWe.MWe.MWe.

Expérience (cette technologie existe depuis 1996) et possibilité d’une application à grande échelle possible (Lahti).

IIIIIIII----.4.3.d).4.3.d).4.3.d).4.3.d) Choren Choren Choren Choren (CHP e(CHP e(CHP e(CHP et BTL)t BTL)t BTL)t BTL) : Réacteur étagé à lit entraîné, l’agent oxydant : Réacteur étagé à lit entraîné, l’agent oxydant : Réacteur étagé à lit entraîné, l’agent oxydant : Réacteur étagé à lit entraîné, l’agent oxydant est l’air ou l’oxygène et la puissance possible est de 50 MWe est l’air ou l’oxygène et la puissance possible est de 50 MWe est l’air ou l’oxygène et la puissance possible est de 50 MWe est l’air ou l’oxygène et la puissance possible est de 50 MWe et 15et 15et 15et 15----22 MW22 MW22 MW22 MWbiodieselbiodieselbiodieselbiodiesel....

Cette technologie offre une large gamme de combustibles possibles, produit un gaz de haute qualité avec une faible teneur en goudron et une teneur en méthane <0,5% (à 5 bar) et de faibles émissions. . Il est par ailleurs possible de convertir la cendre en granulés solides utilisables pour la construction. Ce procédé a été breveté dans le monde entier.

Les 4 technologies retenues ci-dessus présentent toutes un avenir prometteur et sont souvent citées dans le domaine du bois énergie.

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Comparaison des rendements de production électricité et biocarburant : (Cf. Tableau 20)

technologies type de production η

Choren

électricité 35%

carburant 50%

Repotec

électricité 25,60%

carburant 65%

Foster Wheeler Patm électricité 35%

Eqtec électricité 30.2%

Tableau Tableau Tableau Tableau 20202020 : Rendements de production d'électricité et de carburant par les différentes technologies retenues: Rendements de production d'électricité et de carburant par les différentes technologies retenues: Rendements de production d'électricité et de carburant par les différentes technologies retenues: Rendements de production d'électricité et de carburant par les différentes technologies retenues

II II II II ---- 5555 Conclusion sur l’état de l’art de la gazéificationConclusion sur l’état de l’art de la gazéificationConclusion sur l’état de l’art de la gazéificationConclusion sur l’état de l’art de la gazéification

Concernant la production d’électricité par cogénération

Dans les gammes de puissance supérieure à 20-30 MWe, si on parle d'installations de cogénération, la gazéification qui a des rendements électriques compris entre 25 et 35%, n'est pas compétitive avec la combustion classique. Un cycle combiné IGCC permettrait de surpasser la combustion mais il n’y a pas d'applications aujourd'hui de cette technologie. La seule application qui a fonctionné est celle de Vänarmo développée par Foster Wheeler et Skydraft mais elle a du être interrompue pour raisons financières.

En revanche En revanche En revanche En revanche dans les gammes de puissances plus modestes, dans les gammes de puissances plus modestes, dans les gammes de puissances plus modestes, dans les gammes de puissances plus modestes, les installations de combustion en cogénération ont des rendements très modestes. L’alternative gazéification L’alternative gazéification L’alternative gazéification L’alternative gazéification avec des rendements avec des rendements avec des rendements avec des rendements compris entre 25 et 35compris entre 25 et 35compris entre 25 et 35compris entre 25 et 35 % % % % devient alors intéressantedevient alors intéressantedevient alors intéressantedevient alors intéressante pour la cogénératpour la cogénératpour la cogénératpour la cogénérationionionion....

Concernant la production de carburant par gazéification

La plupart des rendements affichés sont les rendements maximum visés de projets qui sont encore au stade pilote.

C’est le cas de la centrale de méthanation GoBiGas de 20 MW qui est projetée pour 2020 à Göteborg. Elle sera développée sur la technologie de Repotec avec un objectif visé de 65 % de teneur en CH4 dans le gaz produit. De nombreux réacteurs de conversion seront nécessaires pour obtenir une telle teneur en CH4, ce qui augmente à la fois la complexité et le coût (achat et exploitation) de l'ensemble. Car pour atteindre les 65% de CH4, il faut convertir tout le CO et le CO2 en CH4 par attaque de H2 et nettoyer le gaz afin de ne laisser que les parties énergétiques. Au niveau bilan énergéAu niveau bilan énergéAu niveau bilan énergéAu niveau bilan énergétique global, il n’est pas tique global, il n’est pas tique global, il n’est pas tique global, il n’est pas certains que se soit la solution la plus intéressante un rendement de 50% de CH4 serait certainement certains que se soit la solution la plus intéressante un rendement de 50% de CH4 serait certainement certains que se soit la solution la plus intéressante un rendement de 50% de CH4 serait certainement certains que se soit la solution la plus intéressante un rendement de 50% de CH4 serait certainement plus viable.plus viable.plus viable.plus viable.

L’installation de production de BTL à Bure en Saudron développée par Choren quant à elle vise un rendement de 50% par synthèse FT. La centrale, mise en exploitation en 2010, a une puissance thermique nominale de 45 MW et vise une production de 23 000 tcarb/an...

Compte tenu de l’état de développement de la technologie, avant d’envisager les 100 % gazéification du plan STARTER à l’horizon 2030, il faut vérifier certains points clés de la filière :

- faisabilité de la production de canne fibre en complémentarité de la canne sucre et aux rendements espérés dans STARTER

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- adaptabilité de la gazéification aux ressources envisagées, à savoir bagasse, canne fibre, déchets verts.

- Adaptabilité de la gazéification aux applications envisagées à la Réunion : production de méthane pour électricité de pointe, production de biocarburant méthane, production d’électricité de base en cogénération, …

- Adaptabilité d’un réseau de transport de gaz le cas échéant, …

La vérification de tels points clés passe sans aucun doute par le montage de projets pilotes, des tests de caractérisation de la biomasse, des phases de modélisation associant industriels, laboratoires de recherche, acteurs de la filière biomasse, …

Même si le bilan dressé parait peu optimiste quant au scénario 100 % gazéification du plan STARTER à l’horizon 2030, on peut considérer que d’ici 15 à 20 ans, la gazéification atteigne voire surpasse les rendements de production des centrales à combustion de grosse puissance et que certaines technologies de production de biocarburant soient disponibles sur le marché au même niveau que le sont aujourd’hui les usines BTL (FT) fonctionnant au charbon (Cf. Sasol I et II en Afrique du sud). En effet, grâce à la multiplication de nouvelles installations et au retour d’expérience d’installations qui ont été mises en place il y a quelques années, la fiabilité des technologies de gazéification ne fait que s’accroitre. Aussi, une fois les points clés cités ci-dessus validés, on peut penser de façon réaliste que dans le développement de cette technologie à la Réunion réponde, au moins en partie, aux besoins futurs à partir de nouvelles ressources biomasses.

CONCLUSION La première partie de l’étude sur la faisabilité d’un approvisionnement en biomasse d’une centrale électrique à la Réunion aboutit à plusieurs points de conclusion. Premièrement, il existe une ressource mobilisable suffisante pour répondre aux futurs besoins de 40 MWe sur la zone OI. Une part de cette biomasse est présente localement (déchets verts et déchets de scierie) ou sera produite localement (cas de la bagasse). Une autre part devra être importée à partir de zones voisines telles que l’Afrique du Sud, le Mozambique et Madagascar. Les filières d’exportation de biomasse en provenance d’Afrique du Sud sont bien structurées et semblent capables de répondre à une demande sur un terme relativement long alors que les filières d’exportation en provenance du Mozambique ou de Madagascar sont naissantes et mériteraient d’être consolidées.

Deuxièmement, le coût de production de l’électricité de base à partir de biomasse est économiquement compétitif avec la production d’électricité à partir de ressource fossile, notamment avec l’électricité produite à partir de fuel. Les coûts de production hors externalité s’élèvent à 204€/MWh électrique pour le fuel contre 102 à 169€/MWh électrique pour les différentes biomasses étudiées. Et, en prenant en compte le coût sanitaire et social généré par les émissions de gaz à effet de serre et de micro particules, l’avantage de la biomasse est encore plus évident. En effet, les gaz générés par la combustion de la biomasse s’équilibrant avec ceux captés durant la croissance de celle-ci, le coût des GES générés pendant la production d’électricité est nul pour cette ressource. Cette différence de coût permet de donner à l’importation de biomasse un double intérêt : économique et environnemental. Les gains obtenus en choisissant la biomasse seraient considérables. Concrètement, environs 10 millions d’euros et 200 000 t de CO2, peuvent être évités si l’on substitue un projet de centrale fonctionnant au fuel à celui d’une centrale fonctionnant à la biomasse. Le mot importation semble pourtant être un mot tabou. Or pour palier le manque de ressource énergétique, du à l’insularité de la Réunion des prochaines années, éviter le pillage des ressources protégées ou dédiées à d’autres usages et surtout continuer à produire de l’électricité sur l’île (les ressources fossiles nécessaires au fonctionnement des centrale étant de plus en plus chères), l’importation de biomasse est une option avantageuse d’un point vue économique mais aussi d’un point de vue environnemental.

Concernant le développement de la filière biomasse à long terme (horizon 2030), au vue des retours d’expérience actuels sur la gazéification haute puissance, le bilan parait peu optimiste quant au scénario 100 % gazéification prévu dans le plan STARTER. En effet, dans les gammes de puissance

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supérieure à 20-30 MWe, si on parle d'installations de cogénération, la gazéification qui a des rendements électriques compris entre 25 et 35%, n'est pas compétitive avec la combustion classique. Un cycle combiné IGCC permettrait de surpasser la combustion mais il n’y a pas d'applications aujourd'hui de cette technologie.

Mais, Mais, Mais, Mais, On peut considérer que d’ici 15 à 20 ans, la gazéification atteigne voire surpasse les rendements de production des centrales à combustion de grosse puissance et que certaines technologies de production de biocarburant soient disponibles sur le marché au même niveau que le sont aujourd’hui les usines BTL (FT) fonctionnant au charbon (Cf. Sasol I et II en Afrique du sud). En effet, grâce à la multiplication de nouvelles installations et au retour d’expérience d’installations qui ont été mises en place il y a quelques années, la fiabilité des technologies de gazéification ne fait que s’accroitre.

Aussi, compte tenu des objectifs du plan STARTER à l’horizon 2030, certains points clés de la filière devront être vérifiés dans les prochaines années : la faisabilité de la production de canne fibre en complémentarité de la canne sucre et aux rendements espérés dans STARTER, l’adaptabilité de la gazéification aux ressources envisagées, l’adaptabilité de la gazéification aux applications envisagées à la Réunion

Une fois les points clés cités ci-dessus validés, on peut penser de façon réaliste que dans le développement de cette technologie à la Réunion réponde, au moins en partie, aux besoins futurs à partir de nouvelles ressources biomasses.

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ANNUAIRE

Afrique du sud

société adresse mail site web H & S Timbers [email protected] http://www.hstimbers.co.za York Timber [email protected] http://www.york.co.za NCT forest [email protected] www.nctforest.com Mondi [email protected] www.mondigroup.com Atics [email protected]/[email protected] www.atics.fr

Madagascar

société adresse mail site web

ADER (Agence de l'électrification rurale) [email protected]/[email protected]

SARL B.I.A.N. [email protected] www.systembio.fr

FIROZEHOUSSEN [email protected]

Les Scieries du Betsileo [email protected]

TRADE BOIS

Mozambique

société adresse mail

BioTech [email protected]/[email protected]

Réunion

société adresse mail site web FIBRES [email protected] www.fibres.re

Séchilienne Sidec [email protected] http://www.sechilienne-sidec.com/

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BIBLIOGRAPHIE

ADEME, 2010. Le bois-énergieo: Une énergie locale, renouvelable et économique. Available at: http://www.ademe.fr/paysdelaloire/sup/EnR_bois.asp.

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Colin, B. & Mazzeo, F., 2011. ACV de la co génération biomasse,

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- 56 -

SIGLES ET ACRONYMES

ARER : Agence Régionale de l’Energie Réunion

ADER : Agence Des Energies Rurales

ADEME : Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Énergie

BPPI : Bilan Prévisionnel Pluriannuel Investissements en production électrique

CCEE : Conseil de la Culture, de l'Éducation et de l'Environnement de La Réunion

CEA: Atomic and Alternative Energy Comission

CESER : Conseil Économique Social et Environnemental Régional

CET : Centre d’Enfouissement Technique

CIREST : Communauté Intercommunale de la Réunion Est

CPI : Certification Process Improvement

CRE : Commission de Régulation de l’Energie

CSPE : Contribution au Service Publique de l’Electricité

CTBR: Centrale Thermique de Bois Rouge

CTICS : Centre Technique Interprofessionnel de la Canne et du Sucre de l’île de la Réunion

FSC: Forestry Stewardship Council

GERRY: Green Energy Revolution, Reunion Island

HSE: Health, Safety and Environment

IGT: Institute of Gas Technology

- 57 -

KIT : Institut de Technologie de Karlsruhe

NCT Forestry Co-operative Ltd : initialement le nom de la société était Natal Co-operative Timber Company Ltd. En 1993 pour sortir des limites du KwaZulu-Natal et élargir l’offre de services, le nom a été modifié pour NCT forestry Co-operative Limited.

PDEDMA : Plan Départemental d’Elimination des Déchets Ménagers et Assimilés

PEFC: Pan European Forest Certification

PETREL : Plan Économique de Transition et Relance via des Énergies 100% Locale

PFC : Plate-forme de Compostage

PRERURE : Programme Régional d’Exploration et d’Exploitation des Énergies Renouvelables et d’Utilisation Rationnelle de l’Énergie

PRME : Programme Régional de Maîtrise de l’Énergie

SARL : Société à Responsabilité Limité

SCG Mozambique : Sustainable Capital Group Mozambique

STARTER : Stratégie d’Autosuffisance Energétique pour la Relance et la Transition Energétique à la Réunion

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NOTATIONS ET ABRÉVIATIONS

BTL: Biomass To Liquid

CHP: Combined Heat and Power/Cogénération

DV: Déchets verts

EnR : Energies renouvelables

ETM : Energie Thermique Maritime

EVP : Equivalent Vingt Pieds

FT: Fisher Tropsch

GES : Gaz à Effet de Serre

LCA: Life Cycle Analysis

ORC: Organic Rankine Cycle

PC : Porte conteneur

PCI : Pouvoir Calorifique Inférieur

PDU : Process Development Unit

PV : Photovoltaïque

TAC : Turbine à combustion

Zone OI : Zone Océan Indien

IGCC: Integrated Gasification Combined Cycle

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GLOSSAIRE

Amendement des sols : moyens par lesquels on améliore ou on modifie les sols (à l’aide d’humus, d’argile, de mélanges de terres…)

Bagasse : la bagasse est le résidu organique qui est recueilli après le broyage de la canne dans les moulins utilisés lors de l’extraction du jus.

Batterie Na S : batterie sodium souffre, adaptée à de gros stockage statique d’électricité.

Biomasse : matières organiques d’origine végétale et animale, ainsi que résidus organiques générés par l’activité humaine.

Boues de défécation : formées des dépôts obtenus après décantation et clarification du jus de canne lors de la fabrication du sucre.

Canne fibre : la canne fibre produit beaucoup de fibre et très peu de sucre. Des variétés sont déjà cultivées à la Barbade et sont disponibles au CIRAD de Montpellier.

Centrale thermique : l’énergie fournie par la combustion d’un combustible (charbon, pétrole, gaz naturel ou biomasse) est utilisée pour chauffer l’eau d’une chaudière. On dispose alors de vapeur sous pression. Cette vapeur fait tourner à grande vitesse une turbine qui entraîne un alternateur qui génère une tension électrique. A la sortie de la turbine, la vapeur est refroidie et se transforme en eau liquide qui est renvoyée dans la chaudière. Le refroidissement s’effectue à l’aide d’une réserve d’eau froide (ex : cours d’eau).

Chablis : un chablis est un arbre déraciné et tombé au sol pour des raisons propres à celui-ci (mauvais enracinement, agression biologique, sénescence (c.-à-d. vieillissement biologique)) ou externes à celui-ci (tempête, foudre, chute d’arbres ou de rochers, etc.). En milieu forestier, les chablis font partie des mécanismes naturels qui contribuent à recycler la matière organique et à créer des clairières. Ces dernières, ensoleillées et avec du sol nu, profitent aux espèces pionnières (les premières à se développer après une perturbation) et à la régénération naturelle de la forêt. Le bois mort, de son côté, accueille des organismes xylophages et saproxyliques, les animaux qui s’en repaissent et ceux qui vivent dans les cavités (oiseaux, chauve-souris, etc.).

Chaleur latente de vaporisation : chaleur latente de vaporisation de l’eau formée au cours de la combustion et de celle contenue dans le combustible

Combustibles fossiles : il s’agit principalement du charbon, du pétrole et du gaz naturel. Ils portent ce nom car ils se sont formés pendant des millions d’années. Ils proviennent de la décomposition incomplète de la végétation qui couvrait alors la surface de la Terre ou des organismes marins du fond des océans.

Dolomie : roche sédimentaire principalement composée de dolomite (carbonate naturel de calcium et de magnésium)

Effet de serre : l'usage courant de ce phénomène sont les serres qui permettent de maintenir les cultures agricoles à température élevée pendant la saison froide. « L'effet de serre » est dû aux gaz de l’atmosphère terrestre (GES), qui absorbent une partie du rayonnement retour issu du rayonnement solaire qui a traversé l'atmosphère et a atteint le sol. Les principaux GES sont le dioxyde de carbone (CO2), le méthane ou gaz naturel (CH4), la vapeur d'eau (H20), l'ozone (O3), l'oxyde nitreux (NO2) et les

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fluorocarbones. Tous, sauf les derniers, sont présents en quantité fixe dans l'atmosphère, mais l'activité humaine en augmente la concentration.

Energies renouvelables : énergies éolienne, solaire, géothermique, houlomotrice, marémotrice et hydraulique ainsi que l’énergie issue de la biomasse, du gaz de décharge, du gaz de station d’épuration, des eaux usées et du biogaz (Loi n°2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, les Energies renouvelables, article 29)

Gazéification : Dégradation d’un combustible à haute température en présence partielle de dioxygène.

Hot spot : zone géographique très riche en espèces, représentative de la biodiversité.

Humidité sur brut : rapport de la masse d’eau présente dans le combustible (c.à.d. son humidité) sur la masse du combustible humide.

Masse anhydre : masse sèche du combustible

Mégawatt : unité de puissance (1 000 000 watts)

Mégawatt électrique : puissance injectée sur le réseau électrique

Mélasse : résidu généré après la dernière cristallisation du sucre. C’est un liquide visqueux et sombre constitué d’eau, de saccharose, de composés azotés et de cendres.

PCI : le Pouvoir Calorifique Inférieur est la quantité théorique d’énergie contenue dans un combustible. Il ne tient pas compte de l’énergie contenue dans la vapeur d’eau présente dans les fumées.

Production base : cumul production électrique/jour o 8000 h/an

Production de pointe : surplus de production midi/soir o 1000 h/an

Sélectivité : c'est le pourcentage de gaz qui peut être effectivement converti en biodiesel (ou autre produit visé).

Vinasse : résidu de la distillation du jus de canne. Elle est composée d’eau, de matière organique (1 à 2%), de matière minérale, d’ions et d’antiseptique.

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TABLE DES FIGURES

Figure 1: Répartition de la production électrique de l'île de la Réunion par type d'énergie ..................... 8

Figure 2 : Stratégies énergétiques de la Réunion................................................................................... 9

Figure 3 : Schéma de la séquestration du carbone la biomasse ........................................................... 10

Figure 4 : Champs de canne à sucre à St Louis à l'île de la Réunion ..................................................... 13

Figure 5: DV collectés sur la zone de la CIREST ................................................................................... 14

Figure 6: A gauche fours de torréfaction à Tamatave et à droite bambou torréfié ................................. 15

Figure 7 : Sources industrielles de bois énergie .................................................................................. 16

Figure 8 : Photo de granulés de bois ................................................................................................... 18

Figure 9: Photo de plaquettes de bois .................................................................................................. 19

Figure 10 : Illustration du "Tree Farming" Source : (Norris 2005)......................................................... 20

Figure 11 : localisation des ressources en biomasses prospectées dans la zone OI.............................. 21

Figure 12 : localisation des ressources en biomasse prospectées à la Réunion ................................... 21

Figure 13 : Prix max de la biomasse (€/MWhél) en fonction du coût des émissions de CO2 et du prix du charbon .............................................................................................................................................. 32

Figure 14 : Schéma d'un réacteur à lit fixe co-courant ......................................................................... 38

Figure 15 : Schéma d'un réacteur à lit fluidisé ..................................................................................... 39

Figure 16 : Schéma d'un réacteur à lit entraîné ................................................................................... 39

Figure 17 : Résumé des différents processus de gazéification ............................................................. 39

Figure 18 : Capacité optimale des gazogènes selon le type de réacteur (Source : (Deglise 2004)) ......... 40

Figure 19 : Les différentes technologies de valorisation de la biomasse par gazéification .................... 40

Figure 20 : Différence de coût spécifique entre centrale à combustion et centrale à gazéification ........ 41

Figure 21 : Types de réacteurs de Fischer-Tropsch ............................................................................. 44

Figure 22 : Camion Volvo roulant au BioDME ....................................................................................... 46

Figure 23 : Variations des constantes d’équilibre des réactions de gazéification .................................. 46

Figure 24 : Source d'énergie primaire, conversion et applications de l'hydrogène ................................ 47

Figure 25 : Précipitateur électrostatique ............................................................................................. 90

Figure 26 : Débits et diagrammes T/S d'un cycle de Rankine (van Loo & Koppejan 2008) ...................... 91

Figure 27 : Centrale gazéification de démonstration EQTEC................................................................. 92

Figure 28 : Schéma gazéification RENUGAS (Source : (E4tech & NNFCC 2009)) ................................... 93

Figure 29 : Schéma gazéification Enerkem .......................................................................................... 95

Figure 30 : Schéma simplifié du processus de gazéification à vapeur de CFB à Güssing ....................... 96

Figure 31 : Répartition des coûts de la centrale de Güssing ................................................................. 97

Figure 32 : Schéma du procédé FW atmosphérique ............................................................................. 98

Figure 33 : schéma de fonctionnement de l'installation Choren ........................................................... 99

Figure 34:Usine de démonstration NSE Oy ........................................................................................ 100

Figure 35 : Schéma technologie Enerkem de production d'éthanol .................................................... 103

- 62 -

Figure 36 : Volvo BioDME truck (Source: (Chemrec 2008b)) ............................................................... 104

Figure 37 : Schéma du PDU de production de composés dérivés du syngas (bio-SNG) à Güssing........ 105

Figure 38 : Principe de fonctionnement d'une pile à combustible à électrolyte acide (MERMOUD 2006) ......................................................................................................................................................... 107

- 63 -

TABLE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Besoins électriques de la Réunion estimé de 2009 à 2016. ................................................. 11

Tableau 2: caractéristiques de la bagasse ........................................................................................... 13

Tableau 3: caractéristiques des DV...................................................................................................... 14

Tableau 4 : caractéristiques des bambous torréfiés............................................................................. 15

Tableau 5 : caractéristiques sciure de Madagascar ............................................................................. 17

Tableau 6 : caractéristiques sciures de la Réunion .............................................................................. 17

Tableau 7: caractéristiques des granulés de cocotiers......................................................................... 18

Tableau 8: caractéristiques des plaquettes d’eucalyptus ..................................................................... 19

Tableau 9: Efficacité environnementale du transport en vrac (Source : (MLTC et al. 2009)) ................... 23

Tableau 10 : Efficacité environnementale des portes conteneurs ......................................................... 23

Tableau 11 : Détermination du nombre de camion nécessaires selon la ressource transportée ........... 24

Tableau 12 : Indice d'émission du transport inter urbain par poids lourd. (Source : (ADEME et al. 2006)) ........................................................................................................................................................... 24

Tableau 13 : Prix d'achat (en €/MWhé) des ressources biomasses prospectées ................................... 27

Tableau 14 : Coût du transport terrestre de chaque ressource biomasse en €/t .................................. 27

Tableau 15 : Consommation nette de combustible en fonction du type de biomasse............................. 28

Tableau 16 : Coût global d'approvisionnement d'une centrale selon les combustibles (en €/MWh él) ... 29

Tableau 17 : marge d’augmentation ou diminution du prix de départ des ressources biomasse selon les différents scénarii ............................................................................................................................... 32

Tableau 18: Emission de CO2 (en tonne) lors de l'approvisionnement d'une centrale (ressources biomasses et fossiles) MIX 1 et 2 ......................................................................................................... 34

Tableau 19 : Principales caractéristiques des réacteurs de gazéification ............................................. 40

Tableau 20 : Rendements de production d'électricité et de carburant par les différentes technologies retenues ............................................................................................................................................. 50

Tableau 21: Rendements de production de carburants liquides à partir de syngas ............................... 89

- 64 -

TABLE DES ANNEXES

Annexe 1 : Données sur la Biomasse importée .................................................................................... 65

Annexe 2 : Calcul du coût du transport terrestre ................................................................................. 66

Annexe 3 : Calcul coût externalités biomasse ...................................................................................... 67

Annexe 4 : Données calcul du coût max du combustible rendu à la centrale ........................................ 72

Annexe 5 : Note sur Mayotte................................................................................................................ 73

Annexe 6 Gazéification CHP................................................................................................................. 90

Annexe 7 : Gazéification Biocarburants.............................................................................................. 100

Annexe 8 : Autre débouché de la gazéification : la pile à combustible................................................. 107

- 65 -

ANNEXE IMPORTATION

Annexe Annexe Annexe Annexe 1111 : Données sur la Biomasse importée: Données sur la Biomasse importée: Données sur la Biomasse importée: Données sur la Biomasse importée

Données utiles pour les calculs :

Pertes grumes débités (Yann Rogaume 2009)

écorces 0,05

sciures et copeaux 0,08

chute et délignures 0,12

nombre d'heures/an 8000 capacité m3 volume d'un conteneur

20' 33,2

Ressource

plaquettes Bois Eucalyptus

Bambou torréfié

sciures de pins

poussière+copeaux Bois

DV évacués vers CET Ste Suzanne

DV évacués vers PFC Sainte Rose

Bagasse

pellets "Bois" de cocotier

Charbon

Fioul Lourd

masse

anhydre (t)

Masse

biomasse

humide (t)

Volume

biomasse

m3

volume sciage

bois m3μ kg/m3 H% PCIh kJ/kg PCI MWh/t

105 000 145 833 300 28 à 38 17000 4,7

11571 12442 900 7 5,8

1000 2 000 150 50 2,8

113 225 1500 150 50 2,8

7522 14 837 240 49 7704 2,1

566 1 117 240 49 7704

56378 112 755 492 50 2,2

90000 100000 83333 1200 <10 19000 5,3

139 636 1300 25000 6,9

87431 11,1

caractéristiques des biomasses

kcal kJ

1 4,1868

- 66 -

Annexe Annexe Annexe Annexe 2222 : Calcul du coût du transport terrestre: Calcul du coût du transport terrestre: Calcul du coût du transport terrestre: Calcul du coût du transport terrestre

coût transport maritime 22,5 $/t coût transport terrestre + déchargement 11 €/t

transport terrestre (1/3 camion, 1/3 personnel et 1/3 carburant) 7 € /t

kJ/MWh 3600000

Rendement 33%

« CIF » = prix FOB + frais de transport jusqu’à la centrale

BIOMASSEplaquette

Afrique du sud

déchet scierie

Madagascar

pellet

Mozambique

Déchet

scierie

Réunion

Déchets

verts

Réunion Ste

Rose

Déchets

verts

Réunion Ste

Suzanne

Bagasse

Réunion

Briquette de

bambou de

Mada

PCI 17000 18 427MWh PCI/t 4,7 3 5 3 2,1 2,1 2 6Cout FOB en €/MWh el 47 118 22 22 50Cout transport terrestre sans déchargement 13 43 3 43 29 7 10 3Cout transport terrestre + déchargement 14,8 47 5 5Cout transport maritime 10,0 17 9 8Cout transport 24,8 63 14 43 29 7 10 13COUT CIF 72,2 182 36 65 29 7 20 63

- 67 -

Annexe Annexe Annexe Annexe 3333 : Calcul coût externalités biomasse: Calcul coût externalités biomasse: Calcul coût externalités biomasse: Calcul coût externalités biomasse

Transport MaritimeTransport MaritimeTransport MaritimeTransport Maritime

Plaquettes Afrique du sud Plaquettes Afrique du sud Plaquettes Afrique du sud Plaquettes Afrique du sud

Distance 2645 km

valeurs unité type vractype vractype vractype vrac handy max

volume / expédition volume / expédition volume / expédition volume / expédition 35 000 t

émission CO2/expédition émission CO2/expédition émission CO2/expédition émission CO2/expédition 324 012 500 g

émission Soxémission Soxémission Soxémission Sox/expédition/expédition/expédition/expédition 4 628 750 g

émission Nox/expéditionémission Nox/expéditionémission Nox/expéditionémission Nox/expédition 9 257 500 g

émission CO2/anémission CO2/anémission CO2/anémission CO2/an 972 t

émission Sox/anémission Sox/anémission Sox/anémission Sox/an 14 t

émission Nox/anémission Nox/anémission Nox/anémission Nox/an 0,003 t

coût GES€/ancoût GES€/ancoût GES€/ancoût GES€/an 48 602 €

coût GES€/MWhcoût GES€/MWhcoût GES€/MWhcoût GES€/MWh 0,21 €/MWh

Déchet scierie MadagascarDéchet scierie MadagascarDéchet scierie MadagascarDéchet scierie Madagascar

Distance 935,26 km

valeurs unité type type type type conteneurconteneurconteneurconteneur 33,2 m3/cont

volume / expédition volume / expédition volume / expédition volume / expédition 2 000 t


émission Sox/expéditionémission Sox/expéditionémission Sox/expéditionémission Sox/expédition 37 410 g

émission Nox/expéditionémission Nox/expéditionémission Nox/expéditionémission Nox/expédition 617 272 g


émission Sox/anémission Sox/anémission Sox/anémission Sox/an 37,41 kg

émission Nox/anémission Nox/anémission Nox/anémission Nox/an 617 kg



Granulés MozambiqueGranulés MozambiqueGranulés MozambiqueGranulés Mozambique

Distance 2402 km

valeurs unité type vractype vractype vractype vrac handy max volume / expédition volume / expédition volume / expédition volume / expédition 33 333 t


émission Sox/expéditionémission Sox/expéditionémission Sox/expéditionémission Sox/expédition 4 003 293 g

émission Nox/expéditionémission Nox/expéditionémission Nox/expéditionémission Nox/expédition 8 006 587 g


émission Sox/anémission Sox/anémission Sox/anémission Sox/an 12 010 kg

émission Nox/anémission Nox/anémission Nox/anémission Nox/an 24 019,760 kg



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Transport terrestreTransport terrestreTransport terrestreTransport terrestre

TRANSPORT PLAQUETTES AFRIQUE DU SUDTRANSPORT PLAQUETTES AFRIQUE DU SUDTRANSPORT PLAQUETTES AFRIQUE DU SUDTRANSPORT PLAQUETTES AFRIQUE DU SUD

distance parcourue du Port à Bois rouge 41,81 km

valeurs unités quantité transportée 105 000 t/an

masse volumique 300 kg/m3

masse transportée /camion 27 t nombres de camion 3888,9

distance totale 162594,444 km

émission CO2/camion 89180,73 g émission CO2 totale 346,81 t

coût CO2 17340,70 €

coût CO2 0,08 €/MWh

TRANSPORT DECHETS BOIS scierie Réunion PORT REUNIONTRANSPORT DECHETS BOIS scierie Réunion PORT REUNIONTRANSPORT DECHETS BOIS scierie Réunion PORT REUNIONTRANSPORT DECHETS BOIS scierie Réunion PORT REUNION


valeurs unités

quantité transportée 225 t/an


masse transportée /camion 13,5 t

nombres de camion 16,7 distance totale 696,833 km

émission CO2/camion 44590,37 g

émission CO2 totale 0,74 t coût CO2 37,16 €


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TRANSPORT DECHETS BOISTRANSPORT DECHETS BOISTRANSPORT DECHETS BOISTRANSPORT DECHETS BOIS de de de de Madagascar à Madagascar à Madagascar à Madagascar à Pointe des galets REUNIONPointe des galets REUNIONPointe des galets REUNIONPointe des galets REUNION




masse transportée /camion 13,5 t nombres de camion 148,1



émission CO2 totale 6,61 t coût CO2 330,30 €


TRANSPORT PELLET DE COCOTIER du Mozambique à PORT REUNIONTRANSPORT PELLET DE COCOTIER du Mozambique à PORT REUNIONTRANSPORT PELLET DE COCOTIER du Mozambique à PORT REUNIONTRANSPORT PELLET DE COCOTIER du Mozambique à PORT REUNION


valeurs unités

quantité transportée 100 000 t/an


masse transportée /camion 108 t

nombres de camion 925,9



émission CO2 totale 330,30 t

coût CO2 16514,95 €


TRANSPORT DECHETS VERTS Ste Rose (CIREST)TRANSPORT DECHETS VERTS Ste Rose (CIREST)TRANSPORT DECHETS VERTS Ste Rose (CIREST)TRANSPORT DECHETS VERTS Ste Rose (CIREST)

distance parcourue de Ste Rose à Bois rouge 34,15 km

valeurs unités

quantité transportée 3 500 t/an masse volumique 240 kg/m3

masse transportée /camion 21,6 t

nombres de camion 162,0 distance totale 6775 km

émission CO2/camion 58274 g

émission CO2 totale 9,44 t

coût CO2 472,12 € coût CO2 0,19 €/MWh

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TRANSPORT DECHETS VERTS Ste Suzanne (CIREST) distance parcourue de Ste Suzanne à Bois rouge 8,65 km


masse volumique 240 kg/m3 masse transportée /camion 7,7 t nombres de camion 1932 distance totale 80773 km

émission CO2/camion 5248 g émission CO2 totale 10,14 t coût CO2 507 € coût CO2 0,05 €/MWh

Bagasse venant du Gol (1/2 de la quantité totale)

distance parcourue du Gol à Bois rouge 24,21 km valeurs unités quantité transportée 112 755 t/an masse volumique 492xxx kg/m3 masse transportée /camion 44,28 t nombres de camion 2546,4 distance totale 106465,369 km émission CO2/camion 84689,49 g émission CO2 totale 215,65 t coût CO2 10782,70 € coût CO2 0,13 €/MWh

Bambou MadagascarBambou MadagascarBambou MadagascarBambou Madagascar

distance parcourue du Port à Bois rouge 41,81 km valeurs unités quantité transportée 12 442 t/an

masse volumique 900 kg/m3 masse transportée /camion 81 t nombres de camion 153,6 distance totale 6422,222 km émission CO2/camion 267542,19 g émission CO2 totale 41,10 t coût CO2 2054,79 € coût CO2 0,09 €/MWh

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Charbon Afrique du sudCharbon Afrique du sudCharbon Afrique du sudCharbon Afrique du sud

distance parcourue du Gol à Bois rouge 41,81 km valeurs unités quantité transportée 139 636 t/an


Fioul lourd Fioul lourd Fioul lourd Fioul lourd

distance parcourue du Port à la centrale du Port 0 km valeurs unités quantité transportée 12 442 t/an


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Annexe Annexe Annexe Annexe 4444 : Données calcul du coût max du combustible rendu à la centrale: Données calcul du coût max du combustible rendu à la centrale: Données calcul du coût max du combustible rendu à la centrale: Données calcul du coût max du combustible rendu à la centrale

coûts plaquettes eucalyptus

déchet scierie Réunion

pellet Mozambique DV bagasse bambou unité

coût actuel rendu centrale 62 65 27 29 17 55 €/Mwhél

coût max CO2 50 €/t et charbon

à 100 $/t 84 84 84 84 84 84 €/Mwhél

coût max CO2 50 €/t et

charbon à 120 $/t

90 90 90 90 90 90 €/Mwhél


à 150 $/t 100 99 100 100 99 99 €/Mwhél


à 100 $/t 62 62 62 62 62 62 €/Mwhél


à 120 $/t 68 68 68 68 68 68 €/Mwhél


à 150 $/t 77 77 77 77 77 77 €/Mwhél

- 73 -

Annexe Annexe Annexe Annexe 5555 : Note sur Mayotte: Note sur Mayotte: Note sur Mayotte: Note sur Mayotte

Aide à la décision pour les acteurs publics et privés de l'énergie, en vue de réduire la dépendance de Mayotte vis-à-vis des énergies fossiles et de mettre en œuvre des politiques d'économies d'énergie efficaces.

Deux centrales au fuel sont présentes sur l’île de Mayotte et sont actuellement en fin de vie. Elles vont donc devoir être remplacées.

Les futurs besoins estimés par EDF sont de : 80 MWél. Le fuel est envisagé pour les atteindre. Mais l’utilisation d’énergies naturelles et renouvelables est une bonne alternative.

Une première phase d’augmentation en 2012 de la production électrique est envisagée avec :

a) La mise en place d’une station ETM (Energie thermique maritime) de 20 MWél

b) La mise en place d’une centrale biomasse de 8 MWél

Puis en 2025, il y aurait une deuxième phase d’augmentation de la production avec la mise en place d’une centrale ETM de 20 MWél et de deux tranches (ou unités) de 8 MWél d’une centrale biomasse. Les unités de centrales biomasses initialement prévues dans « l’étude thermique des mers à Mayotte » avaient une puissance plus élevée. Il a été décidé (par EDM) de réduire les puissances des tranches (afin de limiter les conséquences de panne).

Dans cette étude nous étudierons l’approvisionnement en biomasse de la centrale thermique de 8 MWél mise en place lors de la première phase d’augmentation de production électrique à Longoni.

Les ressources prospectées sont les mêmes que celles citées dans la première partie de l’étude d’opportunité d’importation de biomasse sur la Réunion. La méthode consiste à comparer les coûts d’importations de biomasses avec l’importation de fuel (depuis Le Golfe par exemple) dans le cas où l’on mettrait en place une centrale fonctionnant au fuel à Longoni. On considérera que les ressources importées (fuel et biomasse) arrivent au port de Longoni.

Les données de fonctionnement des centrales biomasses de 8MWél ne sont pas disponibles. Aussi il parait difficile de réaliser un travail aussi approfondi que ce qui a été réalisé sur l’importation de biomasse à la Réunion Le tableau ci-dessous ne donne qu’une analyse partielle des couts de production.

Le coût CIF = prix FOB + frais de transport (par porte conteneur PC 5500 evp) jusqu’au port sans déchargement.

Le cout sans externalité de production d’électricité à partir de l’importation de pellet de cocotiers du Mozambique à Mayotte est donc compétitive avec l’importation de fuel.

€/Mwhél

coût fixe

RessourcePrix

FOB

Prix

achat

droit de

douanes

octroi de

mer

octroi

régionalcoût CIF

main

d'œuvre

entretien

Coût

variable

investissement

rémunération

des capitaux

coût transport

coût sans

externalités

Fioul Lourd Mayotte 95 77 172

pellets "Bois" de cocotier à Mayotte 22 0 exonéré exonéré 38 ? ? 81 119

GES

transport

marin

GES transport

terrestreGES transport

GES

production

élect

Santé/air

coûts GES émis coût "social"

(avec

externalités)

0,47 0,00 0,47 32 36 240

0,25 0 0,25 0 21 140

- 74 -

Remarque : Le prix des pellets donné ici parait très faible, il a été fourni à partir d’une discussion sur réseau social (Source : (Ger 2011)) et est basé sur des valeurs européennes. Et il manque le coût du déchargement, de la main d’œuvre et de l’entretien.

De la même manière que le cout de production d’électricité à partir de biomasse est inférieur au cout de production à partir du fuel sur les centrales thermiques réunionnaises (avec et sans externalités), on peut postuler que la biomasse sera autant compétitive à Mayotte avec des couts d’importation du fuel du même ordre de grandeur (prix CAF de 500€/t environ).

ANNEXE DE L’ETAT DE L’ART DE LA GAZEIFICATION

Fabricant Type de réacteur

Nombre d’heures

Agent oxydant

Capacité calorifique du gaz

Produits traités

Capacitéél/carb

possible η Réalisations

Volund

Gazéification lit fixe contre-

courant Patm 100 000 air 6.3 MJ/kg

Plaquettes

1 à 7 MWe

ηgaz 70-80%

ηél/ carb

28.5% ηth

64.2% ηglobal

92.7%

Centrale à Harboore en 1993 (Pth=3MWth et Pél = 2MWél)

Centrale de 2MWél au Japon à Yagamata

EQTEC Ibéria

IBGPP Gazéificatio

n lit fluidisé

stationnaire air

5.5 MJ/Nm3 Bagasse 13.8 MWe

ηgaz ηél/ carb

30.2% ηth

33.6%

ηglobal :

63.8%

Un îlot de co génération à gazéification a été intégré à la distillerie de MOSTOS, VINOS Y ALCOHOLES, SA à Movialsa, en 2011. Pél = 5.9 MWe

Carbona & Andritz

RENUGAS

Gazéification directe sous

pression lit fluidisé

stationnaire

air et vapeur ou oxygène et vapeur

4-5 MJ/Nm3

Granulés ou

plaquettes de bois

12.5 MWe

ηgaz ηél/ carb

37% ηth

ηglobal :

Centrale Skive au Danemark opérationnelle en 2009. Pél = 5.5 MWe

Discussion intégration îlot de co génération chez un fabricant de Madras basé à Andhra

Pradesh (IND).aPél = 12.5 MWE

Lurgi puis

Carbona

Gazéificatio

n lit fluidisé circulant couplage

cycle combiné IGCC

air 4-5

MJ/Nm3

(Carbona)

Bois de rebut, déchets olive et raisin

12 MWe

ηgaz

ηél/ carb

33%

ηth

ηglobal

Projet Energy Farm à Pise devait fournir Pth = 41 MWth et Pél = 12 MWél. Une turbine à gaz de 10.9 MWél était combinée à une turbine à vapeur de 5

MWél. Projet annulé en 2003b

TPS BIGCC

Gazéification directe lit

fluidisé circulant couplage cycle

combiné IGCC

vapeur

ou air 5-

7MJ/Nm3

Saule, peuplier, bagasse

31MWe

ηgaz

ηél/ carb

41%

ηth

ηglobal

Projet ARBRE dans le Yorkshire (UK)

(Pel=8MWe). Faillite en 2002.cProjet au Brésil

nouvelle centrale Pel = 30 MWel et intégration réacteur de 32 MWél à usine productrice de sucre. Projet abandonné après fermeture usines aux Royaumes unis.

- 87 -

16 MWe

ηgaz 80%

ηél/ carb

ηth

ηglobal

Usine traitement déchets en

2001. Pél = 7 MWél. a

Projet actuel, fournir en électricité renouvelable 10 000 foyers/an

Biosyn (Enerkem

Tech.Inc./Biothermica)

Gazéification

lit fluidisé dense 3 000

air enrichi en oxygène

Biomasse, OM, déchets industriels

36 mioL/10 mio gallons

ηgaz

ηél/ carb

ηglobal

Usine pilote à Sherbrooke (Ca)en 2003.

Centrale à Westbury (Ca) début production syngas en 2009. Bientôt production méthanol/éthanol

Projet à Edmonton (Ca). En 2012 Production éthanol/méthanol.

Projet à Pontotoc (USA). En 2013. Production de

méthanol/éthanol.b

2 MWe

ηgaz 71.4%

ηél/ carb 25.6%

ηth 64% ηglobal 76.5%

Centrale co génération à Güssing (Autriche) en 2001. Pth = 4.5 MWth Pél = 2MWél

Centrales de même Pél seront mises en place à Ulm (DE) et à Oberwart (AT)

CFB

Repotec

Gazéification

double-lits fluidisés

(FICFB)

32 700 (moteurs à 28 400h)

vapeur 12

MJ/Nm3

Plaquettes, résidus forestiers

20 MWméthane

ηth 25%

ηél/ carb 65%

ηglobal 90%

Centrale méthanation GoBiGas en 2020 à Göteborg avec Metso Power et Göteborg Energi et E.On.

Foster Wheeler (a)

Gazéification

double- lits fluidisés Patm

air et nouveaux à vapeur et oxygène

2-3.5 MJ/Nm3

Sciures, résidus bois humide/sec, bois de démolition, écorce…

8 à 167 MWe

ηgaz

ηél/ carb 35%

ηth

ηglobal

Electrabel, Ruien, Belgique depuis 2002 Pél =8 à 30 MWél. Pél2009

= 22 MWél

Centrale Kymijärvi produit 167 MWél et fournit 240 MWth à la ville de Lahti en Finlande.

6 MWe

ηgaz

ηél/ carb

ηth

ηglobal

Vänarmo développé avec Sydkraft en 1997 Pth = 9 MWth et Pél = 6 MWél.

Turbine à gaz de 4.2 MWél combiné à une trubine à vapeur de 1.8 MWél.

Foster Wheeler (b)

Gazéification

directe double-lits

fluidisé Pressurisé cycle

combiné IGCC

>3600 vapeur et oxygène

5.3-6.3 MJ/Nm3

Plaquettes, sciure, paille et écorce

100 000 tBTL/an

ηgaz

ηél/ carb

ηglobal

Biofuel à Oy (FIN) usine démo inaugurée en 2009. En partenariat avec VTT. Production de

BTL (par FT).c

- 88 -

Remarque : Qu’est-ce que couplage IGCC ? En sortie du réacteur de gazéification, le gaz passe par une turbine à gaz conçue pour brûler un gaz à faible PCI et ensuite par une turbine à vapeur condensée. (Cf. Foster Wheeler et TPS). rdtglobal global global global = rdtcarburant carburant carburant carburant ou rdtglobal global global global = rdtél él él él + rdtthththth

Avec Avec Avec Avec rdtcarburant carburant carburant carburant = quantité de carburant / quantité combustible avec rdtél él él él = quantité énergie électrique / quantité énergie combustible lié au PCI et rdtth th th th = quantité énergie thermique / quantité énergie combustible lié au PCI

PRENFLO TM

(Uhde GmbH)

Gazéification

pressurisée lit

entraîné

oxygène

et vapeur 10.16

MJ/Nm3

Large gamme

300 000 LBTL/an

ηgaz

ηél/ carb

ηglobal

Grosse centrale en Espagne (charbon coke et pétrole) à Puertollano.

Projet BioTFuel (par FT) avec nouveau design PDQ (trempe directe) en France à Compiègne 1ère phase début 2012. En partenariat avec SOFIPROTEOL, CEA, IFP, Axens et TOTAL.

50MWe/160MWth

ηgaz 80%

ηél/ carb

35%

ηth

ηglobal

Installation pilote de 1 MWth chez SAXONIA Industrial en 1998.

CarboV (Choren)

Gazéification

étagée à lit entraîné

(gazéification

haute et basse température)

5000 air ou

oxygène

Large gamme

15-22 MWBTL

ηgaz

80%

ηél/ carb 50%

ηglobal

Installation BTL du CEA (Atomic and Alternative Energy Comission) à Bure à Saudron (FR). Mise en exploitation d’une centrale en 2010 Pth nominale = 45 MW avec production de 23 000 tcarb/an

Chemrec

Gazéification

étagée sous

Pression à lit

dense

11 500 (décembre 2009)

oxygène Résidus

forestiers 1460

tDME/an

ηgaz

ηél/ carb

ηglobal

Unité développée par la bio raffinerie Domsjö à Örnsköldsvik (S), mis en place en décembre 2009. partenariat avec l’ETC, Volvo, Preem, Total, Haldor Topsoe et Delphine. Production de DME en

2010.a

Lurgi GmbH

(Air Liquide)

Pyrolyse rapide

puis Gazéification à lit entraîné du brut

synthétiqueb

oxygène

et/ou vapeur

Paille, son, déchets

végétaux, bois

ηgaz

ηél/ carb

ηglobal

Première partie de l’unité achevée en 2007. Construction à Karlsruhe avec la collaboration du KIT (Institut de technologie de Karlsruhe). Mise en service de la deuxième partie de l’unité en 2011.

Filière électricité Tableau 1: Tableau des différentes technologies de gazéification développées actuellement dans deux voies de valorisation (électricité et biocarburants)

Filière carburant

Rendements de la transformation du syngas en liquides (Cf. Tableau 21) :

Nom Rendement

thermique

Conversion du CO présent dans le

syngas Sélectivitéxxxi

Synthèse F-T ≈ 60%

Capable de convertir 50 à 90% du CO Sélectivité maximum du gazole est de 48%

(avec Fe) et en moyenne elle atteint les 15-

40%. La sélectivité du diesel produit est

proche de 40% (avec Co)

Synthèse du

méthanol ≈ 79%

La conversion est de 25 % et se fait sur

plusieurs étapes. En théorie 99% du

syngas peut être converti en méthanol

> 99,5%

Synthèse d'un

mélange d'alcools 62-68%

La conversion est directe mais ne

permet de convertir que 10-40% du CO

(essentiellement en méthanol)

La sélectivité varie à cause de la production

d'hydrocarbonés, elle se situe entre 60-90%

Tableau Tableau Tableau Tableau 22221111: Rendements de production de carburants liquides à partir de syngas: Rendements de production de carburants liquides à partir de syngas: Rendements de production de carburants liquides à partir de syngas: Rendements de production de carburants liquides à partir de syngasx x x i ix x x i ix x x i ix x x i i

Remarque : Les rendements réels de production de CH4 et de H2 ne sont pas encore connus. Les applications industrielles à partir de biomasse n’étant pas encore opérationnelles.

- 90 -

Annexe 6 Gazéification CHP

Procédés de gazéification à lit fixe Lit contre-courant

(1) Volund xxxiii par Keramishe Industrie Bedarf, à Berlin Basé au Danemark, TEL : +4575568874, email : [email protected]

Type de réacteur : Gazogène atmosphérique à lit fixe contre-courant

Agent oxydant : air

Produits traités : plaquettes Caractéristiques combustible : H = 35-55% et D =10-80mmxxxiv

Capacité calorique du gaz : 6.3 MJ/kgxxxv

Caractéristiques du syngas : (avec O2) CO2 = 7-10% H2 = 15-18% CO = 25-28% O2 = 0-2% CH4 = 3-5% N2= reste

Capacité de production possible : 1 à 7 Mwél

Heures de fonctionnement : 100 000 h

Réalisations : Centrale à Harboore (PPPPnominale thermique = nominale thermique = nominale thermique = nominale thermique = 3 MW3 MW3 MW3 MWthththth ; P; P; P; Pnominale électrique = nominale électrique = nominale électrique = nominale électrique = 2222 MWMWMWMWélélélél)))) (en 1993)(en 1993)(en 1993)(en 1993), centrale de PPPPnominale électrique = nominale électrique = nominale électrique = nominale électrique = 2222 MWMWMWMWél él él él au Japon à Yagamata, centrale à Ezanville et centrale au Havre (PPPPnominale électrique nominale électrique nominale électrique nominale électrique = = = = 5.5 5.5 5.5 5.5 MWMWMWMWélélélél))))

rdtrefroidissement gaz : 70-80 % rdtélectrique brut : 28.5 % rdtthermique : 64.2 % rdtglobal : 92.7%

Principe : une centrale thermique a été créée en 1993, en 2000, un système pour nettoyer les imbrûlés a été ajouté. Des condensateurs suivis d’un précipitateur humide électrostatique (Figure 25) ont ensuite été mis en place afin d’éliminer les résidus de goudrons et les gouttelettes d’eau du gaz.

Figure Figure Figure Figure 25252525 : Précipitateur électrostatique: Précipitateur électrostatique: Précipitateur électrostatique: Précipitateur électrostatique

Précipitateur électrostatique : Ce modèle de dépoussiéreur très énergivore est surtout employé dans les très grandes usines. Il est constitué de chambres dans lesquelles le courant d’air poussiéreux est soumis à une émission d’ions qui alimentent la charge statique des particules en suspension. Les poussières acquièrent une charge électrique, et sont ensuite attirées vers des surfaces de polarité différentes sur lesquelles elles se déposent. Elles sont périodiquement détachées de ces surfaces par la vibration ou par le lavage puis descendent par gravité vers la trémie de récupération.

En avril 2000, deux moteurs à gaz de puissance nominale électrique de de 1 000 kWél ont été installés. Un des moteurs est bridé à 650 kWél, l’autre à 770 kWél.

Dans la première étape toute la vapeur condensée (issue des deux refroidisseurs et du précipitateur électrostatique humide est filtrée. Les solides sont presque complètement évacués du condensat. Les goudrons lourds du reste des eaux usées issue du système d’épuration des gaz sont évacués dans un séparateur eau/goudrons conventionnel.

Pour évacuer les imbrûlés légers avant le déchargement des eaux usées dans un égout municipal. Le système d’épuration des gaz est satisfaisant, mais le système d’évacuation les

- 91 -

goudrons hydrosolubles ne marchant plus après quelques heures de fonctionnement a du être laissé de côté.

Au milieu de l’année 2002, un système d’assainissement des eaux, appelé TARWATC a été développé. L’eau contaminée est séparée des goudrons et évaporée. Les goudrons eux sont stockés dans un réservoir. La vapeur légèrement contaminée est surchauffée avec de la vapeur propre à contre-courant issue du réacteur haute température TARWATC, avant de rentrer dans ce même réacteur. La température du réacteur est ensuite élevée à 800 °C brûlant ainsi une partie des goudrons légers issus du réservoir. Ce qui conduit à une décomposition presque complète des composés organiques.

La vapeur propre dans le réacteur à haute température est injectée dans l’échangeur de chaleur qui transfère la chaleur à un circuit d’eau chaude et le froid à un condensateur connecté au système de chauffage urbain. Les gaz inertes sont déchargés à travers un conduit de cheminée.

Les goudrons lourds ont une valeur calorique brute de 29 MJ/kg (humidité sur sec) et ils sont utilisés pour le chauffage de pointe de la ville. Dans de futures applications, les goudrons lourds pourraient également être utilisés dans une chaudière huile-biomasse pour faire fonctionner une petite unité ORC (Organic Rankin cycle) pour produire de l’électricité additionnelle.

Remarque : Le cycle de Rankine est à la base des Machines utilisant la vapeur d'eau dans les Centrales thermiques et nucléaires. C’ est une suite de transformations dans des systèmes ouverts successifs (chaudière, turbine, condenseur et pompe d'alimentation...). L'énergie emmagasinée dans les combustibles est convertie en travail mécanique pour entraîner soit une turbine soit un moteur à piston. Le processus comprend la vaporisation de l'eau, la détente de la vapeur dans la turbine et sa condensation dans un condenseur.

Figure Figure Figure Figure 26262626 : Débits et diagrammes T/S d'un cycle de Rankine : Débits et diagrammes T/S d'un cycle de Rankine : Débits et diagrammes T/S d'un cycle de Rankine : Débits et diagrammes T/S d'un cycle de Rankine (van Loo & Koppejan 2008)(van Loo & Koppejan 2008)(van Loo & Koppejan 2008)(van Loo & Koppejan 2008)

Si on envisage cette possibilité, les goudrons légers séparés dans l’évaporateur doivent avoir une valeur calorique brute de 13-15 MJ/kg (humidité sur sec), une énergie suffisante pour produire la chaleur requise dans le réacteur TARWATC. Dans le cas de conditions défavorables (ex : combustible avec un très haut taux d’humidité) les goudrons lourds sont utilisés en complément pour faire fonctionner le processus du TARWATC. L’utilisation des goudrons est importante pour améliorer l’efficacité le rendement global et réduire les déchets. Fin 2003, Ce système d’épuration des eaux a été optimisé et a fonctionné de façon satisfaisante depuis.

Avantages : fonctionnement stable à long terme, bon comportement à charge partielle et rdtglobal et rdtth élevés. Inconvénients : systèmes d’élimination des goudrons et d’assainissement d’eau complexes ce qui rend les coûts d’investissement et de fonctionnement élevés.

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Procédés de gazéification à lit fluidisé Lit stationnaire

(2) EQTEC Iberia,SL c/Princesa, 2 3 a planta E-08401 Granollers (BARCELONA) Espagne TEL +34938702462

Email : web : www.eqtec.es Type de réacteur : gazogène à lit fluidisé stationnaire

Agent oxydant : air

Produits traités : bagasse Caractéristiques du combustible :

Capacité calorique du gaz : 5.5 MJ/Nm »

Caractéristiques du syngas :

Capacité de production possible : 13.8 MWe

Heures de fonctionnement :

Réalisations : un îlot de centrale CHP (Combined heat and Power) a été intégré à la distillerie de MOSTOS, VINOS Y ALCOHOLES, SA à Movialsa, en 2011. Pél = 5.9 MWe

Figure Figure Figure Figure 27272727 : Centrale gazéification de démonstration EQTEC: Centrale gazéification de démonstration EQTEC: Centrale gazéification de démonstration EQTEC: Centrale gazéification de démonstration EQTEC

rdtthththth : : : : 33.6%33.6%33.6%33.6% rdtélectrique brutélectrique brutélectrique brutélectrique brut : 30.2: 30.2: 30.2: 30.2 %%%% rdtglobalglobalglobalglobal : 63.8: 63.8: 63.8: 63.8 %%%%

Principe : L’unité de gazéification est composée de 4 réacteurs, chacun est alimenté avec de l’air préchauffé afin d’augmenter le rendement thermique. Un système d’épuration constitué d’un condensateur, d’un filtre à particules et à cendre est également présent. Il y a trois moteurs à gaz Jenbacher 620. Les moteurs sont turbo chargés et sont refroidis deux fois afin de maximiser leur rendement mécanique.

La bagasse résiduelle de la production d’alcool est gazéifiée dans une centrale cogénération. La vapeur et l’eau chaude produites sont utilisées par la distillerie. L’électricité est injectée au réseau (132KV). La vinasse (autre résidus) est récupérée dans un évaporateur à multi-étages utilisant la chaleur résiduelle issue des moteurs à gaz.

Avantages : technologie mise en place pour valoriser la bagasse donc pourrait donner des indications précises si on envisage cette technologie pour se valorisation en 2030.

Inconvénients : installation automatique � peu de d’emplois crées au sein même de la filière énergie.

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(3) RENUGAS Carbona & andritz Développé par IGT (Institut of Gas Technology) à Ch icago, Illinois Contact en Finlande à Helsinki/ TEL : +358954071550 / email : cb.hkiarbona.fi

Type de réacteur : gazéification pressurisé directe à lit fluidisé stationnaire

Agent oxydant : air et vapeur ou oxygène et vapeur

Produits traités : granulés ou plaquettes de bois Caractéristiques combustible : Hpellet = 9.5 et Hplaquettes >30 %

Capacité calorique du gaz : 4-5 MJ/Nm »

Caractéristiques du syngasxxxvi : CO2 = 13-17% H2 = 9-12% CO = 6-7% H2O = 40% CH4 = 6-8% N2= 15-24%

Capacité de production possible : 12.5 MWe


Réalisations : Centrale chez Skive au Danemark Pnominale électrique = 5.5 MWél et Pnominale thermique =

41 MWth, opérationnelle en 2009xxxvii . Discussion intégration îlot de co génération chez un fabricant de Madras basé à Andhra Pradesh en Inde (Pnominale électrique = 12.5 MWél).

rdtélectrique brutélectrique brutélectrique brutélectrique brut : 37: 37: 37: 37 %%%%

Figure Figure Figure Figure 28282828 : Schéma gazéification RENUGAS (Source: Schéma gazéification RENUGAS (Source: Schéma gazéification RENUGAS (Source: Schéma gazéification RENUGAS (Source : : : : (E4tech & NNFCC 2009)(E4tech & NNFCC 2009)(E4tech & NNFCC 2009)(E4tech & NNFCC 2009)))))

Principe : La biomasse entre dans le réacteur de gazéification à l’aide d’une vis d’alimentation. Le lit est constitué de dolomite. L’air est soufflé avec une vitesse assez importante afin de fluidiser le lit de dolomite. La cendre est évacuée du réacteur de gazéification par le bas et le gaz sort en haut. Il passe ensuite par un cyclone afin d’éliminer toutes les particules. Ces particules sont récupérées et retournent dans le lit de matériau. Avant d’arriver dans les moteurs afin de produire de l’électricité, le gaz est refroidi et passe par un filtre afin d’en éliminer toutes les poussières puis il est lavé à l’eau et atteint alors une température de30°C. La chaleur récupérée ici est aussi utilisée pour fournir de la chaleur à la ville. Le gaz doit atteindre une H de 80% avant d’être injecté dans les moteurs à gaz.

Avantage : Expérience (cette technologie existe depuis 1991)

Inconvénients : Peu de réalisations à l’échelle industrielle

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Lit circulant

(4) Lurgi puis Carbona xxxviii Type de réacteur : gazogène atmosphérique à lit fluidisé, Couplage cycle combiné IGCC

Agent oxydant : air

Produits traités : Bois de rebut, déchets olive et raisin Caractéristiques combustible :

Capacité calorique du gaz : 4-5MJ/Nm » (Carbona)


Capacité de production possible : 12 MWe


Réalisations : Projet IGCC Energy Farm, à Pise. En sortie du gazogène le gaz passe par une turbine à gaz de 10.9 MWe conçue pour brûler un gaz à faible PCI et ensuite par une turbine à vapeur condensée de 5 MWél (PPPPnominale thermique = nominale thermique = nominale thermique = nominale thermique = 41 MW41 MW41 MW41 MWthththth ; P; P; P; Pnominale électrique nominale électrique nominale électrique nominale électrique = 12= 12= 12= 12 MWMWMWMWélélélél)))). Ce projet a été annulé en 2003.

(5) TPS BIGCC xxxix Développé à Studsvik en Suède, TEL : +46155221300/e mail : [email protected] Website: www.tps.se

Type de réacteur : gazogène à vapeur à lit fluidisé, Couplage cycle combiné

Agent oxydant : air

Produits traités : Saule, Peuplier, Bagasse

Caractéristiques combustible : H= 10-15%

Capacité calorique du gaz : 5-7 MJ/Nm » (Carbona)




Réalisations : Projet ARBRE dans le Yorkshire (UK) (PPPPnominale électrique nominale électrique nominale électrique nominale électrique ==== 8888 MWMWMWMWélélélél))))

rdt globalglobalglobalglobal : 30.5 %. : 30.5 %. : 30.5 %. : 30.5 %. En proie à des problèmes techniques et de gestion, l’usine fait faillite en 2002. Après seulement 8 jours de production électrique.

Un projet au Brésil avait pour but de produire de l’électricité à partir de bagasse de cannes à sucre dans une nouvelle centrale à gazéification de 30303030 MWMWMWMWélélélél, ainsi que de tester l’intégration d’une centrale gazéification de 32323232 MWMWMWMWél él él él à une usine productrice de sucre. Suite à la fermeture de l’usine TPS aux Royaumes Unis, le projet prévu au Brésil a été abandonné....

Principe : Gazéification IGCC (en sortie du gazogène le gaz passe par une turbine à gaz conçue pour brûler un gaz à faible PCI et ensuite par une turbine à vapeur condensée). De plus le réacteur de gazéification est couplé directement à système de craquage de goudrons afin d’éliminer les goudrons.

Avantages : La technologie TPS a une grande flexibilité au niveau de la biomasse utilisée et la mise en place d’un procédé grande échelle est possible

Inconvénients : Les deux projets industriels devant utiliser cette technologie ont été abandonnés.

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Lit dense

(6) Biosyn (Enerkem Tech.Inc./Biothermica) xl Base à Sherbrooke au Québec/TEL : (819)569-8411/ema il : [email protected] Web site : www.enerkem.com

Type de réacteur : Gazogène à lit fluidisé dense

Agent oxydant : air enrichi en oxygène

Produits traités : Biomasse, OM, déchets industriels (plastiques, rebus, …).

Caractéristiques combustible : D<5cm et H=15-20%

Capacité calorique du gaz :




Réalisations : Énerkem a mis en place en 2001 (PPPPélectrique électrique électrique électrique 7 MW7 MW7 MW7 MWélélélél), une usine utilisant des résidus non recyclables riches en plastique. Le gaz est ensuite valorisé en électricité via des moteurs développés par Jenbacher. Une usine Enerkem peut produire environ 16161616 MWMWMWMWélélélél /anananan.

La compagnie travaille présentement sur un projet de développement visant la production d’électricité renouvelable. L’usine produira l’électricité pour alimenter environ 10 000 foyers/an.

Figure Figure Figure Figure 29292929 : Schéma gazéification Enerkem: Schéma gazéification Enerkem: Schéma gazéification Enerkem: Schéma gazéification Enerkemx l ix l ix l ix l i

Principe : L’alimentation du solide se fait dans le lit fluidisé habituellement composé de sable de silice et d’alumine. L’injection d’air enrichi à travers la grille provoque la mise en suspension du sable, favorisant ainsi les transferts de masse et de chaleur. La quantité d’air enrichi utilisée dépend de la composition du combustible et correspond à environs 30% de la quantité nécessaire pour l’oxydation totale et stœchiométrique.

Avantage :

Inconvénients

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Double lit

(7) FICFB REPOTEC Développé en Autriche, TEL : +431250454323, email : [email protected] Site web: www.bb-power.at

Type de réacteur : gazogène à vapeur à double-lits fluidisés circulants (FICFB) développé par l’université de technologie de Vienne et par REPOTEC Umwelttechnik GmbH.

Agent oxydant : vapeur

Produits traités : Plaquettes

Caractéristiques combustible : D>50mm et H<15%

Capacité calorique du gaz : 12 MJ/Nm3 (à la vapeur d’eau)



Heures de fonctionnement : 32 700 h (le moteur à gaz à 28 400h)

Réalisations : CFB REPOTEC à Güssing (Autriche) en 2001. (PPPPnominale thermique = nominale thermique = nominale thermique = nominale thermique = 4.5 MW4.5 MW4.5 MW4.5 MWthththth ; P; P; P; Pnominale nominale nominale nominale

électrique = électrique = électrique = électrique = 2222 MWMWMWMWélélélél) ) ) ) et centrales de même puissance à Ulm (DE) et à Oberwart (AT)

Figure Figure Figure Figure 30303030 : : : : Schéma simplifié du processus de gazéification à vapeur de CFB à GüssingSchéma simplifié du processus de gazéification à vapeur de CFB à GüssingSchéma simplifié du processus de gazéification à vapeur de CFB à GüssingSchéma simplifié du processus de gazéification à vapeur de CFB à Güssingx l i ix l i ix l i ix l i i

rdt refroidissement gaz refroidissement gaz refroidissement gaz refroidissement gaz : 71.4 %: 71.4 %: 71.4 %: 71.4 % rdt électrique brut électrique brut électrique brut électrique brut : 25.6 %: 25.6 %: 25.6 %: 25.6 % rdt thermiquethermiquethermiquethermique : 50.9 %: 50.9 %: 50.9 %: 50.9 %

Principe : La biomasse est gazéifiée dans un réacteur à lit fluidisé double (vapeur/air). Le gaz produit est refroidi et nettoyé par un système d’épuration en deux étapes. La température du gaz produit est ensuite réduite à 50 °C dans l’épurateur. Puis le gaz est introduit dans un moteur à gaz d’une capacité nominale électrique de 2000 kW pour produire de la chaleur et de l’électricité.

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Figure Figure Figure Figure 31313131 : Répartition des coûts de la centrale de Güssing: Répartition des coûts de la centrale de Güssing: Répartition des coûts de la centrale de Güssing: Répartition des coûts de la centrale de Güssing

Une amélioration du rendement du gaz refroidi est prévue : intégration d’un séchoir (de biomasse). Ainsi qu’une intégration qu’un processus ORC (Cycle de Rankine) pour augmenter le rendement électrique brut.

La chaleur résiduelle dans les refroidisseurs du gaz de production, du gaz de combustion et du moteur à gaz serait transférée dans l’unité d’ORC à l’aide d’un cycle d’huile thermique. Ces mesures devraient augmenter le rendement électrique brut jusqu’à environs 32.2 %. Ce système modifié est applicable dans les usines de cogénération de chaleur et d’électricité d’une puissance nominale électrique de plus de 2.5 MW.

Avantages : Cette technologie a déjà atteint un haut niveau de développement et approche actuellement l’étape de mise sur le marché. Un autre avantage est qu’un fonctionnement sans avoir de résidus est possible. Enfin Cette technologie est reconnue comme étant adaptée à la gazéification de biomasse. Ces différentes unités sont robustes. Elle allie un rendement de gazéification élevé à bon contrôle de procédé et elle est adaptée à des applications à grande échelle.xliii

Inconvénients : Le point faible est la complexité de la technologie (le coût d’investissement spécifique est élevé) et des coûts d’exploitation élevés.

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(8) Foster Wheeler Développé en Finlande, direction Basée en Suisse à Genève, TEL : +358 103937257, email : timo.anttikoskiw.fin.fwc.com

(a(a(a(a))))Type Réacteur : gazogène atmosphérique à lit fluidisé Agent oxydant : air ou vapeur et oxygène Produits traités : Sciure, Résidus de bois, Résidus de bois sec provenant des industries Caractéristiques du combustible : H=20-60% Capacité calorique du gaz : 2-3.5 MJ/Nm3

Caractéristiques du syngas : CO2 = 12.9% H

2 = 5.9% CO = 4.6% H

2O =33 % CH

4 = 3.4% N

2= 40.2%xliv


Heures de fonctionnement : Réalisations: Electrabel, Ruien, en Belgique, en fonctionnement depuis 2002. PPPPnominale électrique nominale électrique nominale électrique nominale électrique = 8 = 8 = 8 = 8 à 30 MWà 30 MWà 30 MWà 30 MWélélélél .Type de biomasse utilisée en 2009 était la plaquette de bois et la puissance produite était de 22 MW.xlvLa centrale Kymijärvi produit 167 MW167 MW167 MW167 MWélélélél et fournie 240 MWth au réseau de chaleur de la ville de Lahti en Finlande. A partir de bois issu de démolition, de chemin de fer, de pneus, de plastique, de traverses, d’écorce, de résidus forestiers, et de sciures… Elle fonctionne 7000 heures /an. o électriqueo électriqueo électriqueo électrique : : : : 35 %

FigFigFigFigure ure ure ure 32323232 : Schéma du procédé FW atmosphérique: Schéma du procédé FW atmosphérique: Schéma du procédé FW atmosphérique: Schéma du procédé FW atmosphériquex l v ix l v ix l v ix l v i

(b) (b) (b) (b) Type Réacteur : gazogène haute pression à lit fluidisé à cycle combiné IGCC Agent oxydant : vapeur et oxygène Produits traités : plaquettes et sciure, paille, écorce Caractéristiques du combustible : Capacité calorique du gaz : 5.3-6.3 MJ/Nm3

Caractéristiques du syngas : CO2 = 14.4-17.5% H2 = 9.5-12% CO = 16-19% CH4 = 5.8-7.5% N2= 48-52% Capacité de production possible : 2 MWe

Heures de fonctionnement : >3600 h (Vänarmo) Réalisations: Centrale Värnamo développée par Sydkraft et foster wheeler, et complété en 1997. PPPPnominale thermique nominale thermique nominale thermique nominale thermique = 9 MW= 9 MW= 9 MW= 9 MWth ;th ;th ;th ; PPPPnominale électrique nominale électrique nominale électrique nominale électrique = 6 MW= 6 MW= 6 MW= 6 MWélélélél. Elle a été arrêtée en 1999 pour des raisons financières mais va redémarrer prochainement dans le cadre d'un nouveau programme de recherche. Le cycle combiné (installation de type IGCC) est une turbine à gaz de 4.24.24.24.2 MWMWMWMWél él él él suivie d’une turbine à vapeur de 1.81.81.81.8 MWMWMWMWél él él él ce qui permet d’améliorer le rendement électrique. La puissance thermique quant à elle est récupérée dans les fumées. Avantages : Expérience (cette technologie existe depuis 1996) et application à grande échelle possible (Lahti) Inconvénients : la première unité développée a du être arrêtée en 1999. (3 ans après sa mise en place)

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Procédés de gazéification étagés

Lit entraîné

(9) Carbo-V® (Choren) Développé à Frieberg en Allemagne/TEL : +49 3731 26 62-0/email : [email protected] Site web : www.choren.com

Type Réacteur : gazogène à lit entraîné à air ou oxygène. Couplage gazéification haute température et basse température.

Agent oxydant : air ou oxygène

Produits traités : large gamme possible

Caractéristiques combustible : H<15% et D<50mm


Caractéristiques du syngas : (avec air) CO2 = 10.6% H2 = 20.5% CO = 20.2% CH4 = 0.0% N2= 41.5%xlvii

Capacités de production possible: PPPPPCI PCI PCI PCI = 160 MW= 160 MW= 160 MW= 160 MWth ;th ;th ;th ; PPPPnominale électrique nominale électrique nominale électrique nominale électrique = 50 MW= 50 MW= 50 MW= 50 MWélélélél.

Heures de fonctionnement : 5000 h

Réalisations: Une installation pilote o de 1 MWth a été construite en 1998 sur le site de SAXONIA Industrial pour permettre la vérification technologique du procédé Carbo-V

Figure Figure Figure Figure 33333333 : schéma de fonctionnement de l'installation Choren: schéma de fonctionnement de l'installation Choren: schéma de fonctionnement de l'installation Choren: schéma de fonctionnement de l'installation Chorenx l v i i ix l v i i ix l v i i ix l v i i i

rdt refroidissement refroidissement refroidissement refroidissement gazgazgazgaz : 80 % : 80 % : 80 % : 80 % rdt électrique brutélectrique brutélectrique brutélectrique brut : 35 %: 35 %: 35 %: 35 %

Principe : Ce procédé permet d’obtenir un gaz libre de goudrons sans aucun prétraitement catalytique et avec un bon résultat comparé à la technologie courante. Il est composé d’un réacteur à lit fixe où ont lieu le séchage, la carbonisation à basse température, la gazéification et la combustion des cokes résiduelles. Les matières à traiter sont décomposées par oxydation partielle avec une température de 400-500°C, ce qui produit des composants volatils qui sont gazéifiés dans un deuxième réacteur à 1200-1600°C.

Avantages : Une large gamme de combustible possible, un gaz de haute qualité avec une faible teneur en goudron et une teneur en méthane <0,5% (à 5 bar). L'utilisation complète du matériau de charge. De faibles émissions. Conversion de la cendre en granulés solide utilisables pour la construction. De plus, ce procédé a été breveté dans le monde entier.

Inconvénients : pas encore de retour sur le nombre d’heures de fonctionnement mais d’ici 2030, si l’usine est toujours en fonctionnement, la fiabilité sera largement prouvée.

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Annexe 7 : Gazéification Biocarburants

Etat de l’art de la gazéification BTL

Gazéification lit fluidisé Lit circulant

(10) Foster Wheeler Contact média Maureen Bingert/ TEL : 908730444/emai l : [email protected] Contact investisseurs ou autres Scott Lamb/ TEL : 9 087304155/email : [email protected]

Figure Figure Figure Figure 34343434:Usine de démonstration NSE Oy:Usine de démonstration NSE Oy:Usine de démonstration NSE Oy:Usine de démonstration NSE Oy

(b)(b)(b)(b) Type Réacteur : gazogène à lit fluidisé pressurisé IGCC

Agent oxydant : vapeur et oxygène

Produits traités : plaquettes, sciures, paille et écorce

Caractéristiques du combustible :

Capacité calorique du gaz : 5.3-6.3 MJ/Nm3

Caractéristiques du syngas : CO2 = 14.4-17.5% H2 = 9.5-12% CO = 16-19% CH4 = 5.8-7.5% N2= 48-52%

Capacité de production possible :


Réalisations: usine NSE Biofuels Oy de démonstration, a été inaugurée sur le site de la scierie Stora Enso à Varkaus (FIN), en juin 2009. En partenariat avec VTT.

Principe : Un gaz de synthèse qui est ensuite injecté dans un réacteur Fisher-Tropsch. Pour produire la matière première qui sera utilisée dans la production de diesel.xlix

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Gazéification entraînée

(11) PRENFLOTM (Uhde GmbH) l Contact Julien Rousseau chez Sofiproteol : email : [email protected]

Type Réacteur : gazogène à lit entraîné pressurisé

Agent oxydant : vapeur et oxygène

Produits traités : large gamme

Caractéristiques combustible :

Capacité calorique du gaz : 10.16 MJ/Nm3


Capacité de production possible : 300300300300 000 L000 L000 L000 LBTLBTLBTLBTL/an/an/an/an


Réalisations: projet BioTFuel est porté par un consortium réunit autour de SOFIPROTEOL, le CEA, l’IFP, Axens, Total et un partenaire gazéification. Il ambitionne de mettre au point une licence de procédés pour une valorisation par voie thermochimique de biomasse d’origine ligno-cellulosique et de charges fossiles pour l’obtention de biocarburant de type biogazole et biokérozène. La première phase du projet se déroulera courant 2012, à Compiègne en France. Centrale charbon à Puertollano en Espagne.

Principe : Le procédé prendra en compte l’ensemble de la chaîne de gazéification de la biomasse: préparation et trituration de la biomasse, torréfaction, gazéification, train d’épuration des gaz, synthèse Fisher Tropsch (FT). Le démonstrateur est réalisé à une échelle très éloignée d’une infrastructure industrielle mais devrait permettre de lever les verrous technologiques afin de développer des licences pour des unités de production plus importantes.

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Gazéification étagée Lit entraîné

(12) Carbo-V® (Choren) li développé à Frieberg en Allemagne/TEL : +49 3731 26 620/email :

[email protected] -Site web : www.choren.com Type Réacteur : gazogène à lit entraîné à air ou oxygène. Couplage gazéification haute température et basse température.

Procédé FT : SMDS (Shell Middle Distillate Synthesis)

Agent oxydant : air ou oxygène

Produits traités : large gamme possible

Caractéristiques combustible : H<15% et D<50mm


Caractéristiques du syngas : (avec air) CO2 = 10.6% H2 = 20.5% CO = 20.2% CH4 = 0.0% N2= 41.5%lii

Capacités de production possible: PPPPPCIPCIPCIPCI = 45 MW= 45 MW= 45 MW= 45 MWth ;th ;th ;th ; capacité nominale : 18 millions de Lcarburant. La capacité nominale de la centrale représente la consommation annuelle d’environs 15 000 voitures. Pour produire une telle quantité de carburant, l’input est de 65 000 t/an de matière ligneuse sèche, avec un débit de 9 t/h.

rdtcarburantcarburantcarburantcarburant =50%=50%=50%=50%


Réalisations: Le groupe a mis en exploitation une centrale en 2010. Basée sur une moyenne des o agricoles d'env. 16 tonnes par an, la production annuelle BTL de 4.000 litres par ha est possible. Une autre installation gérée par le CEA a été mis en place en France aux alentours de Bure à Saudron. L'usine utilisera 75000 tonnes de résidus issus de travaux forestiers et agricoles pour produire ~ 23000 tonnes / an de biocarburants (diesel, kérosène et naphta). De l'hydrogène sera ajouté au cours la phase de synthèse afin d'optimiser le ratio avec le monoxyde de carbone.

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Etat de l’art de la gazéification Biométhanol/éthanol et BioDME

Gazéification fluidisée Lit dense

(13) Enerkem Base à Sherbrooke au Québec/TEL : (819)569-8411/ema il : [email protected] Web site : www.enerkem.com

Type Réacteur : gazogène à lit fluidisé

Agent oxydant : air enrichi en oxygène

Produits traités : Biomasse, OM, déchets industriels

Caractéristiques combustible : D<5cm et H=15-20%



Capacités de production possible: 36 millions de Lméthanol/10 millions de gallonsliii

Figure Figure Figure Figure 35353535 : Schéma technologie Enerkem de production d'éthanol: Schéma technologie Enerkem de production d'éthanol: Schéma technologie Enerkem de production d'éthanol: Schéma technologie Enerkem de production d'éthanol


Réalisation : Usine pilote à Sherbrooke en 2003.Usine pilote à Sherbrooke en 2003.Usine pilote à Sherbrooke en 2003.Usine pilote à Sherbrooke en 2003. Centrale à Westbury (Ca)Centrale à Westbury (Ca)Centrale à Westbury (Ca)Centrale à Westbury (Ca) début production syngas en 2009. Bientôt production méthanol/éthanol. Projet à Edmonton (Ca).Projet à Edmonton (Ca).Projet à Edmonton (Ca).Projet à Edmonton (Ca). En 2012 Production éthanol/méthanol. Projet à Pontotoc (USA). Projet à Pontotoc (USA). Projet à Pontotoc (USA). Projet à Pontotoc (USA). En 2013. Production de méthanol/éthanol.liv

Principe : Le processus de conversion des matières résiduelles non recyclables en biocarburants de deuxième génération est possible car le procédé de conditionnement du gaz synthétique d’Enerkem est très élaboré. Il permet de produire un gaz synthétique apte à être converti en produits à valeur ajoutée en utilisant des catalyseurs reconnus avec des températures et des pressions adéquates.

Avantage : Enerkem est le résultat de plusieurs années de recherche et a été mise à l’essai dans une usine pilote depuis 2003.

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Gazéification étagée Lit dense

(14) Chemrec lv Basé à Pitea en Suède, TEL : +46911232050, email : [email protected]

Type Réacteur : Gazéification lit dense sous pression

Agent oxydant : oxygène

Produits traités : résidus forestiers




Capacités de production possible: 1460 tDME/an

Heures de fonctionnement : 11 500 h (décembre 2009)

Réalisation : L’unité de gazéification a été commandée par la bio raffinerie Domsjö et développée par l'institut de recherche ETC. En partenariat avec Volvo, Preem, Total, Haldor Topsoe et Delphie. Le fonctionnement de l'usine et les activités de développement font partie du vaste programme de recherche BLG multi parties II. L'usine a été étendue avec une usine de production de DME en Juillet 2010. Le résultat final de ce projet de démonstration est la production de DME à partir de liqueur noire par l’intermédiaire d’un gaz de synthèse propre avec une étape finale de carburant de synthèse. Afin de vérifier les normes techniques, les possibilités commerciales et les compatibilités avec les moteurs, BioDME sera testé dans un parc de 14 camions Volvo.

II II II II ---- 6666

Figure Figure Figure Figure 36363636 : Volvo BioDME truck (Source:: Volvo BioDME truck (Source:: Volvo BioDME truck (Source:: Volvo BioDME truck (Source: (Chemrec 2008b)(Chemrec 2008b)(Chemrec 2008b)(Chemrec 2008b)))))

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Etat de l’art gazéification Méthanation

Gazéification fluidisée Lit circulant

(15) CFB REPOTEC lvi Développé en Autriche, TEL : +431250454323, email : [email protected] Site web: www.bb-power.at

Type de réacteur : gazogène à vapeur à double-lits fluidisés circulants (FICFB) développé par l’université de technologie de Vienne et par REPOTEC Umwelttechnik GmbH.

Agent oxydant : vapeur

Produits traités : plaquettes à partir de résidus d’exploitation forestière

Caractéristiques combustible : D>50mm et H<15%

Capacité calorique du gaz : 12 MJ/Nm » (avec vapeur)

Caractéristiques du syngas : : : :

Capacités de production possible: 20 MW20 MW20 MW20 MW en biométhane

rdtCH4CH4CH4CH4 =65=65=65=65%%%% AttentionAttentionAttentionAttention :::: Pour atteindre ce rendement il faut des réacteurs de conversion, ce qui augmente à la fois la complexité et le coût (achat et exploitation) de l'ensemble. En effet, pour atteindre les 65% de CH4, il faut convertir tout le CO et le CO2 en CH4 par attaque de H2 et nettoyer le gaz afin de ne laisser que les parties énergétiques (Cf. Figure 37) Au niveau bilan énergétique global, il faudra vérifier si cette solution est vraiment intéressante, 65% un maximum. Un rendement de 50% serait certainement plus viable.

Heures de fonctionnement : 32 700 h

Réalisations : projet GoBiGas de biométhane à Göteborg (S) approuvé par la Commission Européenne. Ce projet est mené conjointement par l'entreprise énergétique suédoise Göteborg Energi ("Goteborgenergi") et l'entreprise allemande de gestion de projets E.On. L'objectif d'ici à 2020 est de fournir l'équivalent de 30% de la production actuelle de Göteborg Energi (cela représente la consommation moyenne de 75.000 voitures). Les premiers résultats de production issus du PDU (Process Development Unit) sont apparus en avril et juin 2009.

Figure Figure Figure Figure 37373737 : Schéma du PDU de production de composés dérivés du syngas (bio: Schéma du PDU de production de composés dérivés du syngas (bio: Schéma du PDU de production de composés dérivés du syngas (bio: Schéma du PDU de production de composés dérivés du syngas (bio----SNG) à GüssingSNG) à GüssingSNG) à GüssingSNG) à Güssingl v i il v i il v i il v i i

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Dernier projet en date de production de biocarburant à partir biomasse gazéifiée

Gazéification entraînée

(16) Lurgi(Air Liquide) lviii Basé à Frankfort, TEL : +49 (0)69 5808 – 0, e-mail: [email protected]

Lit entraîné

Type de réacteur : Pyrolyse flash suivi d’un réacteur de gazéification à lit entraîné

Agent oxydant : oxygène et/ou vapeur

Produits traités : paille, son, déchets végétaux et bois




Capacités de production possible:


Réalisation : Un processus en deux étapes pour la conversion de la biomasse en combustible de synthèse est en cours d'élaboration (2011) sous acronyme "Bioliq", est financé par le Ministère fédéral allemand de l’Alimentation, de l’Agriculture et de le Protection des consommateurs. La première phase a été développée par le KIT (Institut technologique de Karlsruhe) en Allemagne en 2007. Aujourd’hui, le projet en est au démarrage de la construction de l’installation gazéification (étape gaz de synthèse) reprise par Lurgi. C’est un projet pilote.

Principe : La biomasse subi d’abord une pyrolyse flash et les produits (Synfuel) de cette réaction sont envoyés vers une grosse usine où ils sont gazéifiés. Le gaz de synthèse nettoyé subi une synthèse catalysée et sélective pour former des produits chimiques organiques ou des carburants de synthèse tels que l'hydrogène, le méthane, le méthanol ou le diesel Fischer-Tropsch qui sont des produits de technologies connues les grandes usines commerciales de gazéification de charbon et de gaz naturel.

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Annexe 8 : Autre débouché de la gazéification : la pile à combustible

La production d'hydrogène en vue d'une utilisation dans une pile à combustible (PAC) est devenue un enjeu majeur de la gazéification. La problématique actuelle concernant les PAC réside dans le moyen de production du combustible (en général de l'hydrogène). Jusqu'à présent, l'hydrogène était obtenu par reformage du gaz naturel à la vapeur d'eau, un procédé coûteux, aussi bien d'un point de vue économique qu'énergétique. Le gaz de synthèse issu de la gazéification, riche en hydrogène, constitue un nouveau combustible intéressant pour les PAC.

Une PAC permet la production d'électricité à partir de la réaction inverse de l’électrolyse de l'eau à l'intérieur de modules formés d'une anode, une cathode et un électrolyte (Figure 38). La réaction étant fortement exothermique, la production d'électricité s'accompagne d'une production de chaleur.

Figure Figure Figure Figure 38383838 : Principe de fonctionnement d'une pile à combustible à électrolyte acide: Principe de fonctionnement d'une pile à combustible à électrolyte acide: Principe de fonctionnement d'une pile à combustible à électrolyte acide: Principe de fonctionnement d'une pile à combustible à électrolyte acide (MERMOUD 2006)(MERMOUD 2006)(MERMOUD 2006)(MERMOUD 2006)

La pile à combustible offre de meilleurs rendements que les moteurs ou les turbines à gaz, car la production d'électricité n'étant pas issue d'une réaction de combustion, le rendement n'est pas limité par le rendement de Carnot. On peut atteindre des rendements électriques de 60% en utilisant comme combustible de l'hydrogène pur, ce qui représente un rendement électrique quasiment deux fois plus élevé que celui des moteurs ou des turbines à gaz, d'où l'intérêt grandissant que connaissent les piles à combustible. D'autre part, une pile étant constituée d'un empilement de modules ("stacks"), elle a l'avantage de ne souffrir d'aucun effet de taille sur les rendements : les installations de petite taille s'en trouvent donc favorisées. De plus, la pile à combustible ne provoque pas de rejets polluants (ni dioxyde de carbone, ni oxydes d'azote) car elle n'est pas basée sur une réaction de combustion.

De nombreux types de piles existent à l'heure actuelle, la plus éprouvée étant la pile à acide phosphorique (PAFC). Cependant, le monoxyde de carbone étant un poison pour un grand nombre de piles, les études de couplage de gazéifieurs avec une PAC s'orientent plutôt vers la pile à oxydes solides (SOFC), pour laquelle le monoxyde de carbone présent dans le gaz de synthèse est également un combustible.

Dans les cinq dernières années, de nombreux projets de recherche avec pour objectif le couplage d'un gazogène avec une PAC ont vu le jour. Cependant, le problème essentiel est le

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manque de maturité de chacune des deux technologies. La technologie SOFC est beaucoup moins éprouvée que la pile PAFC, qui a été plus largement développée jusqu'à maintenant.

Du côté des procédés de gazéification, on éprouve encore des difficultés à produire un gaz de suffisamment bonne qualité en termes de concentration en hydrogène. (MERMOUD 2006)

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NOTES

i Source : (Lejoyeux et al. 2010)

ii Source : (Observatoire Energie Réunion 2011) iii Source : (Observatoire Energie Réunion 2011)

iv STARTER (Stratégie d’Autosuffisance énergétique pour la Relance et la Transition Energétique à La Réunion) est le nom donné à la stratégie de la région pour atteindre les objectifs du PRERURE à savoir l’autosuffisance énergétique et l’utilisation rationnelle d’EnR.

Quant au BPPI (Bilan Prévisionnel Pluriannuel Investissements en production électrique), il est établi par la direction des systèmes énergétiques insulaires d’EDF, en se référant à l’article 6 de la loi relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité du 10 février 2000 et au décret du 20 septembre 2006 en tenant compte des spécificités de l’île de la Réunion. v Source : (Rasul et al. 1999)

vi Humidité sur masse brute (masse totale, eau comprise) vii FSC = Forestry Stewardship Council, c’est une certification qui permet d’assurer aux consommateurs que le produit qu’ils achètent est issu d’une forêt bien gérée du point de vue social, environnemental et économique.

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vii Source : (Norris 2005) viii Source : (Deglise 2004) et (ADEME 2010)

ix Valeur moyenne x Source: (DGEMP & ADEME s. d.) xi Volume foisonné = volume x 4 pour prendre en compte l’effet morcellement

xii Source : www.valoris-environnement.fr xiii Source : (DGO4 2011), (Längle 2011) xiv PC 800 evp : Porte conteneurs 800 équivalent vingt pieds

xv tpl = port en lourd = capacité réelle du navire xvi Source : (CRE 2009)

xvii La charge utile est la capacité maximale de chargement d’un véhicule transporteur

xviii 1. Source : (CRE 2009) 2. On tient seulement compte du CO2 et on néglige la contribution des autres gaz tels que le méthane ou l’oxyde de diazote.

xix Source : (Colin & Mazzeo 2011) xx Source : (ERC South Africa 2009)

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xxi Source : (Gautret & Pole Techno ARER 2011)

xxii Source : arrêté du 20 novembre 2009 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite à partir de biomasse issue de la canne à sucre par des producteurs bénéficiant de l’obligation d’achat dans les départements d’outre-mer et à Mayotte

xxiii Source : arrêté du 20 novembre 2009 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite à partir de biomasse issue de la canne à sucre par des producteurs bénéficiant de l’obligation d’achat dans les départements d’outre-mer et à Mayotte

xxiv Source : (Conseil régional Réunion 2009)

xxv Source : (XYLOWATT 2010)

xxvi Source : (MERMOUD 2006) xxvii Source : (Lettner et al. 2007) xxviii Source : (Valbiom 2004)

xxix Source : (Fromentin et al. 2000) xxx Source : (Rasul et al. 1999)

xxxi Sélectivité : C'est le pourcentage de gaz qui peut être effectivement converti en biodiesel (ou autre produit visé). xxxii Source : (E4tech et NNFCC, 2009)

xxxiii Source : (Obernberger et al. 2003) xxxiv L’humidité est déterminée à partir de la masse totale, eau comprise. D = Calibre

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xxxv % volumique sur sec xxxvi Source : (Trenka et al. 1991) xxxvii Source : (E4tech & NNFCC 2009)

xxxviii Source : (Barbucci & De Lange 1997), (Shusheng & Jingge 2007) xxxix Source : (BNDES & CGEE 2008), (Fromentin et al. 2000), (Lindegaard 2005), (Waldheim 2005) xl Source : (ENERKEM 2010)

xli Source : (ANTONINI & HAZI 2004) xlii Source : (Obernberger & Thek 2008) xliii Source : (Fromentin et al. 2000)

xliv % par volume xlv Source : (Palonen et al. 2006) xlvi Source : (ANTONINI & HAZI 2004)

xlvii % volume xlviii Source : (Choren 2010a) xlix Source : (IFP 2010), (Foster Wheeler 2010)

lSource : (ADEME 2009) (IFP 2010)

- 113 -

li Source : (Choren 2010b), (IFP 2010) lii % volume liii Gallons = Mesure anglaise de capacité pour les liquides de 4.54L. Mesure de capacité aux Etats Unis équivalent à 3.78L ; liv Source : (ENERKEM 2010)

lv Source : (Bioénergie promotion 2011) lvi Source : (King 2011) lvii Source : (Ahrenfeldt et al. 2011)

lviii Source : (Henrich 2007), (IFP 2010)

développement à court et moyen terme de la filière ... · ii-4.2 contraintes de dimensionnement...

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