Le vent souffle à arracher les casques. Les luminaires virevoltent. Les portes résistent à l’ouverture. Il faut lutter pour avancer, tendre l’oreille pour écouter. « Il y a souvent du vent, mais rarement comme ça, admet Jean-Philippe Héraud, ingénieur chez IFP Énergies nouvelles (Ifpen). Il ne faut pas avoir le vertige. » À 25 mètres du sol, les rafales sont d’autant plus violentes, mais la vue est imprenable : à nos pieds, le dépôt pétrolier de Total, au loin, le terminal méthanier, et plus à droite, le site d’ArcelorMittal et ses panaches de fumée emportés par les bourrasques.
Nous sommes à Dunkerque (Nord), sur la plate-forme qui surplombe l’énorme gazéifieur du projet BioTfuel. « C’est la pièce maîtresse du procédé », souligne Jean-Philippe Héraud, chargé du projet. Au cœur d’un labyrinthe de tuyaux qui grimpent jusqu’à 50 mètres, c’est elle qui permet de passer de la biomasse au gaz de synthèse – mélange d’hydrogène (H2) et de monoxyde de carbone (CO) – pour produire ensuite des biocarburants de deuxième génération, ou avancés. C’est-à-dire produits à partir de ressources qui n’entrent pas en compétition avec l’alimentation.
Plusieurs types de biomasse
Lancé il y a dix ans avec un budget de 180 millions d’euros, le projet BioTfuel arrive à son terme. En 2021, les partenaires (Ifpen, CEA, Total, Avril, ThyssenKrupp et Axens) devront avoir démontré la faisabilité industrielle de ce procédé thermochimique de production de biocarburants avancés, principalement tourné vers le biogazole et le biokérosène. Chaque étape a été longuement testée, et l’ensemble intégré : de quoi montrer que la production de biocarburants de deuxième génération à un coût compétitif est un objectif atteignable.
La biomasse utilisée ici est principalement du bois. Penché sur le sol, Jean-Philippe Héraud en ramasse des morceaux noircis de quelques centimètres. Écrasés entre ses doigts, ils sont réduits en poudre. «Avantd’arriver ici, le bois subit un prétraitement qui élimine les composés volatils et les molécules structurant sa fibre de façon à le rendre friable, explique-t-il. Cela limite le besoin en énergie pour l’étape de broyage. » Le prétraitement a lieu sur le site d’Avril à Venette, près de Compiègne (Oise). Les morceaux de bois sont d’abord séchés, puis torréfiés entre 250 et 300 °C sous atmosphère réductrice (sans oxygène). Acheminés à Dunkerque par camions, ils sont broyés pour alimenter le gazéifieur à un rythme de 3 tonnes par heure.
En plus du bois, d’autres ressources sont envisagées pour la France : la paille ou les cultures à vocation énergétique comme le miscanthus, une plante herbacée. Mais le procédé a vocation à être déployé à l’international, souligne Jean-Philippe Héraud. D’où l’ambition de traiter un large éventail de matières premières. « L’idée est de pouvoir utiliser des coques de noix de coco, du bambou, ou d’autres résidus comme la bagasse de canne à sucre. »
Un gazéifieur unique au monde
D’un point de vue technologique, les enjeux les plus importants résident dans les étapes de gazéification et de torréfaction. « Le four de torréfaction était éprouvé sur d’autres types de charges, mais pas sur de la biomasse qui génère de nouvelles difficultés, indique Jean-Philippe Héraud. Quant au gazéifieur, il est unique au monde. » L’installation de ThyssenKrupp, de type Prenflo direct quench, est une version améliorée d’une technologie que l’industriel allemand a déjà commercialisée pour produire de l’électricité à partir de charbon à Puertollano (Espagne). À son pied, une benne, avec des monticules de poudre sombre qui ressemble à du verre pilé. Il s’agit en réalité de cendres vitrifiées. Elles contiennent la partie minérale de la biomasse après son passage dans le gazéifieur à 1 500 °C en présence d’oxygène. C’est la particularité de l’équipement de BioTfuel par rapport à celui de Puertollano : en plus de la nature de la biomasse en entrée qui est différente, un quench permet un refroidissement du gaz de synthèse à basse température et la récupération des cendres résiduelles.
Jean-Philippe Héraud passe en revue les installations dédiées aux étapes suivantes. Une fois le gaz de synthèse produit, elles permettent de le préparer avant son passage dans l’unité Fischer-Tropsch (FT). « Toutes ces unités sont éprouvées et présentent moins d’enjeux d’un point de vue technologique. Mais encore faut-il savoir les intégrer les unes aux autres. » Un premier réacteur est le lieu d’une « réaction de gaz à l’eau » pour ajuster le ratio entre H2 et CO dans le gaz de synthèse. « En sortie de gazéification, il y a environ deux fois plus de CO que de H2, précise Jean-Philippe Héraud. Or il nous faut des proportions inverses en entrée de la synthèse FT. » Le gaz passe ensuite à travers une tour dans laquelle sont captés les gaz acides, comme le dioxyde de carbone, avant de subir un traitement final.
Créer une filière pour les matières premières
Un moyen de diminuer les coûts est d’exploiter les synergies possibles entre les différentes étapes : récupérer les gaz résiduels, la vapeur ou la chaleur produite par des réactions exothermiques pour les réutiliser ailleurs ou générer de l’électricité. Lors de la torréfaction, par exemple, des gaz comme du CO ou des hydrocarbures légers sont produits. Ils sont récupérés et rebrûlés pour générer la chaleur suffisante pour auto-entretenir le procédé. « Une fois la torréfaction lancée, nous nous passons d’apport externe de gaz naturel », assure Jean-Philippe Héraud. Si le procédé BioTfuel vise à produire du biogazole et du biokérosène, la synthèse FT ne produit pas uniquement ces deux carburants. D’autres produits présents en sortie sont valorisables pour optimiser encore plus les coûts. Il peut notamment s’agir de molécules pour faire des lubrifiants pour moteurs ou pour alimenter des vapocraqueurs et faire des oléfines destinées au marché de la pétrochimie des plastiques. Autre défi avant que des unités industrielles puissent voir le jour : structurer la récolte et l’approvisionnement en matières premières. « En France, il n’y a ni acteur ni filière pour le faire, souligne Jean-Philippe Héraud. Il faudra y travailler sil’on veut rendre le coût des matières premières compétitif. »
Commercialisation du procédé attendue en 2021
En bout de chaîne, dans le bungalow qui accueille l’unité FT, une table est couverte de flacons de verre. À l’intérieur, les substances produites jusque-là par cette synthèse : de l’eau dans certains, de la cire blanche dans d’autres. En s’approchant, l’odeur est forte. Elle contient un mélange de paraffines, d’oléfines et de composés oxygénés. Ces hydrocarbures sont la base qui permettra ensuite de fabriquer les carburants liquides voulus.
En ce mois d’octobre, aucun biogazole ou biokérosène n’a encore été produit à partir du gaz de synthèse issu du gazéifieur. « Nous devrions pouvoir le faire d’ici à quelques semaines, précise Jean-Philippe Héraud. Mais l’enjeu principal était de démontrer la faisabilité de la production du gaz de synthèse. C’est chose faite aujourd’hui. Il ne reste que quelques détails à finaliser pour valider la pureté du gaz. »
La commercialisation de la licence du procédé BioTfuel par Axens est donc espérée pour l’an prochain. Qui sera le premier à passer à l’échelle industrielle ? Difficile de le savoir pour l’instant. « Il y a des pistes partout dans le monde », confie Jean-Philippe Héraud. Quoi qu’il en soit, cela prendra du temps. Un projet industriel qui se lancerait maintenant ne démarrerait pas avant quatre à cinq ans selon lui. Quant au démonstrateur de Dunkerque, une fois sa mission terminée, son avenir est connu : il sera démantelé.
Le procédé Futurol continue d’innover
Filiale d’Ifpen, Axens a signé en mars le premier accord de licence pour la vente du procédé Futurol à la société croate INA. Développée en France entre 2008 et 2018 par onze partenaires, cette technologie permet de produire du bioéthanol avancé – substitut à l’essence – par la fermentation de sucres grâce à des enzymes et des levures. La matière première utilisée est lignocellulosique (résidus agricoles, cultures énergétiques comme le miscanthus…). Mais les travaux de R & D continuent. L’objectif est double : produire moins cher et avec un meilleur bilan d’analyse du cycle de vie. « Pour augmenter les rendements, nous pouvons améliorer la performance des enzymes ou minimiser les pertes en valorisant mieux les coproduits », souligne Gilles Ferschneider, ingénieur de recherche à Ifpen et chef du projet Futurol. Par exemple, la lignine pour faire de l’énergie ou le CO2 pour des usages alimentaires. Concernant les enzymes, l’enjeu est d’en utiliser moins pour faire la même chose ou de trouver des conditions opératoires qui permettraient de les recycler, alors qu’elles sont aujourd’hui perdues à l’issue du procédé. De même pour les levures. Dernier axe : faire baisser les coûts des matières premières.
