biogaz et biométhane en france:...
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Biogaz et biométhane en France:
Panorama
Caroline Marchais, déléguée générale du Club Biogaz
[email protected] +33 1 46 56 41 43
www. biogaz.atee.fr www.biomethanecarburant.info
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Le Club Biogaz ATEE
Interprofession de la filière méthanisation et biogaz en France
Informations
grand public
et professionnels
Échanges techniques
et informations
professionnelles
Représentation
de la filière
L’ATEE bénéficie du
soutien de l’ADEME
Organisation d’évènements
•Colloques techniques
•Voyages d'études
•Formations
Grands rendez-vous de la
filière, salon Expo Biogaz
Interlocuteur reconnu par
les pouvoirs publics
•13 ans d'existence
•…et d'actions pour promouvoir
le développement des filières
de production et de valorisation
du biogaz
~200 adhérents personnes
morales, en augmentation
Comité de direction élu,
composé de représentants des
11 collèges (groupes de métiers)
Site internet actif
•Actualités du Club
•Réglementation
•appels à projets
•Documents pratiques et
études...
•Agenda de tous les
évènements de la filière
Services pour les adhérents
•Mails d'informations
•Veille réglementaire
•Questions/réponses…
Groupes de travail
•avec les adhérents
•en coordination avec d’autres
organismes concernés par le
biogaz
Sujets d’actualité
•Réglementation
•Transport et injection du
biogaz dans le réseau
•Valorisation du biogaz
•Tarifs d'achat d'électricité
•Biogaz agricole, digestats...
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Guide des acteurs
Edition annuelle
500 exemplaires
Visibilité accrue des adhérents
mais référencement de tous les acteurs en France
Crédibilité d’une filière en croissance
Diffusion aux professionnels, porteurs de projets, et élus
Brochure
Travail en collaboration avec CHP Goes Green (ARENE IDF et RAEE) pour édition papier
Diffusion internet
Public ciblé : élus et collectivités
Visibilité et structuration de la filière
Guide des acteurs du biogaz + Brochure biogaz
Guide à commande r en ligne, brochure téléchargeable
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Introduction sur le biogaz
Définition
Types de production
Valorisations
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Biogaz
Définitions, voies de production Biogaz
un combustible… Mélange de CH4 (50 à 80%), de CO2 (20 à 50%), de H2S (20 à 5000 mg/m3) et
de H2O, N2 et O2 (< 1%)
… une énergie renouvelable 1000 m3 biogaz = 7000 kWh = 0,65 Tep 1000 m3 CH4 = 9900 kWh = 0,85 Tep
mais… gaz saturé en eau comprenant des impuretés (Cl2, H2S, O2 essentiellement)
Biométhane : biogaz ayant subi une épuration poussée en vue d’être injecté dans les réseaux de gaz naturel ou d’en faire du carburant
Voies de production : « naturelle » (marais) captage en ISDND (décharges) contrôlée en méthaniseur (déchets fermentescibles humides : déchets
agricoles et industriels, biodéchets, boues de stations d’épuration) Autre voie de production : Le biométhane peut aussi être produit par
gazéification de biomasse sèche (procédé thermique), suivie d’une étape de méthanation (enrichissement en CH4) et d’épuration
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Déchets d’agriculture,
Ensilage
Déchets de la restauration
et des collectivités
Fumier, lisiers, déchets
d’abattoirs, effluents
d’industries agro-alimentaires
Boues d’épuration
Stockage puis
hygiénisation
en cuve fermée
Halle de stockage
fermée et ventilée
Bassin de décantation
fermé et ventilé
Véhicule GNV
Réseau de gaz
Habitations et
bâtiments publics
Bâtiments agricoles et
industriels
Electricité
Réseau électrique
Epuration
Cogénération
Biogaz
Réseau
chaleur
Epandage direct Compostage
Biométhane
Chauffage
digesteur
1- GESTION DES SUBSTRATS ENTRANTS
2- MÉTHANISATION
Principe de la méthanisation
4- GESTION
DU DIGESTAT
3- VALORISATION
Source: Club Biogaz
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Différents procédés de méthanisation
IAA Industries
STEP IAA
Agricole
Déchets ménagers Agricole
Substrat pompable
Substrat solide
Soluble
Matières en suspension
Mise en solution
Voie « liquide » < 3%
Voie « semi liquide » 3% - 12%
Voie « solide » 20 – 40%
Caractéristique substrat
Matière organique
Procédés à envisager
Source: APESA
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Photo: APESA
Photo: Club Biogaz
Photo: Club Biogaz
Exemples
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Valorisation des digestats
Plan d’épandage Selon réglementation ICPE 2781, arrêtés préfectoraux…
Post-traitements Séchage, stripping… pour exportation, fabrication d’engrais…
Normalisation mise sur le marché comme « produit » Normes d’application obligatoire (arrêté du 21 août 2007): NF U 44-051 : Amendements organiques
Matières fertilisantes principalement composées de combinaisons carbonées d’origine végétale, fermentescibles ou fermentées, destinées à la reconstitution du stock de la matière organique du sol ou à son entretien
Matières fertilisantes organiques <3% en N, P2O5, K2O et avec (N + P2O5 + K2O) < 7% sur matière brute (si > : engrais).
NF U 44-095 : Amendement organique contenant des MIATE Matières d’intérêt agronomique issues du traitement des eaux. Produits finis avec des teneurs respectives en azote (N), phosphore (P2O5),
potassium (K2O) inférieures à 3 % sur matière brute avec (N + P2O5 + K2O) < 7% sur la matière brute.
Réflexion pour une norme « digestats »… mais pas d’avancées Homologation de digestats possible mais complexe et valable que pour un
site de production
Phase de
compostage
obligatoire
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GNV & biométhane
Technologie de pointe déjà opérationnelle Plein réalisé en 2 à 5 minutes
Autonomie des véhicules de 300 à 500 km en GNV (+500 à 800 km en essence pour les véhicules < 3,5t) Pour le transport routier le GNL offre une autonomie de près de 1 000 km.
Performances écologiques prouvées 80% de réduction des émissions d’oxyde d’azote (NOx)
95% de réduction d’émissions de particules fines
- 50% pollution sonore par rapport au diesel
25% de réduction des émissions de CO2 par rapport à un moteur essence et 5% par rapport au diesel
Carburant inodore
Aucune émission de fumée noire
Amélioration du confort, souplesse de conduite
Fiscalité avantageuse (récupération TVA, exonération carte grise)
Réduction des externalités liées à un bus de 70% en GNV, de 90% en biométhane (pollution, santé…)
Toutes les infos sur : www.biomethanecarburant.info
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Biométhane carburant : un biocarburant
de 2è génération déjà disponible Technologies matures et disponibles
Du gaz naturel / biométhane à l’état gazeux, comprimé à 200 bars
Un indice d’octane très élevé (~130) donc un carburant performant
Compatible avec les modes de motorisations hybrides
Adapté à toutes les utilisations y compris aux poids lourds
Outil essentiel de mise en œuvre de politiques locales de mobilité durable
Solution indispensable pour atteindre 10% d’ENR dans les transports en 2020
Valorisation du biogaz qui présente le meilleur potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre à 100 ans (étude de l’ADEME)
Exemple de la Suède 58 Mm3(N) de biométhane carburant consommés en 2010
Source: Swedish Gas Centre
2010: 32038 véhicules GNV (30105 VL; 499 PL; 1434 bus)
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Gammes disponibles:
31 modèles de véhicules légers de tourisme en vente en France et pays voisins dont 17 en première monte
27 modèles de VUL en vente en France et en Europe proche dont 18 en première monte
42 modèles de véhicules lourds en vente en France
26 bus
16 bennes à ordures ménagères
+ camions
GNV & biométhane : Tous usages possibles!
Sources: www.ngvaeurope.eu, www.afgnv.info
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Une évolution réglementaire en faveur du GNV
Textes Contraintes … = atouts pour le GNV!
EURO 6 Dès 2014, sévérisation des émissions polluantes CO2, CO, NOX, PM, etc. (difficultés pour les Diesel, surcoût de ~2800€)
Directive 2009 / 33/CE
Prise en compte des externalités: coût des polluants durant tout le cycle de vie d’un véhicule, 30 à 40 € par tonne de CO2 et 87 000 € par tonne de particules
UE 2020: 3x20 +10
- 20% d’émissions de GES, + 20% d’efficacité énergétique, + 20% d’énergies renouvelables, et 10% d’énergies renouvelables dans le transport
ZAPA Expérimentation de 8 Zones d’Actions Prioritaire de l’Air; Nice, Aix, Grenoble, Clermont Ferrand, Lyon, Bordeaux, Paris, Saint Denis, prise en compte d’autres paramètres que le CO2 => Meilleur classement pour les véhicules GNV
Les Plans Climats
D’ici 2013 obligation de réalisation de PCET pour les collectivités > 50.000 habitants
Les PDU Obligation de réaliser des PDU pour les collectivités > 100.000 habitants
Bilan GES Obligation de réaliser des bilan GES et un bilan transport pour les collectivités > 500.000 habitants.
Agendas 21 Plan d’actions de développement durable des territoires à la maille des communes ou regroupement de communes
Sources: GrDF
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Une identité visuelle pour GNV et bio GNV
Juin 2012
A retrouver sur
www.biomethanecarburant.info
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État de la filière en France et perspectives de
développement
Parc de production Potentiel de développement Enjeux Mécanismes de soutien à la filière
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Le biogaz dans la production d’énergie primaire en
France en 2011
350 ktep soit 1,8% de la production primaire d’ENR (334 en 2010)
En 2011, la production primaire de l’ensemble des ENR (électriques et thermiques) est
de 19,5 Mtep, soit 7,7% de la consommation d'énergie primaire totale
Source : MEDDE, SOeS/ bilan de l’énergie 2011
Part de chaque filière dans la production primaire d’énergie
renouvelable en 2011
En %
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État des lieux
Nombre d’installations en service en 2011 (hors projets)
Valorisation de biogaz sans méthaniseur
~100 sites de valorisation du biogaz en ISDND
Production de biogaz avec méthaniseur
60 stations d’épuration urbaines
80 sites industriels et IAA
41 installations agricoles
7 installations territoriales
9 unités OM en service
Bilan de la production de biogaz
Production brute : 350ktep en 2011
Énergie valorisée :
Production d’électricité : 1117 GWh (2011)
Chaleur valorisée : 94ktep
Épuration en biométhane
Injection dans le réseau de gaz naturel : ~0
Biométhane carburant : 45 000 Nm3
Source :ErDF, Observatoire de l’énergie , Ademe et Club Biogaz 2011
Env. 300 sites
Dont (fin 06/2012)
180 sites = 226 MWel
raccordés au réseau
ERDF
+ Attente de
raccordement
101 sites = 78MWel
20MW installés
(hors OM)
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Production du biogaz
bilan 2010 et projection 2015-2020
Estimation de la contribution totale biogaz Plan d'action national en faveur des énergies renouvelables - Période
2009-2020*
2005 2010 2015 2020
Électricité
capacité installée MW
(Biogaz – ENR)
84
ENR: 27088
164
33164
363
45098
625
62167
production brute d'électricité GWh
478
75839
935
87369
2129
115577
3701
155284
Chauffage et refroidissement
consommation finale d'énergie
ktep
86
9397
83
11121
260
15040
555
19732
Transports (biogaz + huiles
végétales…) ktep
0
544
0
2898
30
3215
160
4062
* Source: NREAP France, 2010
http://ec.europa.eu/energy/renewables/transparency_platform/doc/national_renewable_energy_action_plan_france_fr.pdf
Potentiel de production de biogaz en France : 153TWh
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Les enjeux de la méthanisation en France
Traitement des déchets organiques (directive décharge du 26/04/1999 et Grenelle Environnement) Technologie complémentaire aux autres filières de traitements Recyclage matière et organique de déchets ménagers prévu à 35% en
2012 et 45% en 2015 (Directive décharge du 26/04/1999 et Grenelle Environnement, Décret n° 2011-828 du 11 juillet 2011 et Arrêté du 12 juillet 2011 sur les biodéchets)
Production de matières fertilisantes (digestat ou compost)
Production d’une EnR sous des formes multiples Grenelle 1 : 23% d’Enr dans la consommation finale en 2020 (19Mtep =
env 7% en 2008, Soit +20Mtep d’ici 2020) Électricité renouvelable : de 15,5% en conso finale en 2010 à 27% en
2020 (NREAP 2010) Chaleur renouvelable : hausse de 50% d'ici à 2010 (loi POPE du
13/07/05), atteindre 33% de renouvelable en 2010, PPI Chaleur: 60ktep de biogaz en 2012, 555 en 2020
Agrocarburants : consommation de 10% d'énergies renouvelables à l’horizon 2020 dans les transports (NREAP 2010)
Gaz à effet de serre : réduction de 3%/an, soit division par 4 en 2050 (Plan Climat et Grenelle 1) par la non émission de biogaz à l’atmosphère par la valorisation énergétique du biogaz
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Intérêt si : Coûts du biogaz
Les coûts dépendent de:
Conditions de financement
Coûts d’investissement (dont contraintes réglementaires + délais administratifs)
Coûts d’exploitation
Coûts d’approvisionnement en substrats (achat, logistique…)
Coûts de l’énergie
Coûts d’évacuation des résidus (digestats, eaux…)
…
< Revenus du biogaz
Les revenus dépendent de:
Soutiens financiers, incitations gouvernementales
Tarif d’achat de l’énergie produite (électricité, gaz, chaleur)
Demande du marché
Revenus de traitement des déchets
Co-produits (vente de compost/ digestats?...)
…
Développer la méthanisation en France?
Quels facteurs incitatifs?
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Hors chauffage digesteur,
hygiénisation…(process
amont)
Tarifs de valorisation électrique
Méthanisation
Puissance maximale
installée
Tarif de base
( c€/kWh )
≤150 kW 13,37
300 kW 12,67
500 kW 12,18
1 000 kW 11,68
≥ 2 000 kW 11,19
Arrêté du 19/05/2011 (installations mises en service après le 21 mai 2011 )
Valeur de l’efficacité énergétique V Prime M ( c€/kWh )
V ≤ 35 % 0
35 % < V < 70 % Interpolation linéaire
V ≥ 70 % 4
ISDND
Puissance maximale
installée
Tarif de base
( c€/kWh )
≤150 kW 9,745
≥ 2 000 kW 8,121
Prime effluents d’élevage ( c€/kWh )
Pmax Pr max
≤150 kW 2,6
≥ 1 000 kW 0
Ef (% d’effluents) Valeur de Pr
≤ 20 % 0
≥ 60 % Pr max
Selon:
Pour tout: interpolation
linéaire entre les valeurs
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Synthèse des attentes de la filière sur ce nouveau
tarif Révision du mode de calcul de la prime efficacité énergétique, avec
plusieurs solutions : exclusion de l’hygiénisation dans la chaleur autoconsommée
taux maximum à 60% au lieu de 70% (inatteignable pour 90% des projets)
élévation du maximum à 5 au lieu de 4 c€ (contre 3,2c€ à ce jour)
Égalité de la prime effluents d’élevage sans être fonction de la puissance des installations (la différence de rentabilité est déjà prise en compte dans le tarif de base)
Prime pour l’utilisation des résidus agricoles (menue paille) et d’intercultures à vocation énergétique, aidant également à la mise en place et à la valorisation des CIPAN. Sans cela, seront favorisées les cultures énergétiques dédiées, plus facile à mettre en place.
Limitation de la fuite de déchets aux frontières par clarification de la réglementation
Ce n’est que grâce à l’augmentation tarifaire qu’une filière française du biogaz émergera et permettra très rapidement de faire baisser les coûts d’ingénierie et ceux des matériaux employés, quitte à réviser à la baisse les tarifs dans quelques années.
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Contexte du soutien au biogaz
Concurrence européenne Alors que les soutiens sont fortement marqués pour lancer les filières
nationales, par des tarifs d’achats, des aides à l’achat de véhicules biométhane, ou l’engagement de collectivités directement dans les projets, on assiste en France à une politique trop timide
Nos déchets partent allègrement se faire méthaniser de l’autre côté des frontières. Aberration environnementale certes, mais rentabilité meilleure.
Mécanisme de subventions ou appels à projets inadapté procédures et délais supplémentaires alors qu’il faut déjà des mois
pour obtenir toutes les autorisations administratives…
Système peu rassurant pour les investisseurs, et inégalitaire puisqu’il dépend des régions et de critères de sélection parfois inadéquats. Bref, beaucoup d’efforts pour peu de résultats.
Une crainte d’emballement infondée des pouvoirs publics Les coûts, besoins de maitrise technique, d’exploitation et
d’approvisionnement au quotidien, et l’impossibilité de délocaliser hors du territoire la majorité des emplois ou encore la quantité finie de la matière organique, en sont la garantie.
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D’autres leviers existent pour aider la filière
3 à 5 ans minimum sont nécessaires entre l’idée et la mise en service d’un site vs ~1 an chez nos voisins
Une simplification des procédures administratives, permettrait de monter plus vite les projets, et de faire des économies des deux côtés. Un relèvement des seuils pour les installations soumises à
enregistrement et à autorisation sous la rubrique ICPE 2781, aujourd’hui de 30 et 50t/j de matières traitées.
Un élargissement de la liste des intrants autorisés en déclaration et autorisation (tonnages seuils pour des sous-produits animaux ou déchets de restauration hygiénisés par exemple)
Un engagement sur des délais de traitement des dossiers plus courts par les services administratifs locaux
Une harmonisation du traitement des dossiers par les administrations locales (pièces demandées, contrôles, autorité concédant le permis de construire, etc.)
Un engagement contraignant pour les opérateurs, sur les délais de procédures de raccordement aux réseaux (réception et traitement des dossiers, contrats, travaux de raccordement…)
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Conclusion
Une énergie dont les bénéfices environnementaux ne sont plus à prouver Traitement de déchets
Production d’énergie renouvelable
Production stable sur court (journée) ou long terme
Seule énergie renouvelable valorisée sous forme multiple en remplacement du pétrole, GN, fioul, nucléaire…
Enfin le lancement du biogaz en France …et du GNV?
…et du biométhane qui allie les atouts des 2!
Un besoin de communication fort Ça marche, les autres le font, pourquoi pas nous???
Accélérer son développement? S’inspirer des modèles et technologies des pays voisins en les adaptant à
notre situation: tarifs, réglementation, aides…
Simplifier et accompagner les porteurs de projets
Disposer de gammes de véhicules français GNV !
Roulez jeunesse!
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Annexes: zoom sur le bioGNV
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Statistiques véhicules GNV à fin 2011
Monde
14 723 161 Véhicules en circulation
75 000 000 m3(n) consommés par jour
20 730 Stations délivrant du GNV
Europe
1 001 798 Véhicules en circulation
6 000 000 m3(n) consommés par jour
3 013 Stations délivrant du GNV
France
13 500 Véhicules en circulation
265 000* m3(n) consommés par jour
332 Stations délivrant du GNV
GNV : 1ère énergie alternative aux dérivés du pétrole (gazole, essences, GPL) au niveau mondial
Source : www.ngvjournal,com / * Estimation IVECO
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Schéma d’une voiture au gaz naturel
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Forte réduction des émissions de CO2
Sources: DENA, The role of natural gas and biomethane in the fuel mix of the future in Germany
CONCAWE et al. Well-to-wheel analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context. 2007
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Une large gamme de stations
La gamme de taille de station est très large et les coûts d’investissement par conséquent très variables
Entre 3 000 € HT et 18 000 € HT pour les toutes petites stations (anciennement compresseur à domicile) procurant un débit compris entre 1,5 m3/h et 13,5 m3/h (solutions pour 1 à 15 véhicules)
De 40 000 € à 200 000 € environ pour des stations « sur mesure » alimentant des véhicules légers selon la taille de la flotte et les options (station publique avec paiement CB ou non, remplissage rapide ou lent ,etc.)
Jusqu’à plus de 600 000 € pour des stations « sur mesure » alimentant également des véhicules lourds – bus, BOM, etc. - selon la taille de la flotte et les options (station publique avec paiement CB ou non, remplissage rapide ou lent ,etc.)
Sources: GrDF
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Exemple: Station de remplissage de bus
Strasbourg, France Type S/L750 with 2 x CU compressors, 70 slow-fill posts and 1 x MODULAR dispenser
Sources: Atlas Copco
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Exemple: Station publique, 20% biométhane
(virtuellement)
Fühtstenfeldbruck, Germany, stand alone station Type S100 – Duo 1 x DM compressors and 1 x dispenser type MODULAR
Compatible pour remplir des Poids Lourds
Sources: Atlas Copco
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Exemple: Station publique, 100% biométhane
(virtuellement)
Gersthofen, Germany Type S100 – Duo 3 x DM compressors and 1 x dispenser type MODULAR
Stand alone – Execution, cars and buses
Sources: Atlas Copco
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Le GNV, un carburant économique
Des prix en station publique inférieurs aux prix du gasoil et de l’essence
Des coûts de revient de carburant en station privée fortement optimisables
Des coûts de carburant au kilomètre parcouru pouvant atteindre des réductions 50% par rapport à l’essence et 20% par rapport au gazole
+ prévisibilité des coûts : faible volatilité du prix du gaz !
Coûts de maintenance égaux
34
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
10 VUL 50 VUL 10 bus 50 bus
2,37
1,11
0,59 0,56
Coût du m3 de
GNV (€/m3)
Le prix de vente du GNV est
directement lié aux volumes
consommés donc au nombre de
matériel roulant.
Une station mutualisée avec
d’autres clients permet
d’atteindre plus rapidement des
niveaux de consommation
entrainant une baisse
significative des prix de vente du
GNV
Une station qui accueille
plusieurs opérateurs, c’est une
station optimisée avec des
économies d’échelle
significatives
Sources: GrDF
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Dynamique du marché GNV-biométhane en France
et prospective 2013-2015
TYPE DE VEHICULE
TENDANCE 2012
PROSPECTIVES 2013-2015
RAISONS
UTILITAIRES ZAPA, P.S.E.
bilan carbone, affichage carbone
B.O.M. ZAPA, bruit, P.S.E., bilan carbone,
surcoûts Euro6 diesel, auto production biométhane, coût gazole
BUS ZAPA, bruit, bilan carbone, surcoût Euro6 diesel, coût gazole, confort
passagers, surcoûts hybrides
CAMIONS DISTRIBUTION
ZAPA, P.S.E., bruit, bilan carbone, affichage carbone, surcoûts Euro6
diesel, surcoûts hybrides
POIDS LOURDS 40-44t
coût gazole, GNL, P.S.E., bruit, bilan carbone, affichage carbone, surcoûts
Euro6 diesel, ZAPA
Sources: IVECO / FIAT
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Annexes: zoom sur l’état des lieux
Cartes des installations par types
2011
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Annexes: État des lieux
Centres de stockage de déchets (ISDND) 70 sites de valorisation du biogaz pour une puissance électrique
de 95 MWe, dont :
2,5 TWh valorisés (53% de l’énergie primaire) à 80% en cogénération (chaleur destinée au séchage des lixiviats)
4 unités en cogénération
7 unités de production thermique uniquement
37 unités de production électrique uniquement
Potentiel de développement important :
Sur les 300 décharges autorisées, 200 CET de plus de 3 000 tonnes/an opérationnels disposent d’un réseau de captage du biogaz (volume biogaz capté : 1,1-1,3 Mds m3
, énergie primaire : 4,8 à 6 TWh [SINOE 2009])
Parc récent en forte croissance, orienté sur la valorisation électrique
TGAP Probable croissance de la valorisation du biogaz
Nouvelle technique « bioréacteur » (collecte et réintroduction des lixiviats dans les massifs de déchets avec un contrôle des réactions)
Source Observatoire de l’énergie (16-12-08) et Ademe (27-02-09), E&Y pour SINOE 2009
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60 step urbaines
Capacité de traitement : 17 MEH* =368 000 tonnes de matière sèche de boues traitées par an
Production énergie : 140 000 000 Nm3/an biogaz
valorisé à 64% Thermique : ~540 GWhth Électrique : 12MWél installés,
~ 95 GWhel
Tendance : Arrêt de 50 stations depuis
2001 Augmentation de capacité des
stations et des digesteurs
Investissement : 500 à 3000 €/T de MS
Annexes: État des lieux
Stations d’épuration urbaines
*: MEH Million Équivalent Habitant
Source : Club Biogaz, 2011
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80 sites industriels et IAA IAA, brasseries, distilleries
vinicoles, produits laitiers Chimie et organocarburants Industrie papetière quelques sites équipés en
cogénération
Capacité de traitement : 150 000 t DCO/an
Production énergie (dont autoconsommation sur site) 57 000 000 Nm3/an biogaz Taux de valorisation 90% Thermique : ~350 GWhth Electrique : 7 GWh (4 sites)
Tendance: 4 sites en construction en 2011 Stabilité mais fort potentiel
Investissement moyen = 2500 €/T DCO
Annexes: État des lieux
Traitement des effluents industriels
Source : Club Biogaz, 2011
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Annexes: État des lieux
Traitement des déchets ménagers 9 unités en service (Amiens, Varennes-Jarcy, Montpellier, Calais,
Saint Lô, Lille, Marseille, Angers, Le Robert)
200 kT traitées pour une capacité installée de 390 000 t/an d’ordures ménagères
134 000 tonnes de compost en 2010
Production d’énergie :
26 000 000 Nm3/an biogaz en 2010 (50% de la production théorique)
36,5 GWhél en 2010
15,4 GWh d’énergie thermique
Tendance :
offre concentrée sur 4 constructeurs : Vinci, Valorga, LINDE-Strabag, OWS et 5 exploitants : Urbaser ou Urbaser-Tiru, IDEX, Novergie, Dalkia-Ramery
+ 2 à 3 nouvelles unités / an
2020 : 35 installations max. ; augmentation de la valorisation par injection et arrêt de la valorisation chaleur [E&Y 2009]
Estimations :
investissement : 600 € HT/t (énergie : 7000 – 9000 €/kWe)
coût traitement : 80 €/t
Source Amorce (2011) et Ademe (27-02-09)
41
Traitement des
déchets ménagers
42
48 installations en 2011 41 agricoles 7 territoriales
Capacité de traitement Agricole 57 000 t/an Territoriale 47 000 t/an
Production d’énergie : 34 652 000 Nm3/an biogaz 9,6 MWél installés 81 Gwhél/an 110 GWhth/an
Tendance : 35 sites en construction 2011
(=16,5MWél = 110 000t/an) + 40 unités/an
Investissement : 3000 à 8000 €/kWel [source : ADEME, 2008]
Annexes: État des lieux
Méthanisation agricole
Source : Club Biogaz, 2011