Le procédé GasWash au service du Bio-hydrogène

Pour produire un potentiel de 80 kg/jour de Bio-hydrogène, une unité de méthanisaton doit être capable de fournir un minimum de 520 m3/jour de biogaz qui donneront en intermédiaire 240 kg/jour de biométhane pur.
Il est envisageable que de petites unités de méthanisation très dispersées sur le territoire, d'une capacité de 65 m3/jour de biogaz, puissent produire 10 kg/jour de Bio-hydrogène de qualité "pile à combustible".

Le procédé GasWash - Perspectives de mise à disposition de l’hydrogène-énergie.

Avec une prévision de l’ordre de 20 000 véhicules à hydrogène pour 90 stations-service en 2020 (résultats de l’étude H2 mobilité France, octobre 2014), la distribution moyenne par station sera d’environ 80 kg/jour.

Un potentiel de 80 kg/jour de Bio-hydrogène est réalisable à partir de 520 m3 de biogaz issu de la méthanisation qui donneront en intermédiaire 240 kg de biométhane pur.
Il est envisageable que de petites unités de méthanisation d'une capacité de 65 m3/jour de biogaz puisse produire 10 kg/jour de Bio-hydrogène de qualité "pile à combustible".

Certaines stations, sur les pôles de développement initiaux de l’hydrogène énergie notamment, seront beaucoup plus chargées (200 kg/j voir 400 kg/j) et d’autres le seront beaucoup moins, sur des axes de liaisons (10 à 80 kg/j).

Au-delà de 2030, la capacité maximale de distribution d’une station-service à Hydrogène devrait être de l’ordre de 1 000 kg/j pour servir 250 à 1 000 véhicules/jour.
Les stations de capacité 400 et 200 kg/j resteront cependant majoritaires et il possible que les plus petites (80 kg/j) persistent pour alimenter les endroits reculés d’un maillage à peu près complet du territoire.

Une autre possibilité est que l’unité de production d’hydrogène soit située sur le site de distribution principal de Bio-hydrogène et utilise du méthane prélevé dans le réseau de gaz naturel, avec la certification « garantie d’origine » biogaz.

Enfin, notons que ces unités de production de Bio-hydrogène peuvent aussi alimenter le marché de l’hydrogène industriel, évitant des distances de transport élevées depuis un site de production centralisé distant.
Cette fourniture d’hydrogène à vocation industrielle aura l’avantage d’augmenter les capacités des unités de production et donc de diminuer le prix de revient de l’hydrogène.

Production d'hydrogène, rendement et productivité.
Intégration à la chaîne de production des biogaz.

Le procédé GasWash et le reformage pour la production d'hydrogène de qualité "pile à combustible".

On rappelle que le procédé GasWash revendique être la seule technologie "one-pot" connue à ce jour, permettant d'éliminer durablement et de pouvoir récupérer avantageusement la totalité du CO2 pur issu de la méthanisation sous forme valorisable notamment en industrie.
Il permet dans ce traitement le captage total et durable en une seule opération du CO2 mais aussi de l'ensemble des composés volatils polluants (N2, O2, H2O, H2S, NH3, Siloxanes, Organochlorés ou Organofluorés).

Le système GasWash engage un coût de production de biométhane pur au minimum 3 fois moins cher que la concurrence et permet donc de réduire d'autant l'écart de coût entre le méthane d'origine fossile et le biométhane.

Un principe directeur est aussi d’identifier le meilleur moyen d’insérer l’unité de production d’hydrogène dans le procédé de valorisation du biogaz existant.
En effet, il apparaît que la production d’hydrogène ne concernera souvent qu’une petite partie du biogaz produit sur un site de traitement de déchets (40 ou 80 m3/h de biogaz sur les 1 000 à 1 500 m3/h produits par un site classique).
Il s’agit alors d’une ‘’covalorisation’’ du biogaz et de rechercher l’optimum pour l’ensemble ‘‘procédé de valorisation existant sur le site + procédé de production d’hydrogène’’, et non pas l’optimum de la production d’hydrogène seulement.
Ainsi, le procédé de reformage en covalorisation présente très peu de pertes, même à la petite capacité de 100 kg/j , son rendement est très élevé, il dépasse 80%.

L’adaptation du procédé de reformage du méthane à la vapeur (SMR) au reformage de biogaz issu de centres d’enfouissement contenant du CO2 à des teneurs de 0 à 60% nécessite le choix d’un catalyseur capable de travailler dans une large plage de teneur en CO2, avec présence d’oxygène dans le gaz à reformer (0 à 2% dans le biogaz).
Il faut aussi prendre en compte la persistance d’azote (0 à 8% dans le biogaz) dans le reformat à épurer par le PSA et des régimes hydrauliques, thermiques et chimiques différents : la présence de CO2 augmente le débit de gaz entrant dans le SMR, augmente sa capacité calorifique et déplace les équilibres chimiques CO/CO2.

L'avantage principal du procédé GasWash couplé avec un procédé de reformage c'est l'élimination totale du CO2 et des autres indésirables lors de l'épuration des biogaz, quelle que soit la provenance de ces derniers.
Le biométhane obtenu est de qualité constante et le procédé de vapo-reformage catalytique s'en trouvera optimisé pour l'adaptatation du catalyseur en s'affranchissant aussi des problèmes d'empoisonnement de catalyseur.
On peut ainsi espérer une stabilisation et une amélioration du rendement de reformage.

Modes de production et utilisations, actuels et futurs, de l’hydrogène.
Pourquoi le biogaz ?

Sur Terre, l'hydrogène est associé dans la nature à beaucoup d'autres éléments: surtout à du carbone pour former le méthane (CH4) et à de l’oxygène pour constituer l’eau (H2O). Pour obtenir de l'hydrogène pur pour les besoins industriels, il convient donc de le séparer des éléments chimiques auxquels il est lié. En dehors des secteurs pétrolier et raffinage, très gros producteurs et consommateurs d’hydrogène, les besoins en hydrogène correspondent actuellement principalement à des applications industrielles dans l’électronique, le traitement de surface, l’industrie du verre et l’industrie chimique où des sites consomment entre quelques dizaines et quelques centaines de kilos par jour. Aujourd'hui, 95 % de l'hydrogène est fabriqué à partir de sources d'énergies fossiles (gaz naturel, pétrole) et de bois. Il existe actuellement trois types de procédés de production :

• Le procédé le plus courant de fabrication de l'hydrogène est le reformage (conversion de molécules à l'aide de réactions chimiques) du gaz naturel par de la vapeur d'eau surchauffée. On parle alors de vaporeformage.
  En présence de cette vapeur d'eau et de chaleur, les atomes carbonés (C) du méthane (CH4) se dissocient. Après deux réactions successives, ils se reforment séparément pour obtenir, d'un côté, du dihydrogène (H2) et, de l'autre, du dioxyde de carbone (CO2). Cette opération nécessite donc le recours au gaz naturel.
• Un autre procédé est la gazéification du charbon de bois, composé principalement de carbone et d'eau.
  Brûlé dans un réacteur à très haute température (entre 1 200 et 1 500 °C), le bois libère des gaz qui vont alors se séparer et se reformer pour obtenir, d'un côté, du dihydrogène (H2) et, de l'autre, du monoxyde de carbone (CO).
• L’hydrogène peut aussi être fabriqué à partir de l’électricité, par l'électrolyse de l'eau.
  L'électrolyse consiste, à l'aide d'un courant électrique, à décomposer l'eau (H2O), en dioxygène (O2), d'un côté, et en dihydrogène (H2) de l'autre.
  Cette méthode est très loin d’avoir la compétitivité économique de la production à partir des sources fossiles.
  L’hydrogène produit aujourd’hui par vaporeformage du méthane coûte environ 1,5 € le kilo à la sortie de l’usine (hors coût de distribution), un prix de revient qui est d’ailleurs le triple de celui du gaz naturel.
  L’hydrogène issu de l’électrolyse revient aujourd’hui à un coût environ 4 fois supérieur, sans compter l’impact du prix de l’électricité.

La technique par électrolyse ne représente aujourd’hui en France que 1 % de l’hydrogène produit.
Mais le développement des nouveaux usages de l’hydrogène-énergie, qui nécessitent un hydrogène plus pur, ouvre de vastes perspectives à cette technique.
Des recherches sont menées pour diminuer le coût de production, notamment en recourant à une électrolyse à haute température (EHT), entre 700 et 800 °C.

Cet hydrogène est principalement produit de manière centralisée sur moins d’une dizaine de sites en France, par reformage de gaz naturel ou de coupes pétrolières et il est ensuite distribué par camion aux sites utilisateurs.
Le tout génère un coût de production élevé et des quantités importantes de "CO2 fossile" : plus de 10 tonnes de CO2 par tonne d'hydrogène.

La pile à combustible rend inutile la présence de lourdes batteries qu’il faudra recycler et s’approvisionne grâce à des réservoirs parés à toute épreuve, assurent leurs concepteurs. Plus largement, l’hydrogène se présente comme un excellent moyen de stocker des énergies intermittentes renouvelables d’origine éolienne, solaire ou hydraulique.

Pour de nombreuses années encore, l'électricité renouvelable restera chère car non excédentaire.
Ainsi le biogaz apparaît comme une source d’hydrogène très séduisante car à faible coût et potentiellement disponible en de nombreux endroits sur le territoire.

Ces constats ont été faits dès 2007 par quelques acteurs qui se sont regroupés pour développer la solution de production d’hydrogène par reformage appelée VABHYOGAZ, soutenue par l’ADEME depuis 2008.

Stockage, transport et distribution de l’hydrogène sous pression.
Réduction des dépenses énergétiques sur l’ensemble de la chaîne de valeur.

L’hydrogène est un gaz de masse molaire 2 g, donc très léger et volumineux (1 m3 hydrogène pèse 0,0899 kg.)
Son stockage et son transport nécessitent qu’il soit fortement comprimé, ce qui peut être coûteux en énergie électrique de compression2
Le biogaz est extrait à une pression légèrement inférieure à la pression atmosphérique tandis que les réservoirs des véhicules à H2 sont remplis à 350 ou 700 bar !
C’est la raison pour laquelle l’ensemble de la chaîne, depuis l’extraction du biogaz jusqu’à la valorisation de l’hydrogène il est préconisé :

• De réaliser le reformage sous pression (de l’ordre de 15 bar).
• D’éviter les transvasements d’hydrogène qui dégradent inutilement le niveau de pression et l’énergie correspondante.
• D’utiliser des containers de bouteilles en matériaux composites à base de fibre de carbone, plus légers que les bouteilles en acier.
• De limiter les distances entre sites de production et de distributions à 50-100 km.
• De mieux gérer le mode de distribution en station-service.

Le coût du transport peut ainsi être diminué d’un facteur 10 et les économies d’énergie en station peuvent atteindre 50%.

Ces préconisations impliquent une plus forte interaction entre les acteurs de la chaîne de valeur de l’hydrogène et aussi une augmentation de certains investissements (par exemple en réservoirs composites).
Mais globalement les économies de coût de fonctionnement (main d’œuvre et carburant du transport, énergie de compression) sont significatives et le surinvestissement est amorti en moins de 4 ans. Le coût de l’hydrogène est abaissé.

Les consommations électriques des auxiliaires des étapes de production / compression / distribution et de carburant pour le transport seront réduites à 5 kWh/kg H2.
A titre de comparaison, l’appel à projet européen FCH JU 2015 exige des consommations inférieures à 60 kWh/kg H2 pour la production par électrolyse et à 4 kWh/kg H2 pour la station-service de compression / distribution.

A plus long terme, les prévisions issues des projets européens sont d’arriver en 2023 à des capacités de transport supérieures à 1000 kg par camion (sous 500 bar) et des coûts de stockage inférieurs à 13,5 €/kWh.

La purification des biogaz avec le système P.T.C. permet de diminuer par 3 le coût de production du biométhane pur.
Une synergie entre le système P.T.C. et le reformage permettra d'abaisser le coût de production de Bio-hydrogène.

Des coûts abordables pour l’hydrogène

Le consortium H2 Mobilité France conseille un prix de vente de l’hydrogène de 13 €/kg pour les premières années du déploiement et puis une décroissance vers 7 à 8 €/kg une fois le marché déployé vers le grand public.
Par ailleurs, le FCH-JU, dans ses appels à projets européens de 2014 et 2015, exige un prix de vente maximal de l’hydrogène en station de 10 € HTVA/kg pour les projets qui se dérouleront sur la période 2015-2018, compte tenu des subventions accordées.

Un prix de vente repère pour l’hydrogène-énergie est 6,66 € HTVA /kg, soit 200 €/MWh ou 8 € TC/kg.
A ce niveau de prix, l’utilisateur d’un véhicule à pile à combustible réalise des économies sur son budget énergie.
Pour engendrer un véritable essor de la demande de véhicules à hydrogène, il faut pouvoir proposer de l’hydrogène à la pompe à ce prix dès à présent ou le plus tôt possible.

L’objectif du projet GasWash couplé au reformage est de descendre le coût de l’hydrogène pour l’utilisateur final au-dessous du niveau 6,66 € HTVA/kg pour assurer la rentabilité commerciale des installations de production et de distribution d’hydrogène et procurer une marge aux différents acteurs économiques.

Les coûts de revient de l’hydrogène dépendent fortement de la taille de l’installation de production.
A l’aide du procédé GasWash couplé au reformage, il est possible de descendre au-dessous de cet objectif de coût aux échelles 400 et 800 kg/j, tandis qu’aux échelles 100 et 200 kg/j, les unités auront besoin d’une subvention, soit d’investissement, soit d’exploitation, pour être viables; ou bien elles nécessiteront une industrialisation et une standardisation plus poussée pour en diminuer les coûts de revient.

P.T.C. System permet à lui seul d'obtenir du biométhane pur à partir des biogaz à un coût de 1,25 €/kg. qui se situe nous le rappelons 3 fois moins cher que la concurrence actuelle.
Avec un procédé de reformage, ce même kilo de bio-méthane purifié fournira 0,33 kg de bio-hydrogène de qualité
"pile à combustible" pour un rendement minimum de 75%.
Il apparaît donc que 1 kg de Bio-Hydrogène nécessite environ 3 kg de biométhane pur, équivalents à environ 6,5 m3 de biogaz brut sorti de méthanisation.

La part du coût de purification des biogaz avec le procédé GasWash est de 3,75 €/kg. Ce qui laisse pour le reformage,
une ultime purification et la compression/distribution une marge d'environ 9 €/kg H2.

Il apparaît clairement que l'association des deux procédés (GasWash et reformage) devrait permettre de fixer le prix de vente de l'hydrogène bien en-dessous du fameux seuil fixé à 13 €/kg.

Une très faible empreinte carbone

Pour l’ensemble de la chaîne, les émissions de CO2 fossile sont réduites à moins de 0,5 t CO2/ t H2.
A titre de comparaison, une unité de production / compression / distribution par électrolyse générerait un équivalent de
3,7 t CO2 / t H2 sur la base d’une électricité provenant du mix électrique français à 65 gCO2 / kWh (fonctionnement 24h/24h)
ou 0,7 t CO2 / t H2 dans le cas d’une électricité 100% renouvelable utilisée par l’électrolyseur et du mix électrique français pour les auxiliaires de compression.

Points de vigilance pour le déploiement de la solution

• Optimiser l’intégration de la valorisation du biogaz avec les autres valorisations existantes ou prévues du biogaz sur le site de production.
• Limiter les distances entre le site de production et les sites de distribution de l’hydrogène pour limiter les coûts énergétiques et de main d’œuvre du transport, ainsi que les émissions de CO2 fossile.
• Optimiser les étapes de compression de l’hydrogène et de manière générale les consommations électriques des auxiliaires.

Performances, impacts et résultats

• Environnementaux
  • Sur le plan de la chaîne de production d’H2 :

• globalement, diminution à moins de 0,5 t CO2 / t H2 des émissions de gaz à effet de serre pour l’ensemble de la chaîne de production / compression / transport / distribution / valorisation de l’hydrogène, au lieu de plus de 10 t CO2 / t H2 actuellement.
• diminution d’un facteur de l’ordre de 10 de la consommation énergétique et des émissions de CO2 du transport de l‘hydrogène
• diminution des énergies de compression en station–service de distribution d’hydrogène de 20 à 50% selon les cas.

• Sur le plan de l’utilisation d’H2 : les véhicules à pile à combustible ayant une meilleure efficacité que les véhicules à moteur thermique, 1 kWh d’H2 se substitue à 1,5 à 2 kWh de gazole ou essence et finalement une unité de 100 kg /j produisant 36 t H2/ an et permet d’éviter l’émission par des véhicules routiers de 525 à 700 t/an de CO2 et l’extraction de 160 tep /an d’énergie fossile (et 10 fois plus pour une unité de 1000 kg/j).
  
  
• Sociaux/sociétaux
  
  

• Mise à disposition d’hydrogène vert à un coût abordable pour l’utilisateur final dès 2016 : économique par rapport aux véhicules à moteur thermique.
• Une seule unité de 100 kg/j évite l’importation de 160 tep/an et donc diminue la facture énergétique de 120 k€/an (à 100 € le baril), tout en générant 230 k€ HT de vente d’H2. Ce chiffre d’affaires se traduit principalement en valeur ajoutée nationale, réalisée par les différents acteurs de la chaîne hydrogène, leur sous-traitants et fournisseurs, soit de l’ordre de 3 à 4 emplois (directs et induits) par station.
• Émergence de nouveaux métiers pour la construction, l’exploitation et la maintenance de ces unités.
  
  
• Économiques
  
  
• Création ou émergence d’un ou plusieurs nouveaux acteurs nationaux forts sur le plan économique pour la construction, la maintenance et l’exploitation de ces unités de production et de distribution d’hydrogène, qui pourront aussi être implantées au-delà du territoire national.
• Dès 2019-2020 plusieurs dizaines d’emplois directs seraient concernés pour la réalisation d’au moins une dizaine d’unités par an et un chiffre d’affaires rapidement croissant.
  
  
• Techniques
• Optimisation des procédés de valorisation du biogaz sur les sites de production.
• Maîtrise et optimisation des procédés de reformage du biogaz et épuration de l’hydrogène.
• Développement de compétences et équipements pour la compression, le stockage et la distribution d’hydrogène.

Conclusion

Une synergie entre le procédé GasWash de purification des biogaz et un procédé de reformage sera déterminante pour aboutir
au Bio-hydrogène de qualité "pile à combustible" avec un coût de fabrication défiant toute concurrence et une emprunte carbone très faible.

Cette page a été réalisée à partir de documents du Concept Vabhyogaz