rapport sur les options de cogeneration par biomasse

Rapport sur les options | 1

Rapport sur les options de cogénération par biomasse

Basé sur l’expérience opérationnelle de

L’Installation de recherche et de démonstration en bioénergie

Située àL’Université de la Colombie-Britannique (Point Grey – Vancouver)

Septembre 2014

Traduction : Pierre Turmel | Rédaction: Julie Sedger

Rapport sur les options | i

RemerciementsL’Université de la Colombie-Britannique (UBC) tient à remercier la contribution financière de Diversification de l’économie de l’Ouest Canada pour la construction de l’Installation de recherche et de démonstration en bioénergie (IRDB).

L’UBC reconnaît, en outre, la contribution financière accordée à l’IRDB par les principaux bailleurs de fonds suivants :

• Ressources naturelles Canada

• Technologies du développement durable Canada

• BC Bioenergy Network

• Province de la Colombie-Britannique

• FP Innovations

• Conseil canadien du bois

• GE Canada

• Nexterra Systems Corp.

L’UBC reconnaît également la contribution au présent rapport du Centre for Innovation and Impact Investing (anciennement ISIS) de la Sauder School of Business, en particulier de Neil Thomson, Chris Kantowicz et James Tansey, employés du Centre.

Objet du rapportLe présent rapport vise à présenter aux institutions, à l’industrie et aux collectivités les informations nécessaires pour déterminer s’il est faisable de recourir à la production combinée de chaleur et d’électricité (PCCE), compte tenu de leurs conditions particulières et de divers facteurs, dont le coût du combustible, les besoins en chaleur et en énergie, le coût de l’installation et de son fonctionnement, l’efficacité de la technologie, la disponibilité d’une biomasse ligneuse adaptée et la durée des investissements.

La publication et la distribution du présent rapport répondent à l’une des conditions de financement établies par Diversification de l’économie de l’Ouest Canada.

Rapport sur les options | ii

Table des matières 1.0 APERÇU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1

RENDEMENT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2

1.1 Rendement proposé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2

1.2 Rendement réel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

1.2.1 Tonnes d’équivalent CO2 déplacées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4

1.3 Suspension de la PCCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4

2.0 OPTIONS TECHNOLOGIQUES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4

2.1 Arguments économiques pour la PCCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4

2.2 Exemples d’application de la PCCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

2.2.1 Scénario 1 : Déplacement du gaz naturel, Colombie-Britannique, Canada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

2.2.2 Scénario 2 : Déplacement du diesel, Canada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6

2.2.3 Scénario 3 : Déplacement du combustible fossile, Caroline du Nord, États-Unis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6

2.2.4 Scénario 4 : Déplacement du combustible fossile, Royaume-Uni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6

2.2.5 Résultats selon l’emplacement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7

3.0 RECOMMANDATIONS ET CONCLUSIONS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7

3.1 Considérations générales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7

3.2 Considérations propres aux différentes applications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8

3.3 Risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8

3.4 Conclusion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

Liste des figures Figure 1 L’Installation de recherche et de démonstration en bioénergie (IRDB) est située à Vancouver à l’extrémité

sud-ouest de Point Grey, sur le campus de l’UBC dans la région métropolitaine de Vancouver. . . . . . . . . . .1

Figure 2 L’IRDB fonctionne selon deux modes : le mode thermique et le mode PCCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2

Liste des tableaux Tableau 1 En mode PCCE, l’IRDB est conçue pour produire 10 GJ d’énergie thermique et 1,96 MWh d’électricité . . 2

Tableau 2 La disponibilité et la production de gaz de synthèse de l’IRDB ont considérablement augmenté depuis juillet 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

Rapport sur les options | iii

SIGLES ET ACRONYMES

ADC Accord de déplacement de charge

CI Combustion interne

CO2 Dioxyde de carbone

CV Certificat vert

GES Gaz à effet de serre

GJ Gigajoule

GP Matières particulaires

IRDB Installation de recherche et de démonstration en bioénergie

kWh Kilowattheure

MMBtu Million d’unités thermiques britanniques

MWh Mégawattheure

NO Oxyde d’azote

PCCE Production combinée de chaleur et d’électricité

ROC Certificat d’obligation renouvelable (Royaume-Uni)

TMS Tonne de matière sèche

VAN Valeur actualisée nette

Liste des sigles et acronymes


1.0 AperçuLe présent rapport sur les options de cogénération de chaleur et d’électricité par la biomasse est basé sur l’expérience opérationnelle de l’Installation de recherche et de démonstration en bioénergie (IRDB) située sur le campus de Point Grey de l’Université de la Colombie-Britannique (figure 1). L’IRDB est devenue pleinement opérationnelle en octobre 2012 après deux années de conception, de construction et de mise en service, et c’est le premier projet de démonstration en Amérique du Nord d’un système de production combinée de chaleur et d’électricité (PCCE) avec moteur à combustion interne, à l’échelle collective, alimenté par de la biomasse ligneuse. L’installation utilise la technologie propriétaire de gazéification de biomasse ligneuse développée par Nexterra Systems Corp. (Nexterra) (http://www.nexterra.ca/files/corporate-profile.php) pour produire du gaz de synthèse, qui est ensuite utilisé pour produire de l’énergie thermique ou électrique. (Pour une description plus détaillée de la technologie et de l’installation, voir http://sustain.ubc.ca/research/signature-research-projects/bioenergy-research-and-demonstration-facility.)

Bioenergy Research

Demonstration Project

Figure 1. L’Installation de recherche et de démonstration en bioénergie (IRDB) est située à Vancouver à l’extrémité sud-ouest de Point Grey, sur le campus de l’UBC dans la région métropolitaine de Vancouver.


Rendement1.1 RENDEMENT PROPOSÉL’IRDB fonctionne selon deux modes : le mode thermique et le mode PCCE. En mode thermique, l’installation produit de l’énergie thermique sous forme de vapeur. En mode PCCE, l’installation produit à la fois de l’énergie électrique et thermique (figure 2).

Figure 2. L’IRDB fonctionne selon deux modes : le mode thermique et le mode PCCE.

La capacité nominale de production d’énergie de l’IRDB est résumée au tableau 1.

CAPACITÉ NOMINALE DE PRODUCTION D’ÉNERGIE

Mode de fonctionnement Énergie thermique Énergie électrique

Thermique1 20 000 lb/hr = 21 GJ = 5,8 MWh 0

PCCE 9 600 lb/hr = 10 GJ = 2,8 MWh 1,96 MWh (bruts)

Tableau 1. En mode PCCE, l’IRDB est conçue pour produire 10 GJ d’énergie thermique et 1,96 MWh d’électricité.

1 Trois systèmes dans l’IRDB produisent de l’énergie thermique : la chaudière, le circuit d’échappement du moteur et la chemise d’eau du moteur.

Mode de démonstration (production combinée de chaleur et d’électricité)

1. Séchoir de biomasse – « Assèche » la biomasse (p. ex., pouvant contenir jusqu’à 55 % d’humidité) à 20 % d’humidité.

2. Stockage du carburant – Les résidus ligneux sont livrés au poste de stockage puis acheminés vers le gazéificateur.

3. Technologie de gazéification – Le procédé de gazéification convertit les résidus de bois en gaz de synthèse propre et renouvelable.

4. Technologie de conditionnement du gaz de synthèse – Le gaz de synthèse est conditionné et valorisé pour répondre aux spécifications des carburants moteurs.

5. Moteur – Un moteur à combustion interne à haut rendement consomme du gaz de synthèse au lieu du gaz naturel pour produire de l’électricité et de la chaleur.

6. Chaleur et électricité – Le système produira 2 MWh d’électricité (4 % de la consommation maximale actuelle) et 9 600 lb/h de vapeur, soit 12 % de l’utilisation actuelle du campus).

Mode thermique

7. Chambre d’oxydation – Le gaz de synthèse est acheminé dans une chambre d’oxydation où il est brûlé, et les gaz de combustion produits sont dirigés vers une chaudière.

8. Chaudière – Les gaz de combustion chauds entrent dans la chaudière pour produire de la vapeur, pour la distribution de la chaleur sur le campus.

9. Filtre électrostatique – Les gaz de combustion sont nettoyés dans un filtre électrostatique qui retient pratiquement toutes les matières particulaires.

10. Énergie thermique – Le système produira 20 000 lb/h de vapeur, soit 25 % de l’utilisation actuelle du campus.

Modes de fonctionnement du système de production combinée de chaleur et d’électricité (PCCE)

1. Séchoir de biomasse

2. Stockage du combustible 3. Gazéificateur

4. Conditionnement du gaz de synthèse 5. Moteur 6. Chaleur et électricité

7. Chambre d’oxydation

8. Chaudière

9. Filtre électro-statique 10. Énergie thermique

Mode thermique

Craquage du goudron Filtre

Gaz de synthèse conditionnéGaz de synthèse

Gaz de synthèse

Électricité (1,96 MWh bruts)

Chaleur (9 600 lb/h de vapeur)

20 000 lb/h de vapeur


1.2 RENDEMENT RÉELLe rendement réel enregistré de l’IRDB est résumé au tableau 2.

RENDEMENT DE L’IRDB (juillet 2012 – septembre 2014)

Biomasse

(TMS)

Temps de fonctionnement de l’installation

(%)

Mode thermique (heures)

Production de vapeur

(GJ)

Mode PCCE

(heures)

Temps de fonctionnement

du moteur (heures)

Électricité produite (MWh)

AF 2012-2013

Tr2 juil.-sep. 1 671 55% 1 067 10 044 151 89 88

Tr3 oct.-déc. 2 024 69% 1 418 12 190 111 65 63

Tr4 jan.-mars 1 797 74% 1 627 18 632 0 0 0

Total 2012-2013

5 491 66% 4 112 40 866 262 154 151

AF 2013-2014

Tr1 avr.-juin 2 032 77% 1 542 23 005 144 69 54

Tr2 juil.-sep. 2 072 98% 2 166 23 511 0 0 0

Tr3 oct.-déc. 2 698 83% 1 836 31 304 0 0 0

Tr4 jan.-mars 2 588 87% 1 867 29 988 0 0 0

Total 2013-2014

9 390 86% 7 411 107 809 144 69 54

AF 2014-2015

Tr1 avr.-juin 1 579 71% 1 540 23 159 0 0 0

Tr2 juil.-sep. 1 827 88% 1 954 30 123 0 0 0

Total 2014-2015

3 406 80% 3 494 53 283 0 0 0

Grand total 18 287 78% 15 017 201 957 406 223 205

Tableau 2. La disponibilité et la production de gaz de synthèse de l’IRDB ont considérablement augmenté depuis juillet 2012.

Pendant la période d’exploitation du 1er avril au 30 juin 2014, l’installation a fourni 18 % de la vapeur totale du campus même si elle a été fermée pendant une partie du mois de mai pour l’entretien semi-annuel. En juin du même trimestre, l’installation a fourni 33 % des besoins en vapeur du campus – la plus forte contribution à la charge de chauffage de l’UBC à ce jour. Tout au long de cette période d’exploitation, les quantités mesurées de NOx et de matières particulaires (PM2,5) étaient conformes aux limites permises par Metro Vancouver (http://www.metrovancouver.org/boards/bylaws/Amending%20Bylaws/GVRD_Bylaw_1087_Consolidated.pdf).


1.2.1 TONNES D’ÉQUIVALENT CO2 DÉPLACÉES

Pour le campus de l’UBC à Point Grey, le facteur appliqué pour déterminer la quantité d’équivalent CO2 déplacée est de 0,0625 tonne de CO2 déplacée par GJ de vapeur d’eau fournie au réseau de chauffage par l’IRDB2. Ainsi, quelque 12 600 tonnes de CO2 ont été déplacées entre le 1er juillet 2012 et le 30 septembre 2014.

1.3 SUSPENSION DE LA PCCEAu cours de l’arrêt annuel prévu de deux semaines pour les travaux d’entretien en juin 2013, les inspections du système de conditionnement de gaz de synthèse propre ont révélé des fissures dans l’un des échangeurs de chaleur du système. Le mode de fonctionnement PCCE de l’installation a alors été suspendu et le demeurera jusqu’à ce que les questions techniques et financières soient résolues. L’objectif principal – démontrer le rendement de la PCCE utilisant le gaz de synthèse dérivé de biomasse – reste encore à démontrer. Les hypothèses au sujet des aspects financiers et du rendement présentées dans ce rapport pour la cogénération sont donc basées sur une expérience d’exploitation limitée et une capacité de production nominale.

2.0 Options technologiquesUn large éventail d’options technologiques s’offre aux collectivités et aux établissements qui envisagent de produire localement de l’énergie thermique ou électrique. En fin de compte, le choix de la technologie sera basé sur plusieurs facteurs : les aspects économiques (quel est le coût estimé de l’énergie produite et la valeur de l’énergie déplacée?), la licence sociale (les résidents du secteur acceptent-ils l’implantation et l’exploitation de la technologie? La collectivité ou l’établissement accorde-t-il une valeur monétaire à la durabilité et/ou à la réduction de la production de gaz à effet de serre [GES], et si oui, combien?), le risque opérationnel de la technologie (peut-elle fonctionner efficacement 24 heures sur 24, 7 jours sur 7?), et enfin le contexte opérationnel (a-t-on accès au combustible requis, et les opérateurs qualifiés et le soutien technique sont-ils facilement disponibles?).

2.1 ARGUMENTS ÉCONOMIQUES POUR LA PCCEPour déterminer les avantages financiers de la cogénération sur place, il faut comparer le coût de l’énergie électrique et thermique produite au coût de l’énergie générée par les combustibles de remplacement et les technologies de conversion connexes. Pour l’UBC, les autres sources étaient les suivantes :

• électricité achetée de BC Hydro;

• vapeur produite sur place par la combustion de gaz naturel, provenant de Fortis BC.

Les facteurs de coûts de la PCCE suivants ont été pris en compte :

• combustible sous forme de biomasse ligneuse;

• charge parasitaire;

• opérateurs;

• entretien;

• élimination des cendres produites;

• capital financier.

2 Ce facteur tient compte de l’efficacité de l’installation de production de vapeur alimentée au gaz naturel au campus de l’UBC à Point Grey.


Les revenus suivants associés à la PCCE ont été pris en compte :

• production d’électricité sur place3 ;

• évitement de coût associé aux GES produits par l’UBC4.

Des hypothèses, fondées sur des données à la fois réelles et prévues, ont été formulées pour l’analyse de rentabilité sous-jacente à la construction et à l’exploitation de l’IRDB. Un facteur clé a été la disponibilité des technologies et des actifs qui composent l’investissement dans la PCCE. Ces actifs comprenaient le système de chauffage collectif de l’UBC qui utilise la vapeur ou l’eau chaude pour distribuer l’énergie thermique à plus de 400 bâtiments sur le campus. De même, le réseau de distribution électrique de l’UBC a permis la consommation sur le campus de l’électricité produite et a rendu inutile l’intégration au système plus complexe de transport de BC Hydro.

2.2 EXEMPLES D’APPLICATION DE LA PCCEPour démontrer la faisabilité financière de la technologie de cogénération ailleurs qu’à Vancouver, quatre régions géographiques différentes ont été sélectionnées. Les deux premiers scénarios envisagés reproduisent le système de cogénération ailleurs en Colombie-Britannique – une installation pour remplacer le gaz naturel, et une autre pour remplacer le diesel. Le troisième scénario se déroule en Caroline du Nord, aux États-Unis, en raison de la disponibilité de la biomasse ligneuse dans cet État. Enfin, le Royaume-Uni a été choisi pour le quatrième scénario, en raison de l’existence de programmes de soutien financier pour les technologies de combustibles renouvelables et les possibilités d’évitement de coûts.

Dans l’hypothèse d’une installation entièrement opérationnelle dans les quatre scénarios, les principales variables considérées étaient les suivantes :

1. Coûts de l’électricité et économies grâce à un accord d’achat d’électricité/déplacement de charge

2. Disponibilité d’incitatifs pour les énergies renouvelables

3. Coût du gaz naturel

4. Coût de la biomasse ligneuse utilisée comme combustible

5. Frais de l’exploitant local

6. Disponibilité du financement pour le remplacement du CO2

2.2.1 SCÉNARIO 1 : DÉPLACEMENT DU GAZ NATUREL, COLOMBIE-BRITANNIQUE, CANADABC Hydro répond à plus de 90 % des besoins en électricité de la Colombie-Britannique, l’électricité restante étant achetée auprès de producteurs indépendants et hors de la province. L’offre d’énergie est abondante dans la province et les coûts de l’énergie, par rapport aux autres marchés dans le monde, sont faibles. En outre, l’énergie hydroélectrique est jugée renouvelable, et les services publics ont peu de raison d’offrir des tarifs préférentiels pour répondre à une norme imposant un portefeuille d’énergie renouvelable. Pour l’IRDB, BC Hydro fournit un crédit sous forme d’un accord de déplacement de charge (ADC) de 0,04 $ par kilowattheure pour toute électricité générée. On présume que d’autres installations situées en Colombie-Britannique pourraient bénéficier d’un arrangement similaire avec BC Hydro. Autre aspect particulier en Colombie-Britannique : le gouvernement favorise les énergies renouvelables par l’application d’une politique carboneutre. Ainsi, toute entité publique ou société d’État peut se prévaloir d’un incitatif financier pour exploiter une installation de PCCE en évitant le coût d’achat de crédits de carbone (30 $/tonne en 2013) pour rendre ses opérations carboneutres. Un propriétaire/exploitant

3 Projet réalisé dans le cadre d’un accord de déplacement de charge entre l’UBC et BC Hydro. 4 Projet réalisé grâce à l’évitement de coût de 30 $/tonne de CO2 émise, facturé aux établissements publics de la Colombie-Britannique, et de la taxe sur le carbone de 25 $ la tonne.


non gouvernemental, qui n’est pas assujetti à la politique carboneutre de la Colombie-Britannique, peut néanmoins bénéficier de la vente de crédits de carbone, à des taux allant de 2 à 13 $ par tonne de carbone déplacée. Enfin, la substitution de la biomasse ligneuse permet d’éviter la taxe provinciale sur le carbone (http://www.fin.gov.bc.ca/tbs/tp/climate/carbon_tax.htm) de 25 $ par tonne de carbone déplacée, appliquée aux combustibles fossiles.

2.2.2 SCÉNARIO 2 : DÉPLACEMENT DU DIESEL, CANADA

Pour les applications qui ne sont pas reliées au réseau principal et qui ont un accès limité au gaz naturel, une installation de biomasse ligneuse est avantageuse, car elle permet de remplacer le diesel. Le prix moyen du diesel dans le Nord canadien est estimé entre 0,64 et 0,67 $/kWh. Bien que la probabilité d’obtenir un ADC dans ces régions soit incertaine, l’hypothèse générale d’un ADC offrant 0,40 $/kWh a été formulée pour ces communautés. Cette application, tout comme le scénario 1, profiterait de l’évitement de coût associé à l’exemption de la taxe provinciale sur le carbone. La grande disponibilité de la biomasse dans ces régions est cependant contrée par plusieurs facteurs : la rareté relative d’opérateurs qualifiés, une demande d’énergie électrique de 1 MWh ou moins, et le manque d’accès à des systèmes d’énergie et de chauffage collectifs.

2.2.3 SCÉNARIO 3 : DÉPLACEMENT DU COMBUSTIBLE FOSSILE, CAROLINE DU NORD, ÉTATS-UNIS

Les prix moyens de l’électricité et du gaz naturel pour les clients industriels en Caroline du Nord sont similaires ou légèrement supérieurs à ceux de la Colombie-Britannique. Les coûts de la biomasse ligneuse devraient généralement être inférieurs à 50 $/tonne par rapport à 60 $/tonne à l’IRDB, et on estime que plus de 8,3 millions de tonnes vertes de biomasse ligneuse sont produites par les exploitants forestiers sur les 17,7 millions d’acres de terrains forestiers exploitables en Caroline du Nord5. Dans cet État, il existe des services publics utilisant une biomasse ligneuse dans des installations à grande échelle – de 16 à 48 MWh –, construits il y a plus de deux décennies. En Caroline du Nord, il n’y a pas de prix explicite pour le carbone. Cependant, les équivalents CO2 sont négociés sur le marché volontaire à un prix d’environ 4 $/tonne (un prix plus élevé pourrait être obtenu si l’installation se qualifie pour le programme Cap-and-Trade de la Californie). La Caroline du Nord a une norme sur le portefeuille d’énergie renouvelable qui exige que 12,5 % de l’énergie de l’État proviennent de sources renouvelables d’ici 20206. L’énergie renouvelable produite à partir des « ressources de biomasse ligneuse » se qualifie pour l’obtention d’un certificat vert. Ces certificats sont vendus à des producteurs d’énergie non renouvelable sur les marchés des produits de base pour les aider à respecter leurs engagements obligatoires en matière d’énergie renouvelable.

2.2.4 SCÉNARIO 4 : DÉPLACEMENT DU COMBUSTIBLE FOSSILE, ROYAUME-UNI

Au Royaume-Uni, la production d’électricité est caractérisée par des prix du gaz naturel et de l’électricité pour les clients industriels qui, en moyenne, sont plus du double de ceux en Amérique du Nord. Le Royaume-Uni s’est doté d’objectifs et d’incitatifs comptant parmi les plus agressifs au monde en matière d’énergie renouvelable. Pour les installations de grande capacité qui emploient des granulés de tilleul comme combustible, le prix de la biomasse ligneuse peut être aussi élevé que 150 $/tonne7. Des projets à l’échelle collective, comme ceux qui sont proposés par Nexterra, peuvent utiliser des déchets de construction et de démolition d’origine locale, disponibles à des coûts nettement inférieurs (moins de 40 $/tonne, et parfois moins des 0 $/tonne si les frais d’élimination sont exclus) que les granulés, et dans des quantités allant de 13 000 à 85 000 tonnes par an. Pour utiliser ces matières premières, cependant, les systèmes doivent être en mesure de respecter des niveaux d’émission stricts, similaires à ceux obtenus à l’installation de l’UBC.

5 Jeuck, J. & Duncan, D. (2009). NCSU. Economics of harvesting woody biomass in North Carolina. 6 Site Web de la North Carolina Utilities Commission, Renewable Energy and Energy Efficiency Portfolio Standard (REPS), consulté le 5 mars 2013 :

http://www.ncuc.commerce.state.nc.us/reps/reps.htm. 7 Biomass Energy Centre. (2008-2011). Page consultée : http://www.biomassenergycentre.org.uk/portal/page?_pageid=75,59188&_dad=portal&_ schema=PORTAL.


Au Royaume-Uni, les technologies de gazéification, comme celle qui est employée à l’UBC, sont admissibles à titre de technologie de conversion avancée dans le cadre réglementaire des changements climatiques établi par le ministère de l’Énergie et du Changement climatique du Royaume-Uni. Les technologies de conversion avancée se qualifient pour la tranche la plus élevée des certificats d’obligation renouvelables (Renewable Obligation Certificates – ROC) et le nouveau « contrat des différences ». Cela donne à cette technologie un avantage distinct par rapport aux technologies classiques de combustion. Selon l’actuel régime des certificats ROC, un système de gazéification serait admissible à des incitatifs et des accords d’achat d’énergie allant de 0,22 à 0,26 $CA par kilowattheure. Les systèmes incorporant la PCCE seraient également admissibles à un incitatif pour le chauffage renouvelable, qui équivaudrait à 0,04 £ par kilowattheure, soit environ 13 $CA par MMBtu, plus la valeur du gaz naturel. (Remarque : En vertu des règlements, les crédits de carbone appartiennent aux services publics qui achètent les attributs renouvelables.)

2.2.5 RÉSULTATS SELON L’EMPLACEMENT

Il est clair que la viabilité financière d’une installation de cogénération dans une région donnée est très dépendante des prix du combustible fossile, de l’électricité et de la biomasse ligneuse dans cette région. Les aspects économiques du projet sont optimaux pour les collectivités qui sont actuellement alimentées au diesel ou au mazout (scénario 2). Le deuxième meilleur débouché semble être le Royaume-Uni (scénario 4). Si on modélise ces deux marchés sur plus de 20 ans, les deux génèrent des valeurs actualisées nettes (VAN) positives. En Caroline du Nord (scénario 3) et en Colombie-Britannique (scénario 1), les projets sont plus difficiles en raison du coût relativement faible du gaz naturel et des faibles prix de l’électricité dans ces deux régions.

La VAN ultime du projet dépendra aussi des coûts en capital. Dans le scénario des collectivités éloignées (scénario 2), un projet pourrait requérir un coût du capital atteignant 10 M$ par MWh et néanmoins générer une VAN positive. Dans le scénario au Royaume-Uni, le seuil de capital d’un système est de l’ordre de 6 à 7 M$ par MWh installé.

3.0 Recommandations et conclusions3.1 CONSIDÉRATIONS GÉNÉRALESLa démonstration de la technologie de l’IRDB à l’UBC permet de dégager un certain nombre de considérations importantes qui doivent être prises en compte si on envisage de reproduire ce type de technologie PCCE :

1. Sources de financement. Selon la taille de l’installation, un projet similaire à l’IRDB nécessitera un important investissement initial en capital, tandis que la réalisation d’économies dépendra du rendement annuel du système. L’investissement initial proviendra probablement d’un certain nombre de sources publiques et privées.

2. Accessibilité du combustible. Les gouvernements doivent avoir un accès continu à une source de combustible acceptable (volume, qualité, prix, plan de transport, etc.).

3. Connectivité au réseau. Pour tout projet de PCCE envisageant de consommer de la biomasse ligneuse au rendement maximal en mode cogénération, on devra avoir accès à un réseau thermique et au réseau électrique local.

4. Espace requis pour l’installation et les bâtiments. Pour une application de 2 MWh, l’empreinte de l’IRDB est faible, soit environ 1 800 mètres carrés. On doit prévoir de l’espace supplémentaire pour les composants non essentiels, tels que les installations d’énergie d’appoint ou l’équipement de surveillance de l’air.

5. Licence sociale. Les gouvernements doivent obtenir la licence sociale de la collectivité avant de construire et d’exploiter une installation de PCCE par biomasse ligneuse. Dans les applications industrielles, cela peut être réalisé par le simple respect de la réglementation pertinente visant l’exploitation. Cependant, pour implanter un système de cogénération par biomasse ligneuse dans un milieu urbain ou à usage mixte, il faut que la technologie et son utilisation soient acceptées par la collectivité.


6. Accord de déplacement de charge. Des avantages commerciaux sont réalisables là où les services publics sont disposés à offrir un ADC pour soutenir la production locale d’électricité.

3.2 CONSIDÉRATIONS PROPRES AUX DIFFÉRENTES APPLICATIONSAprès avoir évalué les considérations générales d’un système viable de cogénération par bioénergie, examinons maintenant les divers facteurs d’ordre économique, environnemental et social qui détermineront s’il est possible de reproduire ailleurs une telle installation.

1. Prix de l’électricité. Un projet utilisant un système similaire à celui de l’IRDB serait plus avantageux dans les régions où le prix de l’électricité (souvent indexé par rapport aux prix élevés du gaz naturel) est de moyen à élevé. Pour maximiser la compétitivité commerciale de la biomasse ligneuse par rapport aux combustibles fossiles traditionnels, le projet serait plus viable dans les régions qui dépendent des combustibles fossiles comme le gaz naturel ou le diesel.

2. Prix de la biomasse ligneuse. Dans les régions qui exercent un contrôle sur leur propre biomasse ligneuse, des économies sont possibles grâce à des coûts moindres de transport et d’approvisionnement en combustible.

3. Normes sur les émissions. Les normes d’émissions locales devront être respectées et dépassées pour tout projet si on veut obtenir la licence sociale requise pour construire et exploiter une installation de cogénération.

4. Cibles d’émission. Des objectifs de réduction des émissions qui sont soutenus par la politique, la législation ou des incitatifs (comme ceux créés par le mandat carboneutre du gouvernement de la Colombie-Britannique) peuvent renforcer encore les avantages économiques de la production d’énergie ligneuse à base de biomasse. Le prix du carbone et les exigences explicites de réduction des GES seront un élément important dans l’analyse de rentabilité pour toute application.

5. Norme sur le portefeuille d’énergie renouvelable. L’analyse de rentabilité pour ce type d’installation est renforcée s’il existe une norme sur le portefeuille d’énergie renouvelable, qui favorise la demande pour l’énergie produite. L’énergie est vendue directement sur le réseau, ou sur un marché secondaire sous la forme d’un certificat vert. Dans les deux cas, le prix d’achat est le plus souvent offert avec un taux plus intéressant que ce qui serait autrement payé pour l’énergie générée par des combustibles fossiles.

6. Au-delà de l’analyse de rentabilité. Comme pour l’adoption de toute nouvelle technologie, la construction d’un système de PCCE par biomasse ligneuse exige que les autorités compétentes prennent des risques et acceptent des incertitudes supplémentaires, difficiles à quantifier. À l’UBC, ces risques ont été comparés aux avantages environnementaux et aux possibilités de tirer des leçons d’un tel projet.

3.3 RISQUESOutre les conditions propres aux diverses applications décrites ci-dessus, on présume que le propriétaire d’une installation similaire acceptera un certain nombre de risques, notamment :

1. Risque associé à la construction. Une analyse détaillée du site doit être effectuée afin de déterminer tous les coûts attribuables aux conditions géotechniques du lieu ou aux mesures correctives nécessaires.

2. Risque associé au financement. Comme c’est une jeune technologie, les projets entrepris devraient prévoir un taux d’imprévus raisonnable, voire un peu plus élevé que d’autres projets. On devrait entre autres accorder une attention particulière à la possibilité que des fonds promis puissent ne pas se matérialiser. En outre, les projets de PCCE devraient envisager l’impact potentiel des dépassements dans la construction et la mise en service. Les dépassements de calendrier ou de coûts peuvent entraver les flux de trésorerie du projet ou les calendriers de paiement par les bailleurs de fonds.

3. Risque technologique. On devrait prévoir des temps d’arrêt imprévus au cours de la première année d’exploitation pour permettre les travaux d’amélioration et d’optimisation de la technologie.


4. Risque opérationnel. Un approvisionnement constant en combustible est nécessaire au fonctionnement fiable de cette technologie. Des mécanismes d’incitation et de sanction doivent être mis en place avec le fournisseur de biomasse ligneuse afin d’assurer le respect des spécifications relatives au combustible.

5. Risque associé au rendement. Une fois opérationnelle, l’IRDB a largement fonctionné comme prévu. Cependant, il faut être conscient qu’une installation peut fonctionner à des niveaux inférieurs à ceux qui sont possibles selon les spécifications.

6. Risque associé à la demande. Ce n’était pas un facteur pour l’IRDB, mais ce pourrait l’être pour d’autres installations, par exemple des installations municipales.

7. Risque associé au coût. Le développement de cette technologie et de systèmes similaires devrait se traduire par une réduction du coût en capital de ces types de systèmes. Par exemple, Nexterra prévoit une réduction des coûts internes de 20 % en fonction du développement ultérieur du système au cours des cinq à dix prochaines années8.

8. Risque associé au prix de l’énergie. La viabilité économique de ces projets est grandement tributaire du coût du combustible fossile déplacé. Par conséquent, il est possible que le prix des produits de base soit assez différent (en plus ou en moins) que les prix prévus lorsque l’usine sera opérationnelle, ce qui aura un impact sur les économies réelles réalisées par le projet.

3.4 CONCLUSIONIl ressort de l’analyse des quatre scénarios ci-dessus que l’application la plus intéressante de la cogénération est lorsque la biomasse ligneuse peut remplacer avec succès le diesel comme combustible. La deuxième application la plus intéressante est lorsque la biomasse ligneuse remplace les combustibles fossiles ET qu’il y a des incitatifs financiers importants pour l’utilisation de la technologie. Sur le marché du Royaume-Uni, les incitatifs sont élevés, tout comme les coûts de l’énergie. Nexterra développe actuellement ce marché et a vendu un premier projet au Royaume-Uni en décembre 2013. Pour les partenaires au Royaume-Uni, le projet avec l’UBC était utile pour démontrer comment l’utilisation de la biomasse ligneuse permet de produire de l’énergie.

L’IRDB constitue un « site de référence » tangible pour la technologie de la PCCE, car la majeure partie des objectifs du projet ont été atteints. L’UBC et son partenaire technologique, Nexterra, continueront de développer, tester et évaluer cette technologie pour élargir son applicabilité dans divers créneaux sur le marché mondial.

8 Nexterra. (Août 2012). Ébauche. Nexterra Gasification - IC Engine Overview.

rapport sur les options de cogeneration par biomasse

Documents