Modèle du cycle de vie

Comme expliqué dans le mémoire de Nathalie Bellerive (2009), l’ACV d’un système de capture de CO2 repose généralement sur la comparaison de deux centrales thermiques semblables, avec et sans capture. Dans ce cas, l’unité fonctionnelle de l’analyse est une unité d’électricité produite, comme le kWh. Cela cadre bien dans le contexte de l’optimisation, où l’objectif environnemental est le potentiel de réchauffement climatique (GWP) en kg CO2éq/MWh, donc par unité d’électricité produite.

72

Bellerive (2009) identifie les principales étapes du cycle de vie de la capture de CO2. Ceux-ci sont, pour une centrale NGCC :

 La capture de CO2 (absorbants pour séparation et déshydratation);

 Le transport de CO2 (énergie de compression, construction d’un réseau de conduites semblable à un réseau de distribution de gaz naturel, construction de trois stations de compression dont une au diesel);

 La séquestration du CO2 (plateforme en mer pour forage et opération d’un puits, fuites géologiques de CO2);

 L’extraction, le traitement et le transport du gaz naturel (forage, extraction, refroidisse- ment, odorisation, séchage, désulfuration, récupération des hydrocarbures lourds, entreposage saisonnier);

 La construction et l’opération de la centrale NGCC (construction des bâtiments, turbine à gaz, turbine à vapeur, fumée);

 La démolition de la centrale NGCC (machinerie, transport, recyclage des métaux).

Le mémoire de Bellerive (2009) détaille également les choix technologiques et autres hypothèses définissant la frontière de l’inventaire de ce système. Dans le cas où le gaz naturel est remplacé par le gaz naturel synthétique (SNG), la partie « extraction, traitement et transport du gaz » serait évidemment remplacée par l’équivalent pour le SNG, par exemple d’après les données de Gerber (2008), selon la taille de l’usine SNG et son type de technologie.

L’ACV du système de capture de CO2 mène à un vecteur de demande finale faisant appel à 33 processus élémentaires d’arrière-plan, ce qui est suffisant pour détailler les principales étapes du cycle de vie décrit précédemment. Le passage au SNG ajoute 18 processus élémentaires d’arrière-plan (catalyseurs compris) et 3 flux élémentaires (CO2 fossile, NOx, particules fines) émis directement par l’usine de SNG. Les impacts environnementaux se calculent alors à partir de la demande finale, selon la méthode d’évaluation des impacts choisie, en suivant les règles habituelles de l’ACV. Cela est également détaillé dans le mémoire de Bellerive (2009).

Pour optimiser les impacts environnementaux du procédé de capture de CO2 avec la plateforme

conception correspond à des impacts environnementaux différents. Toutefois, le vecteur de demande finale garde toujours les mêmes dimensions puisque ce sont toujours les 33 mêmes processus élémentaires qui sont utilisés; seules les quantités changent. Ainsi, les variations d’inventaire d’une itération à l’autre ne constituent pas nécessairement des nouvelles ACV à réaliser à chaque fois, mais plutôt une recombinaison linéaire de plusieurs inventaires statiques. Le processus itératif ne demanderait alors que quelques opérations algébriques. Cette simplifica- tion est au cœur de la méthode employée pour gérer les données d’ACV dans ce projet.

Par exemple, douze processus élémentaires d’arrière-plan servent à décrire la manutention du CO2, de l’étape de la déshydratation à celle de la séquestration. Pour une itération donnée, la quantité de ces douze processus interdépendants est toujours proportionnelle. Ainsi, leurs impacts environnementaux combinés sont identiques à ce que donnerait une nouvelle ACV dont l’unité fonctionnelle serait la manutention d’une tonne de CO2. Ces impacts peuvent donc être regroupés dans un seul item, aux fins de calcul dans le fichier « post » (section 3.3.3).

De la même façon, tous les 33 processus élémentaires peuvent être regroupés fonctionnellement en quelques intrants matériels dont les impacts environnementaux spécifiques sont indépendants des variables de décision dans le modèle. La manutention du CO2 est l’un de ces intrants. Les 33 processus peuvent aussi être regroupés mathématiquement en quatre catégories dont le comportement mathématique, en fonction des variables de décision, est identique. Concrètement, la principale différence entre les deux types de regroupement vient du fait que les consommations d’eau de refroidissement, d’acier et de MEA paraissent intuitivement indépendantes, mais en fait sont toutes dépendantes de la quantité de fumée traitée dans le modèle, du moins pour le niveau de détail utilisé dans cette thèse. Tout au long de cette thèse, le regroupement fonctionnel, davantage intuitif et pédagogique, est généralement utilisé dans la discussion, alors que le regroupement mathématique est utilisé dans la programmation du modèle.

Dans le cas du SNG, presque tous les équipements ont une taille et un régime d’opération définis en fonction de la quantité de bois entrant. Pour simplifier, les impacts sont donc fixés par unité de bois, ce qui fait que le SNG se ramène à un seul intrant, malgré la complexité des taux variables de capture de CO2 et de production électrique. Par contre, il faut bien noter que les impacts ne sont pas fixes par unité de SNG, lorsque le taux de capture de CO2 à l’usine de SNG est variable. Le calcul de ces impacts est décrit à la section 3.6.

74

Les regroupements mathématique et fonctionnel facilitent la gestion des données et constituent les premières étapes de l’adaptation d’une ACV à un contexte d’optimisation. La Table 3-2 résume ces résultats.

Table 3-2 : Classification des processus du vecteur de demande finale dans l’ACV

Nom abrégé Groupe Facteur de conversion

Groupe Horaire Gaz naturel distribution /FR U 1 GJ

Gaz naturel

0,0075 320000 Gaz naturel France /RER U

Gaz naturel Royaume-uni /RER U Gaz naturel Netherlands /RER U Gaz naturel Norway /RER U Gaz naturel Russian /RER U Gaz naturel Algérie /RER U

Gaz naturel Nigéria adapté /RER U

Électricité NGCC avec capture /RER U 1 GJ Fumée 0,0075 Centrale Métaux instituts /RER/I U 1 GJ Infrastr. 0,0075 Hydrochloric acid, at plant/RER U 1 GJ Autres

intrants chimiques Sodium hydroxide, at plant/RER U

Water, decarbonised, at plant/RER U Disposal, residue cooling tower, /CH U

IISI - Coil BF -Europe no RE 1 kg Acier 1,04E-05 320000 *

(Fraction des fumées sur laquelle la capture s’opère) Trp carbon steel /RER U

Eau Cooling water, at plant/RER U 1 kg Eau de

refroidissement 60,155

MEA at plant/RER U 1 kg MEA 6,30E-05

Trp MEA /RER U

Déshydratation CO2 sec modifié /NO U 1 t Transport de CO2

0,000378 (Quantité de CO2 effectivement capturée) / 0,378 Construction plateforme /OCE/I U

Forage puits /OCE/I U

IISI - Plate BF-Europe no RE vf Construction pipeline onshore /I U Électricité compression rive /UCTE U Construction pipeline offshore /I U Génératrice pour compression /GLO U Trp diesel sur la plateforme /RER U Trp infra compression lorry /RER U Trp infra compression barge/RER U

Fuite de CO2 1 t Séquestr.CO2 0,000378

SSL - Stainless Steel 316 2B no RE 1 kg Acier

inoxydable 1,51E-05 (Quantité d’inox) / 3,4 Trp Stainless /RER U

Dans la Table 3-2, on remarque que seuls les processus dont le nom se termine en « U » proviennent d’ecoinvent. Par contre, tous les processus de la table sont d’arrière-plan, sauf « Électricité NGCC avec capture » et « Fuite de CO2 », qui peuvent être considérés d’avant-plan dans la mesure où ceux-ci sont en principe spécifiques au site, même s’il s’agit de données génériques dans ce cas-ci. La deuxième et la troisième colonne représentent le regroupement fonctionnel, alors que la dernière colonne représente le regroupement mathématique.

Dans la Table 3-2, le « facteur de conversion groupe » correspond à la quantité de chaque intrant entrant dans le cycle de vie d’un kWh d’électricité, pour la centrale non optimisée dans le contexte de l’ACV (Bellerive, 2009). Ces facteurs sont utiles pour décomposer les impacts de ce kWh en termes compréhensibles, mais ne sont pas utilisés dans la programmation. Comme les deux types de facteurs ne sont pas directement reliés, leur comparaison peut être une étape utile de vérification.

Le « facteur de conversion horaire » correspond plutôt au regroupement mathématique et est utilisé dans la programmation. Cette quantité peu intuitive indique directement par quoi il faut multiplier la contribution d’un processus aux impacts environnementaux d’un kWh d’électricité avant optimisation, pour obtenir les impacts de la centrale optimisée, par heure, en fonction de trois variables du modèle d’optimisation. Cette recombinaison procède plutôt par imitation de la modélisation économique, qui est aussi sur une base horaire. Le nombre de ces facteurs (seulement quatre) peut paraître bas, mais en fait les impacts ne peuvent pas être détaillés davantage à moins de refaire un nouveau modèle plus détaillé que celui des coûts, ce qui ne serait pas logique. Ainsi, le vecteur de demande finale, en fonction de l’ensemble des variables de décision sélectionnées pour la simulation, n’a que quatre éléments linéairement indépendants. Ceux-ci correspondent aux processus dont les impacts environnementaux sont respectivement : fixes par unité de temps, fixes par unité de fumée traitée, fixes par unité de CO2 capturé, et fixes par unité d’inox installé. Notamment, aucun impact n’est fixe par unité d’électricité produite. Par exemple, tous les impacts sur une base horaire déjà présents dans la centrale sans capture, sauf les émissions directes de CO2, sont des impacts indépendants de la conception du système de capture. Ils sont donc fixes par unité de temps dans la Table 3-2. Comme le rendement thermodynamique de 48 % supposé dans l’ACV ne permet de produire que 320000 kWh par heure avec 2400 GJ/h de gaz naturel, le facteur de conversion horaire devient 320000,

76

indépendamment de la façon dont a été obtenue la performance de la centrale modélisée dans l’ACV originale. Les impacts horaires de la centrale optimisée, dont c’est la puissance thermique de 2400 GJ/h qui est fixe, correspondront alors à 320000 unités fonctionnelles dans l’ACV, indépendamment de son rendement thermodynamique.

En appliquant ces facteurs de conversion horaire aux résultats de Bellerive (2009) pour la catégorie d’impacts GWP, les impacts deviennent17 :

 30266 (ou 29473) kg CO2éq/h d’impacts fixes par unité de temps o 29168 pour le gaz naturel (extraction, traitement et transport) ;

o 304 pour l’infrastructure de la centrale avant capture, ici amortie sur 225000 heures comme dans l’ACV (312 si on inclut l’infrastructure d’acier pour la capture) ;

o 774 pour le méthane et l’oxyde nitreux dans la fumée, qui peuvent théoriquement varier selon le design des brûleurs et la recirculation (0 si on les néglige) ;

o 20 pour les autres intrants chimiques (0 si on les considère utiles à la capture) ;

17 _{Ces données ne considèrent pas les impacts évitables. Elles proviennent du fichier « Processus Etienne}

Résultats.xls », qui provient lui-même du fichier « GDF Résultats_TEG modif-corrigé.xls », en particulier le processus « GDF avec cap, dés,TEG mod/corr ». Ce dernier provient de la base de données SimaPro « EDFGdF / Nathalie Bellerive EDF - Gaz de France / Product stages / Assembly / Others ». Il s’agit de l’ACV finalisée par Jean- François Ménard pour le compte d’Électricité de France et de GDF SUEZ, avec ecoinvent 1.2. Cette base de données est à distinguer de version de travail, localisée dans « Total21092005 / Nathalie EDF - GDF », particulièrement dans les sections « Processes / Material / Etienne » et « Product stages / Assembly / Others ». Elle est aussi à distinguer de la base de données « Professional / Tutorial with wood example » qui a été utilisée pour recréer l’ACV du SNG réalisée par Léda Gerber, et pour obtenir des données ecoinvent 2.0 pour le troisième article (chapitre 7), notamment dans les sections « Processes / Material / Fuels / Biofuels / Methane » et « Processes / Energy / Cogeneration / Gas / Power unit ». Les chiffres entre parenthèses indiquent les valeurs utilisées dans certaines simulations. Celles-ci diffèrent à cause d’omissions (méthane et oxyde nitreux), d’erreurs de catégorisation (acier dans infrastructures, « autres intrants chimiques » dans fumée traitée), ou de simplifications (inox dans fumée traitée). Finalement, on remarque qu’ecoinvent considère l’eau de refroidissement d’une centrale NGCC comme étant sans impact; il est donc curieux d’utiliser une eau différente pour le refroidissement du système de capture. Si les pertes de MEA étaient modélisées séparément, les impacts fixes par unité de fumée deviendraient plutôt négligeables.

 0 à 239 (ou 259 ou 290) kg CO2éq/h d’impacts fixes par unité de fumée traitée (la fraction de la fumée traitée est « Init_frac »)

o (163 x Init_frac) pour l’eau de refroidissement du système de capture seul ; o (69 x Init_frac) pour l’absorbant MEA et son transport ;

o (31 x Init_frac) si on veut inclure l’inox ici pour simplifier (distorsion à éviter tant que la hauteur de l’absorbeur est une variable de décision) ;

o (8 x Init_frac) pour l’acier et son transport, ici amorti sur 225000 heures comme dans l’ACV18 (0 si on le considère avec les autres infrastructures);

o 0 pour les autres intrants chimiques (20 si on les considère utiles à la capture) ;  0 à 1455 kg CO2éq/h d’impacts fixes par unité de CO2 capturé (« CO2_captured »)

o 1,01 % du CO2 effectivement capturé, lui-même indiqué par ASPEN, pour son séchage, transport et séquestration, infrastructures incluses mais fuites exclues ;

 0 à ~ 40 kg CO2éq/h d’impacts fixes par unité d’inox installé (« Total_packing_mass »)

o 2,973 x 10-5 kg CO2éq/h (ou 0) par kg d’inox contenu dans le garnissage des colonnes, pour sa fabrication et son transport, ici amorti sur 225000 heures comme dans l’ACV (calculé à partir des dimensions réelles des colonnes dans la simulation).

On remarque que les impacts de l’inox sont presque aussi minimes que ceux de l’acier. Il est toutefois intéressant de les désagréger des impacts fixes par unité de fumée traitée, en vue de l’analyse de sensibilité, afin que les impacts associés à la partie variable de l’investissement soient bien représentés dans le modèle. Cela permet éventuellement de déterminer si les dimensions réelles des colonnes (et donc la modélisation cinétique) sont utiles à l’optimisation des impacts environnementaux.

Finalement, il reste à modéliser les émissions évitables, selon la méthode décrite dans les articles. Dans certaines simulations, le choix d’éviter ces émissions est fait par une variable de décision,

18 _{La proportionnalité n’est pas exacte en réalité vu que la masse de certaines infrastructures ne dépend pas}

linéairement du volume de fumée, mais l’erreur ici est négligeable sur le total de 239. Il est à noter que l’utilisation de fonctions non-linéaires pour décrire la masse des équipements a été explorée plus récemment par Gerber (2011).

78

alors que dans d’autres simulations, incluant celles décrites ici, les émissions sont plutôt calculées en double (évitement maximal ou nul). La quantité de méthane évitable chez les producteurs de gaz naturel varie, selon les auteurs, entre 30 % (Robinson, Fernandez, & Kantamaneni, 2003) et 50 % (Anonymous, 1999b). La quantité de CO2 capturable dans le gaz naturel est grossièrement estimée à 1 kg/GJ, soit 11 % du total19. Le coût horaire d’évitement de ces émissions correspond alors au produit de la quantité de gaz consommé, de la quantité d’émissions évitables par unité de gaz, et du coût par quantité évitée tel que déterminé dans les publications. Dans ce cas-ci, en prenant seulement 30 % des émissions de méthane comme évitables, cela revient à moins de 60 $/h ou 0,03 $/GJ ou 0,4 % du coût du combustible.

En résumé, le modèle d’optimisation calcule l’objectif environnemental, c’est-à-dire le potentiel de réchauffement climatique (GWP) en kg CO2éq/MWh, en additionnant les émissions de CO2 non capturé avec les émissions non évitées en arrière-plan qui sont décrites depuis le début de cette section. Les lignes de code qui correspondent au calcul du coût des émissions évitables, de l’objectif environnemental et des coûts totaux d’évitement du CO2, sans utilisation du SNG, sont les suivantes :

% 30% of methane avoided at $10/ton and 1kg CO2 avoided at $15/ton Hourly_mitigation = 2400.0/1000.0*(3.15*0.3*10.0+1.0*15.0);

GWP_noLCA = 144000*(1-Init_frac) + CO2_uncaptured*Init_frac; GWP_nomitigation = GWP_noLCA + CO2_captured*Init_frac*0.0101

+ Total_packing_mass*6.69/225000.0 + 29473 + 259 * Init_frac; GWP_OBJ = GWP_nomitigation - 2400.0*(3.15*0.3+1.0);

GWP_basecase_noLCA = 144000;

GWP_basecase_nomitigation = 144000+29473;

GWP_basecase_mitigation = 144000+29473-2400.0*(3.15*0.3+1.0); % avoidance cost without mitigation

CCO2_noLCA = 1000*(CASH_basecase_nomitigation-CASH_nomitigation)/ (GWP_noLCA/Net_Power - GWP_basecase_noLCA/400.0);

CCO2_nomitigation = 1000*(CASH_basecase_nomitigation-CASH_nomitigation)/ (GWP_nomitigation/Net_Power - GWP_basecase_nomitigation/400.0); % avoidance cost with mitigation

CCO2_mitigation = 1000*(CASH_basecase_mitigation-CASH_OBJ)/ (GWP_mitigation/Net_Power - GWP_basecase_mitigation/400.0);

19 _{L’estimé apparaît du bon ordre de grandeur considérant que, selon ecoinvent, 16 % des émissions de CO}

2 dans le

cycle de vie du gaz russe provient du procédé d’adoucissement, et que ce gaz n’est pas tout séquestrable. Il n’y a pas de données spécifiques à l’adoucissement pour les autres pays. Certains types de gaz ne contiennent pas assez de CO2 pour avoir besoin de ce procédé, ce qui diminue également le pourcentage séquestrable en moyenne. Au total,