Ce n'est pas de la cogénération, mais ça pourrait le devenir s'il se présentait un client pour utiliser les quelque 8 MW thermiques qui sont disponibles. C'est en tout cas, avec 6 245 MW électriques fournis au réseau, la plus grosse opération européenne actuelle de valorisation de biogaz de décharge. Elle méritait bien qu'on en parle, d'autant que les choix techniques et les conditions contractuelles de revente à EDF sont assez originaux.
Le centre d'enfouissement technique de classe 2 de Roche La Molière reçoit sur ses 80 hectares, dont 25 aujourd'hui exploités, environ 450 000 t/an de déchets ménagers en provenance de la région de Saint-Etienne. Sa durée de vie prévisible est supérieure à 20 ans. Il s'agit d'une décharge moderne, répartie en casiers modulaires étanchéifiés, dans lesquels le biogaz est récupéré totalement depuis plusieurs années, conformément à la loi. Mais jusqu'au mois de février 2000, date d'entrée en fonctionnement de la centrale Biovale, ce biogaz était brûlé en torchères.
CALENDRIER ET CHOIX TECHNIQUES
Ce centre est exploité par la SATROD, filiale à 100% de SITA, qui appartient au Pôle Propreté de Suez-Lyonnaise des Eaux. En 1998, SITA se rapproche d'Elyo pour étudier une valorisation possible du biogaz de Roche La Molière. C'est une première pour Elyo, qui décide d'entrer dans le projet "pour apprendre". L'opération est lancée en septembre 98. La SATROD et Elyo Centre-Est créent une filiale commune à 50/50, Biovale, sous la forme d'une SNC sans personnel mais porteuse des contrats. Ces derniers sont au nombre de cinq : avec la SATROD pour l'approvisionnement en biogaz ; avec Elyo Centre-Est pour la maîtrise d'oeuvre, puis pour l'exploitation-maintenance de l'installation ; avec JP. Fauché en tant qu'installateur ; enfin avec le RTE (EDF) pour la vente de l'électricité qui sera produite. Les contrats de fournitures sont signés en avril 99 ; le permis de construire obtenu en septembre de la même année et l'installation a démarré en février 2000.
Comme il n'y avait aucun utilisateur potentiel de chaleur à proximité, le projet s'est limité à produire de l'électricité. Plusieurs solutions ont été étudiées. La turbine à gaz, trop sensible aux conditions extérieures, a été écartée. Le couplage d'une chaudière et d'une turbine à vapeur aussi, pour des raisons de rentabilité. Il ne restait donc que les moteurs et la durée de vie du "gisement", ainsi que la durée du contrat de vente d'électricité (15 ans, voir ci-dessous), ont fait porter le choix sur des moteurs semi-rapides, plus chers que les rapides, mais plus fiables et plus "tolérants" vis à vis d'éventuelles fluctuations de composition du biogaz. Comme Elyo souhaitait que l'opération soit duplicable sur des sites de tailles diverses, l'installation a été conçue pour être modulaire.
L'UNITE DE TRAITEMENT ET LA CENTRALE
En aval des deux réseaux de collecte, la première unité est celle d'épuration du biogaz par condensation.
Ce biogaz contient en moyenne 40 à 45% de méthane, 4 à 5% d'oxygène, 25% d'azote, 25 à 30% de gaz carbonique, ainsi que des traces de HCl (135 µg/Nm3), H2S (50 à 90 µg), HF (moins de 20 µg) et 3 mg de siloxanes, avec un PCI de 4,3 kWh/Nm3.
Amené par une canalisation de diamètre 500 mm et longue de 400 mètres, le biogaz arrive dans une nourrice où il est filtré. Puis il est surpressé et passe dans un échangeur où sa température est ramenée à 25°C environ. Un second échangeur alimenté en fréon abaisse son point de rosée à 5°C et le passage dans un séparateur enlève les deux-tiers de l'eau, la moitié des polluants et la totalité des siloxanes.
Le biogaz passe alors dans le premier échangeur et il est envoyé à la centrale. Il est important d'éliminer les siloxanes. Ces produits, de la classe des COV et produits par action de la silice sur les déchets, possèdent des eutectiques très bas en température et ont tendance à cristalliser sur les sièges de soupapes et les soupapes, ce qui peut conduire à la casse de ces dernières.
La centrale a été dimensionnée pour une puissance totale de 20 MW PCI. Elle comporte sept moteurs Waukesha L 7042 GLD (version équipée de chambres de pré-combustion) tournant à 1000 tr/min, d'une puissance unitaire de 995 kW mécaniques, couplés à sept alternateurs de 1200 kVA et à sept transformateurs de 1250 kVA.
A l'allure nominale, ils délivrent 6245 kWe nets sur le réseau à 20 kV en consommant 18,8 MW PCI de biogaz, ce qui donne un rendement électrique de 33,2%.
Il reste évidemment environ 8 MW thermiques disponibles, qui sont pour l'instant "rejetés aux petits oiseaux", mais qui pourraient servir à sécher des boues, à chauffer des serres,... La question est à l'étude.
Les considérations environnementales n'ont pas été oubliées lors de la construction de la centrale : le bruit à 25 mètres est inférieur à 45 dBA et les valeurs limites d'émission fixées par l'arrêté 2910 relatives au gaz ont été respectées (moins de 350 mg/Nm3 de NOx), malgré l'absence de réglementation concernant la combustion du biogaz. Les condensats, selon leur composition, sont envoyés vers la station de traitement des lixiviats du centre d'enfouissement ou vers un sous-traitant extérieur.
CONTRAT D'ACHAT DE L'ELECTRICITE PRODUITE ET PARADOXE
La centrale est destinée à fonctionner 8760 heures par an, ce qui portera sa production électrique annuelle à environ 50 GWh..
Biovale a signé avec EDF un contrat de rachat de l'électricité produite, type "UIOM" (contrat établi entre EDF et le SVDU en mars 1999) d'une durée de 15 ans, qui aboutit à un prix moyen annuel du kWh de 29 centimes, avec une indexation annuelle.
Les recettes annuelles de la vente d'électricité s'élèvent ainsi à 14,6 MF, ce qui permet un temps de retour net d'environ 5 ans pour cet investissement de 41,3 MF. Signalons au passage que les moteurs sont prévus pour tourner au total pendant 130 000 heures, soit trois fois plus longtemps que dans une cogénération climatique habituelle, ce qui justifie le choix plus onéreux des moteurs lents.
En parallèle de cette histoire industrielle s'en est déroulée une autre, assez paradoxale. Elyo s'est bien entendu rapproché de toutes les administrations concernées, ADEME, DDAS, DRIRE, qui se sont toutes déclarées très favorables au projet. La délégation régionale de l'ADEME avait même laissé entendre qu'elle accorderait une subvention d'environ 20% de l'investissement, tant l'opération lui paraissait exemplaire.
Le problème, c'est qu'en juin 98, l'ensemble des fonds disponibles à l'Agence pour ce type d'opération a été rapatrié à Paris et consacré à l'appel d'offre lancé par EDF pour la production d'électricité à partir de biogaz.
Elyo a donc répondu à cet appel d'offre, mais le projet a été refusé en raison de sa taille trop importante (6,2 MW sur un maximum prévu de 10 MW). Finalement, l'opération n'a bénéficié d'aucune subvention.
Le second paradoxe, c'est qu'Elyo avait proposé de vendre son courant à 28 cF/kWh dans le cadre de l'appel d'offre, ce qui le plaçait largement en tête des autres propositions qui étaient toutes supérieures à 30 cF ... et qu'il a finalement obtenu 29 cF/KWh en traitant directement avec EDF. Il est intéressant de noter, comme l'a fait remarquer JP.Fauché, que la même opération bénéficierait d'un tarif d'achat de 45 cF en Suisse et de 60 cF en Allemagne.
PREMIERES LECONS DE L'EXPERIENCE
Le retour d'expérience est encore limité. Le seul incident notable est survenu au printemps pendant un épisode où la teneur en humidité du biogaz a augmenté alors que la purge fonctionnait mal, ce qui a entraîné successivement un incident sur l'unité de traitement puis sur l'un des moteurs. Celui-ci a pu être réparé en juillet.
Sur les huit premiers mois, la disponibilité s'est établie à 75-85% au lieu des 95-98% prévus en raison des travaux en cours pour améliorer le réseau de captage. Les torchères ayant été conservées pour des raisons de sécurité, l'un des problèmes techniques les plus délicats a été de régler l'interface entre le surpresseur, les moteurs et les torchères de telle façon que les torchères puissent prendre automatiquement le relais d'un moteur défaillant.
Elyo a tiré quelques leçons de cette première expérience. Primo, les risques - de toute nature - sont identifiés et maîtrisables, ce qui est très positif. Secundo, la qualité du biogaz, et surtout sa stabilité dans le temps, sont des critères primordiaux. Ce qui implique un stockage alvéolaire et un réseau de captage de bonne qualité. Seul un tiers des décharges en France répondent à cet impératif. Tertio, la rentabilité est fonction de la taille de la décharge. Au-dessus de 3500-4000 Nm3/h de biogaz, l'investissement est a priori rentable. En dessous de 1500 Nm3/h, l'opération est exclue. Entre les deux, actuellement en France, l'opération ne peut se réaliser que si elle est aidée.
Enfin, l'un des principaux freins à ce type de valorisation réside dans le fait que la signature du contrat d'achat avec le RTE reste problématique. Attendre d'éventuels appels d'offre est une solution trop aléatoire et Elyo plaide pour la mise en place d'un cadre contractuel connu et stable.
Article paru dans ENERGIE PLUS n°257 du 15 décembre 2000
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