Gaya : la nouvelle plateforme d’Engie pour produire du biométhane

Gaya : la nouvelle plateforme d’Engie pour produire du biométhane

Plateforme Gaya

Transition énergétique oblige, la production de biogaz fait désormais l’objet d’une véritable course énergétique. Vu comme une opportunité de fabriquer de l’énergie verte à l’échelle locale, en valorisant des filières de distribution courtes, le biogaz intéresse tout particulièrement Engie qui investit dans le développement de plusieurs solutions. Depuis 2017, Engie s’intéresse à la méthanation, une méthode qui permet de produire du biométhane à échelle industrielle. Il y a plusieurs mois, l’entreprise a inauguré Gaya, sa première plateforme de production dans le Rhône.

La course au biogaz

Depuis la COP21 qui s’est tenue à Paris, les objectifs de la France en matière de transition écologique sont précis. L’objectif principal fixé par le gouvernement est de faire baisser les émissions de gaz à effet de serre de 40% dans l’hexagone à l’horizon 2030. Pour y parvenir, la France doit revoir son mix énergétique national, et notamment faire l’effort d’injecter au moins 10% de biogaz dans sa consommation de gaz. Une résolution qui a signé le top départ du développement de la filière biogaz sur le territoire français. D’après le Ministère de la Transition écologique et solidaire : “Les injections de biométhane dans les réseaux de gaz naturel sont en constante progression. Elles ont été multipliées par 2,5 au premier semestre 2016 par rapport au premier semestre 2015.”

Cette bonne santé de la filière biogaz en France s’observe notamment dans le nombre d’unités de méthanisation présentes sur l’ensemble du territoire : 463 installations recensées en juin 2016, ce qui équivaut à une puissance installée de 379 MW. Mais sur l’ensemble de ces unités de production de biogaz, seulement 26 produisent du biométhane. L’essentiel du biogaz produit est valorisé pour la production d’électricité ou l’alimentation de réseaux de chaleur, à la différence du biométhane qui peut être injecté dans le réseau gazier. Il y a donc une vraie nécessité à produire plus de biométhane pour tenir les objectifs de la COP21 et injecter davantage de gaz vert dans le réseau français. Une faiblesse dont les énergéticiens sont bien conscients puisque depuis deux ans, ils accélèrent le développement d’unités de production de biométhane. Entre 2016 et 2017, la production de biométhane français a fait un bond de 162%. Et ce n’est pas fini car la filière de biométhane intéresse tout particulièrement Engie.

Gaya : 1e plateforme de production par méthanation

Gaya est actuellement la première et l’unique plateforme expérimentale de méthanation en Europe. Située à Saint-Fons, dans le Rhône, elle a été inaugurée par Engie en octobre 2017. Les infrastructures de Gaya ont été spécialement conçues pour produire du méthane renouvelable à partir de biomasse sèche, c’est-à-dire qu’elle utilise les déchets naturels, en particuliers ceux issus des forêts (écorces et plaquettes de bois), pour ensuite effectuer une conversion thermochimique de ces matières premières. A la sortie, la biomasse sèche collectée sert à produire du biométhane, un gaz vert qui rentre dans la catégorie des énergies renouvelables. Il peut être injecté dans le réseau de gaz ou être utilisé en tant que carburant pour les véhicules qui fonctionnent au méthane, sans nécessiter aucune transformation.

La biomasse sèche qui sert à faire fonctionner Gaya est collectée au niveau local, dans un rayon de 70 km autour du site de Saint-Fons. Plusieurs agriculteurs de la zone ont également été mis à contribution pour participer à la collecte de résidus agro-alimentaires. Le fait de privilégier une filière d’approvisionnement locale est l’un des éléments de base pour faire fonctionner Gaya.

Ce procédé innovant est encore en phase de test. Il a été imaginé dès 2008 par Engie, pour répondre à l’appel à manifestation d’intérêt qui avait été lancé par l’ADEME. Pour développer la plateforme Gaya, il a fallu déployer un investissement de 60 millions d’euros, dont 41,3 millions ont été financés par Engie et 18,7 millions ont été financés par l’ADEME.

Alors la méthanation a-t-elle un avenir en Europe ? Pour l’instant, Gaya est une plateforme de recherche et de développement. Les tests menés par Engie doivent permettre d’obtenir le meilleur rendement énergétique possible afin de prouver la rentabilité du biométhane.

Rédigé par : La Rédaction

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COMMENTAIRES

  • Ça s’appelle méthanisation, ça, pas méthanation
    Voir Wikipedia
    Si la France avait une plateforme de méthanation dans cet état, ça saurait. Voir plutôt l’Allemagne sur ce sujet.
    Cordialement

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    • La méthanisation est effectivement un processus de création de l’énergie qui existe et qui est désormais bien développé en France. Mais pour la plateforme Gaya, il s’agit de tester un procédé de méthanation. Engie souhaite développer cette alternative pour la production de biométhane, mais elle doit d’abord optimiser le rendement de cette nouvelle technologie. Vous trouverez un complément d’information dans ce document communiqué par Engie.

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  • La Méthanation est un autre process que la méthanisation: consiste à combiner du H2 et du CO2 pour faire du CH4, càd du méthane.
    Si c’est du H2 obtenu par électrolyse donc du H2-EnR a contrario du H2-fossile(obtenu du CH4) et si le CO2 est un GES capturé ds l’air ambiant, on obtient du BioMéthane.
    C’est une bonne opération qui réduit le volume de CO2 de l’air ambiant.
    Sauf que des installations de méthanation, ça existe en labo mais pas encore à taille industrielle, dirais-je.
    Si Gaya fait ça, mais ce n’est pas bien clair ci-dessus, c’est une très bonne chose.
    Merci à L’Energeek de nous éclairer la lanterne…un peu mieux.
    A+
    Salutations
    Guydegif(91)

    Répondre
    • La méthanation et la méthanisation sont effectivement deux processus différents. Tandis que la méthanisation est une technologie bien maîtrisée, la méthanation n’en est encore qu’à ses débuts, et tout l’enjeu actuel avec Gaya est justement de permettre un développement à grande échelle de ce processus. Si le rendement obtenu par Gaya prouve que ce processus est rentable, Engie envisagera alors un déploiement de cette technologie à plus grande échelle.

      Répondre
  • En fait, si j’ai bien compris, Gaya :
    – transforme d’abord la biomasse en biogaz (méthanisation),
    – puis épure ce biogaz (composé de 50% à 70% de méthane) afin d’obtenir du méthane (méthanation), lequel est injectable dans le réseau de gaz.

    Répondre
    • A l’heure actuelle, Engie n’a pas encore donné plus de précisions sur son processus puisqu’il est d’ailleurs appelé à évoluer en fonction du rendement. Mais dans les grandes lignes, c’est effectivement le processus suivi par la plateforme. Le but étant d’obtenir une plus grande de biométhane dans le réseau de gaz français.

      Répondre
  • Pour tenter de “décrypter le décryptage” ! il y a plusieurs générations de biométhane qui se distinguent par les matières organiques utilisées et le procédé de transformation :

    A) le biométhane produit par méthanisation des déchets organiques : en l’état ou légèrement pré-traité on l’appelle communément biogaz. Après traitement plus poussé d’épuration c’est du biométhane de la qualité du gaz naturel. Le biogaz contient, selon les intrants organiques, entre 40% et 75% de méthane, le reste est essentiellement du C02 dont une part sera fixée dans les sols via les micro-organismes. On peut capter l’essentiel du pouvoir énergétique du biogaz par couplage avec l’électrolyse. Et en plus on peut produire en volumes conséquents différentes molécules dites “plateformes” pour l’industrie chimique. Ce pour souligner qu’il y a encore beaucoup à faire pour valoriser au maximum en terme d’efficacité et au plan économique les principales unités de biogaz.

    B) le biométhane produit par pyrolyse-gazéification (c’est le cas de Gaya qui n’est pas la seule unité de ce type en Europe, les pays, partenaires et approches varient selon les programmes européens notamment) à partir de biomasse ligno-cellulosique (moins digeste pour les méthaniseurs comme pour les intestins !) : déchets bois, pailles etc mais également autres déchets ce qui permet de traiter entre bien d’autres des boues d’épuration et de récupérer les éléments qui vont manquer comme des engrais etc. Les allemands parmi d’autres sont avancés sur ces aspect. Il y a conversion thermochimique en deux étapes :

    . biomasse d’abord convertie en gaz de synthèse
    . gaz de synthèse ensuite transformé en biométhane par synthèse catalytique

    A noter qu’il est plus intéressant en terme de rendement et moins polluant d’avoir des unités de pyrolyse-gazéification performantes couplées aux réseaux de chaleur que les chaudières bois classiques type bois déchiqueté dont il est souhaitable qu’elle soient toutes les 2 couplées au solaire (comme à Châteaubriant 44 etc). Mais que l’injection d’hydrogène directement dans le réseau à hauteur de 20 % en volume (15% en énergie) comme dans des régions des Pays-Bas et comme le prévoit parmi d’autres le Royaume-Uni dès 2019 (programme MyDeploy) avec un réseau et des équipements rénovés pour cela, est une approche à privilégier complémentaire et plus optimale avec par exemple l’utilisation de chaudières haute condensation (rendement plus de 100%) par exemple.

    On a donc intérêt comme d’autres pays à rénover notre réseau gaz et équipements associés pour accroître la part d’hydrogène dont les molécules sont plus petites donc s’échapperaient plus facilement. Cà ne change rien pour toutes les origines de biométhane.

    C) le biométhane via cultures de micro-algues dans des réacteurs photosynthétiques à très haut rendement recyclant le CO2.

    D) le biométhane issu du proccessus d’électrolyse-méthanation (rendement plus de 80% désormais en phase industrielle via entre autres le programme européen Helmeth). 7 unités déjà en France (36 à ce jour en Allemagne et des dizaines d’autres en Europe) avec injection depuis cette année (Dunkerque) (dont Engie avec Jupiter 1000 via sa filiale GRTgaz, Grhyd etc)

    En particulier H2V Product avec une unité d’hydrogène-méthanation (zone industrielle de Port-Jérôme entre Le Havre et Rouen). Capacité de production : 100.000 tonnes par an (435.000 MWh/an). Ouverture 2019 et 2020 (selon les unités).

    H2V Product avec notamment ses partenaires dont norvégien et technologie norvégienne, compte vendre clef en main des installations comparables ailleurs dans le monde, à un moment où la demande en hydrogène est croissante.

    En France des groupes, comme Alstom, Air Liquide, Engie, EDF, Total sont impliqués et beaucoup plus encore de PME : McPhy Energy, Powidian, SymbioFCell, Areva H2Gen, Atawey, Pragma, PaxiTech, Ergosup, Sylfen etc

    Pour plusieurs opérateurs de gaz dans le monde qui ont pris le temps d’analyser et faire la mise à jour, la technologie de méthanation est déjà compétitive aux batteries, elles-mêmes désormais compétitives aux centrales thermiques gaz qui ont des contraintes (transports, pipelines, fluctuation du marché, taxes de transit, prix du C02, maintenance, contrôles etc) que n’ont ni les batteries, ni la méthanation 2 secteurs beaucoup plus automatisés.

    Au plan des transports lourds et sous impulsion de l’Union européenne qui constate la concurrence mondiale et la toujours forte dépendance européenne aux énergies fossiles importées, les réseaux se développent dont les bus hydrogène et c’est une bonne chose.

    https://www.fuelcellbuses.eu/category/demos-europe

    Certains transporteurs français passent au gaz et biogaz mais pour le gaz çà ne peut être que transitoire (hausse des prix du C02 et du gaz etc). Certains britanniques prennent un raccourci en utilisant directement l’hydrogène dans les camions actuels à moteurs thermiques estimant que c’est le moins coûteux (mais le rendement est moins bon qu’un moteur électrique et pile à combustible).

    Donc la partie devient serrée entre les différentes options mais compte tenu des rendements des moteurs électriques, des avancées des piles à combustible et des avantages de l’hydrogène pour les poids-lourds et longues distances, on sait d’avance qui va finir gagner !

    Pas sûr que le “décryptage soit plus clair !

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  • Bravo et Merci à Energie+ pour une brillante contribution !
    Je me coucherai moins bête ce soir.
    Qqs avancées intéressantes à découvrir. Encore une fois, il me semble que la France est un peu derrière sur certains points, hormis McPhy bien positionné.
    OK, va pour la méthanisation classique, va pour la pyrolyse-gazéification,
    mais d’où est pris le CO2 ds D) ? Capture ? autres?:
    “D) le biométhane issu du proccessus d’électrolyse-méthanation (rendement plus de 80% désormais en phase industrielle via entre autres le programme européen Helmeth). 7 unités déjà en France (36 à ce jour en Allemagne et des dizaines d’autres en Europe) avec injection depuis cette année (Dunkerque) (dont Engie avec Jupiter 1000 via sa filiale GRTgaz, Grhyd etc)”
    Je note avec intérêt la supériorité de la pyrolyse-gazéification aux chaudières classiques:
    “A noter qu’il est plus intéressant en terme de rendement et moins polluant d’avoir des unités de pyrolyse-gazéification performantes couplées aux réseaux de chaleur que les chaudières bois classiques type bois déchiqueté dont il est souhaitable qu’elle soient toutes les 2 couplées au solaire (comme à Châteaubriant 44 etc)”. Je vais creuser.
    Salutations
    Guydegif(91)

    Répondre
  • Merci également Guydegif pour vos excellentes et bien utiles contributions dont je me souviens sur Enerzine notamment !

    Compte tenu des quantités requises, le C02 (D) peut avoir comme source une unité de biogaz (améliorant encore son bilan plus que favorable) comme toute industrie émissive.

    Concernant la pyrolyse-gazéification, en plus d’un meilleur rendement (minimum 60%. Et bien au delà avec cogénération etc) que les centrales thermiques bois classiques (exemple à Gardanne : 40%) il y a l’intérêt, en amont, d’utiliser de nombreuses sources dont des déchets et en aval d’avoir encore moins d’émissions, elles-mêmes mieux maîtrisables, pas de cendres mais des sous-produits utilisables comme engrais et la production de gaz injectable et utilisable dans des chaudières à condensation à très haut rendement (+ de 100%)

    En conséquence la pyrolyse-gazéification est à privilégier en plus du solaire thermique avec les réseaux de chaleur comme les opérateurs de ces derniers y pensent déjà.

    De même d’une manière générale la production d’hydrogène renouvelable à partir des excédents éolien et solaire est particulièrement intéressante à injecter directement dans le réseau. On peut assez aisément aller jusqu’à 20% en volume (15% en énergie) ce qui est conséquent vu le réseau français sans parler de l’immense réseau européen. Cà nécessite de préférence des réseaux gaz en polyéthylène pour la quasi absence de fuites.

    Pour mémoire au 19e siècle le gaz de ville et gaz de houille comportait jusqu’à 60% d’hydrogène dans la plupart des réseaux du monde pour les réverbères comme pour le chauffage et les risques principaux provenaient non de l’hydrogène mais de l’oxyde de carbone du gaz ! Il était notamment largement stocké avec ce niveau élevé d’hydrogène dans des cavernes souterraines.

    Le stockage d’hydrogène en cavité souterraine “saline” se fait également. Il y a des réactions chimiques mais moins qu’avec le gaz puisque l’hydrogène est principalement hydrophobe et il n’y a quasiment aucune perte après saturation des parois par l’hydrogène.

    En termes de rendement l’hydrogène direct est donc à privilégier jusqu’aux quantités maximales possible avant sa transformation en biométhane qui permet de plus vastes quantités de stockage.

    De plus dans la production d’électricité comme dans les transports, par rapport à un moteur thermique biométhane, biogaz ou hydrogène, dont l’efficacité est selon Carnot couramment limitée à 50% (1-Tc / Th) où Tc et Th sont les températures absolues du réservoir chaud et froid en K, les piles à combustible vont bien au delà.

    Vues les remontées du prix du CO2 et du gaz et la transition qui s’opère au plan mondial il est essentiel d’ajouter à l’efficacité énergétique et aux renouvelables, l’aspect hydrogène et méthanation.

    Plusieurs pays dont l’Australie et beaucoup d’autres pensent exporter de l’hydrogène ou autres vecteurs comme l’ammoniac etc.

    Il y a une question de compétitivité de prix qui est proche avec la hausse de ceux du C02 et du gaz mais la France pourrait avoir intérêt à profiter de la diversité de ses renouvelables, de son parc nucléaire (pour compenser ses coûts liés à l’âge), en plus d’injecter de l’hydrogène dans son réseau comme le font la majorité des pays notamment européens (exemples Shell et ITM Power en Allemagne, Akzo Nobel et Gasunie aux Pays-Bas etc), d’envisager d’exporter de l’hydrogène car le pays qui arrivera à produire à prix compétitif ou plus bas que le gaz, va se voir ouvrir des marchés importants, tant pour les réseaux gaz que pour les transports et on est encore qu’au début.

    L’Australie parmi d’autres, favorisée par des excédents solaire et éolien, s’y prépare largement pour exporter vers le Japon et l’Asie du Sud-Est. Si l’on prenait de l’avance sur ce thème on pourrait également envisager d’exporter, ce serait belle revanche pour un pays qui n’a pas de pétrole, une industrie désormais assez réduite et importe pour quelques 50 à 70 milliards d’euros par an d’énergies fossiles !

    Bonne journée,

    E+

    Répondre

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