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RAPPORT D'ETUDE

ÉTUDE TECHNIQUE, ÉCONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE SUR L’INJECTION PORTEE DE

BIOMETHANE DANS LE RESEAU DE GAZ

Août 2016

Octobre 2015

N° de contrat : 1406C0044 Étude réalisée pour le compte de l'ADEME par : S3D

(Paul Laurent – Sophie Benchimol – David Guianvarc)

Coordination technique ADEME : Olivier THEOBLALD – Direction\Service : Direction Economie Circulaire et Déchets/Service Mobilisation et Valorisation des Déchets

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Étude technique, Économique et environnementale sur l’injection portEe de biomEthane dans le rEseau de gaz

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REMERCIEMENTS

Nous remercions les membres du comité de pilotage : Olivier Théobald et Guillaume Bastide de l’ADEME, Jean Michel Lamy auparavant à la DGEC, Agnès Breton et Estelle Chapalain de la DGEC, Marie Laure Charlot de GRDF, Claire Ingremeau de l’ATEE et Léa Molinié du ministère de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt

CITATION DE CE RAPPORT

S3D (Paul Laurent – Sophie Benchimol - David Guianvarc) - 2016 – Etude technique, économique et environnementale sur l’injection portée de biométhane dans le réseau de gaz- Rapport – 181 pages.

Cet ouvrage est disponible en ligne www.ademe.fr,/mediatheque

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TABLE DES MATIERES Résumé ............................................................................................................................................................................... 7

Introduction .......................................................................................................................................................................... 8

Phase 1 : Etude bibliographique ....................................................................................................................................... 10

1. Contexte de l’étude .................................................................................................................................................... 10

1.1. La méthanisation : Production de biométhane et contraintes sur le procédé amont ........................................... 10

1.2. Description de l’injection portée............................................................................................................................ 10

1.3. Filière injection portée .......................................................................................................................................... 12

1.3.1. Le biométhane porté en Europe ..................................................................................................................... 12

1.3.2. Projets européens identifiés............................................................................................................................ 13

1.3.3. Références d’étude sur la filière injection portée ............................................................................................ 15

2. Revue technique de l’injection portée ........................................................................................................................ 19

2.1. Epuration du biogaz .............................................................................................................................................. 19

2.1.1. Composition du biogaz et du biométhane ...................................................................................................... 19

2.1.2. Prétraitements du biogaz ................................................................................................................................ 20

2.1.3. Epuration du CO2 du biogaz par « voie humide » .......................................................................................... 22

2.1.4. Epuration du biogaz par « voie sèche » ......................................................................................................... 26

2.1.5. Fournisseurs de systèmes d’épuration ........................................................................................................... 30

2.2. Conditionnement du biométhane/biogaz .............................................................................................................. 30

2.2.1. Compression HP du biométhane .................................................................................................................... 31

2.2.2. Liquéfaction du biométhane ............................................................................................................................ 33

2.2.3. Comparaison compression HP VS Liquéfaction ............................................................................................. 34

2.3. Stockage et transport du biométhane .................................................................................................................. 35

2.3.1. Cas du biométhane compressé ...................................................................................................................... 35

2.3.2. Cas du biométhane liquéfié ............................................................................................................................ 38

2.3.3. Transporteurs de biométhane ......................................................................................................................... 39

2.4. Problématique en biométhane liquéfié : CO2 et pression de transport ................................................................ 41

2.4.1. Liquéfaction et transport du biométhane à haute pression et basse température ......................................... 41

2.4.2. Liquéfaction et transport du biométhane à basse pression et très basse température .................................. 42

2.4.3. Conclusions pour les modes de transport de biométhane liquide pour les scénarios.................................... 42

3. Site d’injection : déconditionnement et injection ........................................................................................................ 43

3.1. Description du mode d’injection : Réseau de distribution, réseau de transport ................................................... 43

3.2. Déconditionnement du biométhane ...................................................................................................................... 43

3.2.1. Déconditionnement du biométhane liquéfié : .................................................................................................. 44

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3.3. Le fonctionnement d’un poste d’injection ............................................................................................................. 46

3.4. Contraintes de l’injection pour des projets de biométhane porté ......................................................................... 47

3.4.1. Gestion du biométhane non conforme ............................................................................................................ 47

3.4.2. Lissage de l’injection de biométhane .............................................................................................................. 47

4. Cadre règlementaire et points de vigilance ................................................................................................................ 49

4.1. ICPE des unités de méthanisation et de valorisation du biogaz .......................................................................... 49

4.1.1. Unités de méthanisation ................................................................................................................................. 49

4.1.2. Stockage et conditionnement du biométhane compressé .............................................................................. 50

4.1.3. Stockage et conditionnement du biométhane liquéfié .................................................................................... 50

4.2. Arrêtés tarifaires ................................................................................................................................................... 51

4.2.1. Calcul du tarif d’achat ..................................................................................................................................... 51

4.2.2. Point de vigilance : Consommation énergétique de l’épuration ...................................................................... 52

4.3. Réglementation TMD pour l’injection portée ........................................................................................................ 53

4.4. Cas de l’odorisation .............................................................................................................................................. 54

Phase 2 : Définition des scénarios retenus ....................................................................................................................... 56

1. Paramètres des scénarios ......................................................................................................................................... 56

1.1. Postulats de départ ............................................................................................................................................... 56

1.2. Paramètres variables de l’étude ........................................................................................................................... 57

1.3. Plages de valeurs autorisées ............................................................................................................................... 60

2. Choix des scénarios ................................................................................................................................................... 61

2.1. Critères de Choix .................................................................................................................................................. 61

2.1.1. Hiérarchisation des critères ............................................................................................................................ 61

2.1.2. Choix pour chaque critère ............................................................................................................................... 61

2.2. Scénarios retenus ................................................................................................................................................. 63

Phase 3 : Etude technique, économique et environnementale des scénarios ................................................................. 65

1. Etude technique des scénarios .................................................................................................................................. 65

1.1. Description des unités de méthanisation .............................................................................................................. 65

1.1.1. UF1 : Substrats retenus pour les unités de méthanisation ............................................................................. 65

1.1.2. UF2 : La digestion ........................................................................................................................................... 66

1.1.3. UF3 : La valorisation du biogaz ...................................................................................................................... 66

1.1.4. UF4 : Valorisation du digestat ......................................................................................................................... 68

1.1.5. UF5 : Fonctionnement général ....................................................................................................................... 68

1.2. Contexte règlementaire pour les projets définis ................................................................................................... 68

1.2.1. Règlementation ICPE appliquée aux sites de méthanisation ......................................................................... 69

1.2.2. Règlementation ICPE appliquée au point d’injection ...................................................................................... 69

1.3. Hypothèses pour l’analyse économique à venir ................................................................................................... 70

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2. Simulations logistiques pour la collecte de biométhane ............................................................................................ 72

2.1. Présentation de l’outil de simulation ..................................................................................................................... 72

2.2. Contraintes et hypothèses sur le transport ........................................................................................................... 73

2.3. Résultats des simulations logistiques ................................................................................................................... 74

2.3.1. Résultats pour des « aller-retours » en gaz comprimé – racks bouteilles ...................................................... 74

2.3.2. Résultats pour des « aller-retours » en gaz liquéfié – cuves mobiles ............................................................ 75

2.3.3. Résultats pour des « collectes camion-citerne » en gaz liquéfié .................................................................... 76

2.4. Coûts de transports issus des simulations logistiques ......................................................................................... 77

2.5. Comparaison des modes de transport ................................................................................................................. 78

2.5.1. Distances parcourues ..................................................................................................................................... 78

2.5.2. Temps de travail ............................................................................................................................................. 79

2.5.3. Coûts relatifs ................................................................................................................................................... 80

2.5.4. Nouvelle simulation avec distances inter-sites homogénéisées ..................................................................... 80

3. Etude énergétique et impacts environnementaux ...................................................................................................... 82

3.1. Bilan GES et efficience énergétique ..................................................................................................................... 82

3.1.1. Efficience énergétique .................................................................................................................................... 82

3.1.2. Hypothèses de calcul ...................................................................................................................................... 82

3.1.3. Résultats d’efficience énergétique .................................................................................................................. 83

3.1.4. Bilan Gaz à effet de serre ............................................................................................................................... 85

3.1.5. Etude de cas : gestion du biométhane non-conforme .................................................................................... 88

4. Analyse économique .................................................................................................................................................. 90

4.1. Présentation du modèle économique ................................................................................................................... 90

4.2. Investissements, charges et recettes des unités de méthanisation ..................................................................... 91

4.2.1. Investissements (CAPEX) ............................................................................................................................... 91

4.2.2. Charges (OPEX) ............................................................................................................................................. 96

4.2.3. Recettes d’exploitation .................................................................................................................................. 100

4.3. Résultats économiques ...................................................................................................................................... 103

4.3.1. Coûts de production unitaires ....................................................................................................................... 103

4.3.2. Rentabilité dans le cadre actuel .................................................................................................................... 110

4.3.3. Tarifs cibles pour atteindre la rentabilité souhaitée ...................................................................................... 112

4.3.4. Impact économique des distance inter-sites ................................................................................................. 115

4.3.5. Synthèse des résultats économiques ........................................................................................................... 116

Conclusions ..................................................................................................................................................................... 122

Références bibliographiques ........................................................................................................................................... 125

Index des tableaux et figures .......................................................................................................................................... 126

Sigles et acronymes ........................................................................................................................................................ 129

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Annexes ........................................................................................................................................................................... 130

1. Annexe 1 : Fiches des projets d’injection portée en France .................................................................................... 130

2. Annexe 2 : Listes des fournisseurs pour l’injection portée ....................................................................................... 153

3. Annexe 3 : Coûts de transport du biométhane ........................................................................................................ 160

4. Annexe 4 : Investissements, charges et recettes des cas types ............................................................................. 162

5. Annexe 5 : Rentabilité des cas types dans le cadre actuel...................................................................................... 165

6. Annexe 6 : Tarifs cibles pour les cas types .............................................................................................................. 168

7. Annexe 7 : Impact des distances inetr-sites sur la rentabilité des cas types ........................................................... 171

8. Annexe 8 : Synthèse technico-économique des scénarios ..................................................................................... 173

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Résumé En France, la méthanisation s’oriente de façon croissante vers l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz. Cependant cette filière de valorisation est freinée par l’éloignement entre de nombreux bassins de gisements agricoles et des réseaux de gaz de capacité adaptée. Pour pallier cette contrainte, délocaliser un point d’injection d’une ou plusieurs unités de méthanisation, et donc réaliser une injection portée, peut être une solution pour développer l’injection de biométhane. La filière injection portée en Europe est encore expérimentale, un projet est en fonctionnement en Angleterre et une dizaine de projets sont étudiés en France. De plus, la règlementation et l’arrêté tarifaire sur l’achat du biométhane ne sont pas adaptés à un découplage entre site de production et site d’injection. L’objectif de cette mission est de présenter les avantages et les limites des projets d’injection portée et d’aider l’ADEME et la DGEC à évaluer l’intérêt de cette filière au regard des différentes voies de valorisation du biogaz. Pour ce faire, un panel de 9 scénarios pertinents ont été définis puis analysés sur des aspects techniques, environnementaux, règlementaires et économiques. Le seul schéma techniquement mature en 2016 est celui de la production d’un biométhane de qualité gaz H sur chacune des unités de méthanisation et de son transport routier sous forme comprimé à 200-300 bars ou liquéfiée à 5-20 bars. La gestion du CO2 résiduel dans le biométhane liquéfié est un verrou technique notable, deux solutions existent ; augmenter la pression du fluide et ainsi la solubilité du CO2 dans le liquide ou pousser l’épuration du biogaz jusqu’à des puretés extrêmes en CH4. L’analyse économique des 9 scénarios donne lieu à l’étude de 24 cas types. Elle intègre d’abord une estimation des coûts de production unitaires du biométhane selon les cas types, puis une détermination de leur rentabilité selon les conditions tarifaires actuelles, et enfin un calcul des tarifs d’achat cibles pour rentabiliser les unités avec un objectif de 7% de TRI après impôts. ABSTRACT In France, the biogas industry is developing toward biogas upgrading and injection of biomethane into gas grids. However, the livestock farming areas are often too distant from the localization of gas grids possessing adequate injection capacities and this obstructs the development of biomethane projects. In these cases, a decoupling between one or several biogas production/upgrading site(s) from the injection site may be a solution in order to boost the biomethane injection. It implies the transportation of biomethane on the road in a pressurized or a liquefied form. We call it indirect or centralized injection. Centralized injection in Europe is currently still experimental. A plant is in operation in England (Portsdown Hill) and a dozen projects are under consideration in France. Furthermore, current regulations and feed-in tariff do not take into account the decoupling between the biomethane production site and the injection site. This study aims to demonstrate the benefits and the limits of centralized injection projects in order to help ADEME and DGEC evaluate the interest of this sector for the development of the biomethane industry. To do so, we have identified 9 relevant scenarios to be compared technically, energetically and economically) The only mature technology in 2016 is the upgrading of biogas into biomethane on each digestion site and its transportation on the road, conditioned in a compressed (200-300 bar) or liquefied (-115°C to -163°C) form. Residual CO2 in biomethane represents a technical barrier for its liquefaction. As a consequence, biogas upgrading has to reach very high CH4 purity levels or liquid biomethane. The economic analysis of the 9 scenarios creates 24 test cases. First, the unit production costs for biomethane were evaluated for each of the 24 test cases. The profitability is then determined according to the current feed-in tariff. Finally, target feed-in tariffs required for biomethane production plants to reach an IRR (internal rate of return) of 7% after taxes were estimated.

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Introduction La méthanisation permet de répondre à plusieurs enjeux d’ordre environnementaux : gestion des déchets, production d’énergie renouvelable et réduction des émissions de gaz à effet de serre. C’est aussi un secteur économique en développement, prometteur de création de richesse à partir de déchets, mais encore très dépendant des aides publiques. Les procédés de méthanisation sont nombreux et bien maitrisés, les technologies de digesteur permettent de valoriser quasiment tout type de déchets organiques et les gammes de puissance disponibles se sont élargies, grâce au travail de certains constructeurs sur le développement des petites unités de méthanisation. Le développement de la méthanisation est favorisé depuis 2011 par des évolutions réglementaires notables : Un tarif d’achat de l’électricité issue de la valorisation du biogaz a été annoncé en mai 2011. Un nouveau tarif d’achat de l’électricité est attendu pour 2016, plus avantageux pour les petites unités, l’arrêté modificatif pour les unités de méthanisation existantes étant paru au journal officiel le 1ier novembre. L’injection du biométhane dans le réseau public de gaz naturel est autorisée depuis novembre 2011. L’obligation de tri et de traitement pour les gros producteurs de déchets fermentescibles est entrée en vigueur en juillet 2011. Le décret de janvier 2014 simplifie les dossiers administratifs liés aux installations de méthanisation en augmentant les seuils des quantités de déchets à traiter pour que l’installation soit soumise à autorisation. Ce contexte réglementaire favorable est renforcé par des prises de position des pouvoirs publics visant à encourager le développement de la filière, à l’image du plan Energie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA) lancé en mars 2013. A travers ce plan, la France s’est fixée des objectifs ambitieux pour la filière biogaz, notamment l’émergence de 1 000 méthaniseurs agricoles à l’horizon 2020, contre 90 fin 2012. Le facteur limitant d’un projet de méthanisation peut être le manque de surface agricole nécessaire à l’épandage du digestat mais aussi et souvent le choix d’un mode de valorisation du biogaz et de sa capacité à rentabiliser l’unité. Les modes de valorisation du biogaz sont pourtant nombreux :

La combustion dans une chaudière pour une consommation locale de chaleur, comme c’est le cas bien souvent pour les stations d’épuration des eaux usées urbaines (STEU)

La combustion dans un moteur de cogénération pour une production de chaleur (à consommer localement) et d’électricité (en autoconsommation ou en revente sur un réseau électrique).

L’épuration du biogaz en biométhane pour l’injection dans un réseau de gaz naturel L’épuration du biogaz en biométhane pour l’approvisionnement d’une station BioGNC/BioGNL pour

véhicules.

Pour assurer une valorisation de toute l’énergie du biogaz et pour séparer les points de production du biogaz (souvent hors des villes) des points de consommation de l’énergie (concentrés dans les zones d’activités humaines), le secteur de la méthanisation a tout intérêt à se tourner vers la filière biométhane. Néanmoins, les coûts de raccordement aux réseaux de gaz naturel ainsi que la structure actuelle des tarifs d’achat limitent le plus souvent cette voie de valorisation à des projets d’au moins 50 Nm3CH4/h. Autre verrou, l’injection sous-entend l’existence et la disponibilité d’un point de raccordement au réseau proche de l’unité de production du biométhane. Face à ces contraintes, la filière est témoin, depuis 2013, de l’émergence de plusieurs projets ayant pour objectif de mettre en place des solutions de portage du biométhane produit par une ou plusieurs installations de méthanisation. Ces nouveaux schémas permettraient de s’affranchir de la double contrainte de l’éloignement du réseau et d’un débit minimal d’injection qui empêche les petites installations d’accéder à la valorisation par injection sur les réseaux de gaz naturel.

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Dans ce contexte, l’ADEME a mandaté S3d pour faire une étude générale sur la mise en place de cette filière de biométhane portée. L’objectif est d'établir des scénarios types rentables et reproductibles et de mettre en relief les points de blocage. Ce rapport présente la conclusion des 3 phases de la mission :

Phase 1 : Etude bibliographique et revue technique de l’injection portée Phase 2 : Détermination des scénarios Phase 3 : Etude technique, économique et environnementale des scénarios définis

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Phase 1 : Etude bibliographique

1. Contexte de l’étude

1.1. La méthanisation : Production de biométhane et contraintes sur le procédé amont

Une unité de méthanisation produit un biogaz composé en majorité de méthane, mais dont la qualité est assez variable (cf. 2.1.1 Composition du biogaz et du biométhane p19) selon le type d’installation. Si le gaz est brulé dans une chaudière ou un moteur de cogénération, l’exigence sur la qualité du biogaz est moins contraignante que pour l’injection : l’H2S (sulfure d’hydrogène) doit être supprimé car il encrasse le moteur, le taux de méthane doit être supérieur à 50% du mélange, mais les autres composants (CO2, O2, N2, COV…) ne sont pas limitants. Ainsi le choix du procédé de méthanisation (voie sèche, voie liquide…) influe peu sur l’efficacité de la valorisation énergétique. En revanche si le gaz est injecté, l’unité de méthanisation doit produire du biométhane répondant à des normes strictes (cf. 2.1.1.2 Biométhane pour l’injection p19) et si le biogaz brut du digesteur est de mauvaise qualité, le système d’épuration pourra ne pas être suffisant pour atteindre les objectifs de pureté. Pour garantir la valorisation du biogaz par injection, le procédé de méthanisation doit être conçu pour:

Limiter les quantités d’O2 et de N2. En effet, l’O2 et le N2 sont des composants problématiques ; leurs concentrations autorisées dans les réseaux de gaz naturel sont très basses mais la plupart des procédés d’épuration du biogaz ne les éliminent pas (cf. 2.1Epuration du biogaz p 19). Il faut donc, en amont, éviter toute entrée d’air dans le digesteur. Techniquement, le procédé doit être parfaitement étanche

et éviter le « traitement biologique » de l’H2S qui fait rentrer de l’air dans le digesteur.

1.2. Description de l’injection portée

L’injection sur les réseaux de biométhane est une pratique récente (depuis l’arrêté de 2011) et seules une dizaine d’unités sont en fonctionnement en 2015 ; mais l’injection portée elle, est encore en phase de réflexion. En France aucune unité de ce type n’est construite Neufs projets à l’étude ont été recensés et seront décrits dans la partie 1.3 Filière injection portée ). Un projet « d’injection portée » prévoit la construction d’au moins une unité de méthanisation, pour valoriser au moins une partie de son biogaz en biométhane selon les étapes suivantes :

épuration du biogaz sur le site de production: (cf. 2.1Epuration du biogaz p 19).) o soit une épuration complète, qui transforme le biogaz brut en biométhane conforme aux

normes d’injection o soit une épuration partielle, qui élimine le souffre, les COVs et l’eau du biogaz, mais conserve

le CO2 o soit pas d’épuration sur le site de production, et une épuration mobile sur le camion sera alors

installée. conditionnement et stockage du biométhane/biogaz, (cf. 2.2Conditionnement du biométhane/biogaz

p30) o soit par compression du biométhane gazeux o soit par liquéfaction du biométhane o soit par compression du biogaz, qui créé un mélange méthane-CO2 à l’état supercritique, ni

liquide ni gaz. transport routier du biométhane (cf. 2.3 Stockage et transport du biométhane p35) déconditionnement du biométhane/biogaz sur le site d’injection (cf. 3 Site d’injection :

déconditionnement et injection p 43 Nouvelle épuration du biogaz sur le site d’injection (en cas d’épuration partielle en amont) puis injection dans un réseau de gaz naturel

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Le schéma suivant modélise les différents scénarios de l’injection portée :

Figure 1 : Scenarios de l'injection portée (source S3d)

Si l’injection portée concerne 1 unité de méthanisation et 1 point d’injection, on parle d’injection portée individuelle. Si plusieurs unités de méthanisation portent leur biométhane et partagent 1 point d’injection, le terme injection portée mutualisée est employé. Dans une optique de mutualisation complète (partage équitable de tous les postes de frais), dans cette étude le point d’injection n’est jamais situé sur une unité de méthanisation, toutes les unités doivent transporter le gaz.

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1.3. Filière injection portée

1.3.1. Le biométhane porté en Europe Dans le cadre de la recherche bibliographique européenne, ont été contactés :

En Suède : Hannele Johansson, [email protected] (0)73-419 91 81 chef de projet dans une agence de l’énergie en Suède, EnergiKontor Sydost AB (Energy Agency for Southeast Sweden)

Au Royaume Uni : Andrew Bull (basé au Royaume-Uni) [email protected] 01597 828

876, chef de projet valorisation de la biomasse dans le programme européen INTERREG North-West Europe (NWE) pour le développement énergétique de l’Europe du Nord-Ouest, spécialiste du biométhane au Royaume-Uni.

En Autriche : Martin Miltner (basé à Vienne en Autriche) [email protected] 1-58801-

166276 chercheur à l’Université technique de Vienne (TUWien), auteur de plusieurs études sur l’épuration et la valorisation du biogaz.

Ces contacts nous ont transmis les études suivantes :

[2] Pistes pour le développement de projets coopératifs de production de biogaz et de biométhane, de l’Université technique de Vienne (TUWien)

[3] Non-grid biomethane transportation in Sweden and the development of the liquefied biogas market, de l’entreprise suédoise SGC

[5] Du biogaz au biométhane revue technique, de l’Université technique de Vienne (TUWien) [6] Présentation PowerPoint pour présentation commerciale d’Alan Midwinter de ScotiaGas Networks,

Virtual Pipelines

A partir de ces informations, plusieurs constatations peuvent être faites :

Les pays européens qui étudient le portage du biométhane sont à chercher parmi les pays qui ont une filière méthanisation déjà développée, comme l’Allemagne, l’Autriche, l’Italie, les Pays-Bas, le Royaume-Uni, la Suède et la France.

Certains pays sont tournés exclusivement vers la cogénération comme l’Italie. D’autres privilégient l’utilisation du biométhane comme carburant, en Suède et aux Pays-Bas par

exemple.

Au Royaume-Uni et en France, les réseaux de gaz sont denses et de ce fait l’injection est privilégiée.

Les unités existantes de méthanisation avec injection centralisée sont peu nombreuses, une seule a pu être identifiée, en Angleterre.

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1.3.2. Projets européens identifiés

Unités de méthanisation avec injection centralisée : Portsdown Hill, Royaume-Uni Opérationnelle depuis 2014

Le projet le plus récent et le plus pertinent pour l’étude de la filière injection centralisée est celui de Portsdown Hill, dans les environs de Portsmouth au Sud de l’Angleterre. En effet dans cette zone, 5 unités de méthanisation de grande capacité (environ 1 000 Nm3/h biométhane par unité) portent le biométhane sur 20 à 30km (cf. Figure 2 ci-dessous) et réalisent une injection centralisée sur un réseau de distribution de gaz naturel (de la compagnie ScotiaGas Networks).

Figure 2 : Plan du projet centralisé à Portsdown Hill [6]

Les unités de méthanisation (certaines existaient déjà et ont été modifiés pour l’injection) sont chacune équipées d’un système d’épuration par lavage aux amines (procédé Purac Puregas, société suédoise) et d’un compresseur haute pression. Une fois conditionné le biométhane est injecté dans racks de transport en tubes allongés (4 à 8 tubes, pour un volume transportable jusqu’à 5 700 Nm3), puis transporté par la route jusqu’au site d’injection. Les unités de méthanisation (certaines existaient déjà et ont été modifiés pour l’injection) sont chacune équipées d’un système d’épuration par lavage aux amines (procédé Purac Puregas, société suédoise) et d’un compresseur haute pression. Une fois conditionné le biométhane est injecté dans racks de transport en tubes allongés (4 à 8 tubes, pour un volume transportable jusqu’à 5 700 Nm3), puis transporté par la route jusqu’au site d’injection.

Figure 3 : rack de transport de gaz en tubes allongés

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Le site d’injection (cf. Figure 5, site en construction) est équipé de 5 quais de déchargement parallèles pour la réception des racks de biométhane comprimé et leur stockage (cf. Figure 4 ci-dessous). Une fois le rack connecté au système le biométhane est détendu à 7 bar puis odorisé et injecté sur le réseau.

Figure 4 : Plan du site d'injection de Portsdown Hill, réception du gaz [6]

Figure 5 : Poste d’injection de Portsdown Hill en construction, Avril 2014 [6]

Début 2015 la moitié des unités de méthanisation étaient en fonctionnement, et 2 des 5 quais de réceptions.

Méthanisation, portage de biométhane : Lidköping, Suède Opérationnelle depuis 2012

Dans les unités existantes qui méthanisent, épurent le biogaz et transportent le biométhane (pour servir de carburant) une autre référence s’impose ; L’unité de méthanisation et de liquéfaction du biométhane à Lidköping en Suède, opérationnelle depuis 2012, qui produit 750 Nm3CH4/h et approvisionne des stations de BioGNL.

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Figure 6 : Unité de Lidköping, méthanisation, épuration et liquéfaction. Source [3]

Une unité de méthanisation industrielle (basée sur des déchets agro-industriels) produit 750 Nm3CH4/h, son biogaz est épuré par un système de lavage à l’eau Air Liquide (qui sort un gaz d’une pureté de 96% en CH4) complété par un PSA (qui abaisse la teneur en CO2 à 10ppm). Le biométhane produit (à 99.9% de CH4) est ensuite liquéfié à pression atmosphérique et -163°C grâce à un cycle inverse de Brayton (alimenté en azote liquide). Puis le biométhane liquide est transporté par camions citernes cryogéniques vers des stations de BioGNL.

Méthanisation, injection directe mutualisée (canalisations) Certains projets comportent plusieurs unités de méthanisation et une valorisation commune du biométhane (injection ou biométhane carburant) mais ont optés pour une canalisation de gaz (biogaz/ biométhane) entre les unités, donc pas de transport routier. Le projet de More Biogas Småland AB en Suède reliera 18 petites unités de méthanisation agricoles par une canalisation de biogaz et produira du biométhane carburant ; le projet de Ringkoebing-Skjernau Danemark comporterait 2 unités de méthanisation collective, reliées par une canalisation de biométhane (épuration complète sur chaque unité) jusqu’à un point d’injection sur le réseau de gaz naturel. Biogasnetz Guessing / Strem en Autriche prévoit de construire un pipeline de biogaz de 3,5km entre plusieurs unités de méthanisation existantes, pour approvisionner une station de BioGNV. En France, on trouve :

des stations de BioGNC/BioGNL accolées à des unités de méthanisation, par exemple la station de biogaz carburant comprimé pour les bus de Lille Métropole (depuis 2006) et celle de Forbach pour des véhicules utilitaires et des particuliers (depuis 2013).

des stations de GNV issu de gaz naturel transporté, par exemple la station publique GNV de Mont-de-Marsan (en 2015) de DEFA,

Mais pas encore :

de portage routier de biométhane pour son injection dans les réseaux de gaz naturel. de portage routier de biométhane pour alimenter une station de BioGNC/BioGNL.

1.3.3. Références d’étude sur la filière injection portée L’injection portée de biométhane est une filière en croissance qui fait l’objet de nombreuses études en France dont :

En 2013-2014 : Etude AILE-RAEE par ASTRADE, Développement de projets biométhane / BioGNV pour des capacités de production < 80Nm3/h

En 2014-2015 : Etude ADEME Bretagne-Méthagris du Blavet par S3d-Chambre Agriculture du Morbihan, Etude pour Le développement d’une opération groupée de méthanisation

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En 2014 : Etude AILE-RAEE par ASTRADE, Développement de projets biométhane / BioGNV Eude du cas de D.RONZON / Vienne Agglo suivie en 2015 par une étude de faisabilité par le même bureau d’études.

En 2015 : Etude ADEME Rhône-Alpes-CCPR par ARTELIA-S3d, Etude de transport du biométhane produit sur la station d’épuration de la communauté de communes du Pays Rochois vers un point d’injection au réseau GRDF

Et enfin en 2015 : Etude ADEME Nationale par S3d (présente étude), Etude technique, économique et environnementale sur l’injection centralisée de biométhane dans le réseau de gaz. Cette étude vient en complément des autres, pour donner une vision générale de la filière, sans limitations géographiques, technologiques ou de dimensions.

Projets d’injection portée identifiés en France Actuellement en France, 10 projets à l’étude qui peuvent se diriger vers l’injection portée (individuelle ou mutualisée) ont été recensés (cf. Figure 7) :

Le projet des Méthagris du Blavet, autour de Pontivy (Morbihan 56), où 6 unités de méthanisation avec des débits entre 25 et 50 Nm3CH4/h injecteraient environ 250 Nm3CH4/h à Pontivy, pour un transport routier sur 5-42 km.

Le projet Cobiogaz, autour de Caulnes (Côtes-D’Armor 22), qui regrouperait une dizaine d’unités de méthanisation de petits débits (25-30 Nm3CH4/h) en vue d’injecter environ 300 Nm3CH4/h à Caulnes en transportant le gaz sur moins de 30km.

Le projet AMEA Mauges Energie Agricole, autour de Beaupréau (Maine et Loire 49), visant à développer 2 unités de méthanisation de 150-180 Nm3CH4/h qui injecteraient 350 Nm3CH4/h entre Montrevault et Cholet en injection directe ou portée.

Le projet Métha Pom Energie, sur la commune de la Pommeraye (Maine et Loire 49), où 1 unité de méthanisation de 100 Nm3CH4/h injecterait après portage autour de Montrevault ou d’Angers.

Le projet de Doué-métha : à Concourson-sur-Layon (Maine et Loire 49) où 1 unité de méthanisation d’environ 200 Nm3CH4/h injecterait son biométhane à Angers, après une liquéfaction et un transport routier de 35 km.

Le projet Méthabraye, à Vendôme (Loir et Cher 41) qui regrouperait plusieurs exploitants agricoles sur 1 unité de méthanisation pour produire et injecter 140 Nm3CH4/h à Vendôme, avec un transport sur 22 km.

Le projet Vienne Agglo, autour de Vienne (Isère 38), où 1 unité de méthanisation de 70 Nm3CH4/h pourrait s’associer avec une autre de 40 Nm3CH4/h pour injecter environ 110 Nm3CH4/h, et où le transport du biométhane ne dépasserait pas les 15km.

Le projet du Pays Rochois à Arenthon (Haute-Savoie 44), où 1 unité de méthanisation de petit débit (entre 10 et 60 Nm3CH4/h) injecterait son biométhane à moins de 10 km de l’unité.

Le projet Métha Bas Salat à Montespan (Haute Garonne 31) et Mauvezin-de-Prat (Ariège 09), qui rassemblerait 2 unités de méthanisation de 100 Nm3CH4/h chacune pour injecter 200 Nm3CH4/h. Le biométhane pourrait être transporté sur 18km.

Le projet Agro Gaz à Trie sur Baïse et Lalanne (Haute Pyrénées 65), où 1 unité de méthanisation de 280 Nm3CH4/h porterait son biométhane liquéfié sur 60 km avant d’injecter sur un réseau de distribution de gaz naturel.

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Figure 7 : Carte de France des projets d’injection portée (source S3d)

Les fiches détaillées des 9 projets sur lesquelles S3d a pu collecter des informations sont reproduites en 1Annexe 1 : Fiches des projets d’injection portée en France p130.

Etat d’avancement des projets Ces projets ne sont pas tous au même stade d’avancement, ils peuvent être classés en 3 catégories ;

Les projets en phase de réalisation ;

o à Méthabraye, les études de faisabilité sont terminées, les fournisseurs d’épuration et de méthanisation sont choisis, une autorisation d’injection portée a été accordée par GRDF. La construction devrait avoir lieu en 2016.

o A AgroGaz, le projet finit ses procédures règlementaires, la préfecture a donné son accord pour le permis de construire, le dossier ICPE est en cours d’instruction.

Les projets en phase d’études approfondies ;

o le projet Co biogaz a terminé ses études de faisabilité, consulté les fournisseurs, choisi son scénario de développement et son montage juridico-financier mais des études de gisements complémentaires sont en cours et le choix d’une solution innovante de compression HP du biogaz va nécessiter une étude de recherche et industrie par un compressoriste. L’étude GRTgaz a été effectuée. La construction est attendue en 2018.

o Pour le projet Méthagris du Blavet, l’étude de faisabilité a été réalisée, l’étude GRDF est faite, les fournisseurs ont été consultés mais un changement de réseau d’injection (de GRDF vers GRTgaz) a été opéré et le tarif d’achat du biométhane n’est pas viable à l’heure actuelle. La réalisation du projet est conditionnée à l’obtention d’un meilleur tarif, mais tous les acteurs sont prêts.

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Les projets en phase d’étude de préfaisabilité/faisabilité ; Pour les projets suivants, le scénario de valorisation du biogaz n’a pas été tranché et les gisements ne sont pas arrêtés.

o Les porteurs de projet de Mauges Energies Agricole ont lancé un appel d’offre pour leur

étude de faisabilité, remportée en mars 2016 par S3d et en réalisation jusqu’en août 2016. o A La Pommeraye l’étude de faisabilité en cours avec le bureau d’études S3d, et sera restituée

en septembre 2016. o Pour le projet Vienne Agglo, l’étude de faisabilité est terminée depuis début 2016 et les

résultats ne sont pas publics. o Pour l’unité du Pays Rochois, l’étude de faisabilité a été restituée fin 2015 et a conclu que

l’injection directe associée à une station de BioGNV sur le réseau était l’option la plus viable. o Pour le projet Métha Bas Salat, des changements dans les apporteurs obligent à réaliser une

nouvelle étude de faisabilité.

Obstacles au développement de ces projets Les porteurs de projets souhaitant se tourner vers l’injection portée rencontrent de nombreux obstacles techniques, économiques et réglementaires. Voici les verrous qui reviennent le plus souvent, d’après les entretiens réalisés dans cette phase bibliographique et les retours d’expérience de S3d :

La baisse des subventions accordées en 2015 Les investissements élevés dus aux équipements d’épuration de biogaz, de conditionnement et de

stockage du biométhane. La tarification de l’achat du biométhane injecté, liée au débit au point d’injection et non à celui au point

de production, qui représente une grosse perte de chiffres d’affaires pour les petites installations. La gestion logistique pour garantir une injection continue, compte-tenu des contraintes du site

d’injection (temps d’analyses, biométhane non conforme) Les limites techniques pour les très faibles débits de biométhane injecté (moins de 40 Nm3CH4/h) La question de l’odorisation du biométhane comprimé, avant ou après transport.

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2. Revue technique de l’injection portée

2.1. Epuration du biogaz

2.1.1. Composition du biogaz et du biométhane

Biogaz brut, Composition et Contaminants Le biogaz brut est en majorité composé de méthane et de dioxyde de carbone auxquels s’ajoutent des composés minoritaires (H2S, N2, O2, NH3, COV, H2O) dans les proportions suivantes :

Compositions et Contaminants Biogaz moyen

CH4 55-70% CO2 25-40% N2+ O2 0 à 1,5% H2O Saturation au point de rosée H2S 500 à 3000 ppm NH3 10 à 100 ppm COV 0 à 1,5% H2 0 à 1% Siloxanes 0 à 500 mg/Nm3

Tableau 1 : Composition du biogaz (source S3d)

Biométhane pour l’injection En vue de son injection, la qualité du biométhane doit être conforme aux spécifications des gestionnaires de réseaux (spécifications AFG) notamment reprises dans les « contrats relatifs à l’injection de biométhane dans le réseau, conditions générales mars 2013 » [8], reprises dans le tableau ci-dessous.

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Figure 8 : document AFG sur les normes d’injection de biométhane [8]

Type de gaz B ou H :

Le gaz de « type B » est un gaz distribué dans le nord de la France et qui se caractérise par une teneur élevée en Azote et donc un PCS plus faible qui celui du gaz de « type H », qui est distribué sur le reste du territoire.

Teneur en CH4 et PCS :

Concernant les caractéristiques physico-chimiques du biométhane les conditions générales GRDF précédemment citées, précisent que la teneur en O2 est calculée pour assurer le respect du PCS et de l’indice de Wobbe. De manière théorique, pour atteindre le PCS minimum (10,7 kWh/Nm3) ouvrant la possibilité d’injection, la teneur en méthane du biométhane doit être supérieure à 96,65 % comme le montre le graphique ci-dessous :

Figure 9 : Evolution du PCS en fonction de la teneur en CH4 du biométhane (source S3d)

Biométhane carburant Un biométhane utilisé comme carburant doit respecter des contraintes de la norme ISO 15 403 moins contraignantes que celles de l’injection, ainsi la teneur minimale acceptable de méthane du biométhane est de de 86% pour du BioGNV. Néanmoins dans cette étude le biogaz devra toujours être épuré aux contraintes du gaz de type H car la station de biométhane carburant est optionnelle et raccordée au réseau de gaz naturel.

2.1.2. Prétraitements du biogaz Le traitement principal du biogaz, la décarbonatation élimine l’impureté majoritaire, le CO2. Dans la plupart des cas cette épuration principale doit être accompagnée de prétraitements, qui visent à éliminer les principaux contaminants (H2S (désulfuration) et l’eau (séchage), COV, Siloxanes…. Certaines technologies (cf. 2.1.3.1 L’absorption physique à l’eau (lavage à l’eau) p22 et 2.1.3.2 L’absorption physique par un solvant organique (lavage à l’eau glycolée) p 24) n’ont potentiellement pas besoin de prétraitements. Les prétraitements peuvent être nécessaires :

pour protéger une technologie fragile (cf. 0Tableau 3 : Caractéristiques procédé PSA (source S3d) Séparation par filtration membranaire p27), pour éviter des pertes énergétiques (cf. 2.1.3.3 L’absorption chimique aux amines (lavage aux amines)

p25,

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pour améliorer l’efficacité de la séparation du CO2 (cf. 2.1.4.1 L’adsorption par variations de pression (PSA) p26,

parce que l’épuration principale n’élimine pas les composants minoritaires (cf. 2.1.4.3 Séparation par cryogénie p28.

Les étapes de prétraitements seront signalées dans les synoptiques de procédé d’épuration. A noter que les étapes de désulfuration et de séchage peuvent être interverties dans un procédé d’épuration (désulfuration/séchage ou séchage/désulfuration) sans conséquences notables.

Désulfuration La désulfuration peut être réalisée dans le digesteur et/ou dans une opération unitaire du procédé d’épuration, suivant la concentration de H2S initiale. Pour un traitement dans le digesteur, deux techniques existent :

Le traitement biologique qui consiste à faire rentrer de l’air (donc du dioxygène) dans le digesteur ce qui va activer une dégradation aérobie du H2S gazeux en SO2 solide (puis le précipité est récupéré). Ce traitement présente un désavantage, il augmente les concentrations en O2 et N2 dans le biogaz, à surveiller de près quand le biométhane doit être injecté.

L’adsorption1 du H2S sur des oxydes de Fer.

Si la désulfuration est réalisée lors du procédé d’épuration quatre techniques sont possibles ;

Le traitement biologique réalisé cette fois dans une colonne avec un lit fixe de bactéries (film bactérien). L’adsorption1 du H2S sur des oxydes de Fer. L’adsorption1 du H2S sur des charbons actifs. Un lavage acido-basique à la soude.

Figure 10 : Unité de traitement biologique

THIOPAQ de Pâques [6]

Figure 11 : Colonne de lavage basique de

BiogasBruckGmbh [6]

Figure 12 : Colonne de charbon actif de

Verdemobil [6]

Séchage Le séchage du biogaz s’effectue en aval du digesteur, en début du procédé d’épuration. Classiquement le biogaz est déshumidifié par un groupe froid, c’est-à-dire un échangeur gaz/gaz où le biogaz entre à 40°C et sort à environ 5°C. L’eau condense dans l’échangeur avant d’être récupérée.

1 Pour une définition de l’adsorption, se référer à 2.1.4.1 p43

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Figure 13 : Groupe froid pour le traitement du biogaz de MTA

2.1.3. Epuration du CO2 du biogaz par « voie humide » Les 6 technologies présentées ci-après épurent au moins le CO2, impureté principale du biogaz, mais certaines suppriment en même d’autres composés comme le NH3, le H2S, l’O2 ou le N2. Les trois premières techniques d’épuration du biogaz utilisent un phénomène d’absorption, c’est-à-dire le transfert d’un composant non désiré (ici le CO2) d’un fluide initial à l’état liquide ou gaz (ici le biogaz donc en phase gaz) vers un fluide liquide « de lavage », grâce aux différences de solubilité du composé dans ces deux fluides. Le fluide de lavage est choisi en fonction des solubilités relatives des composants du gaz dans ce fluide, pour extraire les molécules souhaitées. Si l’absorption est suivie par accompagné d’une réaction chimique entre les composants du liquide de lavage et le/les composant(s) extrait(s) on parle d’absorption chimique, sinon c’est une absorption physique.

L’absorption physique à l’eau (lavage à l’eau) Dans ce procédé l’eau est utilisée comme liquide de lavage et voici son échelle de solubilités relatives ;

Figure 14 : Solubilités des composants du biogaz dans l’eau (source S3D)

Ainsi le NH3 et le H2S vont être facilement extraits du biogaz, le CO2 lui a une solubilité dans l’eau assez proche de celle du CH4 dans l’eau, il faudra être vigilant sur les conditions opératoires pour minimiser la quantité de méthane qui passe dans l’eau. Un exemple de procédé suivrait les étapes suivantes (cf. Figure 15) :

1) Le biogaz brut est compressé à ~10 bars puis refroidit à ~10°C, conditions qui maximisent la solubilité du CO2 dans l’eau.

2) Les fluides (le biogaz et l’eau) sont mis en contact dans une première colonne « colonne d’absorption » verticale, remplie avec des garnissages de type anneaux de Raschig (pour augmenter la surface de contact entre les fluides) et fonctionnant à courants croisés.

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3) Le biogaz est introduit en bas de colonne et l’eau en tête de colonne. Dans la colonne d’absorption, le biogaz montant s’appauvrit en CO2, H2S et NH3 et s’enrichit en CH4, quand l’eau descendante s’enrichit en CO2, H2S et NH3.

4) En pied de colonne, l’eau chargée en molécules dissoutes est envoyée dans une seconde colonne « colonne

flash » où la pression est abaissée à ~3,0 bar, ce qui libère les molécules de CH4 éventuellement dissoutes (ce CH4 est ensuite récupéré).

5) Ensuite l’eau est envoyée dans une troisième colonne garnie à courants croisés, dite « colonne de désorption ». Cette colonne est alimentée en pied par de l’air atmosphérique, en tête par le courant d’eau ; elle permet d’évacuer le CO2 dans le courant gazeux appelé « off-gaz » et de renvoyer une eau « propre » pour alimenter la première colonne (étape 2)).

6) Remarque ; Certains procédés réalisent le flash et la désorption en une seule et même étape. 7) Le biométhane sortant en tête de la première colonne (étape 2)) passe dans un sécheur pour supprimer l’eau

résiduelle. Ce sécheur peut être un équipement à variation de pression (PSA cf. 2.1.4.1 p26) ou un lavage à l’eau glycolée (cf. 2.1.3.2 p24)

8) Les caractéristiques du biométhane sortant du sécheur sont contrôlées. 9) Enfin le courant off-gaz sortant de la colonne de désorption (étape 4)) doit être traité avant d’être évacué à

l’atmosphère (pour les odeurs, le souffre résiduel…). Par exemple, un biofilm bactérien peut être utilisé.

BIOGAZ BRUT

EAU PUREBIOGAZ ENRICHI EN CH4

EAU+ COMPOSANTS

DISSOUS

AIR

OFF-GAZ

BIOMETHANE

1) compression

2) colonne d’absorption

3) colonne flash

4) colonne de régénération

de l’eau

5) séchage

6) contrôle qualité

7) désulfuration

Figure 15 : Schéma du procédé lavage à l’eau (source S3d)

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Critères Point

positif ou négatif

Description

Gamme de fournitures ++ Adaptable pour toutes les tailles, à partir de Nm3CH4/h Technique ++ Procédé simple et maitrisé

Volume de l’installation -- Colonnes de large diamètre et d’au moins une dizaine de mètre de hauteur,

Maintenance + + Simple, technologie maitrisée, Consommation Energétique + Consommation électrique moyenne 0,4-0,5 kWh/Nm3CH4

Récupération Energétique + Récupération possible de l’off-gaz pour le bruler dans une chaudière adaptée, dans ce cas pas besoin de « flash ». récupération 0,2-0,28 kWh th/ Nm3CH4produit

Retours d’expériences + + Technique d’épuration très implantée. En 2012 en Europe 1/3 des épurateurs de biogaz en lavage à l’eau selon l’étude [4]

Consommables ++ Pas de charbon actif L’essentiel de l’eau est recyclée, un appoint régulier permet d’en contrôler la douceur.

Séparation des constituants - O2 et N2 pas séparés, possible problème d’accumulation et de non-respect des normes d’injection. Pas ou peu de prétraitement nécessaire.

Tableau 2 : Caractéristique du procédé lavage à l'eau (source S3d)

L’absorption physique par un solvant organique (lavage à l’eau glycolée) Le principe est le même que pour la technologie précédente mais cette fois ci un solvant organique est utilisé comme fluide lavage, le plus souvent un mélange à base d’eau et de polyéthylène de glycol. L’échelle des solubilités relatives des composants du biogaz dans le polyéthylène de glycol est semblable à celle de l’eau (cf. Figure 14). Le CO2 et le CH4 ont toujours des constantes de dissolution proches, la différence est même plus faible dans le cas du polyéthylène de glycol et plus de CH4 sera absorbé dans l’eau glycolée que dans l’eau. Ainsi l’inconvénient de l’absorption à l’eau glycolée par rapport à l’absorption à l’eau seule est la régénération plus difficile du fluide de lavage à épurer et des consommations énergétiques plus importantes. Cependant l’utilisation du solvant organique présente un avantage sur l’eau seule : les composants se dissolvent mieux dans le polyéthylène de glycol que dans l’eau (par exemple le CO2 a une constante de dissolution 5 fois plus élevée dans le polyéthylène de glycol) donc les volumes de fluide nécessaires sont beaucoup moins élevés, ce qui va diminuer les dimensions du procédé. Le procédé suit même étapes que celle du lavage à l’eau décrit précédemment (cf. Figure 15), à une étape près (cf. Figure 16 : 3bis) L’absorption s’est faite à faible température (moins de 20°C comme pour le procédé lavage à l’eau) mais la désorption va nécessiter une température de 40°C. Par rapport au procédé lavage à l’eau. Il y a donc deux échangeur(s) de chaleur supplémentaires pour chauffer le solvant organique en sortie de flash (étape 3)) et refroidir le solvant régénéré entrant dans la colonne d’absorption (étape 2)).

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BIOGAZ BRUT

SOLVANT ORGANIQUEBIOGAZ ENRICHI

EN CH4

SOLVANT ORGANIQUE + COMPOSANTS DISSOUS

AIR

OFF-GAZ

BIOMETHANE

1) compression


3) colonne flash

4) colonne de régénération du solvant organique

5) séchage


7) désulfuration

3bis) refroidissement

3bis) chauffage

Figure 16 : Schéma du procédé lavage à l’eau glycolée (source S3d)

L’absorption chimique aux amines (lavage aux amines)

1) Première phase du procédé Le biogaz subit d’abord une absorption physique à l’aide d’un fluide de lavage (comme pour le lavage à l’eau et lavage à l’eau glycolée). Le fluide de lavage considéré est une solution aqueuse contenant des amines (par exemple Monoethanolamine MEA, Diethanolamine DEA et Methyldiethanolamine MDEA). Le solvant le plus couramment utilisé dans l’industrie est l’aMDEA (activatedMethyldiethanolamine), mélange de MDEA et de piperazine (PZ), il sera pris comme exemple. Dans ce solvant le CO2 le H2S et et le NH3 sont solubles (cf. échelle des solubilités Figure 17), pas le CH4. L’avantage du lavage aux amines, contrairement au lavage à l’eau et au lavage à l’eau glycolée est d’adsorber le CO2 sans le CH4 et donc en étant parfaitement sélectif (pas de perte en CH4). Concernant le H2S, il serait énergivore à éliminer du solvant régénéré, il faut donc prévoir une désulfuration avant l’absorption. L’O2 et le N2 ne sont pas solubles dans ce solvant, comme pour les autres absorptions. Le CH4 n’est pas soluble dans l’amine. Les inconvénients du lavage aux amines par rapport au lavage à l’eau et au lavage à l’eau glycolée sont un surcoût d’investissement et une régénération complexe du solvant.

Figure 17 : Solubilités des composants du biogaz dans l’aMDEA (amines) (source S3d)

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2) Deuxième phase du procédé

Une fois que les composants solubles du biogaz sont passés dans le fluide de lavage, des réactions chimiques vont avoir lieu entre le CO2 et les composants du solvant (ici MDEA et PZ) pour former de l’hydrogénocarbonate (HCO3-). Les réactions chimiques (créatrices de liaison covalentes) augmentent l’affinité du CO2 avec le solvant, l’absorption chimique peut donc avoir lieu dans des conditions peu contraignantes, à la température et à la pression d’entrée du biogaz brut (souvent 30-40°C et pression atmosphérique). En revanche, cette affinité forte est un inconvénient pour la régénération du fluide de lavage, le CO2 ne repassera en phase gazeuse qu’à des températures très élevées (160°C). Il va donc falloir installer des échangeurs de chaleur entre la colonne d’absorption (à basse température) et celle de désorption (à température élevée). Le procédé suit même étapes que celle du lavage à l’eau glycolée décrit précédemment (cf. Figure 16) Seule différence notable, il n’y pas de colonne flash de récupération du CH4, car il n’y a pas de pertes de CH4 (cf. Figure 18).

BIOGAZ BRUT

SOLVANT aMDEA PUR

BIOGAZ ENRICHI EN CH4

SOLVANT aMDEA + COMPOSANTS DISSOUS

AIR

OFF-GAZ

BIOMETHANE


4) colonne de régénération du solvant

aMDEA


1) désulfuration

3) chauffage

5) séchage

7) refroidissement

Figure 18 : Schéma procédé lavage aux amines (source S3d)

2.1.4. Epuration du biogaz par « voie sèche »

L’adsorption par variations de pression (PSA) L’adsorption, à ne pas confondre avec l’absorption désigne un phénomène où des molécules contenues dans une phase liquide ou gaz vont se fixer sur la surface d’une phase solide (adsorbant). Selon le type liaison crées entre les molécules et la surface de l’adsorbant (liaisons de Van der Waals, dipolaires ou covalentes) on parlera d’adsorption physique ou d’adsorption chimique. Le biogaz brut doit préalablement être séché et désulfuré, car les molécules d’eau et les composés soufrés (H2S) s’adsorbent préférentiellement sur le support spécifique utilisé (des charbons actifs ou des zéolithes) limitant ainsi les capacités d’adsorption en CO2 et ils sont de plus difficilement désorbables.

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Le biogaz prétraité va être adsorbé sur un support sous une pression de 5 à 10 bars. Une fois saturé en molécules de CO2, le support spécifique est régénéré par diminution de pression, le CO2 est évacué dans un off-gaz. Suite à cela, la pression est à nouveau augmentée, et le matériau adsorbant est prêt pour la prochaine séance d’adsorption. Cette opération est répétée sur plusieurs cycles d’où l’appellation PSA (Pression Swing Adsorption). Pour assurer la continuité du procédé (entre les périodes d’adsorption et de désorption) plusieurs colonnes d’adsorption sont positionnées en parallèle (entre 4 et 10).

Voici le synoptique du procédé PSA (cf. Figure 19):

1) Le biogaz est comprimé à la pression opératoire de l’adsorption, entre 5 et 10 bars. 2) Le biogaz est désulfuré, 3) Le biogaz est séché. 4) Le biogaz entre dans la première colonne d’adsorption, le biométhane pur sort en tête et l’adsorbant se charge

en CO2. 5) De l’air est soufflé en tête de la colonne, la pression est abaissée par étapes, ce qui permet la désorption du

CO2, et un courant gazeux « off-gaz » s’évacue en pied de colonne. L’adsorbant est régénéré. 6) Pendant le cycle de régénération de la première colonne, du biogaz est envoyé dans la deuxième colonne

d’adsorption. 7) De même dans les autres colonnes en parallèle.

BIOGAZ

BIOMETHANE AIR

OFF-GAZ

2) désulfuration 3) séchage

4) adsorption du CO2

5) désorption du CO2détente

BIOGAZ BRUT

1) compression

6) adsorption du CO2

Figure 19 : Schéma procédé PSA (source S3d)

Critères Point

positif ou négatif

Description

Gamme de fournitures + Adaptable pour toutes les tailles à partir de 10 Nm3CH4/h Technique + Procédé maitrisé Volume de l’installation + Colonnes compactes mais nombreuses Maintenance - Equipements nombreux, Consommables à renouveler Consommation Energétique -..- Consommation électrique élevée 0,45-0,6 kWh el /Nm3 CH4,

Récupération Energétique + Suivant les technologies PSA, le Off gaz peut être brulé dans une chaudière adaptée. récupération 0,35 kWh th/ Nm3CH4 produit

Retours d’expériences ++ Bonne implantation, second après le lavage à l’eau, en Europe en 2012 ,1/4 des épurateurs de biogaz en PSA selon l’étude [4]

Consommables -.. adsorbant et support désulfurant, pas d’eau ni de solvant Séparation des constituants ++ O2 et N2 peuvent être extraits en fonction du choix de l’adsorbant

Tableau 3 : Caractéristiques procédé PSA (source S3d)

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Séparation par filtration membranaire Ce procédé met en œuvre des membranes spécifiques et sélectives permettant d’isoler sous pression (8 à 16 bars) le CH4 des autres constituants du biogaz brut. Les membranes pour le traitement du biogaz peuvent retenir les molécules de CO2, NH3, H2O, H2S et O2 (environ 40%), elles laissent passer le CH4, le N2 et une partie de l’O2. Une membrane est un filtre dense pouvant séparer les constituants à l’échelle moléculaire, elles sont donc fragiles et une fois encrassées ne se nettoient pas. Le procédé nécessite donc un traitement préalable de l’H2S, des aérosols et de la vapeur d’eau afin de préserver ces membranes. La pression de fonctionnement et le nombre d’étages de filtration (de un à trois) sont généralement adaptés à la concentration minimale de CH4 visée dans le biométhane. Le taux de pertes de CH4 peut être diminué en installant une boucle de recyclage et une purge sur le off gaz (composé de CO2, d’O2, de N2 et de CH4), assurant ainsi plusieurs passages à travers la/les membranes.

1) Séchage du biogaz. 2) Désulfuration du biogaz avec un filtre à charbon actif ou un groupe froid de condensation. 3) Compression entre 8 à 16 bar. 4) Filtration sur les membranes, deux courants gazeux en sortie, le biométhane pur qui est récupéré et l’off-

gaz qui est recyclé vers les membranes.

2) désulfuration1) séchage 3) compression 4) Module membranaire

BIOGAZ BRUT BIOMETHANE

OFF-GAZ

Figure 20 : Schéma procédé filtration membranaire (source S3d)

Critères Point

positif ou négatif

Description

Gamme de fournitures + Adaptable pour toutes les tailles à partir de 10 Nm3CH4/h Technique + + Procédé maitrisé et fonctionnement simple Volume de l’installation + Procédé compact Maintenance + Seule maintenance, changement des membranes Consommation Energétique + + Consommation électrique faible 0,25-0,3 kWh el/Nm3 CH4,

Récupération Energétique -/+. Possible sur le compresseur mais faible, 0,1 à 0,2 kWh th/ Nm3CH4 produit.

Retours d’expériences + + Nombreuses installations depuis les années 1990

Consommables -.. Les membranes sont à changer tous les 3 à 7 ans, et (optionnel) du charbon actif à changer 3 fois par an

Séparation des constituants - O2 en partie éliminé mais pas N2 possible problème d’accumulation et de non-respect des normes d’injection

Tableau 4 : Caractéristiques du procédé filtration membranaire (source S3d)

Séparation par cryogénie Les caractéristiques physico-chimiques du CO2 et du CH4 (à pression atmosphérique la température d’ébullition du CO2 est de -78°C contre -160 °C pour le CH4 cf. Figure 20) permettent de réaliser une séparation du CO2 et du CH4 par cryogénie, c’est-à-dire par refroidissement intense. Le biogaz brut est amené progressivement à une température de - 165°C et le méthane est alors extrait sous forme liquide, alors que le CO2 est devenu solide. L’eau et les siloxanes sont également éliminés pendant le refroidissement du biogaz brut.

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Figure 21 : Point de liquéfaction à Patm des différents composants du biogaz

Le procédé met généralement en œuvre plusieurs étapes (cf. Figure 22):

1) Le biogaz est désulfuré (par exemple par un lavage à la soude). 2) Le biogaz est ensuite refroidi jusqu’à -40°C, l’eau (auparavant sous forme vapeur), le H2S résiduel et les

siloxanes passent à l’état solide, givrent et sont éliminés du système. 3) Ensuite le biogaz est refroidi jusqu’à -90°C, et les traces d’eau, de H2S et de siloxanes sont éliminées (il reste

moins de 1ppm de chacun de ces composants). 4) Après, la température est abaissée jusqu’à -117°C, cette fois-ci pour givrer le CO2, qui est retiré à plus de 98%. 5) Le biométhane pur est liquéfié par compression à 15 bar. Il se retrouve à 15 bar et -117°C, prêt à être stocké.

Le CO2 est comprimé à 20 bar pour obtenir un CO2 liquide.

Figure 22 : Schéma du procédé cryogénique (source S3d)

Les échangeurs thermiques au niveau des groupes frigorifiques successifs permettent de récupérer une quantité intéressante de chaleur, qui pourrait couvrir la moitié des besoins thermiques d’un digesteur. Le procédé ne produit pas de off-gaz, il n’y donc pas de perte de biométhane.

1) désulfuration

2) refroidissement -40°C,

élimination de H2O et siloxanes

3) refroidissement -90°C ,

élimination traces (H2O,H2S,COV,

siloxanes)

Unité de réfrigération+

Récupération énergie

BIOGAZ BRUTBIOMETHANE

LIQUIDE

Eau chaude

Cristaux impuretés Cristaux impuretés

4) refroidissement -117°C,

élimination CO2

5) compression

CO2 LIQUIDE

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Critères Point

positif ou négatif

Description

Gamme de fournitures +/- Existant à partir de 60 Nm3CH4/h, envisageable à partir de 30 Nm3CH4/h

Technique - Procédé complexe et cher Volume de l’installation - Groupes froids et échangeurs nombreux Maintenance + Seule maintenance : remplacement des membranes Consommation Energétique -..- Consommation électrique élevée 0,7-1,15 kWh el /Nm3 CH4,

Récupération Energétique + + Récupération d’eau chaude sur les groupes froids, jusqu’à 0,96 kWh th/ Nm3CH4 produit.

Retours d’expériences -..- Très peu d’installations Consommables + Consommable pour la désulfuration

Séparation des constituants -/+.. O2 en partie éliminé mais pas N2 possible, accumulation potentielle du composé.

Tableau 5 : Caractéristiques du procédé cryogénique (source S3d)

2.1.5. Fournisseurs de systèmes d’épuration En annexe (cf. Tableau 42: Fournisseurs de systèmes d'épuration p 156), est reporté un tableau non exhaustif des fournisseurs d’unités d’épuration du biogaz suivant leur technologie

L’ensemble des technologies précédemment présentées sont étudiées et optimisées pour des projets d’épuration du biogaz et, par conséquent pour des projets de biométhane portés. Dans un projet d’injection portée, le choix de la technologie d’épuration se fera en fonction du débit de biométhane de l’unité de méthanisation et des devis proposés.

2.2. Conditionnement du biométhane/biogaz

Conditionnement du Biogaz Supercritique :

Cette partie s’attache à décrire les modalités de conditionnement existantes pour du biométhane (comprimé à plus de 200 bar ou liquéfié). Pour le biogaz, au vu des températures de fusion du CO2, il est impossible de liquéfier un mélange CH4-CO2 sans créer des cristaux de CO2 (cf. 2.1.4.3 Séparation par cryogénie p28 ). Pour la compression du biogaz à haute pression un autre problème physique apparait ; au-dessus de 73 bar et 31°C le point critique du CO2 est dépassé (cf. Figure 23), le CO2 est alors dans un état supercritique, état instable ni liquide ni gaz. Ainsi le stockage du biogaz à haute pression ne sera pas décrit ci-après, car encore à l’état de recherche.

NB : La séparation du CO2 par cryogénie produit directement du biométhane liquéfié prêt à être stocké. Dans ce cas, il n’y a pas de module de conditionnement (compresseur ou liquéfacteur). Pour les autres cas, la partie suivante décrit les modules existants de conditionnement du biométhane.

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Figure 23 : Courbe Pression-Température du CO2

2.2.1. Compression HP du biométhane

Techniques de compression HP Pour d’être transporté sous forme gazeuse le biométhane doit subir une forte compression entre 200 et 300 bars, pour augmenter la densité du gaz et donc la capacité de transport en Nm3.Des compresseurs de cette puissance sont disponibles à partir de débits de 20 Nm3CH4/h. Ils ont une consommation énergétique importante, en moyenne 0,3 kWh/Nm3 de biométhane traité. Néanmoins, il est possible de récupérer de l’énergie sur le compresseur pour par exemple couvrir une partie des besoins en chauffage d’un digesteur. Certains points de vigilance sont à noter sur ce type d’équipement :

La pression du gaz en sortie d’épuration doit être inférieure à la pression d’aspiration du compresseur, car dans le cas contraire il faut prévoir une étape de détente juste avant le compresseur, ce qui représente une perte d’énergie certaine.

La durée de vie des pièces et la maintenance du compresseur : les frais liés à la maintenance et au renouvellement des pièces sont significatifs (bloc vis du compresseur toutes les 30 000 h ; soufflantes biogaz brut tous les trois ans…), les pièces étant soumises à des vibrations importantes s’abiment rapidement.

Les compresseurs à vis sont adaptés pour des débits importants et des pressions inférieures à 40 bar, alors que les compresseurs à piston supportent des débits plus faibles et compriment jusqu’à 1000 bar. Seuls les compresseurs à piston correspondent aux conditions de compression du biométhane. Les compresseurs de biométhane sont souvent refroidis à l’air ambiant (et non avec un échangeur à eau) car ce système est moins cher et que les conditions ne l’imposent pas. Par contre, le compresseur avec un échangeur à eau est le seul type d’appareil qui permet une récupération de chaleur, pour chauffer le digesteur par exemple.

Fournisseurs de compression HP Les constructeurs de compression HP pour biométhane identifiés sont les suivants : (NB : leurs coordonnées sont données dans le Tableau 43 : Fournisseurs de systèmes de conditionnement du biométhane p158 en annexe)

Cirrus : compresseurs 250-300 bar, multi étages à pistons et refroidissement à l’air. Gamme de produits H20-34 GNV (20-34 Nm3/h) et H28-45 GNV (28-45 Nm3/h). (cf. Figure 24)

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BAUER Compresseurs : compresseurs 250-300 bar, multi étages à pistons et à refroidissement par air ou par eau. Gamme de produit Verticus 5 series (de 15 à 36.6 Nm3/h) et KS22-K28 (à partir de 56 Nm3/h). (cf. Figure 26 et Figure 27)

Atlas Copco : compresseurs 250-300 bar, multi étages à pistons, refroidissement par air. Gamme de produits CU/CT/CN (15-1600 Nm3/h). (cf. Figure 25)

WH2: compresseurs 250 bars à pistons à refroidissement à air. Produits pertinents pour l’étude ; compresseur coltri MCH 20-24 (max 24 Nm3/h) (cf. Figure 28) et compresseur Cubogas Cubogaz Pocket (max 480 Nm3/h) (cf. Figure 29)

Figure 24 : Compresseur CIRRUS H20-30 GNV

Figure 25 : Compresseur ATLAS COPCO CU/CT/CN

Figure 26 : Compresseur 90-350 bar BAUERKS22-K28

Figure 27 : Compresseurs 90-350 bar BAUER Verticus 5 series

Figure 28 : Compresseur 250 bar Coltri MCH 20-24 / WH2

Figure 29 : Compresseur 250 bar Cubogas Pocket / WH2

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2.2.2. Liquéfaction du biométhane

Technique de liquéfaction L’autre option pour augmenter la densité du biométhane avant le transport est de le liquéfier en le refroidissant à faible ou à moyenne pression : à pression atmosphérique la température d’ébullition est de -163°C et à 15 bar elle est de -117°C. Deux techniques peuvent être utilisées pour la liquéfaction :

L’épuration cryogénique, qui élimine le CO2 par cristallisation et qui liquéfie le biométhane en même temps. (cf. 2.1.4.3Séparation par cryogénie p28 ).)

Le module de liquéfaction indépendant qui est installé après l’épuration du biogaz.

Un module de liquéfaction est basé sur un cycle de Stirling inversé alimenté en hélium et ce cycle fermé comprend les étapes suivantes :

1) compression, 2) chauffage, 3) détente 4) refroidissement.

Grâce à ce système le biométhane subit un refroidissement et une condensation isobare. La forme liquide du biométhane ainsi obtenue est ensuite transférée dans un stockage adapté. La consommation électrique d’un liquéfacteur est supérieure à celle d’un compresseur HP avec en moyenne 0,4 kWhél/Nm3 de biométhane traité, sans compter les consommables (eau et hélium). La chaleur fatale de cet étage de compression peut néanmoins être récupérée et valorisée en autoconsommation digesteur.

Fournisseurs de liquéfaction Seul le constructeur Stirling Cryogenics a été identifié (cf. contact en annexe dans le Tableau 43 : Fournisseurs de systèmes de conditionnement du biométhane p158) sur des petits et moyens débits de biométhane (dans l’étude aucune unité ne fera plus de 100 Nm3/h cf. phase 2 : 2.2 Scénarios retenus p63). Il propose les équipements suivants :

Le StirLNG-1, conçu pour des débits de biométhane de 15 à 30 Nm3/h, des pressions de 1 à 12 bar et des températures d’entrée de 5 à 45°C. (c f Figure 30 et Figure 31)

Le StirLNG-4,conçu pour des débits de biométhane de 60 à 150 Nm3/h, des pressions de 1 à 20 bar et

des températures d’entrée de 5 à 45°C.

Enfin, le biométhane doit entrer très pur dans le liquéfacteur sinon le CO2 et l’eau résiduels vont se solidifier en refroidissant et créer des impuretés cristallines dans le BioGNL.

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Figure 30 : module de liquéfaction Stirling Cryogenics StirLNG-1

Figure 31: StirLNG-1 – Spécifications

2.2.3. Comparaison compression HP VS Liquéfaction Conditionnement Compression 250 – 300 bar Liquéfaction à 15 bar / -117 °C Equivalent volume CH4 conditions normales / CH4 conditionné 250-300 vol/vol 621.4 vol / vol

Consommation électrique 0.2-0.3 kWh/Nm3 CH4 0.4 - 0.45 kWh/Nm3 CH4

Prix pour 20-60 Nm3/h CH4 30 000 - 70 000 € 100 000 - 200 000€

Maintenance Durée de vie faible, 5 ans, usure des

pièces à cause des vibrations intenses

Meilleure durée de vie, moins d’usure

Points de vigilance Pression d’aspiration du compresseur Cristallisation du CO2 résiduel

et de l’eau résiduelle

Tableau 6 : Comparaisons Compression HP / Liquéfaction

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2.3. Stockage et transport du biométhane

2.3.1. Cas du biométhane compressé

Techniques de stockage et transport de biométhane compressé Le stockage fixe (sur le site de méthanisation) est réalisé en bouteilles acier, supportant la pression de 200 à 300 bar imposée par le conditionnement, et d’une capacité unitaire de 80 litres, soit un équivalent de 20 Nm3 de biométhane à 250 bar. Un montage en rack de 4 à plus de 40 bouteilles selon le constructeur permet un stockage tampon unitaire de 80 à 880 Nm3 de biométhane, multipliable au besoin pour une augmentation de capacité. Pour le transport du biométhane, des bouteilles de plus grande capacité (de 200 à 320 litres soit entre 50 et 80 Nm3 par bouteille à 250 bar) sont assemblées en conteneurs mobiles, voire fixes sur remorque, en de multiples configurations. Pour un gain de masse substantiel, ces bouteilles sont conçues en aluminium ou matériaux composites compatibles avec les normes régissant le transport de matières dangereuses. Ces équipements sont dits plug-and-play notamment grâce à des raccordements rapides flexibles avec les organes de stockage amont et aval. Les transferts de gaz sont réalisés grâce à la différence de pression amont/aval, complétée en option par des organes de surpression pour une vidange plus complète. Pour transporter le biométhane comprimé, un camion porte-conteneur classique va être chargé avec les conteneurs mobiles décrits ci-dessus. Le transport peut être assuré :

par un prestataire de services spécialisé dans le transport de gaz/matières dangereuses par le/les producteurs de biométhane ou ses/leurs employés (réalisation en propre) à la condition

que le chauffeur ait suivie une formation adaptée (cf. phase 1 : 4.3 Réglementation TMD pour l’injection portée p53)

La logistique de ce type de transport doit être pensée pour maintenir une production et une injection continue de biométhane, il faut donc prévoir :

Soit deux modules de transports (l’un étant en remplissage sur le site de production pendant que l’autre est en vidange sur le site de valorisation) couplés à un stockage tampon de petite capacité sur chaque site, l’un dimensionné pour le délai d’aller-retour du transporteur, l’autre dimensionné pour le délai de découplage/couplage du container. La Figure 32 permet d’illustrer ce scenario

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Figure 32 : Chronogramme du portage en cas d'utilisation de 2 stockages mobiles

Soit d’un module de transport couplé à un stockage tampon de grande capacité sur chaque site permettant d’assurer le délai de vidange du module de transport.

Fournisseurs pour le stockage de biométhane compressé Quatre entreprises proposant ce genre d’équipements ont été identifiées : (NB : leurs coordonnées sont données dans le Tableau 44 : Fournisseurs de systèmes de stockage du biométhane p158 )

BAUER Compresseurs : (stockage fixe) racks de bouteilles de 80L Cirrus : (cf. Figure 33) (stockage fixe) racks de bouteilles de 80L et (stockage mobile) isoconteneurs LuxferGasCylinders : (cf. Figure 34) (stockage fixe) racks de bouteilles en acier, en aluminium, en

composite. Vend aussi des isoconteneurs de 10 à 45 pieds (stockage mobile). Les conteneurs Luxfer qui peuvent être transportés sur un camion-porte conteneur sont les suivants :

o Lufxer Roll on 10 pieds ; 30 bouteilles de 240L (80 Nm3 à 250 bar) soit une capacité de stockage de 2400Nm3à 250 bar (si rempli à 100%).

o Luxfer Roll on 20 pieds ;60 bouteilles de 240L soit une capacité de stockage de 4800 Nm3à 250 bar (si rempli à 100%).

X-perion : (cf. Figure 35 et Figure 36)(stockage mobile) vend des isoconteneurs de 10 à 48 pieds avec des bouteilles de 350L en composite. Les conteneurs X-perion qui peuvent être transportés par la route sont les suivants ;

o X-Store 10 feet ; 25 bouteilles de 350L (117 Nm3 à 250 bar) soit une capacité de stockage de 2925 Nm3à 250 bar (si rempli à 100%).

STOCKAGE FIXE STOCKAGE FIXE

STOCKAGE MOBILE

n°2

STOCKAGE MOBILE

n°2

STOCKAGE MOBILE

n°1

STOCKAGE MOBILE

n°2

STOCKAGE MOBILE

n°1

SITE DE PRODUCTION SITE DE VALORISATIONRESEAU ROUTIER

STOCKAGE MOBILE

n°2

STOCKAGE MOBILE

n°1

STOCKAGE MOBILE

n°1

STOCKAGE MOBILE

n°2

STOCKAGE MOBILE

n°2

STOCKAGE MOBILE

n°1

STOCKAGE MOBILE

n°1

Stockage mobile n°1 en vidange - Stockage fixe plein

Stockage fixe plein - Stockage mobile n°2 videStockage fixe vide - Stockage mobile n° 1 plein

Stockage fixe en remplissage, attente stockage mobile vide Stockage fixe en vidange, attente stockage mobile plein

Stockage fixe en remplissage,attente stockage mobile vide

Stockage fixe plein, attente stockage mobile vide Stockage fixe plein - Stockage mobile n°1 plein

Echange stockage mobile 1 & 2- Stockage fixe vide

t3

t4

t5

t6

Stockage fixe plein - Stockage mobile n° 1 vide

Stockage fixe vide - Stockage mobile n° 1 en remplissage

Stockage fixe plein - Stockage mobile n° 2 vide

t0

t1

t2

Stockage fixe plein - Stockage mobile n°2 plein

Stockage fixe plein - Stockage mobile n°2 en vidange

EPURATIONCOMPRESSION

DETENTEINJECTION

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o X-Store 20 feet ; 55 bouteilles de 350L (117 Nm3 à 250 bar) soit une capacité de stockage de 5650Nm3à 250 bar (si rempli à 100%).

o

Figure 33 : Stockage CIRRUS, 20 bouteilles en rack et 44 bouteilles en module béton

Figure 34 : LUXFER - Container roll on 20' d'une capacité de 4800 Nm3

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Figure 35 : Conteneur X-perion X-Store 20 feet Figure 36 : Conteneur X-perion X-Store 20 feet sur un camion

2.3.2. Cas du biométhane liquéfié

Techniques de stockage et de transport du biométhane liquéfié Dans le cas du biométhane liquéfié, le stockage est réalisé en cuves, fixes ou mobiles, thermiquement isolées afin de maintenir une température de l’ordre de -150 °C, variable selon la pression de stockage (entre 3 et 17 bar). Pour le transport du biométhane liquéfié, deux solutions existent :

La mission est sous-traité à un prestataire équipé d’une citerne cryogénique(cf. Figure 37) o Remplissage assuré par une pompe cryogénique o Capacité importantes des citernes de 20 à 55 m3 (soit 12000 à 32000 Nm3 de biométhane) o Donc peu de navettes entre les deux sites de production et de valorisation o Nécessité de stockages fixes de grandes capacités o Dépotage sur le site de valorisation dans une cuve de même spécifications que sur le site de

production

Figure 37 : Citerne de transport cryogénique

La mission est assurée par le producteur au moyen de cuves mobiles(cf. Figure 38 ) o Meilleure optimisation possible par rapport au débit nominal du projet grâce à une plus grande

gamme de capacité de stockage/transport, de 2.5 à 41 m3 (soit 1500 à 25000 Nm3 de biométhane)

o Remplissage directe de la cuve de transport par pression différentielle (cuve tampon résiduelle en surpression par rapport au container)

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o Dépotage sur le site de valorsiation dans une cuve de même spécifications que sur le container de transport.

Figure 38 : Camion porte conteneur équipé d’une navette de transport cryogénique

Fournisseurs pour le stockage de biométhane liquéfié Les solutions suivantes sont disponibles : (NB : leurs coordonnées sont données dans le Tableau 44 : Fournisseurs de systèmes de stockage du biométhane p158 )

CRYOLOR filiale d’Air Liquide, propose des cuves fixes ou mobiles (=iso conteneurs) de 3 à 300 m3, avec des pressions de 3 à 17 bars. (cf. Figure 39)

INDOX CryoEnergy filiale du groupe espagnol ROS ROCA, propose des cuves fixes de 5 à 250 m3, avec des pressions de 5 à 7,8 bars.

Figure 39: Cuve fixes Cryolor

Figure 40 : Cuve mobile source Verdemobil

2.3.3. Transporteurs de biométhane Les transporteurs de biométhane sont à chercher parmi les entreprises de transport routier habilitées au transport de matières dangereuses (TMD). Ont été identifiés lors de cette étude :

Pour du transport de biométhane sur des camions porte-conteneurs : o Megevand Frères, transporteur en Haute-Savoie o D’autres transporteurs non spécialisés dans le gaz naturel…

Pour du transport de biométhane en porte-conteneurs ou en camions citernes cryogéniques o LNGeneration, filiale d’ENGIE, o Axegaz o Proviridis o LNG France, filiale du groupe HAM

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o La SITIM, transporteur en Loire-Atlantique

Les contacts de ces entreprises sont repris en annexe dans le Tableau 45 : Transporteurs de biométhane conditionné p159

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2.4. Problématique en biométhane liquéfié : CO2 et pression de transport

Les spécifications du gaz injectable de type H apportent des contraintes sur la qualité du biométhane: au moins 97,5% de CH4 et moins de 2-2,5% de CO2 (en volume), mais en cas de conditionnement par liquéfaction des complications apparaissent. Ainsi :

Le taux de CO2 acceptable dans un gaz naturel liquéfié à faible pression est infime : Par exemple un GNL à 1 bar ne peut contenir que 50 ppm de CO2 (soit 0,0149 % volumique), ce qu’un épurateur classique ne peut pas permettre.

Les camions citernes cryogéniques sont prévus pour fonctionner sur une plage de pressions assez faibles, entre 1 et 8 bars.

Les cuves mobiles cryogéniques peuvent accepter des pressions entre 1 et 18 bars.

Pour des unités de méthanisation qui veulent se tourner vers la liquéfaction plusieurs solutions sont envisageables :

La liquéfaction à haute pression et basse température (pour des teneurs basses en CO2) La liquéfaction à basse pression et très basse température (pour des teneurs infimes en CO2).

2.4.1. Liquéfaction et transport du biométhane à haute pression et basse température Lors de la liquéfaction du CH4, il faut éviter la cristallisation du CO2. La liquéfaction à une pression plus haute que la pression atmosphérique permet d’augmenter la quantité de CO2 dans un biométhane liquide et homogène. C’est une question de thermodynamique, le mélange binaire CH4-CO2 possède des propriétés physiques différentes suivant la pression, la température et la composition considérées. Voici un diagramme Pression-Température qui représente l’état physique du mélange suivant la concentration volumique de CO2 (0.1% ; 0.5% ; 3% ; 10% et 20%) (Diagramme extrait d’une publication « Natural gas pressurized liquefaction process adopting MR refrigeration and CO2 removal by anti-sublimation » cf. annexe [13]

Figure 41 : Taux de CO2 acceptables dans du biométhane liquéfié [13]

Liquide

Gaz

Solide

Gaz

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Pour lire ce graphique voici des exemples :

un mélange 3% CO2 / 97% de CH4 peut être liquéfié (passé de la zone verte vers rouge) entre 20 et 35 bars entre -108°C et -94°C.

un mélange 0,5 % CO2 / 99,5% de CH4 peut être liquéfié entre 9 et 18 bars entre -133°C et -113°C.

Les équipements de liquéfaction vendus pour de la méthanisation (STIRLING cryogenics essentiellement) peuvent fonctionner au maximum à 20 bar, ce qui exclue la possibilité de liquéfier du biométhane à 3% ou plus de CO2. Pour le transport d’un biométhane de qualité « standard » (97.5-99% de CH4) liquide à 15-20 bars la cuve mobile cryogénique est la seule option, le camion-citerne est exclu.

2.4.2. Liquéfaction et transport du biométhane à basse pression et très basse température Pour faciliter la liquéfaction et/ou le transport en camion-citerne d’un biométhane à moins de 7-8 bar, il est possible d’investir dans des épurateurs de plus grande efficacité (comme l’épuration cryogénique qui garantit une pureté de 99,9% CH4) ou d’ajouter un équipement complémentaire de « polishing ». Il existe 2 types de systèmes de « polishing » ou « polissage » ;

des VPSA, un système PSA (cf. phase 1 : 2.1.4.1L’adsorption par variations de pression (PSA) p26) à aspiration au vide,

des colonnes de lavage aux amines.

Installer de tels équipements occasionne un surinvestissement lourd (estimé à 100 000€ mais très variable selon les conditions de pureté du biométhane après la première épuration), qui ne parait pas adapté pour les petites unités de méthanisation inférieure à 100 Nm3/h de CH4.

2.4.3. Conclusions pour les modes de transport de biométhane liquide pour les scénarios Comme il sera développé dans le descriptif des scénarios (cf. Phase 3: 1.1.1 UF1 : Substrats retenus pour les unités de méthanisation p65) des unités de méthanisation de 3 tailles seront étudiées ; d’une production nette de 20, 50 ou 100 Nm3CH4/h. Pour les petites unités de 20 et 50 Nm3CH4/h (respectivement équivalentes à 95 ou 235kWe installés) il sera considéré qu’en gaz liquéfié, seul le transport en cuves mobiles cryogéniques est pertinent. Pour les unités de 100 Nm3CH4/h (équivalent 470 kWe) les deux modes de transport sont envisageables : camion-citerne cryogénique ou cuves mobiles cryogéniques. A noter, le transport en racks bouteilles de gaz comprimé sera étudié pour tous les cas de figure.

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3. Site d’injection : déconditionnement et injection

3.1. Description du mode d’injection : Réseau de distribution, réseau de transport

Le biométhane conforme peut être injecté sur des réseaux de deux types ; des réseaux de distribution (GRDF, ELD…) ou de transport (GRTgaz, TIGF). Pour des raisons économiques (injection à plus basse pression moins couteuse) l’injection se fait préférentiellement sur les réseaux de distribution, bien que pouvant être envisagée sur les réseaux de transport si les réseaux de distribution sont trop éloignés ou de capacités inadéquates pour la méthanisation. Sur un réseau de distribution, l’injection se fait à pression modérée (4-10 bar) et à température ambiante Le débit d’un réseau de distribution peut connaitre d’importantes variations saisonnières, entre l’hiver et l’été, en raison de baisses de consommation pour les besoins de chauffage. Cette particularité représente un inconvénient certain pour un projet de méthanisation (de production quasi constante) qui devra faire réaliser une étude de faisabilité approfondie de la capacité d’injection du réseau et prévoir des stockages supplémentaires pour pallier les périodes creuses. Sur un réseau de transport, l’injection se fait sous pression plus élevée (variable selon les réseaux, de 16 à 68 bar) et pour des débits supérieurs à 150-200 Nm3CH4/h. Le débit d’un réseau de transport ne varie pas sur l’année et les capacités d’injection sont considérables. Sur le plan économique, le/les porteurs de projets doivent payer :

Des frais pour la location/le remboursement du poste d’injection : de 66 à 73 000 €/an pour un poste sur un réseau de distribution, environ 80 000-100 000 €/an pour un poste sur un réseau de transport

Des frais de maintenance supplémentaire au poste d’injection : essentiellement pour l’entretien et l’alimentation du compresseur s’il est géré par le gestionnaire de réseau (comme cela peut être le cas sur GRTgaz)

Des frais d’analyse du biométhane : nombre d’analyses dépendant de la qualité du biométhane, de la régularité et de l’ancienneté de l’installation de méthanisation, en comptant 2000-3000 €/analyse

Des frais de remboursement ou de location du terrain si l’injection ne se réalise pas chez eux.

Dans cette étude, nous nous limitons à étudier l’injection de biométhane porté sur le réseau de distribution uniquement.

3.2. Déconditionnement du biométhane

Le déconditionnement du biométhane consiste à l’amener aux conditions de pression et de température du réseau à partir de sa forme conditionnée, liquide ou comprimée. Ce déconditionnement nécessite un certain nombre d’équipements et la mise en œuvre d’un process spécifique.

La détente du biométhane de 250~300 bars à la pression du réseau entraîne un refroidissement du gaz (loi des gaz parfaits). Dès lors, pour éviter le gel des vannes, cette détente devra se faire en plusieurs séquences avec des réchauffements successifs. Suivant le débit d’injection, ces réchauffages intermédiaires peuvent être passifs par un échange thermique avec le milieu ambiant ou forcé avec un apport d’énergie (électricité, eau chaude, vapeur…).

NB : Déconditionnement ou valorisation en biométhane carburant ? Une énergie importante a été utilisée pour comprimer ou liquéfier le biométhane avant de la transporter. Cette forme conditionnée pourrait être compatible avec une utilisation en carburant BioGNC ou BioGNL. Notre étude se limite à une valorisation en injection mais pour chaque projet il serait opportun d’ouvrir le débat à une valorisation en carburant car le déconditionnement correspond à une perte d’énergie.

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Les conteneurs seront déchargés sur le site de déconditionnement/injection et vidés au débit d’injection du réseau. Ainsi, il n’est pas forcément nécessaire de prévoir de stockage tampon fixe complémentaire dans le cas d’un conditionnement sous forme de gaz comprimé. Pour une injection dans le réseau de distribution de 5 à 8 bars une détente suffit pour transférer 97~98% du biométhane transporté. Pour une injection dans le réseau de transport à ~40 bars, un compresseur sur le site d’injection devra être prévu pour purger les ~20% de volume restant après la détente du conteneur. Les calculs des capacités transportées devront prendre en compte ces volumes morts potentiels. La consommation énergétique du déconditionnement devrait être négligeable pour des petits débits d’injection. Pour des plus gros débits (>150 Nm3/h de biométhane) lorsque le réchauffage après détente devra être fait par une source de chaleur extérieure, la consommation électrique est estimée à ~0,05 kWh/Nm3 de biogaz traité (~0,1Nm3/h de biométhane injecté).

Figure 42 : Déconditionnement du biométhane comprimé

3.2.1. Déconditionnement du biométhane liquéfié : Le déconditionnement du biométhane liquéfié s’effectue en 2 étapes :

Sa mise à la pression du réseau par une pompe cryogénique liquide Sa vaporisation à température ambiante.

Suivant le débit d’injection, cette vaporisation peut être faite par un échange thermique passif avec le milieu ambiant ou par un échange forcé avec un apport d’énergie (eau, air soufflé…). Le biométhane liquéfié peut être livré par conteneur cryogénique ou par camion-citerne cryogénique. Dans le cas d’une livraison en conteneur cryogénique, le déconditionnement pourra se faire directement sans passer par une cuve fixe de stockage tampon. En revanche, pour une livraison par citerne cryogénique, le biométhane devra préalablement être transféré dans une cuve tampon fixe avant de pouvoir être déconditionné La consommation énergétique du déconditionnement devrait être négligeable pour des petits débits d’injection. Pour des plus gros débits (>150 Nm3/h de biométhane) lorsque la chaleur de vaporisation devra être apportée par une source extérieure, la consommation électrique est estimée à ~0,05 kWh/Nm3 de biogaz traité (~0,1Nm3/h de biométhane injecté).

Réception et déconditionnement du BIOMETHANE COMPRIME

THT

Station d’ordorisation

CPGPCS

Poste d’analyses

Injection sur le réseau de gaz naturel

Poste d’injection GrDF

torchère

Gestion du biométhane non-conforme

Réseau d

e G

az

Quais de réception des conteneurs

Détentes et réchauffages succesifs

Camion chargé d’un iso-conteneur

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Figure 43 : Déconditionnement du biométhane liquéfié - Cuves Mobiles

Figure 44 : Déconditionnement du biométhane liquéfié - Cuves Fixes

Cuve cryogénique fixeCamion citerne

cryogénique

Réception et déconditionnement du biométhane liquide livré en CAMION CITERNE CRYOGENIQUE

THT

Vaporisation

Station d’ordorisation

CPGPCS

Poste d’analyses

Injection sur le réseau de gaz naturel

Poste d’injection GrDF

torchère

Gestion du biométhane non-conforme

Pompe Cryogénique

Réseau d

e G

az

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3.3. Le fonctionnement d’un poste d’injection

Figure 45 : Schéma d’un poste d’injection sur un réseau de distribution

Quand le biométhane arrive dans une unité de stockage mobile au poste d’injection il est ;

D’abord stocké sous forme conditionnée si le débit de biométhane traité par le poste d’injection est maximal à cet instant. On parle de stockage tampon du biométhane conditionné.

o Pour du biométhane comprimé, se référer aux possibilités de stockage en phase 1 : 2.3.1.1 Techniques de stockage et transport de biométhane compressé p35

o Pour du biométhane liquéfié, se référer aux possibilités de stockage en phase 1 : 2.3.2.1 Techniques de stockage et de transport du biométhane liquéfié p38

Ensuite le biométhane est déconditionné pour ramener le biométhane dans les conditions d’état, de pression et de température imposées par l’opérateur réseau (pour GRDF : gazeux, 4 bar, température ambiante).

o Pour du biométhane comprimé, un organe de détente de 250 à 4 bar est utilisé, et le transfert se fera automatiquement par différence de pression.

o Pour du biométhane liquéfié, il faut installer une pompe de transfert (et un compresseur si le liquide est à moins de 4 bar) et un organe de vaporisation.

Ensuite, le biométhane subit un procédé d’odorisation Puis la qualité du biométhane est contrôlée (cf. Tableau 7), la pression et le débit sont régulés avant

d’envoyer le biométhane vers le robinet GRDF et le réseau de gaz naturel.

Les contrôles continus

_En permanence, toutes les 3 minutes environ. _ 2 analyses successives non-conformes entrainent l’arrêt automatique de l’injection _ Reprise de l’injection après 2h de retour à la conformité

1ere chromatographie PCS (facturation) Indice de Wobbe (combustion) et densité H2S – COS CO2 O2

Capteur spécifique Point de rosée eau

2ème chromatographie THT Les contrôles ponctuels

_MES : campagne de 5 contrôles successifs sur une semaine avant début d’injection _ CONTRÔLE REGULIER ; 1 fois par mois _ NON CONFORMITE : un contrôle supplémentaire à chaque détection de non-conformité (et arrêt d’injection tant que l’on n’a pas retour à la conformité)

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MES Composé mineurs : CO, H2 Composés soufrés : H2S, COS, mercaptans, S total Mercure (Hg) Ammoniac (NH3) Fluors totaux Chlores totaux

CONTRÔLE REGULIER Même analyses

NON CONFORMITE Même analyses

Tableau 7 : Liste des contrôles effectués sur un poste d’injection GRDF

Le poste d’injection est de plus équipé d’une canalisation d’évacuation du gaz en cas d’impossibilité de l’injecter sur le réseau de distribution ou de transport, notamment dans les cas suivants :

Détection d’une non-conformité du biométhane avec les spécifications imposées par le distributeur (odorisation, pression, PCS, etc.)

Phase de contrôle de conformité du biométhane suite à un redémarrage du poste d’injection Incident technique interne au poste d’injection Indisponibilité du réseau

3.4. Contraintes de l’injection pour des projets de biométhane porté

3.4.1. Gestion du biométhane non conforme Si le biométhane n’a pas pu être injecté pour les raisons précédentes, les porteurs de projets se retrouvent avec du gaz « inutile » et perdent du chiffre d’affaire. Il est donc essentiel de disposer sur le site de valorisation d’un moyen de retraitement du biométhane non-conforme :

Soit par élimination au moyen d’une torchère (dans ce cas le biométhane non conforme est perdu, non vendu)

Soit par recyclage du biométhane (pour le réinjecter par la suite) : o Dans le cas du biométhane compressé, la solution consiste à mettre en œuvre un second

compresseur pour reconditionner le gaz en bouteille avant qu’il ne repasse par le poste d’injection.

o Dans le cas du biométhane liquéfié, la solution consiste à désodoriser le biométhane (car il a été odorisé avant le poste d’analyses) avant de le réinjecter en tête de cuve cryogénique sous réserve de confirmation de faisabilité par le fournisseur des cuves fixes de stockage cryogénique.

Etant donné les freins technico-économiques relatifs au recyclage du biométhane ou la perte de chiffre d’affaire engendrée par le torchage, il est primordial d’assurer un fonctionnement continu de la valorisation en évitant les arrêts du poste d’injection. Un contrôle du biométhane en amont sur chaque site de production est l’un des moyens à mettre en œuvre pour réduire considérablement le risque de non-conformité. Afin d’éviter des différents entre les producteurs de biométhane en cours d’exploitation, la procédure de gestion du biométhane non-conforme et les modalités de répercussion des éventuelles pertes financières associées devront être prises en compte lors de la définition des modalités organisationnelles et contractuelles entre les différents producteurs.

3.4.2. Lissage de l’injection de biométhane Pour de projets de méthanisation par injection centralisée, des conteneurs de biométhane/biogaz arrivent de plusieurs origines, avec des fréquences de rotations différentes (en fonction des débits de production de chaque site) et il faut assurer un débit d’injection constant. Plus le nombre d’installations de méthanisation est élevé plus la gestion va être complexe, des conteneurs de biométhane conditionné peuvent s’accumuler au poste d’injection en attente de traitement, les sites de méthanisation peuvent se retrouver sans conteneur de stockage…

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Deux approches logistiques sont possibles ; Pour des projets de méthanisation par injection centralisée, des conteneurs de biométhane d’origines différentes arrivent sur le site d’injection selon un rythme propre à chaque site de production, les fréquences de rotations pouvant être différentes selon les débits de production de chaque site. Il faut cependant assurer un débit d’injection constant. Plus le nombre d’installations de méthanisation est élevé plus la logistique d’approvisionnement sera complexe pour éviter des interruptions d’injection, l’accumulation de conteneurs de biométhane conditionné au poste d’injection en attente de traitement, ou encore que les sites de méthanisation se retrouvent sans conteneur de stockage… Deux approches logistiques sont possibles ;

Multiplier les conteneurs de stockage mobile (en biométhane comprimé ou liquéfié), les utiliser comme stockage tampon au site d’injection et aller collecter le biométhane à chaque fois qu’un site de méthanisation a rempli son stockage.

Prévoir un grand volume de stockage fixe au poste d’injection (correspondant à plusieurs jours d’arrivage de biométhane) et prévoir des tournées régulières de collecte du biométhane quand le volume de stockage au point d’injection diminue sensiblement. Cette solution est envisageable surtout pour du biométhane liquéfié, car le biométhane comprimé ne se stocke pas en grandes cuves mais en bouteilles, beaucoup plus chères au prorata des volumes stockés.

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4. Cadre règlementaire et points de vigilance

4.1. ICPE des unités de méthanisation et de valorisation du biogaz

Les unités de méthanisation relèvent de la législation sur les installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE). Une rubrique ICPE est composée de quatre chiffres et suit l’organisation suivante :

Les rubriques commençant par 1 concernent les substances chimiques Les rubriques commençant par 2 concernent les activités humaines Les rubriques commençant par 3 concernent les émissions industrielles Les rubriques commençant par 4 concernent le classement des sites SEVESO

4.1.1. Unités de méthanisation La rubrique ICPE n°2781, spécifique à la méthanisation a été créée en octobre 2009 puis amendée en juillet 2010 pour créer les trois régimes d’installations (déclaration, enregistrement et autorisation). Le régime de l'installation (autorisation, enregistrement ou déclaration) définit les règles procédurales à respecter pour avoir le droit d'exploiter une unité de méthanisation ainsi que les mesures à respecter durant l'exploitation. L’origine et la nature des déchets traités ainsi que la taille de l'installation vont orienter le classement ICPE de l’unité (cf. Tableau 8)

Rubriques ICPE Catégorie 2781-1. Méthanisation de matière végétale brute, effluents d'élevage, matières stercoraires, lactosérum et déchets végétaux d'industries agroalimentaires :

a) La quantité de matières traitées étant supérieure ou égale à 60 t/j Autorisation

b) La quantité de matières traitées étant supérieure ou égale à 30 t/j et inférieure à 60 t/j

Enregistrement

c) La quantité de matières traitées étant inférieure à 30 t/j Déclaration

2781-2. Méthanisation d'autres déchets non dangereux Autorisation

Tableau 8 : Rubriques ICPE pour les unités de méthanisation

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4.1.2. Stockage et conditionnement du biométhane compressé Selon la nature du biométhane stocké (gaz comprimé ou gaz liquéfié) des nomenclatures différentes s’appliquent. Voici les principales rubriques ICPE relatives au stockage du biométhane comprimé :

Rubrique ICPE Sujet Intitulé de la rubrique Régime Rayon

1411 remplacée par 4310 en 2016

Quantité de stockage du CH4 gaz comprimé

Gazomètres et réservoirs de gaz comprimés renfermant des gaz inflammables (à l’exclusion des gaz visés explicitement par d’autres rubriques). La quantité totale susceptible d’être présente dans l’installation étant : 1. Supérieure ou égale à 200 t

Autorisation et Servitude d’utilité publique

4 km

2. Comprise entre 10 et 200 t Autorisation 2 km

3. Comprise entre 1 et 10 t Déclaration 0 km

1413 Unité de compression du CH4

Gaz naturel ou biogaz, sous pression (installations de remplissage de réservoirs alimentant des moteurs, ou autres appareils, de véhicules ou engins de transport fonctionnant au gaz naturel ou biogaz, et comportant des organes de sécurité), le débit total en sortie du système de compression étant, à 0°C et 1atm : 1. Supérieur ou égal à 2 000 Nm3/h, ou si la masse totale de gaz contenu dans l’installation est supérieure à 10 t

Autorisation 1 km

2. Compris entre 80 Nm3/h et 2 000 Nm3/h, ou si la masse totale de gaz contenu dans l’installation est supérieure à 1 t

Déclaration soumis au contrôle périodique prévu par l’article L.512-11

0 km

Tableau 9 : Rubriques ICPE biométhane comprimé

4.1.3. Stockage et conditionnement du biométhane liquéfié Voici les principales rubriques d’intérêt pour le stockage du biométhane liquéfié :

Rubrique ICPE Sujet Intitulé de la rubrique Régime Rayon

1412 remplacée par 4718 en 2016

Quantité de stockage du CH4 liquéfié

Gaz inflammables liquéfiés (stockage en réservoirs manufacturés), à l’exception de ceux visés explicitement par d’autres rubriques de la nomenclature. Les gaz sont maintenus liquéfiés à une température telle que la pression absolue de vapeur correspondante n’excède pas 1,5 bar (stockage réfrigérés ou cryogéniques) ou sous pression quelle que soit la température. 1. La quantité totale susceptible d’être présente dans l’installation est supérieure ou égale à 200 t

Autorisation et Servitude d’utilité publique

4 km

2. La quantité totale susceptible d’être présente dans l’installation est comprise entre 50 et 200 t (50 inclus)

Autorisation 2 km

3. La quantité totale susceptible d’être présente dans l’installation est comprise entre 6 et 50 t (6 inclus)


0 km

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1414 Unités de distribution du CH4

liquéfié

Gaz inflammables liquéfiés (installation ou de remplissage)

1. Installations de remplissage de bouteilles ou conteneurs

Autorisation 1 km

2. Installations de chargement ou déchargement desservant un dépôt de gaz inflammables soumis à autorisation

Autorisation 1 km

3. Installations de remplissage de réservoirs alimentant des moteurs ou autres appareils d’utilisation comportant des organes de sécurité (jauges et soupapes)


0 km

4718 ex SEVESO

La quantité totale susceptible d'être présente dans les installations y compris dans les cavités souterraines étant : 1. Supérieure ou égale à 50 t Autorisation 1 km

2. Supérieure ou égale à 6 t mais inférieure à 50 t


0 km

Tableau 10 : Rubriques ICPE biométhane liquéfié

4.2. Arrêtés tarifaires

Au même titre qu’un scenario de valorisation par injection dite « directe », l’injection portée bénéficie des décrets et arrêtés de novembre 2011 qui encadrent réglementairement l’injection du biométhane dans les réseaux de gaz naturel. Ceci implique donc que l’obligation d’achat du biométhane s’applique et que le tarif est calculé sur la base du débit nominal au point d’injection. De même, le principe des certificats d’origine, les clauses relatives à la nature des intrants où les conditions de contractualisation avec le fournisseur de gaz sont maintenues à l’identique. NB : A noter qu’en l’état actuel des choses, dans le cas d’une injection centralisée, c’est-à-dire impliquant plusieurs producteurs de biométhane et son transport vers un point d’injection unique, le tarif d’achat demeure calculé sur la base du débit au point d’injection.

4.2.1. Calcul du tarif d’achat Le calcul du tarif s’effectue de la manière suivante :

Le tarif de base est calculé selon le débit de biométhane injecté (en c€/kWh PCS) Le tarif de base est maximum jusqu’à 50 Nm3CH4/h, minimal au-dessus de 350Nm3CH4/h et connait

une dégression linéaire entre ces deux valeurs.

Tarif de base auquel se rajoutent trois primes réactualisées annuellement:

La prime P1 basée sur la proportion de matières issues des collectivités (hors stations d’épuration), des ménages et de la restauration

La prime P2 basée sur la proportion de matières issues d’élevage, de cultures et d’industries agroalimentaires

La prime P3 basée sur la proportion de matières issues de stations d’épuration (hors industries agroalimentaires)

Le coefficient P2 est celui qui permet d’obtenir les meilleurs tarifs, ainsi les projets avec substrats agricoles et agroalimentaires sont valorisés par rapport aux projets basés sur la valorisation de déchets de collectivités et de stations d’épuration.

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Voici un graphique qui présente l’évolution du tarif d’achat du biométhane en fonction du débit d’injection et du type de projets.

Figure 46 : Evolution du tarif d’achat du biométhane

4.2.2. Point de vigilance : Consommation énergétique de l’épuration Selon l’arrêté du 24 juin 2014 complétant l’arrêté du 23 novembre 2011 sur les conditions d’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel, l’installation de méthanisation doit respecter certains critères d’efficacité énergétique et environnementale. En particulier, la consommation électrique du procédé d’épuration du biogaz est limitée dans ce texte à 0,6 kWh/ Nm3 biogaz traité, valeur habituellement largement respectée dans le cas d’une injection directe mais sur laquelle il faut être vigilant dans le cas d’une injection portée. En effet l’injection portée peut entrainer des surconsommations énergétiques : Certains systèmes épurent et liquéfient simultanément le biométhane (épuration cryogénique) et présentent donc des consommations énergétiques conséquentes. Pour une liquéfaction à pression relativement faible (1-5 bar) le biométhane doit être extrêmement pur en méthane (>99.9%) et contenir moins de 100-200 ppm de CO2, sous peine de voir les impuretés cristalliser. Pour atteindre ces spécifications, 2 systèmes d’épuration successifs peuvent être nécessaires (par exemple ajouter un VPSA derrière un lavage à l’eau), ce qui augmente logiquement la consommation électrique du procédé. (cf. 2.3.2Problématique en biométhane liquéfié : CO2 et pression de transport) D’autre part le déconditionnement du biométhane (détente ou vaporisation) de gros volumes de biométhane nécessiterait aussi l’installation d’équipements consommateurs d’électricité (réchauffeurs électriques, thermoplongeurs…). Voici un tableau estimatif des consommations électriques liées au procédé d’injection portée, qui met en relief les surconsommations électriques par rapport un projet en injection directe. A voir comment est interprété le procédé « d’épuration du biogaz » et s’il comprend les étapes de conditionnement, de déconditionnement et/ou de polishing.

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Etape du procédé Consommation électrique (kWh/Nm3 biogaz)

Epuration biogaz 0,2-0,4

Conditionnement biométhane Compression 0,12

Liquéfaction 0,37

Polishing biométhane (optionnel) 0,05

Déconditionnement biométhane 0,05

Total (estimation) 0,42 – 0,87

Tableau 11 : Consommations électriques des procédés de conditionnement

4.3. Réglementation TMD pour l’injection portée

Le Transport routier de Matières Dangereuses (TMD) est encadré par l'Accord européen relatif au transport international des marchandises Dangereuses par Route (ADR) du 29 janvier 1968, mis à jour en 2015 et révisé tous les 2 ans. Cet accord est repris par le droit français par l’arrêté « Transport des matières dangereuse » (TMD) du 29 mai 2009. Selon l’ADR, le gaz naturel et donc le biométhane, comprimé comme liquéfié, relève des gaz de catégorie 2. Il est badgé du signe F signifiant inflammable, en comparaison de F+ pour hautement inflammable et E pour explosif. Cet accord impose notamment les éléments suivants :

Les informations devant être disponibles/visibles pendant le transfert o Documents de transport (identification du fret, numéro ONU, coordonnées de l’expéditeur et du

destinataire) o Consigne et marche à suivre en cas d’acciden

Les conditions de chargement et de déchargement

o Procédure de remplissage et de déchargement o Respect des consignes sous la responsabilité de la personne rattaché au site o Chargement et déchargement interdits sur la voie publique (sauf arrêté contraire) o Arrêt obligatoire du moteur de propulsion lors du déchargement o Protection des flexibles o Equipements d’equipotentialité o Etc…

La formation des équipages

o Le conducteur doit être titulaire d’un certificat de formation au transport de matières dangereuses valable 5 ans (minimum 24 séances de 45 min avant un examen écrit, 16 séances pour le renouvellement).

Les contrôles imposés aux véhicules de transport (classe « FL » pour le transport du GNV)

o Homologation du véhicule (à la demande du construteur) o Réception nationale sur la base de l’homologation o Visites techniques initiales et périodiques chaque année

Le numéro ONU, qui s’échelonne entre 0 et 9100, permet d’identifier la cargaison de matière

dangereuse : o Méthane comprimé (ou biométhane comprimé) = NU 1971 o Méthane liquéfié (ou biométhane liquéfié) = NU 1972

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4.4. Cas de l’odorisation

L’odorisation du biométhane pour des unités de méthanisation en injection directe se fait après l’épuration et avant l’injection dans le réseau. Mais dans le cas d’une unité de méthanisation par injection déportée, la question s’est posée de savoir s’il était nécessaire d’odoriser le biométhane avant son transport. La DGPR (Direction Générale de la prévention des Risques) a été consultée et le chef du bureau de la sécurité des équipements à risques et des réseaux (BSERR) nous a répondu ; « L'obligation d'odorisation dans les réseaux de distribution de gaz est encadrée par les textes suivants:

article 15 du décret n°2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz

article 17 de l'arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations.

Ces textes ne me semblent pas s'opposer à un transport routier de gaz non odorisé puis à son injection dans le réseau de distribution via un poste d'injection assurant l'odorisation. Le transport routier du gaz non odorisé doit bien entendu répondre parfaitement aux obligations en matière de transport de matières dangereuses. » Voici les extraits de ces textes qui s’appliquent plus particulièrement à la question de l’odorisation :

Article 2 de l'Arrêté du 13 juillet 2000 : Champ d'application.

« Les réseaux comportent notamment les conduites de distribution, les postes de détente, les organes de coupure, les branchements ainsi que les accessoires et incluent ceux spécialement dédiés à l'alimentation directe d'un client. Ils sont compris entre le premier organe de coupure, cet accessoire étant inclus, situé : - en aval du poste de détente, dans le cas d'un réseau de transport de gaz naturel tel que défini dans le décret du 16 octobre 1985 susvisé ou d'un autre réseau de distribution de gaz ; - en aval du poste de pré-détente dans le cas d'une alimentation en gaz de pétrole liquéfiés ; - dans le périmètre de l'enceinte, à proximité de la limite de propriété, dans le cas d'une unité de production de gaz ou de gaz de biomasse, et l'organe de coupure mentionné à l'article 1er de l'arrêté du 2 août 1977 susvisé, ou l'organe de coupure générale des installations non soumises aux dispositions dudit arrêté. » Ainsi les équipements sur le site de méthanisation et sur le camion ne font pas partie du réseau de gaz naturel soumis à cette règlementation, le réseau commence au premier organe de coupure (vanne) sur le poste d‘injection, après l’unité de détente.

Article 17 de l'Arrêté du 13 juillet 2000 : Dispositions générales pour la sécurité de l'exploitation.

« Le gaz distribué doit posséder une odeur suffisamment caractéristique pour que les fuites soient perceptibles à l'odorat. A cet effet, l'opérateur applique les dispositions du cahier des charges de concession ou d'un cahier des charges particulier. » L’odorisation est sous la responsabilité de l’opérateur de réseau, peut donc difficilement avoir lieu sur un site de méthanisation (surveillance du gestionnaire de réseau difficile à distance).

Article 15 du décret n° 2004-251 du 19 mars 2004 : relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz:

« L'opérateur de réseau de distribution met en œuvre les moyens nécessaires pour s'assurer que la pression, le débit ainsi que les caractéristiques physico-chimiques du gaz acheminé sont conformes aux engagements qu'il a souscrits. A l'entrée des réseaux de distribution publique, les distributeurs s'assurent, conformément aux dispositions du décret du 23 mai 1962 susvisé et des textes pris pour son application, que le gaz dégage une odeur suffisamment caractéristique pour que les fuites soient perceptibles. Cette odeur doit disparaître par la combustion complète du gaz. »

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En conclusion, Il est donc possible de transporter du biométhane comprimé ou liquéfié sans odorisation préalable. Cette opération est obligatoire avant l’injection dans le réseau. Cette opération est contractuelle entre le fournisseur du gaz et le gestionnaire/distributeur réseau.

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Phase 2 : Définition des scénarios retenus

1. Paramètres des scénarios

1.1. Postulats de départ

Chaque projet de méthanisation peut se décomposer en plusieurs unités fonctionnelles (cf.. Figure 47) offrant chacune de nombreuses possibilités.

Figure 47 : Unités fonctionnelles d’une unité de méthanisation

Dans le cadre de cette étude, seuls les paramètres de l’unité fonctionnelle « valorisation énergétique » seront modifiés, ainsi il est admis pour tous les scénarios type que;

Les unités de méthanisation sont des unités individuelles ou en petit collectif, qui mobilisent des substrats méthanogènes dans un périmètre assez faible (moins de 10km).

1 unité de méthanisation est distante d’au moins 10 km de ses unités voisines, ainsi les installations indépendantes sont plus rentables qu’une installation collective équivalente.

Les unités ont toutes le même procédé de digestion, qui produit un biogaz de même qualité. Pour le montage du projet, toutes les unités sont construites ex-nihilo (pas de digesteur ou d’épurateur

existant).

Pour ce qui est de la valorisation énergétique, on pose les hypothèses suivantes;

Les unités n’ont pas la possibilité de rentabiliser un scénario « cogénération ». Le biogaz est toujours épuré en biométhane conforme aux spécifications d’injection « gaz H » puis

injecté dans un réseau de gaz naturel (de distribution ou de transport). Le débit injectable au poste d’injection est considéré constant sur l’année. L’approvisionnement d’une station de carburant BioGNC/BioGNL est optionnel, en complément de

l’injection. Les unités de méthanisation d’un projet utilisent les mêmes technologies d’épuration, de

conditionnement et de stockage du biogaz/biométhane.

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1.2. Paramètres variables de l’étude

Voici le détail des paramètres qui sont susceptibles d’être modifiés dans les scénarios ou sous-scénarios :

Le nombre d’unités de méthanisation :

Des scénarios pourront intégrer des projets de biométhane porté « individuels » (d’1 site de production à 1 site d’injection), ou « mutualisés (avec plusieurs sites de production pour 1 point d’injection).

Les débits de production de CH4 des unités de méthanisation (en Nm3CH4/h) :

Le débit de production de biométhane d’une unité de méthanisation indique sa « taille » et conditionne son chiffre d’affaires. Les débits de production d’une unité sont considérés constants sur tous les jours de l’année.

La taille relative des unités de méthanisation :

Pour laisser de la flexibilité dans le montage des projets, les unités de méthanisation pourront avoir des tailles différentes, par exemple un site de 150 Nm3 CH4/h pourrait injecter avec 2 sites de 50 Nm3 CH4/h. En effet l’injection portée de biométhane est à considérer comme une opportunité pour les petites installations de méthanisation d’accéder à ce mode de valorisation énergétique, en mutualisant les coûts et/ou en s’adossant à de plus gros projets déjà rentables.

Le débit de CH4 à assurer au point d’injection (en Nm3 CH4/h) :

Comme expliqué au paragraphe précédent ce débit sera constant et correspondra à la somme des débits des unités considérées.

La distance à parcourir jusqu’au site d’injection :

Cette distance correspondra à la distance en ligne droite entre le point d’injection et le site de méthanisation.

Distances des unités entre elles :

A ce stade toutes les unités de méthanisation sont considérées équidistantes du point d’injection et équidistantes entre elles, par exemple 3 unités distantes de 20 km d’un point d’injection et distantes entre elles de 35 km (cf. dessin) En effet, d’après les retours d’expérience de S3d sur ce type de projets, l’éloignement relatif d’une unité (par rapport aux autres) n’est pas pénalisant pour sa rentabilité. Cela s‘explique car les investissements « fixes » sur la méthanisation, l’épuration, le conditionnement, le stockage et le poste d’injection sont les mêmes quel que soit l’éloignement d’un site. Les charges liées au transport qui elles dépendent de l’éloignement d’un site ont un impact faible par rapport aux coûts cités précédemment.

Choix du niveau d’épuration :

Deux options sont envisagées dans un premier temps :

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o Le biogaz peut subir une Epuration complète en biométhane sur le site de production et avant le transport ou

o Le biogaz peut être prétraité sur le site de production (cette Epuration partielle élimine le H2S, l’eau et les COVs mais pas le CO2 voir 2.1 Epuration du biogaz p19) avant d’être transporté puis épuré complément sur le site d’injection pour atteindre les normes du réseau.

La troisième option d’épuration mobile citée dans le schéma de présentation de l’injection portée (cf. Figure 1 : Scenarios de l'injection portée p11) qui consiste à ne pas traiter le biogaz sur le site de production et avoir recours à une épuration mobile sur camion, ne sera pas considérée en raisons de retours négatifs lors de l’étude bibliographique ( [1]Pistes pour le développement de projets coopératifs de production de biogaz et de biométhane, rapport traduit par AILE et Rhône Alpes Energie Environnement et entretien téléphonique avec [A] Martin Miltner, chercheur à université́ technique de Vienne ). Techniquement possible, cette solution est très coûteuse en matériel et en main d’œuvre, car les équipements sont sensibles aux chaos du transport routier, donc se détérioreraient rapidement et la présence d’un ingénieur spécialiste serait nécessaire en permanence pour ajuster les réglages.

Choix de la technique de conditionnement :

Deux solutions existent et seront prises en compte :

o La compression HP à 250 bar du biométhane. Selon les choix techniques on peut conditionner le biométhane entre 200 et 300 bar, la pression de 250 bar sera retenue, car c’est la plus couramment utilisée (plusieurs contenants ISO de transports sont fixés à cette pression).

o La liquéfaction du biométhane.

Concernant la compression supercritique du biogaz, les scénarios d’étude ne peuvent l’intégrer car les variables techniques et économiques ne sont pas connues, le premier pilote étant en construction en 2016.

Choix du mode de stockage :

o Stockage fixe : On entend comme stockage fixe, un contenant qui ne peut pas être déplacé,

on trouvera ; Des racks de bouteilles de 80L en acier pour le biométhane comprimé (cf. Figure 33 p

37) Des cuves cryogéniques fixes pour le biométhane liquéfié (cf. Figure 39 p39) ou Pas de stockage fixe, pour une gestion du biométhane avec des conteneurs mobiles

seulement. o Stockage mobile ; Un stockage mobile est un contenant qui est conçu pour être déplacé sur

une plateforme de camion porte-conteneur. A noter un « stockage mobile » peut être posé et rester fixe un certain temps. On trouvera ;

Des conteneurs mobiles de bouteilles de gaz (cf. Figure 34 p37) Cuves cryogénique mobiles pour le biométhane liquéfié (cf. Figure 40 p39)

Choix du mode de transport : Selon le scénario le transport s’effectuera :

o Par camion porte-conteneurs de 20 pieds o Par camion-citerne.

Autonomie de stockage des sites de méthanisation (en jours de production de CH4) :

Pour prévenir les interruptions dans les tournées de biométhane (les dimanches, les jours fériés) une unité de méthanisation doit avoir assez de volume de stockage pour accumuler sa production de biométhane sur 2 jours minimum.

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Autonomie de stockage au point d’injection (en jours d’injection de CH4) :

En raison de contrôles de qualité, de non-conformité du biométhane ou de limitation du débit injectable, l’injection peut être interrompue, ce qui nécessite de prévoir des unités de stockage de biométhane conditionné (compression HP ou liquéfié) et déconditionné (biométhane gazeux à la pression du réseau de gaz, 4 à 16 bar). Un volume de stockage de biométhane conditionné important est un atout, il peut permettre d’assurer la continuité de l’injection pendant plusieurs jours.

Choix du mode de valorisation au point d’injection :

o injection de biométhane sur un réseau de gaz naturel.

L’injection portée peut s’effectuer sur un réseau de distribution ou de transport, dans l’analyse technico-économique des scénarios qui suit, seule l’injection sur les réseaux de distribution est retenue car c’est le cas de figure le plus fréquent (8 des 10 projets étudiés en France s’orientent vers les réseaux de distribution). Un projet d’injection portée sur un réseau de transport sera très similaire, seuls les équipements de déconditionnement au poste d’injection et la cabine d’injection seront modifiés, donc les résultats d’étude des scénarios seront aussi valables pour l’injection sur les réseaux de transport.

o injection + station de distribution de biocarburant.

Si les porteurs de projets investissent en propre dans les équipements du poste de déconditionnement et d’injection une station de distribution de biocarburant accolée au poste représente un surcoût pour des projets déjà difficilement rentables (cf. phase 3 : 4.3.2Rentabilité dans le cadre actuel p110). L’option d’installer une station de biocarburant pour valoriser le biométhane non-conforme au poste d’analyse n’est pas économiquement pertinent au vu des faibles volumes considérés (cf. phase 3 : 3.1.5Etude de cas : gestion du biométhane non-conforme p 88).

Couplage injection portée et station BioGNV SI un projet de station BioGNC/BioGNL est étudié en parallèle de l’injection portée, il peut être pertinent de choisir le même mode de conditionnement du biométhane (liquéfaction ou compression) pour la station et pour le portage, pour gagner en flexibilité. ●La station BioGNV pourrait recevoir le biométhane non-conforme ou en surplus, depuis le site d’injection ●En cas d’évolution du projet (nouvel arrêté tarifaire, tarif pour biométhane non injecté, augmentation de la production de biométhane…) les unités de méthanisation pourraient livrer directement la station BioGNV sans perte de recettes.

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1.3. Plages de valeurs autorisées

Grâce aux informations recueillies sur les projets à l’étude et aux retours d’expériences sur des projets similaires, les gammes de valeurs acceptables pour chaque critère ont pu être définies, permettant de réduire le champ des possibilités.

Paramètres Limite basse

Limite haute

Valeurs autorisées

Commentaires

Nombre d’unités de méthanisation 1 6 Intervalle

continu

Plus de 75% des projets concernent 1 ou 2 unités. Co Biogaz parait comme un extrême, avec la mobilisation d’une coopérative agricole en Bretagne, l’une des régions les plus denses en gisements d’effluents d’élevage mobilisables en méthanisation.

Débits de production des unités (Nm3CH4/h) 20 200 Intervalle

continu

20 Nm3CH4/h est limite pour rentabiliser une unité d‘épuration sur chaque site, et 2 « gros sites » de 200 Nm3CH4/h seraient rentables seuls et perdent de l’argent en s’associant (tarif d’injection pour 400 Nm3CH4/h inférieur à celui pour 200 Nm3/h).

Débit d’injection (Nm3CH4/h) 50 350 Intervalle

continu

50 Nm3CH4/h correspond au plafond haut du tarif d’injection et 350 Nm3CH4/h au plafond bas.

Distance des unités au point d’injection (km) 5 40 Intervalle

continu

En France la probabilité d’être à plus de 40km d’une conduite de gaz est faible (réseau dense).

Distance des unités entre elles (km) 10 50 Intervalle

continu

Si les unités sont trop proches, construire une unité de méthanisation collective parait plus pertinent.

Autonomie de stockage sur sites de méthanisation (j)

2 - Intervalle continu

Chaque unité de méthanisation doit pouvoir être autonome au moins un week-end (pas de livraison les dimanches et jours fériés).

Autonomie de stockage sur site d’injection (j) 1 - Intervalle

continu En cas d’arrêt du poste d’injection ou de contrôles prolongés

Volume d’une unité de stockage comprimé (Nm3)

2 400 à 250 bar

4 800 à 250 bar 2400, 4800

Volumes correspondants aux conteneurs mobiles de 10 ou 20 pieds à 250 bar.

Volume d’une unité de stockage liquéfié fixe (Nm3CH4)

1 800 180 000 Intervalle continu

Presque toutes les tailles sont possibles pour le stockage fixe du biométhane liquéfié.

Volume d’une unité de stockage liquéfié mobile (Nm3CH4)

12 000 12 000 12 000 Volume correspondant à la cuve cryogénique mobile de 10 pieds.

Volume de stockage dans un camion-citerne (Nm3CH4)

12 000 32 000 Intervalle continu

Camions de 20 à 55 m3.

Tableau 12 : Valeurs pour les paramètres des scénarios

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2. Choix des scénarios

2.1. Critères de Choix

2.1.1. Hiérarchisation des critères Les paramètres listés en 1.2 Paramètres variables de l’étude p57 ont été regroupés en trois catégories :

Les critères de première importance qui donnent la trame des scénarios d’études : o Critère 1 : le nombre d’unités de méthanisation o Critère 2 : les tailles relatives des unités de méthanisation o Critère 3 : la spécification des débits de biométhane

Les sous-critères qui peuvent créer des sous-scénarios d’études :

o Sous-critère 1 : Distance entre les sites de méthanisation et le point d’injection o Sous-critère 2 : Niveau d’épuration du biogaz sur les sites de méthanisation o Sous-critère 3 : Choix du mode de conditionnement du biométhane/biogaz o Sous-critère 4 (optionnel) : Installation d’une station de biométhane carburant

Tous les critères définis jusqu’à présent sont indépendants et toutes les combinaisons de ces critères sont possibles. Viennent ensuite,

Les critères dépendants ou « conséquences » des autres critères, par exemple un rack de bouteilles de 80 L ne peut pas être choisi comme mode de stockage du biométhane si le biométhane a été auparavant liquéfié. Entrent dans cette catégorie ;

o Le choix du mode de stockage du biométhane/biogaz o Le choix du mode de transport o Les volumes des unités de stockage (mobiles et/ou fixes) o L’autonomie de production souhaitée aux sites de méthanisation o L’autonomie d’injection souhaitée au point d’injection.

2.1.2. Choix pour chaque critère En page 64 (Figure 48) se trouve le schéma des scénarios retenus, auquel il faut se référer pour visualiser les scénarios 1, 2, 3, 4, 5, 6,7, 8 et 9.

Nombre d ‘unités de méthanisation 3 cas de projet pourraient être étudiés :

un projet individuel (1 unité de méthanisation), un projet en petit collectif (2 ou 3 unités de méthanisation) un projet avec un collectif conséquent (6 unités de méthanisation).

Dans une première approche, les projets avec une dizaine d’unités ou plus ne sont pas retenus pour plusieurs raisons ; Mobiliser en parallèle assez de porteurs de projets et d’apporteurs de déchets pour réaliser une dizaine d’unités de méthanisation dans un rayon de 40 km est un projet très ambitieux et difficile à implanter en France. Pour rappel un cercle de rayon de 40km correspond à la superficie d’un département (environ 5000 km2) et en 2015 environ 350 unités de méthanisation sont recensées (toutes valorisation énergétique confondues), soit une moyenne de 3 ou 4 unités par département. Même avec un développement accéléré du nombre d’installation, il parait peu probable de voir émerger des projets de 10 unités ou plus tous tournés vers l’injection portée à cette échelle. Si une dizaine d’unités sont voisines dans un rayon de 40km, distance parfois utilisée pour de la mobilisation de substrats d’une seule unité, elles doivent avoir des petits débits de production de biométhane et il est probable qu’une solution d’épuration complète sur chaque site ne soit pas rentable.

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Le scénario d’étude se portera alors sur une épuration partielle avant transport et sera alors très similaire au projet Co Biogaz étudié par la SEMAEB (risque de doublon).

La taille relative des installations Dans le cas d’un projet avec plusieurs unités de méthanisation, il a été décidé d’étudier des scénarios avec des unités de tailles identiques et des scénarios où une « grosse » unité est regroupée avec plusieurs petites, en espérant améliorer la rentabilité des petits projets sans pénalisant la plus grosse unité.

Les débits de biométhane Les projets avec une seule unité de méthanisation (injection portée) ont déjà prouvé leur faisabilité et leur rentabilité…un scénario de ce type avec un débit de 100Nm3CH4/h sera étudié (scénario 1), pour servir ensuite de comparaison avec des scénarios d’injection mutualisée. Pour grouper 2 unités de méthanisation, l’effet d’économie dû à la mutualisation va être limité, il faut qu’elles aient une taille suffisante pour supporter des investissements lourds, un scénario de 2x50 Nm3CH4/h sera donc testé (scénario 2). Dans les cas avec 3 unités, on choisit de tester 3 unités de petit débit (20 Nm3CH4/h) (scénario 3), 3 unités de débit moyen (50 Nm3CH4/h) (scénario 4), 3 unités de débit élevé (100 Nm3CH4/h) (scénario 5) et un groupement avec 1 unité de débit élevé (100 Nm3CH4/h) et 2 de petit débit (20 Nm3CH4/h) (scénario 6). Dans les cas avec 6 unités, on choisit de tester 6 unités de petit débit (20 Nm3CH4/h) (scénario 7), 6 unités de débit moyen (50 Nm3CH4/h) (scénario 8) et un groupement avec 1 unité de débit élevé (100 Nm3CH4/h) associée à 5 unités de petit débit (20 Nm3CH4/h) (scénario 9). Les unités de petits débits sont plus particulièrement représentées, l’un des enjeux de l’injection portée étant de permettre aux unités de méthanisation qui ne peuvent atteindre seules un débit de biométhane suffisant pour une valorisation par injection d’y accéder. De plus, des débits de 20 à 50 Nm3CH4/h correspondent par exemple à des unités basées sur la valorisation du potentiel agricole d’une exploitation agricole de taille importante ou d’un regroupement de quelques exploitations agricoles, ce qui correspond à la typologie de projets souvent éloignés des points d’injection.

La distance entre les sites de méthanisation et le point d’injection Dans les entretiens réalisés, la distance de portage moyenne s’élevait à 20 km, et 40 km correspond plutôt à une borne maximum. La distance à parcourir a été fixée selon les débits des unités et la rentabilité supposée. Quand le débit injecté est supérieur à 150 Nm3CH4/h (scénarios 4, 5, 8) ou que les installations sont toutes de taille moyenne/grande (scénarios 1), on estime qu’il y aura assez de chiffre d’affaires pour compenser un portage sur plus de kilomètres, donc une distance de 40km est retenue. Pour les scénarios dont le débit total est inférieur à 150 Nm3CH4/h (scénarios 2, 3, 6, 7) et/ou comprenant au moins une unité de petite taille (scénarios 3, 6, 7, 9), une distance de 20 km a été retenue. Voici un tableau qui résume les distances inter-sites (sites de méthanisation- site d’injection et site de méthanisation – site de méthanisation) pour les 9 scénarios : Scénario n°1 n°2 : n°3 : n° 4 : n° 5 : n° 6 : n°7 : n°8 : n°9 : Débits (Nm3/h) 1 x 100 2 x 50 3 x 20 3 x 50 3 x 100 100+2x 20 6 x 20 6 x 50 100+5x20 Distance Point d’injection –Sites métha

40 km 20 km 20 km 40 km 40 km 20 km 20 km 40 km 20 km

Distance inter-sites métha - 20 km 35 km 70 km 70 km 35 km 20 km 40 km 20 km

Tableau 13 : Distances inter-sites pour les 9 scénarios

Niveau d’épuration du biogaz La technologie de compression supercritique du biogaz à 300 bar n’existe pas encore et il n’est pas possible de réunir toutes les données nécessaires pour réaliser une étude technico-économique. Dans cette optique, les scénarios seront tous étudiés avec une épuration complète.

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Choix du mode de conditionnement Pour le conditionnement du biométhane, les solutions de compression HP et de liquéfaction sont toutes les deux valables et seront étudiées, à moins que les critères du scénario n’avantagent clairement une des deux options. Ainsi la liquéfaction est bien adaptée si l’unité a un débit (et donc un chiffre d’affaire) conséquent car les équipements sont plus chers que pour la compression. Par ailleurs, pour de longues distances à parcourir ou des gestions logistiques complexes la liquéfaction est recommandée, car elle permet une meilleure efficacité dans le transport. Ainsi le scénario 5 est pressenti plus rentable avec une solution de liquéfaction alors que le scénario 3 serait à priori plus rentable avec de la compression.

Choix du mode de conditionnement Pour le conditionnement du biométhane, les solutions de compression HP et de liquéfaction sont toutes les deux valables et seront étudiées, à moins que les critères du scénario n’avantagent clairement une des deux options. Ainsi la liquéfaction est bien adaptée si l’unité a un débit (et donc un chiffre d’affaire) conséquent car les équipements sont plus chers que pour la compression. Par ailleurs, pour de longues distances à parcourir ou des gestions logistiques complexes la liquéfaction est recommandée, car elle permet une meilleure efficacité dans le transport. Ainsi le scénario 5 est pressenti plus rentable avec une solution de liquéfaction alors que le scénario 3 serait à priori plus rentable avec de la compression.

Installation d’une station de biométhane carburant Une station de biométhane carburant présente des atouts non négligeables ; elle permet de diversifier les sources de revenus d’un projet, d’économiser du carburant, de négocier un tarif d’achat différent de celui de l’injection et d’avoir une source de valorisation énergétique constante sur l’année. En effet, pour un poste d’injection sur un réseau de distribution (le plus courant), le débit de biométhane injectable en été est bien souvent plus faible : une station de BioGNC ou BioGNL peut alors s’avérer un mode de valorisation complémentaire permettant de lisser les consommations. Néanmoins, une station de ce type nécessite un investissement élevé, qui s’ajoute aux investissements pour l’épuration, le conditionnement, le transport du gaz et le poste d’injection. L’hypothèse a été envisagée puis écartée (cf. 1.2 Paramètres variables de l’étude p 57) l’analyse technico-économique dans la phase suivante ne la prend pas en compte

2.2. Scénarios retenus

Sur le schéma de la page suivante, sont décrits les 9 scénarios retenus ainsi que leurs ramifications possibles.

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Figure 48 : Scénarios retenus

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Phase 3 : Etude technique, économique et environnementale des scénarios

1. Etude technique des scénarios

1.1. Description des unités de méthanisation

Une unité de méthanisation peut être décrite selon 5 unités fonctionnelles :

L’UF1 : La réception et l’incorporation des substrats L’UF2 : La digestion L’UF3 : La valorisation du biogaz L’UF4 : La valorisation du digestat L’UF5 : Le fonctionnement général

L’objet de la mission est d’étudier la faisabilité technico-économique de l’injection portée de biométhane en s’appuyant sur les 9 scénarios théoriques qui ont été définis en phase 2. Concrètement, dans les scénarios seule l’unité fonctionnelle UF3: La valorisation du biogaz va faire l’objet d’une étude poussée, les données technico-économiques des autres UF seront estimées comme pour des projets de méthanisation existants (en cogénération ou en injection directe), d’après les retours d’expérience de S3d issus des deux suivis d’installations de méthanisation confiées par l’ADEME entre 2013 et 2016 mais aussi de ses missions d’assistance à maitrise d’ouvrage ou d’études de faisabilité. Afin de dégager des indicateurs économiques pertinents (coût de production, TRI, tarif d’achat…) sur l’ensemble d’un projet de méthanisation les paramètres à prendre en compte ont été définis et décrits pour chaque unité fonctionnelle.

1.1.1. UF1 : Substrats retenus pour les unités de méthanisation Les unités de méthanisation peuvent produire 3 débits de méthane : 20 Nm3CH4/h, 50 Nm3CH4/h ou 100 Nm3CH4/h. A chaque débit de production correspond une taille et une typologie d’unité de méthanisation. Ainsi :

20 Nm3CH4/h correspond à une unité de méthanisation à la ferme et individuelle : o D’une puissance équivalente électrique de 95kW o Avec un tonnage de substrats de 7 900 t/an o Répartis entre

70% d’effluents d’élevage soit 5 530 t/an 5% de résidus de culture soit 395 t/an 10% de CIVE soit 790 t/an et 15% de déchets agro-alimentaires ne nécessitant pas d’hygiénisation, soit

1 185 t/an o Cette unité théorique proposée a un rendement biologique de 22,2 Nm3CH4/TMB

50 Nm3CH4/h correspond à une unité de méthanisation agricole en collectif : o D’une puissance équivalente électrique de 235 kW o Avec un tonnage de substrats de 19 600 t/an o Répartis entre :

80% d’effluents d’élevage soit 15 680 t/an 4% de résidus de culture soit 784 t/an 3% de CIVE soit 588 t/an

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10% de déchets agro-alimentaires ne nécessitant pas d’hygiénisation soit 1 960 t/an

3% de déchets des collectivités ne nécessitant pas d’hygiénisation soit 588 t/an

o Cette unité théorique proposée a un rendement biologique de 22,2 Nm3CH4/TMB

100 Nm3CH4/h correspond à une unité de méthanisation portée (territoriale ou industrielle) o D’une puissance équivalente électrique de 470 kW o Avec un tonnage de substrats de 18 800 t/an o Répartis entre :

20% d’effluents d’élevage soit 3 760 t/an 5% de résidus de culture soit 940 t/an 5% de CIVE soit 940 t/an 20 % de graisses industrielles (à hygiéniser) soit 3 760 t/an 20% de déchets agro-alimentaires ne nécessitant pas d’hygiénisation soit 3

760 t/an 20% de boues de STEU (sans hygiénisation) soit 3 760 t/an 10% de déchets des collectivités à hygiéniser soit 1 880 t/an

o Cette unité théorique proposée a un rendement biologique de 46,6Nm3CH4/TMB

Pour information, ces hypothèses de répartition des rations entrantes et des rendements biologiques proviennent en partie du suivi ADEME [17] (dans lequel le tonnage moyen pour les unités portées atteignait les 26 000 t/an pour une installation de 666 kW, avec un rendement biologique de 51 Nm3CH4/TMB) et en partie de l’expérience de S3d sur des projets de méthanisation agricole,

1.1.2. UF2 : La digestion Les rations définies pour des unités de méthanisation produisant 20, 50 et 100Nm3CH4/h ont des taux de matière sèche respectivement fixés à 15,1%, 14,5% et 11,8% et fonctionnent avec une technologie voie liquide infiniment mélangée classique. Pour toutes les unités de méthanisation les équipements suivants sont considérés :

Une préfosse de mélange ouverte ou une trémie d’incorporation des solides Un digesteur et un post-digesteur isolés, chauffés, semi-enterrés, agités et couverts pour la

récupération de biogaz Une fosse de stockage du digestat en béton munie d’une couverture anti-pluie. Une chaudière au biogaz et de ses raccordements pour le chauffage du digesteur

Les systèmes de désulfuration du biogaz et la torchère sont considérés dans l’UF3 : valorisation du biogaz Pour le bilan énergétique il sera admis que le chauffage du digesteur consomme 15% du méthane présent dans le biogaz brut.

1.1.3. UF3 : La valorisation du biogaz Les technologies d’épuration du biogaz, de conditionnement, de stockage et de transport du biométhane ont été décrites en phase 1 : 2 Revue technique de l’injection portée.

Il s’agit ici de définir les équipements et fonctionnement choisis pour chaque type d’unité de méthanisation et chaque scénario :

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Pour l’épuration du biogaz Les unités de méthanisation de petits débits (20 et 50 Nm3CH4/h) sont équipées d’un épurateur de type filtration membranaire, lavage à l’eau ou PSA, accessibles techniquement et financièrement Les unités de méthanisation de plus gros débit (100 Nm3CH4/h) peuvent être équipées des 3 technologies précédentes, filtration membranaire, lavage à l’eau ou PSA ou bien d’une épuration cryogénique ou d’un lavage aux amines plus coûteux mais aussi plus efficaces. Autre possibilité pour l’unité de 100 Nm3CH4/h, un système d’épuration complémentaire appelé « polishing »(lavage aux amines ou VPSA) peut être ajouté après une des 3 technologies « classiques » d’épuration pour s’assurer d’atteindre le niveau de pureté du biométhane exigé pour l’injection. Entre la filtration membranaire, le lavage à l’eau ou le PSA, il n’y a finalement pas de différences significatives, que ce soit au niveau de l’investissement (entre 550 000 et 650 000€), de la consommation électrique (entre 0,224 et 0,31kWh/ Nm3biogaz traité), de la qualité du biométhane obtenu (entre 97,5 et 99% de CH4 garantis) ou encore des pertes de méthane dans le off-gaz (estimé à 2,5% en moyenne). A l’échelle du projet global le choix d’une ces 3 technologies d’épuration (Membrane / Lavage à l’eau / PSA) conduit à des résultats sensiblement proches, il a donc été décidé de présenter des résultats économiques (coûts) et techniques (niveaux de consommations) moyens correspondant à une moyenne des 3 technologies d’épuration. Enfin dans une optique de mutualisation et d’homogénéisation, il a été considéré que toutes les unités de méthanisation au sein d’un projet d’injection centralisé avaient la même technologie d’épuration, Cela exclut les deux solutions les plus contraignantes (l’épuration cryogénique et le lavage aux amines). Ainsi, pour tous les scénarios, les unités de 20, 50 et 100 Nm3CH4/h sont équipées d’un épurateur lavage à l’eau / membranaire/ PSA, et pour les configurations qui nécessitent une qualité extrême du biométhane, un module de polishing est ajouté aux unités de 100 Nm3CH4/h.

Pour le conditionnement du biométhane Selon la taille des unités de méthanisation et le scénario, 3 options ont été étudiées ; compression HP, liquéfaction HP (15-20 bars) ou liquéfaction BP (3-7 bars).

Pour le stockage du biométhane Pour les unités de 20 et 50 Nm3CH4/h :

un stockage en conteneurs mobiles de gaz comprimé (racks bouteilles) de 2400, 4800 ou 7500 Nm3, à 250 bars a été considéré,

un stockage en conteneurs mobiles de gaz liquéfié (cuves cryogéniques mobiles) de 11720 Nm3 à 15 bars a été retenu.

Pour les unités de 100 Nm3CH4/h, 3 options de stockage sont possibles :

un stockage en conteneurs mobiles de gaz comprimé (racks bouteilles) de 2400, 4800 ou 7500 Nm3, à 250 bars

un stockage en conteneurs mobiles de gaz liquéfié (cuves cryogéniques mobiles) de 11720 Nm3, à 15 bars

un stockage en cuves cryogéniques fixes de 11 720, 23 000, 32 000 ou 48 000 Nm3, à 3-7 bars

Pour le transport du biométhane Les choix découlent des hypothèses sur le mode de stockage : Pour les unités de 20 et 50 Nm3CH4/h l’utilisation d’un camion porte-conteneurs est la seule option. Pour les unités de 100 Nm3CH4/h, le camion porte-conteneurs et le camion-citerne sont étudiés.

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1.1.4. UF4 : Valorisation du digestat Ces aspects ne sont pas étudiés dans le cadre de la mission, à part la construction d’une fosse de stockage du digestat brut aucun équipement ou mode de traitement n’est privilégié (épandage de digestat brut, séparation de phase, stockage ou export de digestat solide). Pour l’économie des projets il a été considéré que les unités de méthanisation à la ferme épandaient leur digestat en propre et que les unités de méthanisation portée facturaient une prestation d’épandage et de transport aux apporteurs de substrats.

1.1.5. UF5 : Fonctionnement général Le terrassement, le génie civil et l’aménagement du site, liés au stockage des matières entrantes, du digestat, aux ouvrages de digestion et aux équipements d’épuration et de conditionnement ont été pris en compte dans l’estimation des coûts d’investissement associés aux unités de méthanisation. Le temps de travail associé au fonctionnement de l’installation a été estimé à 600h/an pour une unité de 20 Nm3CH4/h, 1600 h/an pour une unité de 50 Nm3CH4/h et 2400 h/an pour une unité de 100 Nm3CH4/h

1.2. Contexte règlementaire pour les projets définis

On applique ici les règlementations définies en phase 1 : 4 Cadre règlementaire et points de vigilance aux unités qui viennent d’être décrites en partie phase 3 : 1.1 Description des unités de méthanisation. Les règlementations ICPE auxquelles serait soumis le point d’injection sont ensuite détaillées, en fonction de la quantité de biométhane stocké.

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1.2.1. Règlementation ICPE appliquée aux sites de méthanisation

Débit de production des unités de méthanisation 20 Nm3CH4/h 50 Nm3CH4/h 100 Nm3CH4/h

Tonnage journalier méthanisation (TMB/j) 22 54 52

Classification site de méthanisation (2781) Déclaration

(2781) Enregistrement

(2781) Enregistrement, ou Autorisation suivant la nature des déchets IAA

Conditionnement biométhane Gazeux Gazeux Gazeux Volume CH4 max sur site de production

(Nm3) 2400 4800 7500

Masse volumique CH4 gaz(kg/Nm3) 0,6797 0,6797 0,6797

Masse CH4 max sur site de production (t) 1,6 t 3,3 5,1

Classification site de production ICPE (1411-4310) Déclaration

(1411-4310) Déclaration


Conditionnement biométhane Liquide Liquide Liquide Volume CH4 max sur site de production

(Nm3) 11 720 11 720 11 720

Volume CH4 max sur site de production (m3 liquide) 18,9 18,9 18,9

Masse volumique CH4 liquide (kg/m3) 422,36 0,6797 422,36

Masse CH4 max sur site de production (t) 7,9 t 7,9 t 7,9 t

Classification site de production ICPE (1412-4718) Déclaration



Tableau 14 : ICPE pour les unités de 20, 50 et 100 Nm3CH4/h

Dans tous les cas types d’étude les installations de méthanisation sont classées en déclaration pour le stockage du biométhane, ce qui limite les procédures administratives.

1.2.2. Règlementation ICPE appliquée au point d’injection

Mode de stockage au point d’injection Biométhane comprimé (1411- 4310)

Biométhane Liquéfié (1412-4718)

Volume CH4 max pour la déclaration (Nm3)

15 000 74 000

Volume limite pour l’autorisation avec servitude d’utilité publique (Nm3)

294 000 294 000

Tableau 15 : Volumes limites au point d'injection

La règlementation sur le stockage du biométhane liquéfié est plus souple que sur le biométhane comprimé, il serait préférable pour les cas types avec du biométhane gazeux de stocker toujours moins de 15 000 Nm3 sur le site d’injection (l’équivalent de 4 conteneurs de 20 pieds ou de 8 conteneurs de 10 pieds). L’étude logistique montrera quels sont les stocks maximum effectivement présents sur le poste d’injection.

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1.3. Hypothèses pour l’analyse économique à venir

En vue de l’évaluation économique des projets, beaucoup de paramètres et d’hypothèses doivent être posés. En dessous, un tableau décrit les hypothèses économiques utilisées par la suite dans l’analyse économique

Hypothèses économiques Unité à la ferme (individuel)

Unité à la ferme (collectif) Unités Centralisées

Débit injectable (Nm3CH4/h) 20 50 100

Charges METHANISATION

– HORS VALORISATION DU BIOGAZ Gestion des substrats Transport et chargement

EFFLUENTS ELEVAGE 0 €/t MB 0€/TMB 3€/TMB

Transport substrats extérieurs 2€/TMB 2€/TMB 4€/TMB Suivi biologique 3000 €/an 5 000 €/an 6 000€/an

Production de substrats Achat/production CIVE 22€/TMB 22€/TMB 30€/TMB Achat/production résidus de

culture 30€/TMB

Coûts autres substrats - 4€/TMB 4€/TMB Gestion digestat Transport + Epandage 3€/TMB 6 €/TMB

Mise à jour plan d’épandage - 5 000 €/an Maintenance Process

méthanisation Maintenance process

méthanisation 2% de l’investissement méthanisation (par an) 1 % de l’investissement méthanisation (par an)

Consommables Process

méthanisation Electricité pour le process

méthanisation 7% de l’électricité

équivalente vendue en cogénération

10,5% de l’électricité équivalente vendue en cogénération

Main d'œuvre Exploitation (h/an) 400 1200 1800 Administratif (h/an) 200 400 600

Autres frais Frais généraux 3000 €/an 10 000€/an 20 000€/an

Assurance Charges VALORISATION DU BIOGAZ

Propre au site de production

Maintenance &

Consommable Epuration Maintenance épurateur 4% de l’investissement de l’épurateur (par an)

Electricité Epuration 0,85€/kWh et 0,27 kWh/Nm3biogaz

Charbon actif 400 kg à 4,2€/kg 1 000 kg à 4,2€/kg 2 000 kg à 4,2€/kg Autres consommables (huile, air

comprimé…) 1 051€/an 2 628 €/an 5 256 €/an

Maintenance &

Consommable

Conditionnement

Maintenance Compression 10 000 €/an

Maintenance Liquéfaction 6 500 €/an 6 500€/an 13 000€/an

Electricité Compression 0,85€/kWh et 0,12 kWh/Nm3 biogaz

Electricité Liquéfaction 0,85€/kWh et 0,37 kWh/Nm3 biogaz

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A ventiler entre les N sites de production

Stockages & Transport du

biométhane Maintenance des conteneurs

mobiles (racks bouteilles ou cuves cryogéniques sur conteneur)

6 000€/an par conteneur

Transport du biométhane (cf. étude logistique) Charge de

déconditionnement et

d’injection

Location du poste GRDF 73 000 €/an

Analyse de gaz 16 000 €/an (moyenné sur 15 ans)

Consommation électrique injection 11 MWh/an à 0,85€/kWh

Consommation électrique déconditionnement (le cas

échéant) 0,1 kWh/Nm3CH4 à 0,85€/kWh

Amortissement achat parcelle 10 000€/an

Tableau 16 : Hypothèses économiques

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2. Simulations logistiques pour la collecte de biométhane

2.1. Présentation de l’outil de simulation

Le transport et la logistique d’approvisionnement continu du poste d’injection sont des points clés pour la mise en place d’un projet d’injection portée, et a fortiori pour un projet d’injection centralisée. Il s’est donc avéré nécessaire de développer un outil logistique pour simuler ces tournées et pouvoir déterminer, pour chaque scénario, les données techniques suivantes :

Le volume de stockage de biométhane au point d’injection pour assurer la continuité de l’injection sur le réseau. En effet l’injection peut être interrompue en cas de retard dans la livraison par camion, en cas de contrôle de la « non-conformité » du biométhane, en cas de disfonctionnement du poste d’injection ….

La fréquence des rotations du camion sur chaque site de méthanisation Le nombre de kilomètres parcourus sur l’année Le volume de stockage de biométhane sur chaque site de méthanisation pour assurer une

autonomie de production d’au moins 48h. Le temps de travail associé à ce portage, les temps de transport, de chargements et de

déchargements des camions. Les caractéristiques des cuves de stockage de biométhane (nombre, types, volumes) à

mobiliser

3 modes de transport ont été simulés ; le « gaz comprimé – cuves mobiles », le « gaz liquéfié - cuves mobiles » et le « gaz liquéfié - camion-citerne ». Comme il l’a été dit en Phase 1 : 2.4 Problématique en biométhane liquéfié : CO2 et pression de transport p41 le transport en « gaz liquéfié - camion-citerne » ne s’adapte pas à toutes les tailles d’unités ; Voici un récapitulatif scénario par scénario des modes de transport étudiés

Scénario n°1 n°2 n°3 n°4 n°5 n°6 n°7 n°8 n°9

Débits 1 x 100 2 x 50 3x20 3 x 50 3 x 100 100+2x 20 6 x 20 6 x 50 100+5x 20

gaz comprimé-racks bouteilles

OUI OUI OUI OUI OUI OUI OUI OUI OUI

gaz liquéfié - cuves mobiles

OUI OUI OUI OUI OUI OUI OUI OUI OUI

gaz liquéfié - camion-citerne

OUI NON NON NON OUI NON NON NON NON

Tableau 17 : Options de portage possibles suivant les scénarios

Pour chaque simulation, les données techniques obtenues permettent d’estimer les coûts associés au transport du biométhane ;

Le nombre de kilomètres parcourus permet de déterminer le coût annuel en carburant et les frais de maintenance du camion

Le temps de travail associé au portage permet de chiffrer la main d’œuvre nécessaire.

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2.2. Contraintes et hypothèses sur le transport

La logistique liée à un projet d’injection portée doit répondre à de fortes contraintes. Les hypothèses prises en compte dans le cadre de l’étude ont été fixées de la manière suivante :

Au poste d’injection, chaque jour un volume de biométhane correspondant à une autonomie de 24h doit être présent, pour assurer la continuité de l’injection

Les conteneurs mobiles (racks bouteilles et cuves cryogéniques mobiles) sont collectés quand ils sont pleins, sauf s’il a un manque en stock de biométhane au poste d’injection

Les cuves fixes cryogéniques peuvent être vidées à différents niveaux de remplissage, selon les besoins au poste d’injection

Une journée de travail d’un conducteur (avec des tournées en aller-retours ou en collecte camion-citerne) ne doit pas dépasser 8,5 h et 250 km.

Des hypothèses de calcul ont été ajoutées :

Le camion roule avec une vitesse moyenne de 50 km/h

Un chargement ou un déchargement de conteneur sur un site dure ½ h

La gestion de la réception des conteneurs au poste d’injection occupe 1h supplémentaire par jour.

La vidange d’un camion-citerne de 55m3 dure 2,5 h, et la vitesse de remplissage est la même.

Un camion (porte-conteneurs ou camion-citerne) consomme 0,36 litre de gazole/km. (cf. source [15])

Le coût du carburant au kilomètre est estimé à 0,84€

Le coût horaire de la main d’œuvre est de 25€

Pour l’entretien du camion sont comptés 5€/ h d’utilisation

Un camion porte-conteneur adapté au TMD couterait 80 000€ que le transporteur souhaiterait amortir en 5 ans, sachant que le camion peut rouler 2400 h/an

Un camion-citerne cryogénique adapté au GNL coûterait 1 M€ que le transporteur souhaiterait amortir en 10 ans, sachant que le camion peut rouler 2400 h/an

Le transport est réalisé par un prestataire spécialisé qui prendrait une marge de 50% sur les coûts bruts du transport.

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2.3. Résultats des simulations logistiques

2.3.1. Résultats pour des « aller-retours » en gaz comprimé – racks bouteilles Scénario n°1 : 1 x 100 n°2 : 2 x 50 n°3 : 3x20 n°4 : 3 x 50 n°5 : 3 x 100 n°6 : 100 +2 x 20 n°7 : 6 x 20 n°8 : 6 x 50 n°9 : 100 + 5 x 20

Technique de transport gaz comprimé - racks bouteilles

Volume net des cuves

(Nm3) 4 800 4 800 2 400 4 800 7 500 2 400 2 400 4 800 2 400

Nombre de km

parcourus/an 27 840 9 600 10 560 28 800 28 800 20 640 28 320 54 720 31 680

Ratio km/an/MWhPCS 2,88 0,99 1,82 1,98 0,99 1,52 2,44 1,88 1,64

Conteneurs à acheter 3 3 4 4 4 4 7 9 9

Heures travaillées/an 905 432 475 936 936 929 1 274 1 778 1 426

Fréquence de rotations

par site tous les jours tous les 3 jours tous les 4 jours tous les 3 jours tous les 3 jours

_tous les jours (site de 100 Nm3CH4/h)

_tous les 5 jours

(sites de 20 Nm3CH4/h)

tous les 3 jours tous les 4 jours

_tous les 4 jours pour les unités de

20 Nm3CH4/h

_tous les jours pour l'unité de 100 Nm3CH4/h

Tableau 18 : Logistique transport de gaz comprimé-racks bouteilles

Ce tableau permet de tirer les enseignements suivants :

Le volume des racks bouteilles doit être adapté à la capacité de production des unités sous peine de multiplier les allers-retours, il parait adapté que le conteneur permette d’assurer 3 à 4 jours d’autonomie sur le site de production pour une gestion suffisamment souple :

o Pour une unité de 20 Nm3CH4/h, un conteneur de 10 pieds (2400 m3 net) suffit, o Un conteneur de 20 pieds (4800 m3 net) est recommandé pour 50 Nm3CH4/h et o Le conteneur de 30 pieds n’est à retenir que pour des unités de 100 Nm3CH4/h.

Le temps de travail généré par ce transport atteint un équivalent temps plein pour les 2 scénarios les plus complexes (scénarios 8 et 9).

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2.3.2. Résultats pour des « aller-retours » en gaz liquéfié – cuves mobiles Scénario n°1 : 1 x 100 n°2 : 2 x 50 n°3 : 3x20 n°4 : 3 x 50 n°5 : 3 x 100 n°6 :100 +2 x 20 n°7 : 6 x 20 n°8 : 6 x50 n°9 :100 + 5x 20 Description technique

Technique de transport gaz liquéfié - cuves mobiles :

Volume net des cuves

(Nm3) 11 720 11 720 11 720 11 720 11 720 11 720 11 720 11 720 11 720

Nombre de km

parcourus/an 6 800 3 400 2 920 13 520 21 200 5 800 9 160 36 560 13 000

Ratio km/an/MWhPCS 0,70 0,35 0,50 0,93 0,73 0,43 0,79 1,26 0,67

Conteneurs à acheter 3 3 4 4 6 5 7 8 7

Heures travaillées/an 221 153 131 439 689 261 412 1 188 585

Fréquence de rotations

par site tous les 4 jours tous les 5 jours tous les 6 jours tous les 2 jours tous les 4 jours

_tous les 4 jours pour le site de 100Nm3CH4/h

_tous les 13 jours

pour les autres

tous les 9 jours tous les 5 jours

_tous les 2 jours pour le site de 100 Nm3CH4/h

_tous 9 jours pour les autres

Tableau 19 : Logistique transport de gaz liquéfié -cuves mobiles

Dans ce cas de figure une cuve de 20m3 (11 720 Nm3 net) est adaptée pour toutes les unités de méthanisation, et posséder N+1 cuves mobiles est suffisant pour les scénarios avec des petits débits d’injection (<200 Nm3 CH4/h). Pour des débits d’injection plus importants (200-300 Nm3 CH4/h), il faut investir dans des cuves supplémentaires, N+2, N+3… pour assurer un stock suffisant au site d’injection. Les temps de travail et les distances parcourues sont divisés environ par 3 par rapport au transport en gaz comprimé. .

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2.3.3. Résultats pour des « collectes camion-citerne » en gaz liquéfié

Scénario n°1 : 1 x 100 n°5 : 3 x 100

Technique de transport gaz liquéfié - camion-citerne

Volume net cuves fixes sites méthanisation (Nm3) 11 720 11 720

Volume net cuve fixe site injection (Nm3) 23 000 48 000

Volume net camion-citerne (Nm3) 23 000 32 000

Nombre de km parcourus/an 13 440 26 720

Nombre de km/an/MWhPCS injecté 1,39 0,89

Nombre de cuves fixes à acheter 2 4

Heures travaillées/an 563 1 136

Fréquence de collecte générale (ts les sites à la fois) tous les 2 jours tous les 5-6 jours

Tableau 20 : Logistique transport de gaz liquéfié –camion-citerne

Le stockage sur les sites de production peut être assuré grâce à des cuves cryogéniques fixes de 20m3 qui sont un bon compris pour ces unités : elles permettent de disposer d’une autonomie de 4 jours tout en limitant les contraintes réglementaires, puisqu’un tel volume permet de rester règlementairement dans la rubrique « déclaration » de l’ICPE sur le stockage du GNL (cf. phase 3 : 1.2 Contexte règlementaire pour les projets définis p68). Sur le site d’injection une cuve cryogénique fixe de plus grande autonomie (environ 6-7 jours) est nécessaire, ici des volumes de 40 et 80 m3 ont été choisis. Le temps de travail et les distances parcourus sont plus faibles qu’en transport « gaz comprimé - cuves mobiles » mais la comparaison entre « gaz liquéfié - camion-citerne » et « gaz liquéfié - cuves mobiles » est moins tranchée : Pour le scénario 1, les cuves mobiles sont plus avantageuses (563 h et 13 440 km/an en camion-citerne contre 221 h et 6800 km/an en cuves mobiles) :

ici il n’y a qu’une seule unité de méthanisation, donc réaliser un aller-retour ou une collecte camion-citerne fait parcourir exactement la même distance (80 km), or un camion-citerne doit être rempli et vidangé sur chaque site ce qui rajoute du temps de travail pour le transporteur par rapport à un chargement/déchargement de conteneur. Ainsi la vidange d’un camion-citerne cryogénique de 55m3 (32 000 Nm3) dure environ 2,5 h. Autant de temps de transport et plus de temps de manutention, voilà pourquoi le camion-citerne est désavantagé par rapport aux cuves mobiles liquéfiées.

Autre explication : les cuves de stockage fixe sur les sites de méthanisation produisant 100 Nm3CH4/h font 20m3 comme les cuves de stockage mobile mais contrairement à ces dernières, les cuves fixes ne sont pas vidangées complètement à chaque collecte (suivant la capacité restante dans le camion-citerne. Ainsi ces cuves fixes cryogéniques de 20m3 sont un peu sous-dimensionnées et installer des cuves fixes plus grandes diminuerait le nombre de collecte du camion-citerne et améliorerait le bilan transport.

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Pour le scénario 5, le camion-citerne un peu moins avantageux que les cuves mobiles (1 136 h et 26 720 km/an en camion-citerne contre 689 h et 21 000 km/an en cuves mobiles)

dans ce cas, un aller-retour sur tous les sites fait parcourir 80*3=240 km quand une collecte en camion-citerne représente 160 km, l’utilisation du camion-citerne en collecte diminuerait les distances à parcourir de 33%. Cependant les tournées de collecte des 3 sites sont trop longues pour rentrer dans une journée de 8h, les tournées du camion-citerne doivent être éclatées (1 ou 2 sites par jour) et les distances à parcourir augmentent grandement (on est loin de l’optimum).

2.4. Coûts de transports issus des simulations logistiques

Les coûts associés au transport du biométhane (en €/an) ont été calculés pour les 9 scénarios d’étude et les 3 modes de transport, à partir de toutes les simulations de transport et des hypothèses de coûts décrites en phase 3 :2.2 Contraintes et hypothèses sur le transport p73. Ces résultats seront intégrés dans l’analyse économique comme une charge d’exploitation de valorisation du biogaz, collective et à partager entre les porteurs du projet. En annexe sont reportés les tableaux des charges de transport par scénario pour :

Le transport de gaz comprimé en racks bouteilles (cf. Tableau 46 : Coûts portage en gaz comprimé-racks bouteilles p160)

Le transport de gaz liquéfié en cuves mobiles (cf. Tableau 47 : Coûts portage en gaz liquéfié – cuves mobiles p160

Le transport de gaz liquéfié en camion-citerne (cf. Tableau 48 : Coûts portage gaz liquéfié - camion-citerne p161)

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Logiquement les charges de transport suivent les tendances précédentes sur les temps de travail et les distances parcourues : le transport en gaz comprimé coûte 2 à 4 fois plus cher que le transport de gaz liquéfié. A noter, parmi les options en gaz liquéfié, le transport en camion-citerne est plus coûteux, essentiellement à cause des frais d’amortissement du camion-citerne cryogénique aux normes ADR, qui initialement est 10 fois plus cher qu’un camion porte-conteneur (1 M€ contre 80 000€). Ces coûts sur la brique « transport du biométhane » pour les 9 scénarios et les 3 modes de transport seront intégrés dans l’analyse économique comme une charge d’exploitation collective, à ventiler entre les unités de méthanisation du projet (4.2.2Charges (OPEX) p96).

2.5. Comparaison des modes de transport

Les 9 scénarios simulés regroupent des tailles et des nombres d’unités de méthanisation variés, pour des éloignements différents et 3 modes de transport. Les résultats « bruts » de l’étude logistique présentés en 2.4 Coûts de transports issus des simulations logistiques p77 sont maintenant exploités pour visualiser :

Les distances nécessaires pour acheminer 1 mégawatt heure d’énergie injectable (km/MWh PCS)

Les temps de travail associés pour acheminer 1 gigawatt heure d’énergie injectable (h/GWh PCS)

Les coûts de transport routier pour acheminer 1 mégawatt heure d’énergie injectable (€/MWh PCS)

L’influence sur les distances inter-sites

2.5.1. Distances parcourues

Figure 49 : Comparaison des distances

Ce graphique confirme les résultats en 2.3, le transport en gaz comprimé de racks bouteilles fait parcourir plus de kilomètres que le transport en gaz liquéfié de cuves mobiles, et plus les unités de méthanisations sont éclatées et éloignées, plus l’écart se creuse en faveur du gaz liquéfié-cuves mobiles.

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NB : Attention, sur ce graphique la comparaison entre modes de transport est pertinente, mais pas la comparaison entre deux scénarios de même débit, car des distances inter-sites différentes ont été appliquées. Par exemple dans le scénario n°1 : 1 x 100, le site d’injection est distant de 40 km contre 20 km dans le scénario n°2 : 2 x 50, c’est pourquoi le scénario n°1 a un ratio km/MWhPCS plus élevé

2.5.2. Temps de travail

Figure 50 : comparaison des temps de travail

Ici on voit une similitude parfaite entre le transport de cuves mobiles liquéfiées ou de racks bouteilles gazeux, transport effectué sur le même type de camion porte-conteneurs avec des temps de manutention identiques. Le transport en camion-citerne implique plus d’heures de main d’œuvre, à cause des longs temps de remplissage/vidange des cuves.

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2.5.3. Coûts relatifs

Figure 51 : Comparaison des coûts relatifs

Ce graphique reprend exactement les mêmes tendances que la Figure 49 p78 ce qui montre que dans le transport du biométhane les heures d’utilisation sur route du camion impactent beaucoup plus le coût que les heures de réception/manutention du biométhane.

2.5.4. Nouvelle simulation avec distances inter-sites homogénéisées Les distances inter-sites (distance entre le point d’injection et les sites de méthanisation et distance entre chaque point de méthanisation) ont été fixées selon les retours d’expérience des projets à l’étude et suivant les débits produits par les unités de méthanisation (cf. phase 2 : 2.1.2.4 La distance entre les sites de méthanisation et le point d’injection p62 et Tableau 13 p62). Comme les distances à parcourir sont apparues comme un facteur impactant sur les coûts de transport, une nouvelle simulation est faite pour homogénéiser les distances inter-sites sur les 9 scénarios. Voici les distances inter-sites homogénéisées qui seront considérées : Scénario n°1 n°2 : n°3 : n° 4 : n° 5 : n° 6 : n°7 : n°8 : n°9 : Débits (Nm3/h) 1 x 100 2 x 50 3 x 20 3 x 50 3 x 100 100+2x

20 6 x 20 6 x 50 100+5x20 Distance Point d’injection –Sites métha

20 km 20 km 20 km 20 km 20 km 20 km 20 km 20 km 20 km

Distance inter-sites métha

- 20 km 35 km 35 km 35 km 35 km 20 km 20 km 20 km

Tableau 21 : Distances inter-sites homogénéisées

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Ainsi, pour les scénarios dont la distance inter-sites est modifiée (scénarios n°1, 4,6 et 8) voici le différentiel sur le coût de transport du biométhane ;

Tableau 22 : Coûts de transport pour distances inter-sites homogénéisées

Les coûts du Tableau 22 seront utilisés dans une analyse de sensibilité de la distance sur les résultats économiques des projets (phase 3 : 4.3.4 Impact économique des distance inter-sites p115) Le dernier graphique (reporté en annexe Figure 62 p161) de coûts de transport homogénéisés sur une distance au point d’injection de 20km (en €/ MWh PCS) permet d’accéder au dernier niveau de comparaison ; pour une même technique de portage, pour un même débit injecté mais entre deux scénarios différents. En conclusion globale le transport de gaz liquéfié comporte plus d’avantages que le transport en gaz comprimé

Une diminution significative du nombre de kilomètres parcourus Une diminution des temps de travail globaux (même si les temps de travail pendant les

vidanges/déchargements augmente en liquéfié) Des charges annuelles moins élevées

Mais d’autres paramètres de choix rentrent en compte, comme la faisabilité technique, les consommations énergétiques associées, l’impact environnemental et les contraintes ICPE sur le stockage et le conditionnement du biométhane.

Mode de transport

Distance du point d'injection 40 km 20 km 40 km 20 km 0 km 20 km

scénario n°1 : 1 x 100 82 232 € 49 381 € 20 086 € 12 062 € 77 246 € 53 323 €

scénario n°4 : 3 x 50 85 068 € 51 084 € 39 935 € 23 981 €

scénario n°5 : 3 x 100 85 068 € 51 084 € 62 620 € 37 604 € 151 216 € 105 671 €

scénario n°8 : 6 x 50 161 629 € 97 060 € 107 989 € 64 848 €

Economie 40 -> 20 km (%)

Coût brique"transport de biométhane " (€/an)

40% 40% 31%

Comprimé - racks bouteilles liquéfié - cuves mobiles liquéfié - camion citerne

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3. Etude énergétique et impacts environnementaux

3.1. Bilan GES et efficience énergétique

Le bilan environnemental comprend deux indicateurs principaux :

L’efficience énergétique Le bilan sur les émissions de GES

3.1.1. Efficience énergétique L'efficience énergétique (Efe) représente le rapport entre la production d'énergie renouvelable produite par le projet de méthanisation (ici la somme des unités de méthanisation injectant) et la consommation d'énergie nécessaire à son fonctionnement (ici la somme des consommations énergétiques de toutes ces unités et de leur articulation). Une valeur maximale pour ce ratio est recherchée. La production d'énergie renouvelable correspond à l’énergie associée au volume total de biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel. La consommation d'énergies fossiles pour un projet d’injection portée comprend :

Sur chaque unité de méthanisation : o La quantité de carburant consommée par le transport des matières entrantes o La quantité de carburant consommée par le transport du digestat vers les apporteurs

de matière o La quantité d’électricité consommée par le procédé de méthanisation (incorporation,

agitateurs, pompes) o La quantité d’électricité consommée par le procédé d’épuration du biogaz o La quantité d’électricité consommée par le procédé de conditionnement du

biométhane

En mutualisé sur le projet : o La quantité de carburant consommée par le transport du biométhane vers le poste

d’injection o La quantité d’électricité consommée au poste d’injection pour le déconditionnement

puis l’injection du biométhane o *Le cas échéant la quantité l’électricité consommée pour le reconditionnement du

biométhane non conforme o *Le cas échéant la quantité de carburant consommée pour le transport du

biométhane non-conforme.

3.1.2. Hypothèses de calcul Pour ce qui est du biométhane non conforme (cf. phase 3 : 3.1.5 Etude de cas : gestion du biométhane non-conforme p88) on considère que le torchage du biométhane non-conforme (estimé à 2% du volume délivré au point d’injection) constitue l’option de base accessible technico économiquement aux projets d’injection portée de toutes tailles. Ainsi dans ce calcul d’efficience énergétique il n’y aura pas de consommations électriques et de carburant associé à ce point. Pour les consommations électriques des projets c’est l’énergie finale qui est considérée, il n’y a donc pas de coefficient de conversion en énergie primaire (de 2,58). Les résultats d’Efe ainsi obtenus seront comparables avec les résultats des missions de suivi commanditées par l’ADEME entre 2013 et 2016, basées sur la même hypothèse. L’efficience énergétique calculée ici ne prend pas en compte la consommation de carburant pour la production de cultures dérobées à vocation énergétique.

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Pour les transports de substrats, sachant qu’on considère des unités fictives, des hypothèses simplificatrices ont été prises ;

Une unité de méthanisation produisant 20 Nm3CH4/h va chercher ses substrats à une distance moyenne de 1,5 km et cette distance augmente avec la taille de l‘unité considérée, 2,5 km pour 50 Nm3CH4/h et 5 km pour 100 Nm3CH4/h.

Les substrats sont transportés dans des bennes de 18 tonnes, sur des camions porte-conteneurs consommant 0,36 L gazole/km.

Il n’est pas fait de différence dans les distances de collecte des substrats selon la typologie d’unités de méthanisation (à la ferme ou centralisée).

Le transport des digestats est intégré avec les mêmes hypothèses que le transport des substrats, le digestat est ramené chez les apporteurs de substrats. Les opérations d'épandage du digestat ne sont pas intégrées dans le calcul de l’efficience énergétique car on considère que les quantités de digestat (essentiellement issu d’effluents d’élevage et/ou des boues de STEU) sont similaires aux quantités épandues avant les projets de méthanisation.

3.1.3. Résultats d’efficience énergétique Scénario n°1 n°2 n°3 n°4 n°5 n°6 n°7 n°8 n°9

Gaz comprimé- cuves mobiles Consommation énergie fossile totale (MWh/an)

1 240 1 092 704 1 747 3 707 1 617 1 427 3 471 2 466

Production d'énergie renouvelable (MWh/an)

8 707 8 707 5 224 13 061 26 122 12 190 10 449 26 122 17 415

Efficience énergétique 7,02 7,98 7,42 7,47 7,05 7,54 7,32 7,52 7,06

Gaz liquéfié HP- cuves mobiles Consommation énergie fossile totale (MWh/an)

1 536 1 450 902 2 270 4 851 2 093 1 808 4 570 3 156


8 707 8 707 5 224 13 061 26 122 12 190 10 449 26 122 17 415

Efficience énergétique 5,67 6,00 5,79 5,75 5,38 5,82 5,78 5,72 5,52

Gaz liquéfié BP- camion-citerne Consommation énergie fossile totale (MWh/an)

1 658 5 095


8 707 26 122

Efficience énergétique 5,25 5,13

Tableau 23 : Efficiences énergétiques

De manière générale, les projets d’injection portée avec une solution de transport en gaz comprimé ont une meilleure efficacité énergétique que pour du biométhane liquéfié, (une Efe moyenne de 7,38 est constatée pour le gaz comprimé contre 5,72 pour le gaz liquéfié-cuves mobiles et 5,19 pour le gaz liquéfié en camion-citerne) essentiellement car les consommations électriques de la compression sont inférieures à celle de la liquéfaction.

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Pour un même mode de transport du biométhane mais des tailles d’unités et des distances différentes, les résultats d’efficience énergétique sont finalement proches comme le montrent des écarts types assez faibles :

de 0,31 sur les projets en gaz comprimé-racks bouteilles de 0,18 sur les projets en gaz liquéfié- cuves mobiles et de 0,09 sur les projets en gaz liquéfié –camion-citerne.

Ces intervalles rapprochés montrent que les consommations énergétiques sont globalement proportionnelles aux quantités de biogaz produites puis traitées. Le transport de gaz liquéfié en camion-citerne est un peu plus défavorable que le transport de gaz liquéfié en cuves mobiles pour ces scénarios, car il n’y a pas de gain évident sur le transport (cf. partie 3 : 2.3.3 Résultats pour des « collectes camion-citerne » en gaz liquéfié p 76) et un supplément d’énergie est consommé pour le « polishing » du biométhane. Le graphique ci-dessous illustre les résultats d’efficience énergétique pour les 9 scénarios et les 3 modes de transport :

Figure 52 : Efficiences énergétiques

Les scénarios étudiés ont une efficience énergétique moyenne de 6,41 qui signifie qu’en moyenne il est créé 6 fois et demie plus d’énergie renouvelable que d’énergie fossile consommée. Les projets en injection portée présentent des résultats positifs et cohérents avec les gammes de valeurs constatées en méthanisation. Même s’ils nécessitent des dépenses d’énergies fossiles supplémentaires pour l’épuration, le conditionnement et le transport du biométhane, les projets en injection portée permettent de valoriser plus d’énergie renouvelable que les unités en cogénération. En revanche, à unité de méthanisation similaire, un projet d’injection directe valorise autant d’énergie et en consomme moins qu’un projet d’injection portée.

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3.1.4. Bilan Gaz à effet de serre Le bilan des émissions de gaz à effet de serre (GES) est une étape incontournable pour réaliser le bilan environnemental d'un projet de méthanisation. Cet indicateur a été calculé pour un projet d’injection portée sur toute sa chaine, (l’approvisionnement en substrats de toutes les unités de méthanisation, leurs fonctionnements individuels et le portage et l’injection de biométhane mutualisés) et non sur le périmètre d’une unité de méthanisation comme il est d’usage. Le logiciel DIGES 2 réalisé par l’IRSTEA pour le compte de l'ADEME a été utilisé pour certains aspects comme le calcul des émissions liées au fonctionnement de chaque unité de méthanisation et au transport des substrats et du digestat. Les émissions liées au conditionnement, au stockage et au transport du biométhane ont été calculées séparément et inclues dans les bilans. Voici les hypothèses utilisées pour :

Emission GES pour l’unité de production du biogaz, « process méthanisation » : issue de DIGES2

Emission GES pour l’épuration du biogaz : calculé à partir des volumes de biogaz traités et d’une consommation électrique moyenne entre les technologies de lavage à l’eau, filtration membranaire et PSA : 0,27 kWh/Nm3biogaz. Converti en masse équivalente de CO2 en estimant le taux d’émission CO2 de l’électricité du réseau français à 40 gCO2/kWh produit (cf. source [14])

Emission GES pour le conditionnement du biométhane : calculée à partir d’une consommation électrique de 0,12 kWh/Nm3biogaz pour un compresseur HP et de 0,37 kWh/Nm3biogaz pour un liquéfacteur, avec le même taux d’émission de CO2 pour l’électricité.

Emission GES pour le transport du biométhane : calculée à partir d’une consommation de carburant de 0,36 L/km (cf. source (15]) pour un camion porte-conteneurs ou un camion-citerne, en attribuant un taux d’émission de CO2 de 919 gCO2/km pour les 2 types de camions (cf. [16]).

Emission GES pour le déconditionnement du biométhane : pour les projets de débits injectés modérés (<150 Nm3CH4/h) il a été considéré une consommation électrique nulle pour le déconditionnement (ce qui signifie que des systèmes de réchauffage passifs sont installés) quand pour scénarios traitant des débits importants (>150 Nm3CH4/h) une consommation électrique de 0,1 kWh/Nm3 a été appliquée pour les équipements de réchauffage pendant les déconditionnements (détente ou vaporisation cf. phase 1 : 3.2 Déconditionnement du biométhane p43)

Emission GES pour le poste d’injection : Une consommation d’énergie au poste d’injection de 11 000kW/h électrique/an a été considérée

Voici ci-après le tableau récapitulatif des bilans GES par scénario et par type de transport. Quand la valeur d’émission de CO2 est négative, c’est une émission évitée grâce à la méthanisation, et les valeurs d’émissions de CO2 positives correspondent à des émissions supplémentaires dues au projet.

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t eq CO2 (produite si>0, évitée si <0) n°1 n°2 n°3 n°4 n°5 n°6 n°7 n°8 n°9

Gaz comprimé- cuves mobiles GES unités méthanisation -3 248 -3 381 -1 586 -5 071 -9 745 -2 748 -3 173 -10 142 -5 892

GES épuration biogaz 15,9 15,9 10,3 23,8 47,6 22,7 20,6 47,6 33,0

GES conditionnement biométhane 8,6 8,6 5,1 12,9 25,7 12,0 10,3 25,7 17,2

GES transport biométhane 25,6 8,8 9,7 26,5 26,5 19,0 26,0 50,3 29,1

GES déconditionnement+ injection 0,4 0,4 0,4 5,3 10,1 0,4 0,4 10,1 7,4

Emission GES du projet -3 198 -3 347 -1 561 -5 008 -9 645 -2 694 -3 116 -10 018 -5 813

Gaz liquéfié HP- cuves mobiles

GES unités méthanisation -3 248 -3 381 -1 586 -5 071 -9 745 -2 748 -3 173 -10 142 -5 892

GES épuration biogaz 15,9 15,9 10,3 23,8 47,6 22,7 20,6 47,6 33,0

GES conditionnement biométhane 24,0 24,0 14,4 36,0 71,9 33,6 28,8 71,9 48,0

GES transport biométhane 6,2 3,1 2,7 12,4 19,5 5,3 8,4 33,6 11,9

GES déconditionnement +injection 0,4 0,4 0,4 5,7 11,0 0,4 0,4 11,0 7,4

Emission GES du projet -3 202 -3 337 -1 559 -4 993 -9 595 -2 686 -3 115 -9 978 -5 792

Gaz liquéfié BP- camion-citerne GES unités méthanisation -3 248 -9 745

GES épuration biogaz 15,9 47,6

GES conditionnement biométhane 24,0 71,9

GES transport biométhane 12,4 11,3

GES déconditionnement +injection 3,9 11,0

Emission GES du projet -3 192 -9 603

Tableau 24 : Bilans GES

Si les solutions de gaz comprimé consomment d’énergie au total (cf. efficience énergétique) elles ont un bilan carbone équivalent aux solutions en gaz liquéfié (à 10 ou 20 teq près) car en gaz comprimé il y a plus de transport de biométhane, et le gazole a un impact CO2 plus néfaste que l’électricité. Globalement, le procédé de production de biogaz a un bilan GES très favorable et permet d’économiser entre 1600 et 10 100 tonnes de CO2 par an, et même si les « briques » épuration, conditionnement et transport sont consommatrices d’énergie le bilan global reste très satisfaisant (entre 1561 et 10 018 tonnes de CO2 évitées). Les diagrammes ci-contre montrent la répartition des émissions de CO2 en moyenne pour un type de transport.

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Figure 53 : Bilan GES pour gaz comprimé

Figure 54 : Bilan GES pour gaz liquéfié - cuves mobiles

Figure 55 : Bilan GES pour gaz liquéfié – camion-citerne

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3.1.5. Etude de cas : gestion du biométhane non-conforme

Pour gérer le biométhane non-conforme il faut déjà savoir quelles quantités seront effectivement rejetées en sortie du module d’analyse sur le poste d’injection. Si le biométhane est comprimé et qu’il sort d’un module d’épuration standard (sans polishing et sans cryogénie) il peut contenir ponctuellement 2 à 3% de CO2 et être jugé non-conforme. Dans le cas du biométhane liquéfié en camion-citerne en revanche les contraintes de pureté du GNL à faible pression sont beaucoup plus élevées que les contraintes d’injection (0,5% voire moins de CO2). Le biométhane liquéfié en cuves mobiles conditionné à plus haute pression peut contenir 2% de CO2. Pour prendre une hypothèse modérée on estime perte de 2% de biométhane total acheminé au poste d’injection. Ce taux de non-conformité du biométhane, a priori surestimé, sera considéré

Biométhane non-conforme issu d’un conteneur mobile de gaz comprimé Dans cette organisation du poste d’injection (cf. Figure 42 p 44 ) il n’y a pas de stockage tampon entre un conteneur mobile (où le biométhane est conditionné) et le module d’analyses (où le biométhane est déconditionné) donc quand une anomalie est détectée, la vanne du conteneur mobile est fermée et il y aura d’un côté le biométhane déconditionné résiduel dans les tuyauteries du site d’injection, non récupérable et envoyé vers une torchère, et de l’autre le biométhane conditionné dans son conteneur mobile, potentiellement transportable jusqu’à un des épurateurs sur site de méthanisation. Par an le nombre de conteneurs potentiellement non-conformes reste assez faible, entre 4 et 14 unités selon les scénarios et leur taille de conteneurs. (cf. tableau ci-après).

Tableau 25 : Gestion des conteneurs non conformes en gaz comprimé

Ces conteneurs non-conformes pourraient être vidés et torchés ou transportés vers une des unités de méthanisation qui se chargerait de les épurer à nouveau. Ce type d’organisation nécessiterait l’installation sur une des unités de méthanisation :

d’une aire de réception supplémentaire pour le retour des conteneurs non-conformes d’un module de détente comme ceux décrits auparavant (cf. phase1 : 3.2 Déconditionnement

du biométhane p43) d’une adaptation des tuyauteries de l’épurateur pour accepter ce nouveau flux d’un plus grand stockage de biogaz au-dessus ou à côté des digesteurs, pour pallier les

périodes où l’épurateur est « by-passé » par le flux de biométhane.

En terme énergétique, la consommation électrique liée au déconditionnement sur le site de méthanisation choisi serait quasiment nulle ; en effet pour détendre un petit volume de méthane comprimé (l’équivalent d’un conteneur donc 2 400-5 000 Nm3) des équipements « passifs » peuvent être installés (échangeurs à air…).

Biométhane non-conforme issu d’un conteneur mobile de gaz liquéfié Le fonctionnement du poste d’injection sans stockage tampon de biométhane déconditionné est similaire au précédent, la seule différence est le mode de traitement des conteneurs mobiles ramenés sur un des sites de méthanisation ; il sera vaporisé et non détendu.

Scénarios n°1 n°2 n°3 n°4 n°5 n°6 n°7 n°8 n°9Volume de biométhane non

conforme (Nm3/an) 17 520 17 520 10 512 26 280 52 560 24 528 21 024 52 560 35 040

Nombre de conteneurs/an

amenés au poste d'injection 365 243 274 365 365 574 730 730 834

Nombre de conteneurs/an

potentiellement non-conforme6 4 4 6 6 9 12 12 14

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Tableau 26 : Gestion des conteneurs non conformes en gaz liquéfié

Dans ce cas de figure on parle du traitement de 1 à 7 conteneurs mobiles par an. Si ces cuves de biométhane non-conforme étaient ramenées sur un des sites de méthanisation il faudrait installer :

d’une aire de réception supplémentaire pour le retour des conteneurs non-conformes d’un module de vaporisation comme ceux décrits auparavant (cf. phase1 : 3.2

Déconditionnement du biométhane p43) d’une adaptation des tuyauteries de l’épurateur pour accepter ce nouveau flux d’un plus grand stockage de biogaz au-dessus ou à côté des digesteurs, pour pallier les

périodes où l’épurateur est « by-passé » par le flux de biométhane

Même cas de figure que pour le biométhane comprimé, vaporiser une cuve mobile de 11 720 Nm3 de méthane liquide peut se faire avec des équipements « passifs » énergétiquement.

Biométhane non conforme issu d’une cuve fixe de gaz liquéfié Pour ce mode de conditionnement liquéfié à moins de 7-8 bars (donc à moins 0,1% de CO2 et conditionné à -150°C/-160°C) le biométhane est extrêmement pur et respecte les contraintes du GNL. De plus dans ce cas de figure, un PCS mètre est installé sur chaque unité de méthanisation ce qui garantit la conformité du biométhane au moment du chargement dans le camion-citerne. La possibilité d’une non-conformité du biométhane liquéfié basse pression est donc exclus.

Scénarios n°1 n°2 n°3 n°4 n°5 n°6 n°7 n°8 n°9Volume de biométhane non

conforme (Nm3/an) 17 520 17 520 10 512 26 280 52 560 24 528 21 024 52 560 35 040

Nombre de cuves mobiles/an

amenées au poste d'injection 91 146 137 548 274 140 243 438 284

Nombre de cuves mobiles/an

potentiellement non-conforme1 2 2 9 4 2 4 7 5

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4. Analyse économique L’objectif de ce volet économique consiste dans un premier temps à déterminer le coût de production au MWh injecté de chaque cas type étudié en agrégeant les dépenses d’exploitation et d’investissement (OPEX et CAPEX) de chaque brique technologique de la chaine de valeur :

Coût de production du biogaz Coût de l’épuration du biogaz Coût de stockage du biométhane Coût du conditionnement (compression / liquéfaction) Coût de déconditionnement du biométhane sur site d’injection Coût de l’injection du biométhane sur le réseau

Ces coûts de production serviront ensuite à déterminer les tarifs d’achat, avec et sans subvention, qui permettraient à tous les scénarios d’atteindre un taux de rentabilité interne de 7 % après impôts. Il s’agira enfin d’appréhender la cohérence de ces tarifs cibles en les comparant aux tarifs actuels de l’injection et ceux applicables aux scénarios de références associés à chaque cas type.

4.1. Présentation du modèle économique

Dans cette mission, l’idée est de trouver une faisabilité et une rentabilité pour chacune des unités de méthanisation au sein d’un projet collectif d’injection portée, il a donc été choisi d’isoler chaque unité de méthanisation dans chacun des scénarios d’études. Par exemple, pour le scénario n°6 : 100 +2 x 20 Nm3CH4/h seront étudiés les résultats économiques et la rentabilité

d’une unité produisant 20 Nm3CH4/h dans ce projet d’une unité produisant 100 Nm3CH4/h dans ce projet

Le scénario sera simulé avec dans les deux cas les choix techniques adaptés à toutes les unités, donc ici pas de transport en camion-citerne cryogénique car les sites de 20 Nm3CH4/h ne pourraient pas atteindre la qualité de biométhane requise. Ce scénario 6 créé donc 4 cas types:2 (pour les unités de taille différente) x 2 (pour les modes de transport possibles) Avec 9 scénarios d’injection portée, 3 typologie d’unités de méthanisation et 2 à 3 modes de transport (le camion-citerne n’est possible que sur 2 des 9 scénarios), le nombre de cas types présentés s’élève à 24. Une fois les CAPEX et les OPEX déterminés pour chaque cas types, il faut analyser les résultats. Cette analyse se fera par étapes graduelles:

Dans un premier temps : Le coût de production unitaire de production du biométhane de chaque cas type sera calculé (€/MWhPCS injecté)

Dans un deuxième temps : La rentabilité des cas types dans les conditions tarifaires actuelles (indicateurs VAN, TRB et TRI après impôts) sera estimée

Enfin : on déterminera le tarif d’achat du biométhane nécessaire pour atteindre un TRI (après impôts) cible de 7%

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4.2. Investissements, charges et recettes des unités de méthanisation

Quelle que soit la méthode d’analyse économique, il faut calculer pour chaque unité de méthanisation :

Le montant de l’investissement (CAPEX) Le montant des charges d’exploitation annuelles (OPEX) Les recettes annuelles

4.2.1. Investissements (CAPEX)

Répartition des investissements par unités fonctionnelles Les investissements ont été divisés en 5 unités fonctionnelles constituant un projet de méthanisations :

UF1 : Réception, incorporation des substrats UF2 : Digestion UF3 : Valorisation du biogaz UF4 : Valorisation du digestat UF5 : Fonctionnement général

Méthode pour ventiler les OPEX et CAPEX entre les unités de méthanisation partenaires : Pour l’analyse économique, chaque site de production de biométhane (unité de méthanisation) est isolé. Chaque site qui devra payer :

La partie d’investissement et charges spécifiques au site (process méthanisation, épuration, conditionnement)

Une autre partie d’investissement et charges à ventiler entre les N partenaires, (transport du biométhane, déconditionnement et injection). Pour partager ces OPEX et CAPEX, il est choisi de faire payer une unité de méthanisation au pro rata de sa production d’énergie dans le projet (si elle représente 25% de l’énergie injectée elle paye 25% des investissements collectifs).

Affichage des résultats par scénario ou par cas type: Les résultats de l’analyse économique seront affichés dans le corps du texte par cas type et par taille d’unités de méthanisation production de 20, 50 ou 100 Nm3CH4/h), conformément au modèle économique qui isole les unités de méthanisation au sein des scénarios d’injection centralisée. Cependant pour revenir à la définition initiale des 9 scénarios et donner une vision macroscopique des projets d’injection centralisée, des fiches synthétiques par scénario sont jointes en annexe (cf. Figure 63, Figure 64, Figure 65, Figure 66, Figure 67, Figure 68, Figure 69, Figure 70, et Figure 71 )où on retrouve :

La description technique du scénario Le cadre règlementaire associé Les coûts de transport de biométhane dans ce cas Les résultats de l’étude environnementale et énergétique Les résultats économiques mutualisés entre les unités du scénario

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4.2.1.1.1. Production du biogaz : UF1, UF2, UF4 et UF5 Pour les unités fonctionnelles similaires à tout projet – UF 1, 2, 4 et 5 – les investissements ont été déterminés à partir de ratios ramené à la taille des installations exprimée en puissance équivalente électrique pour des unités de méthanisation en cogénération (€/kWe). Ces ratios proviennent des retours de suivi et des retours des différentes consultations menées par le bureau d’étude S3d. Voici les ratios considérés, SANS LA PARTIE « VALORISATION DU BIOGAZ (UF-3) » :

pour une unité de méthanisation à la ferme produisant 20 Nm3CH4/h : 7 875 €/kWe équivalents pour une unité de méthanisation agricole produisant 50 Nm3CH4/h : 6 000 €/kWe équivalents

pour une unité de méthanisation portée produisant 100 Nm3CH4/h : 6 000 €/kWe équivalents

4.2.1.1.2. Valorisation du biogaz : UF3 Pour l’unité fonctionnelle 3 – Valorisation du biogaz-des scénarios de portage, les investissements ont été déterminés à partir de consultations de constructeurs. Voici le descriptif de ces postes d’investissements, et les chiffres associés sont reproduits dans le Tableau 27 p 93:

Investissements spécifiques par unité de méthanisation :

Ils dépendent uniquement de la taille de l’installation de méthanisation (20, 50 ou 100 Nm3CH4/h) et sont pris en charge individuellement par chaque porteur de projet.

o Module d’épuration : Dans notre étude, étant donné les capacités de production relativement limitées (100 Nm3/h max de biométhane), nous avons considéré un investissement moyenné entre les 3 technologies adaptées ; filtration membranaire, lavage à l’eau ou PSA (cf. phase 3 : 1.1.3.1 Pour l’épuration du biogaz p67).

o Polishing pour très bas taux de CO2 Comme expliqué en phase 3 : 1.1.3.2 Pour le conditionnement du biométhane p67 , la liquéfaction à basse pression pour un transport en camion-citerne cryogénique nécessite un très basse teneur en CO2 par une étape de polishing à placer en aval de l’épurateur. Cet investissement n’est appliqué que pour les scénarios avec les plus grosses capacités (100 Nm3CH4/h).

o Module de conditionnement Le conditionnement sera soit une compression à 250 bars soit une liquéfaction (Basse ou Haute pression).

o Module d’analyse du biométhane Pour les projets utilisant du biométhane liquéfié (en cuves mobiles ou camion-citerne) et a un analyseur opposable (PCS mètre) sera prévu afin de prévenir les problèmes de cristallisions sur la chaine de liquéfaction. Cet analyseur PCSmètre aura aussi le mérite de garantir la conformité du biométhane sortant de chaque point de production et donc d’éliminer quasiment le risque d’analyses non-conformes au point d’injection.

Pour les projets utilisant du biométhane comprimé, un analyseur 4 gaz numérique (à minima CH4, CO2, O2, H2O) sera suffisant.

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Les investissements collectifs ventilés entre les « N » sites du projet de portage :

Ils dépendent de la taille de l’unité, du numéro du scénario d’étude et du mode de portage, il y donc un montant d’investissement collectif ventilé par cas types (24 au total).

o Module de stockage et de déconditionnement au site d’injection Comme expliqué en phase 1 : 3.2 Déconditionnement du biométhane p43, le déconditionnement nécessite des équipements spécifiques.

Pour une logistique en camion-citerne cryogénique, une cuve tampon sera prévue.

Pour les autres modes de transport les conteneurs mobiles (cryogénique ou gaz comprimé) servent de stockages tampons.

o Raccordement au réseau GRDF Du fait de la nature des projets, le cout du raccordement GRDF est minimisé, le poste d’injection peut être implanté au plus près du réseau.

o Module de stockage mobile pour le transport Le transport de biométhane est réalisé par un prestataire et est donc considéré comme une charge d’exploitation. Cependant, l’investissement dans les conteneurs mobiles (cryogénique ou gaz comprimé) est assuré par les porteurs de projet.

4.2.1.1.3. Détail des investissements spécifiques

Investissements Spécifiques Unité à la ferme (individuel)

Unité à la ferme (collectif)

Unités Centralisées

Débit injectable (Nm3CH4/h) 20 50 100 Equivalent Puissance électrique (kWe) 95 245 485

Postes d'investissements UF1- Réception, incorporation des substrats UF2- Digestion UF4-Valorisation du digestat UF5-Fonctionnement général

748 125 € 1 410 000 € 2 980 000 €

UF3- Valorisation du biogaz Investissements spécifiques par unité de méthanisation

Epuration du biogaz en Biométhane Epuration du biogaz (PSA, lavage à l’eau ou membrane) 560 000 € 580 000 € 870 000 €

Polishing CO2 - - 100 000 €

Conditionnement Compression 250 bars 102 000 € 102 000 € 121 000 € Liquéfaction BP/HP 92 000 € 184 000 € 238 000 €

Analyse du biométhane Analyseur 4 gaz : 5 000€ Analyseur 4 gaz+PCS 30 000 €

Tableau 27 : Détails des postes d'investissements spécifiques

Octobre 2015


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4.2.1.1.4. Détail des investissements collectifs à ventiler suivant le cas type

Investissements Collectifs Investissements collectif à ventiler entre les N sites du projet de portage

Déconditionnement et aménagement du site d’injection Gaz comprimé – (Détente Gaz 250 bars) 150 000 € Gaz liquéfié – cuves mobiles (Vaporisation liquide) 250 000 €

Gaz liquéfié –camion-citerne (Vaporisation liquide + stockage fixe cryogénique)

300 000€

Raccordement au réseau GRDF

30 000 €

Conteneurs mobiles (cryogénique ou gaz comprimé)

Stockage mobile comprimé 2 400 Nm3 : 130 000 € 4 800 Nm3 : 230 000 €

Stockage mobile cryogénique 12 000 Nm3 : 100 000 €

Camion-citerne Cryogénique Inclue dans la prestation de transport (cf. charges en phase 3 : 2.3 Résultats des simulations logistiques p74)

Tableau 28 : Détails des postes d'investissements collectifs

Investissements retenus pour les différents cas types En annexe (cf. Annexe 4 : Investissements, charges et recettes des cas types p162) sont reportés les montants d’investissements retenus pour :

Les unités produisant 20 Nm3/h (installations individuelles à la ferme) : 8 cas types possibles

o Unité dans le scénario 3 : 3 x 20 Nm3/h En gaz comprimé – racks bouteilles En gaz liquéfié – cuves mobiles

o Unité dans le scénario 6 : 100 Nm3/h + 2 x 20 Nm3/h En gaz comprimé – racks bouteilles En gaz liquéfié – cuves mobiles



Les unités produisant 50 Nm3/h (installations collectives à la ferme) : 6 cas types

possibles o Unité dans le scénario 2 : 2 x 50 Nm3/h

En gaz comprimé – racks bouteilles En gaz liquéfié – cuves mobiles


o Unité dans le scénario 8: 6 x 50 Nm3/h En gaz comprimé – racks bouteilles En gaz liquéfié – cuves mobiles

Les unités produisant 100 Nm3/h (installations centralisées d’industriels ou de

collectivités) : 10 cas types possibles o Unité dans le scénario 1 : 1 x 100 Nm3/h

En gaz comprimé – racks bouteilles En gaz liquéfié – cuves mobiles

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En gaz liquéfié – camion-citerne o Unité dans le scénario 5 : 3 x 100 Nm3/h

En gaz comprimé – racks bouteilles En gaz liquéfié – cuves mobiles En gaz liquéfié – camion-citerne



Analyse comparative des investissements Pour visualiser les investissements de l’injection portée par rapport à des unités de méthanisation existantes, on choisit de comparer :

L’unité de 20 Nm3CH4/h en injection portée à une unité en cogénération de 95kWe L’unité de 50 Nm3CH4/h en injection portée à une unité de 50 Nm3CH4/h en injection

directe L’unité de 100 Nm3CH4/h en injection portée à une unité de 100 Nm3CH4/h en injection

directe

Le coût de ces unités de méthanisation « de référence »est détaillé dans le tableau ci-après, à partir des mêmes hypothèses économiques que décrites en phase 3 : Investissements, charges et recettes des unités de méthanisation p91). Ci-dessous, le graphique comparant les investissements pour les unités « de référence » et les unités étudiées dans le présent rapport. Les valeurs d’investissements de chaque cas type ont été moyennées par capacité de production (20, 50 ou 100 Nm3CH4/h). 4 histogrammes sont tracés en parallèle ; ceux des investissements moyennés pour du gaz comprimé, du gaz liquéfié-cuves mobiles et du gaz liquéfié-camion-citerne et l’histogramme correspondant à l’investissement de l’unité de méthanisation de référence. De plus l’écart type moyen est représenté en noir, il représente la variabilité des investissements des 3 ou 4 cas types de même capacité de production et même mode de conditionnement.

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Figure 56 : Comparaison des investissements

La conception d’une unité de méthanisation avec injection portée de biométhane entraîne un surinvestissement certain, atteignant jusqu’à +60% pour les unités de 20 Nm3CH4/h. Le surinvestissement est plus limité pour les plus grosses installations, de l’ordre de +15%. Du fait du coût important des racks de bouteilles comprimées, les filières de portage de biométhane à 250 bars sont les plus couteuses. La filière de portage par camion-citerne cryogénique (liquéfaction BP) présente un investissement moindre mais ce dernier nécessite d’ajouter l’amortissement dans ce véhicule. Cet amortissement est compris dans les charges de transport (cf. phase 3 : 4.3.1.1.1 Coûts de production en gaz liquéfié - camion-citerne p107 ). Les investissements liés au point d’injection mutualisé n’ont qu’un impact limité sur l’investissement global : entre 4% et 7% suivant le nombre de scénario.

4.2.2. Charges (OPEX)

Méthodologie et hypothèses sur les charges Comme pour les investissements les charges ont été séparées en 2 lots :

Les Charges liées à la production du biogaz et à l’installation de méthanisation (gestion des substrats, du digestat, de la digestion, charges administratives…)

Les Charges liées à la valorisation du biogaz à différencier selon : o Les charges spécifiques au site de production (gestion/maintenance de

l’épurateur, du conditionnement…) o Les charges à ventiler entre les partenaires

4.2.2.1.1. Montant des charges de méthanisation – hors valorisation biogaz Se référer en phase 3 : 1.3 Hypothèses pour l’analyse économique à venir p70 pour les hypothèses de calcul sur ces montants de charges.

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Charges Méthanisation – Hors valorisation du biogaz

Unité à la ferme (individuel)

Unité à la ferme (collectif)

Unités Centralisées

Débit injectable (Nm3CH4/h) 20 50 100 Gestion des substrats 5 370 € 44 200 € 28 560 € Transport et chargement EFFLUENTS ELEVAGE - 27 440 € 11 280 € Transport substrats extérieurs 2 370 € 11 760 € 11 280 € Suivi biologique 3 000 € 5 000 € 6 000 € Production de substrats 29 230 € 46 575 € 109 040 € Achat/production CIVE 17 380 € 12 863 € 28 200 € Achat/production résidus de culture 11 850 € 23 520 € 28 200 € Coût autres substrats - 10 192 € 52 640 € Gestion digestat 6 399 € 15 876 € 106 520 € Transport + Epandage 6 399 € 15 876 € 106 520 € Maintenance Process méthanisation 14 963 € 32 400 € 37 700 € Maintenance process méthanisation 14 963 € 32 400 € 37 700 € Consommables Process méthanisation 4 256 € 15 932 € 31 864 € Electricité pour le process méthanisation 4 256 € 15 932 € 31 864 € Main d'œuvre 12 000 € 32 000 € 48 000 € Exploitation 8 000 € 22 000 € 32 000 € Administratif 4 000 € 10 000 € 16 000 € Autres frais 6 990 € 17 686 € 35 080 € Frais généraux 3 000 € 10 000 € 20 000 € Assurance 3 990 € 7 686 € 15 080€ Impôts et Taxes - - 15 974 € CET & Taxe Foncière - - 15 974 € TOTAL DES CHARGES METHANISATION

– HORS VALORISATION DU BIOGAZ 79 208 € 204 668 € 412 739 €

Tableau 29: Charges de méthanisation hors valorisation du biogaz

4.2.2.1.2. Hypothèses sur les charges de valorisation du biogaz Plus haut en phase 3 : 1.3 Hypothèses pour l’analyse économique à venir p70 sont décrites les hypothèses de charges pour ces postes. Les charges de valorisation du biogaz sont réparties de la manière suivante :

Les charges spécifiques à chaque unité de méthanisation o La maintenance pour l’Epuration et le Conditionnement

Les frais de maintenance sur l’épuration (membranaire, lavage à l’eau ou PSA) et sur le conditionnement (compression HP ou liquéfaction) proviennent de retour de consultation des fournisseurs. La maintenance pour un éventuel module d’épuration complémentaire « polishing » est incluse dans la maintenance du procédé d’épuration pour les scénarios concernés.

o Les consommables pour l’Epuration et le Conditionnement

Les consommables de l’épuration considérés sont :

o L’électricité o Le charbon actif o Les petits consommables sont négligés (huile, air comprimé…)

Les charges collectives à ventiler entre les unités de méthanisation

o La maintenance des unités de stockage

Ces frais proviennent du retour des fournisseurs d’équipements dépendent du nombre d’équipements de stockage mobile calculé dans l’étude logistique.

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Prestation de transport du biométhane

Le coût de cette prestation a été calculé en tenant compte :

o De l’amortissement dans un véhicule : 5 ans pour les portes conteneurs +grue 10 ans pour les camions citernes cryogéniques

o Du kilométrage annuel parcouru o Du temps annuel de transport (chargement/déchargement inclus) o Du cout du carburant o Du cout de la main d’œuvre qualifié (transport de matières dangereuses) o Du cout d’entretiens du camion o Des marges opérationnelles de l’entreprise en charge de cette prestation

Les résultats pour chacun des scénarios sont présentés dans l’étude logistique en phase 3 : 2 Simulations logistiques pour la collecte de biométhane p72.

Charges au poste de déconditionnement et d’injection

Ces charges comprennent :

o La location du poste d’injection GRDF o Les frais d’analyses de gaz o La consommation électrique de :

L’injection : 11 MWh/an Le déconditionnement : à 0,1 kWh/Nm3 de CH4, seulement pour les projets

traitant des volumes conséquents (>150 Nm3CH4/h) o L’amortissement de l’achat de la parcelle du site d’injection

Charges retenues pour les différents cas types En annexe (c Tableau 50: Charges retenues selon les cas types p164) est présenté un tableau des charges retenues pour chacun des 24 cas types, sur le même modèle que celui des investissements (cf. 4.2.1.2 Investissements retenus pour les différents cas types p94).

Analyse comparative sur les charges Pour visualiser les charges de l’injection portée par rapport à des unités de méthanisation existantes « de référence », on choisit de comparer :

L’unité de 20 Nm3CH4 /h en injection portée à une unité en cogénération de 95kWe L’unité de 50 Nm3CH4 /h en injection portée à une unité de 50 Nm3CH4 /h en injection

directe L’unité de 100 Nm3CH4 /h en injection portée à une unité de 100 Nm3CH4 /h en injection

directe

Les charges de ces unités de méthanisation « de référence » sont déterminées à partir des mêmes hypothèses économiques décrites en phase 3 : 1.3 Hypothèses pour l’analyse économique à venir p70 et 4.2.2.1 Méthodologie et hypothèses sur les charges p96.

L’unité en cogénération de 95 kWe (référence pour le 20 Nm3CH4 /h) a un montant annuel de charges :

o Sur la partie : production du biogaz et installation de méthanisation : 79 208 €/an o Sur la partie : valorisation du biogaz : 30 780 €/an o Soit un total de 109 988 €/an

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L’unité en injection directe de 50 Nm3CH4 /h (référence pour le 50 Nm3CH4 /h) a un montant annuel de charges :

o Sur la partie : production du biogaz et installation de méthanisation : 204 668 €/an o Sur la partie : valorisation du biogaz : 163 693 €/an o Soit un total de 368 361 €/an

L’unité en injection directe de 100 Nm3CH4 /h (référence pour le 100 Nm3CH4 /h) a un

montant annuel de charges : o Sur la partie : production du biogaz et installation de méthanisation : 412 739 €/an o Sur la partie : valorisation du biogaz : 216 720 €/an o Soit un total de 629 549 €/an

Ci-dessous, un graphique comparant les charges pour les unités « de référence » et les unités étudiées dans le présent rapport. Comme sur le graphique des investissements, les charges de chaque cas types sont moyennées par capacité de production, 4 séries d’histogrammes apparaissent ; charges pour le gaz comprimé, charges pour le gaz liquéfié-cuves mobiles, charges pour le gaz liquéfié camion-citerne et charges pour les unités de référence. L’écart type entre cas types de même capacité de production est encore représenté en noir.

Figure 57 : Comparaison des charges

Pour les petites capacités (20 Nm3/h), où la valorisation est comparée à de la cogénération, un projet d’injection mutualisée entraine des surcharges importantes, de l’ordre de +60% Pour les capacités de 50 Nm3/h, les unités en injection portée auraient un niveau de charges inférieur ou égal aux charges de l’unité de référence (-6% à -5% en moyenne), grâce à la mutualisation des charges liées à l’injection, lourdes à assumer pour une unité de 50 Nm3CH4/h seule. Pour les capacités de 100 Nm3/h un seuil est dépassé, ce sont les unités en injection portée qui ont sensiblement plus de charges que l’unité de référence (+6 à +15% en moyenne) car cette fois ci les charges d’injection sont moins d’impact, ce sont les charges de conditionnement / stockage / transport qui pèsent sur les unités en injection portée. Par rapport au graphique sur les investissements, on notera une plus grande variabilité des charges entre cas types de même capacité, se traduisant par des écarts types plus grands

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Les niveaux de charges en gaz comprimé ou gaz liquéfié-cuves mobile se valent, mais le mode de transport par camion-citerne cryogénique (liquéfaction BP), entraine des charges plus importantes (+15% par rapport à la référence, +8% par rapport au gaz liquéfié-cuves mobiles et +6% par rapport au gaz comprimé) fait du surcout lié à l’amortissement du camion.

4.2.3. Recettes d’exploitation

Méthodologie et hypothèses sur les recettes Les recettes comptabilisées pour chaque projet sont de 2 origines :

La vente de biométhane (95 à 98% du CA) Les économies d’engrais et prestation d’épandage (2 à 5% du CA)

Dans le cadre actuel où 1 point d’injection correspond à 1 contrat d’achat, le tarif d’achat est fixé à partir de la capacité d’injection et est dégressif avec l’augmentation de ce débit (voir phase1 : 4.2.1 Calcul du tarif d’achat p51). Dès lors, la mutualisation de l’injection entraine une perte de chiffres d’affaires pour chaque unité de méthanisation. Nous présentons ci-dessous les recettes dont bénéficierait chacun des cas types dans le cadre du tarif réglementé actuel. Dans la dernière partie de l’analyse économique (phase 3 :4.3.3Tarifs cibles pour atteindre la rentabilité souhaitée p112) nous présentons les tarifs revalorisés dont auraient besoin les cas types pour atteindre une rentabilité économique.

4.2.3.1.1. Recettes par économies d’engrais et prestation d’épandage Ces recettes ont été calculées à partir de la capacité de traitement de chaque installation :

20 Nm3/h 50 Nm3/h 100 Nm3/h

A la ferme (individuel) A la ferme (collectif) Centralisée

TONNAGE TOTAL 7 900 TMB/an 19 600 TMB/an 18 800 TMB/an Economie d’engrais et Prestation d’épandage 4 750 €/an 11 750 €/an 23 500 €/an

Tableau 30 : Recettes par économies d'engrais

4.2.3.1.2. Calculs des tarifs d’achat du biométhane pour chaque scénario Comme présenté en phase1 : 4.2.1 Calcul du tarif d’achat p51, les tarifs d’achat sont calculés à partir :

o De la capacité d’injection o De la nature des intrants (agricole, collectivité, STEU…)

Capacité d’injection :

La capacité d’injections est la capacité cumulée de l’ensemble des partenaires du projet d’injection mutualisée.

Nature des intrants :

La nature des substrats incorporés pour chacune des installations a été présentée en phase 3 : 1.1.1UF1 : Substrats retenus pour les unités de méthanisation p65 et permet de calculer chacun des coefficients du tarif à savoir :

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o P1 : Déchet de collectivité o P2 : Déchet Agricole et Agro Industriel (IAA) o P3 : Boues de STEU

20 Nm3/h 50 Nm3/h 100 Nm3/h

A la ferme (individuel) A la ferme

(collectif) Centralisée

TONNAGE TOTAL 7 900 TMB/an 19 600 TMB/an 18 800 TMB/an

Déchets collectivités P1 0% 3% 10%

Effluents d'élevage

P2

70% 80% 20%

Résidus de culture 5% 4% 5%

CIVE 10% 3% 5%

Graisses industrielles 0% 20%

déchets agroindustries sans hygiénisation

15% 10% 20%

Boues STEU P3 0% 20%

Tableau 31 : Rappels tonnages et coefficients P1, P2, P3

Calcul du tarif d’achat pour chacun des cas types DANS LE CADRE ACTUEL : o Unités produisant 20 Nm3/h

n°3 n°6 n°7 n°9 DEBIT INJECTE : 3 x 20 Nm3/h 100 Nm3/h

+ 2x20 Nm3/h 6 x 20 Nm3/h 100 Nm3/h + 2x20 Nm3/h

P1 (Collectivité) 0% 7% 0% 5%

P2 (Agro et IAA) 100% 79% 100% 85%

P3 (STEU) 0% 14% 0% 10%

TARIFS

(€/MWh PCS) 127,8 € 105,3 € 115,1 € 98,2 €

Tableau 32 : Tarifs actuels obtenus pour les cas types comprenant une unité de 20 Nm3CH4/h

o Unités produisant 50 Nm3/h

n°2 n°4 n°8 DEBIT INJECTE : 2 x 50 Nm3/h 3x50 Nm3/h 6 x 50 Nm3/h P1 (Collectivité) 13% 13% 13%

P2 (Agro et IAA) 87% 87% 87%

P3 (STEU) 0% 0% 0%

TARIFS

(€/MWh PCS) 116,2 € 105,8 € 88,8 €

Tableau 33 : Tarifs actuels obtenus pour les cas types comprenant une unité de 50 Nm3CH4/h

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Unités produisant 100 Nm3/h

n°1 n°5 n°6 n°9

DEBIT INJECTE : 1 x 100 Nm3/h 3 x 100 Nm3/h 1x100 Nm3/h + 2x20 Nm3/h

1x100 Nm3/h + 5x20 Nm3/h

P1 (Collectivité) 10% 10% 7% 5%

P2 (Agro et IAA) 70% 70% 79% 85%

P3 (STEU) 20% 20% 14% 10%

TARIFS

(€/MWh PCS) 111 € 84,9 € 105,3 € 98,2 €

Tableau 34 : Tarifs actuels obtenus pour cas types comprenant une unité de 100 Nm3CH4/h

A partir du tarif d’achat de chaque cas type, il suffit de le multiplier la quantité annuelle d’énergie vendue (en MWhPCS injecté) pour obtenir les recettes de vente du biométhane.

Recettes retenues pour les différents cas types En annexe (cf. Tableau 51: Recettes selon les cas types p164) un tableau résume les montants des recettes pour chacun des cas types.

Analyse comparative sur les recettes Les recettes des cas types sont comparées aux recettes des unités de référence définies auparavant, qui sont déterminées à partir des tarifs réglementés existants ou à venir pour l’installation en cogénération. Les voici :

L’unité en cogénération de 95 kWe (référence pour le 20 Nm3CH4 /h) génère des recettes de 181 230 €/an

L’unité en injection directe de 50 Nm3CH4 /h (référence pour le 50 Nm3CH4 /h) génère des recettes de 5 77 444 €/an

L’unité en injection directe de 100 Nm3CH4 /h (référence pour le 100 Nm3CH4 /h) génère des recettes de 1 097 958 €/an

Ci-dessous un graphique comparant les recettes pour les unités « de référence » et les unités étudiées dans le présent rapport, reprenant la même présentation que pour les investissements et les charges.

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Figure 58 : Comparaison des Recettes

Du fait de tarif d’achat dépendant de la capacité d’injection, les recettes pour une capacité donnée sont très variables suivant le cas type, avec une plage de variations de +/- 20%. Pour les petites capacités (20 Nm3/h), où la valorisation est comparée à de la cogénération, un projet d’injection mutualisée engendrerait un gain de 20% de recettes, mais à comparer avec les surcoûts d’investissements et de charges. Pour les capacités plus importantes, 50 et 100 Nm3/h, les recettes engendrées sont plus faibles que celles auxquelles pourraient prétendre un projet d’injection directe, -10% en moyenne mais avec une variabilité très importante, sur certains cas types la perte atteint -23%.

4.3. Résultats économiques

4.3.1. Coûts de production unitaires La détermination du coût de production unitaire d’un projet ou d’une usine est un outil primordial pour savoir quels niveaux de prix devraient être pratiqués pour éviter une vente à perte. Dans un projet de méthanisation par injection portée le coût de production unitaire est un bon indicateur, il sera comparé au coût de production unitaire pour les unités de méthanisation de « référence » déjà définies, celles qui pourraient voir le jour dans le contexte actuel. Un coût de production unitaire fait appel :

Au montant des charges annuelles d’exploitation : OPEX (€/an) Au montant à investir sans subventions : CAPEX (€) A la durée d’amortissement : 15 ans

Et égal à la somme 𝑂𝑃𝐸𝑋 + 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋

15

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On choisit de calculer un coût de production unitaire en €/ MWhPCS injecté donc il devient

𝑂𝑃𝐸𝑋+ 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋

15

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡é𝑒

Le coût de production global du projet sera quand nécessaire séparé en 6 briques fonctionnelles,

Coût de production du biogaz Coût d’épuration du biogaz en biométhane Coût de conditionnement du biométhane Coût de stockage/transport du biométhane et Coût de déconditionnement du biométhane Coût d’injection

Le coût de production unitaire du biogaz est identique pour les scénarios de référence et les scénarios d’étude, seul le coût de production unitaire de valorisation du biogaz est modifié.

Coûts de production unitaires des 24 cas types Les trois tableaux suivants décrivent les résultats obtenus sur les coûts de production unitaire, par cas type, par mode de conditionnement/transport et par brique fonctionnelle.

NB : Un coût de production unitaire est différent d’un tarif d’achat, bien qu’il soit exprimé dans la même unité ( €/ MWh PCS injecté)

Le coût de production unitaire d’une unité de méthanisation est toujours plus faible que le tarif d’achat associé

Les deux grandeurs ne prennent pas en compte les mêmes paramètres, se référer à 4.3.1.2.2 Différence entre coût unitaire de production et tarif d’achat p110 pour une explication détaillée

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4.3.1.1.1. Coûts de production en gaz comprimé Couts de production unitaire (€/MWhPCS injecté) en gaz comprimé

Capacité (Nm3/h) 20 50 100

Scénario n°3 n°6 n°7 n°9 n°2 n°4 n°6 n°1 n°5 n°6 n°9

Cas types 3 x 20 100

+ 2x20 6 x 20 100 + 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100

+ 2x20 1x100 + 5x20

Cout total unitaire 154 € 138 € 145 € 138 € 110 € 108 € 105 € 109 € 94 € 102 € 101 €

Production du biogaz 66,7 € 61,7 € 62,0 €

Epuration 3, 6 € 19,4 € 14,9 €

Conditionnement 12,3 € 7,0 € 5,4€

Stockage & Transport 16,5 € 11,7 € 17,5 € 12,6 € 10,1 € 11,7 € 12,2 € 15,1 € 7,0 € 11,7 € 12,6 €

Déconditionnement 1,7 € 0,7 € 0,9 € 1,3 € 1,0 € 1,5 € 1,1 € 1,0 € 1,1 € 0,7 € 1,3 €

Injection 17,0 € 7,3 € 8,5 € 5,1 € 10,2 € 6,8 € 3,4 € 10,2 € 3,4 € 7,3 € 5,1 €

Tableau 35 : Coûts de production unitaire en gaz comprimé

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4.3.1.1.1. Coûts de production en gaz liquéfié - cuves mobiles Couts de production unitaire (€/MWhPCS injecté) en gaz liquéfié HP – cuves mobiles


Scénario n°3 n°6 n°7 n°9 n°2 n°4 n°6 n°1 n°5 n°6 n°9

Cas types 3 x 20 100

+ 2x20 6 x 20 100 + 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100

+ 2x20 1x100 + 5x20

Cout total unitaire 150 € 133 € 140 € 133 € 109 € 106 € 103 € 103 € 95 € 100 € 99 €

Production du biogaz 66,7 € 61,7 € 62,0 €

Epuration 3, 6 € 19,4 € 14,9 €

Conditionnement 12,9 € 9,7 € 8,6 €

Stockage & Transport 10,5 € 5,3 € 10,4 € 7,0 € 6,0 € 6,2 € 7,2 € 6,0 € 4,8 € 6,2 € 7,0 €

Déconditionnement 2,9 € 1,2 € 1,4 € 1,6 € 1,7 € 1,9 € 1,3 € 1,7 € 1,3 € 1,2 € 1,6 €

Injection 17,0 € 7,3 € 8,5 € 5,1 € 10,2 € 6,8 € 3,4 € 10,2 € 3,4 € 7,3 € 5,1 €

Tableau 36 : Coûts de production unitaire en gaz liquéfié –cuves mobiles

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4.3.1.1.1. Coûts de production en gaz liquéfié - camion-citerne Voici les résultats constatés pour les 2 cas types dans le cas d’un transport de biométhane en camion-citerne de gaz liquéfié :

Coût de production unitaire en gaz liquéfié BP –camion-citerne (€/MWhPCS injecté)

Capacité (Nm3/h) 100 Scénario n°1 : n°5

Cas types 1 x100 3x100 Cout total unitaire 106,5 € 96,3 € Production du biogaz 62,0 €

Epuration 15,6€

Conditionnement 8,6 €

Stockage & Transport 8,0 € 5,2 €

Déconditionnement 2,0 € 1,5 €

Injection 10,2 € 3,4 €

Tableau 37 : Coût de production en gaz liquéfié- camion-citerne

Analyse comparative des coûts de production unitaires Dans la mesure du possible, ont été tracées les courbes représentant les coûts de production totaux (courbe en rouge), décomposés en 6 briques (surfaces pleines sous la courbe rouge), moyennés par capacité de production des unités de méthanisation (abscisse). Ces courbes (cf. Figure 59 et Figure 60) donnent une vision rapide des répartitions de coûts et des comparaisons avec les coûts de production des unités de référence (courbe en pointillé noir)

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Figure 59 : Coûts de production unitaire - Gaz Comprimé

Figure 60 : Coûts de production unitaire - Gaz Liquéfié – cuves mobiles

Les coûts de production de biogaz sont finalement assez proches quelle que soit la taille de l’unité de méthanisation, (entre 62 et 67 €/MWhPCS injecté).

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Les coûts de production totaux des solutions en gaz comprimé ou en gaz liquéfié –cuves mobiles sont proche mais la répartition diffère un peu ;

dans le cas du gaz comprimé la compression est moins chère mais les coûts de stockage/transport sont élevés ; alors que

dans le cas du gaz liquéfié en cuves mobiles, la liquéfaction est plus chère et les coûts de stockage/transport sont plus avantageux.

Tout cas type considéré, la solution en gaz liquéfié-cuves mobiles est légèrement moins onéreuse que la solution en gaz comprimé (de -6 à +1€/MWh PCS). Pour les deux cas types où elle a été considérée, la solution en gaz liquéfié – camion-citerne a coûts intermédiaires entre gaz comprimé et gaz liquéfié cuves mobiles elle revient :

1 à 3 €/MWh PCS plus chère que les options en gaz liquéfié-cuves mobiles et 0 ou 3 €/MWh PCS moins chère que les options en gaz comprimé

4.3.1.2.1. Comparaison avec les coûts de production des unités de référence

Pour les unités produisant 20 Nm3CH4/h : l’unité de méthanisation de référence est une unité en cogénération (donc avec une vente d’électricité et non de gaz). Si l’on considère que l’énergie valorisée en cogénération correspond à la somme de l’énergie électrique vendue et de la chaleur valorisée (avec pour une hypothèse de 50% de la chaleur disponible valorisée) alors on obtient des coûts production unitaire suivants :

o Coût de production du biogaz en cogénération : 127 €/MWh valorisé o Coût de production valorisation du biogaz en cogénération : 33 €/MWh valorisé o Coût de revient total en cogénération : 160 €/MWh valorisé, soit un chiffre

légèrement supérieur à la fourchette de 133-154 €/ MWh PCS injecté calculée précédemment

En termes de coûts de production unitaire, pour les unités de 20 Nm3CH4/h, l’injection portée est plus avantageuse que la cogénération. En effet, l’injection permet de valoriser près de 2 fois plus d’énergie que la cogénération, ce qui compense un surcoût certain en investissements et charges.

Pour les unités produisant 50 Nm3CH4 /h : le point de comparaison est une unité de méthanisation de 50 Nm3CH4/h en injection directe dont les coûts de revient sont estimés à :

o Coût de production du biogaz en injection directe : 80 €/MWh PCS injecté o Coût de production valorisation du biogaz en injection directe : 26 €/MWh injecté o Coût de production total en injection directe : 106 €/MWh injecté

Ainsi les coûts de production sont proches de ceux calculés pour ce type d’unité (entre 105 et 110 €/MWh PCS injecté en gaz comprimé et entre 103 et 109 €/MWh PCS injecté en gaz liquéfié-cuves mobiles). Comme expliqué en 4.2.1 Investissements (CAPEX) p91 et 4.2.2Charges (OPEX) p96 , pour cette capacité de production, les surcoûts du portage du biométhane sont compensés par des économies sur les coûts de raccordement/injection.

Pour les unités produisant 100 Nm3CH4 /h : l’élément de comparaison est une unité de méthanisation de 100 Nm3CH4/h en injection directe dont les coûts de revient sont estimés à :

o Coût de production du biogaz en injection directe : 62 €/MWh PCS injecté o Coût de production valorisation du biogaz en injection directe : 30 €/MWh injecté o Coût de production global en injection directe : 92 €/MWh injecté

Ce coût de référence est inférieur aux coûts de production calculés pour ce type d’unité (entre 94 et 109 €/MWh injecté en gaz comprimé, entre 95 et 103 €/MWh injecté en gaz liquéfié-cuves mobiles et 114-116 €/MWh injecté pour du gaz liquéfié-camion-citerne).A la suite de l’explication en 4.2.1 Investissements (CAPEX) p91 et 4.2.2Charges (OPEX) p96, on confirme que l’injection portée entraine un surcoût pour les unités de 100 Nm3CH4 /h.

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4.3.1.2.2. Différence entre coût unitaire de production et tarif d’achat Un coût de production ne correspond au tarif d’achat nécessaire pour rentabiliser une unité de méthanisation sur 15 ans. Il est nécessairement plus faible. En effet plusieurs paramètres ne sont pas pris en compte dans un coût de production ;

Il est calculé sur une année donnée et non sur une période de 15 ans donc ne prend pas en compte de perte de valeur ou d’actualisation sur la durée de vie du projet

Il ne prend pas en compte les bénéfices que doit réaliser l’exploitation Il ne prend pas en compte les impôts sur les sociétés Il ne prend pas en compte des remboursements d’emprunts Il ne prend pas en compte les subventions accordées

A partir du coût de production, il faudrait appliquer la marge du porteur de projet (qui devrait en première approximation être du même ordre de grandeur qu’un TRI avant impôts (4.3.2Rentabilité dans le cadre actuel p 111) soit 9-10% pour obtenir un prix de vente du biométhane permettant de dégager des bénéfices.

4.3.2. Rentabilité dans le cadre actuel A présent, la rentabilité de chaque cas type va être calculée dans les conditions actuelles, c’est à dire avec un tarif d’achat du biométhane correspondant au débit total nominal au point d’injection.

Hypothèses de travail pour le calcul des indicateurs économiques Dans cette approche, la méthode des coûts complets est appliquée aux 24 cas types pour déterminer 4 indicateurs de rentabilité :

L’EBE : l’excédent brut d’exploitation (en €/an) correspondant au bilan annuel net des produits moins les charges

Le TRB : le temps de retour brut (en années) : nombre d’années nécessaires pour atteindre l’équilibre économique (investissement – EBE = 0), sans actualisation et sans impôts.

La VAN : valeur actuelle nette (en €/ 15 ans) : valeur actualisée générée à l’issue de la durée de vie du projet (15 ans).

Le TRI après impôts: le taux de rentabilité interne ou taux qui annule la VAN, assimilable au taux maximal d’intérêt d’emprunts acceptable pour ce projet, ou à la marge du porteur de projet.

Une unité de méthanisation est considérée comme rentable lorsque :

La VAN dégagée au bout de 15 ans est positive Le TRB est inférieur à 10 ans Le TRI après impôts est supérieur ou égal à 7%

TRI : Avant ou Après impôts L’impôt sur les sociétés (IS) s’applique sur le résultat avant impôt (soit EBE –

amortissement de l’investissement + subvention) par paliers de prélèvement

Pour le TRI avant impôt, on utilise l’EBE pour annuler la VAN Pour le TRI après impôts on utilise alors EBE-IS pour annuler la VAN Selon les bénéfices (et donc impôts) de l’unité, un TRI après impôts est environ 2 à

3% inférieur au TRI avant impôt L’ADEME fixe un objectif de 10% de TRI avant impôts, S3d utilise un objectif de 7%

de TRI après impôts dans toute l’analyse économique

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Dans un premier temps, les rentabilités des cas types au tarif actuel seront considérées sans subvention puis une deuxième simulation déterminera ces rentabilités avec des taux de subventions moyens constatés sur des unités de ces tailles soit :

Pour une unité produisant 20 Nm3CH4/h (95 kWe) : 30% de subventions Pour une unité produisant 50 Nm3CH4/h (235 kWe) : 20% de subventions Pour une unité produisant 100 Nm3CH4/h (470 kWe) : 10% de subventions

A noter tous les calculs de VAN et TRI présentés prennent en compte ::

une durée d’amortissement de 15 ans un taux d’actualisation de 3% une perte de 20% des recettes la première année d’exploitation (due à la période de montée

en charge) une neutralisation des montages financiers (pas d’impact des emprunts ou fonds propres)

Résultats de rentabilité dans le cadre actuel Le tableau des résultats complets se trouve en annexe :

Pour le gaz comprimé : Tableau 52 : Rentabilité actuelle des cas types en gaz comprimé p165

Pour le gaz liquéfié en cuves mobiles : Tableau 53 p166

Pour le gaz liquéfié en camion-citerne : Tableau 54 p167

Une constatation générale s’impose : sans subventions ou avec des subventions standard aucun cas type n’atteint de rentabilité dans le cadre actuel, car les pertes de recettes dues à la dégressivité du tarif conditionné au point d’injection sont trop importantes face aux surcoûts de portage. Néanmoins les résultats sont plus contrastés et des tendances intéressantes apparaissent :

4.3.2.2.1. Tendances en fonction des capacités de production des unités Rentabilité cadre actuel pour les unités produisant 20 Nm3CH4/h :

Les cas types les plus favorables sont :

Les scénarios n°3 (3 x 20) et n° 7 (6 x20) avec seulement des petites unités de méthanisation, finalement l’association avec une grosse unité de méthanisation n’est pas plus rentable. En effet dans ce type d’association une petite unité économise sur :

o La location du poste d’injection o L’aménagement du poste d’injection

Mais garde des coûts constants sur : o Le conteneur de stockage mobile o Le transport, car si le coût du transport global augmente, la petite unité paye toujours

sa part proportionnelle

Et d’autres coûts apparaissent comme l’installation d’un poste de déconditionnement plus sophistiqué et plus coûteux.

o Le portage en gaz liquéfié -cuves mobiles présente un léger avantage sur le gaz comprimé, à cause d’un coût élevé sur le transport en gaz comprimé et les conteneurs mobiles « racks bouteilles ».

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Rentabilité cadre actuel pour les unités produisant 50 Nm3CH4/h :


Les cas type du scénario n°2 (2x50) en gaz comprimé ou en en gaz liquéfié –cuves mobiles, tout simplement car c’est le scénario qui bénéficie du meilleur tarif d’achat (116,2 €/MWhPCS injecté)

Le portage en gaz liquéfié -cuves mobiles ne se différencie pas spécialement du portage en gaz comprimé car avec l’augmentation des volumes traités il faut investir dans un liquéfacteur beaucoup cher (184 000€ et plus 92 000€) et dans un plus grand nombre de cuves cryogéniques.

Rentabilité cadre actuel pour les unités produisant 100 Nm3CH4/h :


Les cas type du scénario n°1 (1 x 100) avec une injection portée simple, car le tarif d’achat obtenu est le plus élevé (111 €/MWhPCS injecté contre 84,9€/MWhPCS pour le scénario n°5 : (3 x 100)).

Le portage en gaz liquéfié –cuves mobiles est plus favorable que le portage de gaz comprimé car avec l’augmentation des volumes traités, les allers-retours en gaz comprimé explosent.

Le portage en camion-citerne est moins rentable que les deux autres modes de transport, essentiellement à cause des investissements lourds estimés au poste d’injection (300 000€), sur l’épurateur polishing (100 000€) et sur le coût d’un camion-citerne-cryogénique (de l’ordre d’1 M€).

4.3.3. Tarifs cibles pour atteindre la rentabilité souhaitée Un fois constaté que les niveaux de tarifs d’achat actuels ne permettent en aucun cas l’émergence de ces projets en injection portée, il faut réfléchir sur une approche inversée : avec les mêmes hypothèses, quel est le tarif d’achat qui assurerait la rentabilité ? Le TRI après impôts a été choisi comme critère clé pour admettre la rentabilité d’une unité de méthanisation, une valeur cible de 7% est fixée. Ainsi, pour chaque cas type, le tarif est ajusté automatiquement jusqu’à obtenir un TRI après impôts cible de 7%, sans puis avec subventions Le tableau des résultats complets se trouve en annexe :

Pour le gaz comprimé Annexe 6 : Tarifs cibles pour les cas types

Tarif cible pour TRI après impôts 7%: cas du gaz comprimé

Unité dans scénario n°3 n°6 n°7 n°9 n°2 n°4 n°6 n°1 n°5 n°6 n°9


Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100

3 x 100

1x100 +

2x20

1x100 +

5x20 Tarif d’achat

considéré (€/MWhPCS)

127,8 €

105,3 €

115,1 € 98,2 € 116,2

€ 105,8

€ 88,8 € 111,0 € 84,9 € 105,3

€ 98,2 €

Simulation sans subventions

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Taux de subventions (%)

0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS)

205,0 €

187,0 €

195,0 €

185,0 €

141,5 €

139,0 €

136,0 €

139,0 €

121,5 €

132,0 €

130,5 €

Différence / tarif actuel (%)

60% 78% 69% 88% 22% 31% 53% 25% 43% 25% 33%

Simulation avec subventions


30% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 10% 10% 10% 10%


171,0 €

154,5 €

162,5 €

153,5 €

127,8 €

126,0 €

122,5 €

132,0 €

114,5 €

124,5 €

123,4 €


34% 47% 41% 56% 10% 19% 38% 19% 35% 18% 26%

Tableau 55 p168

Pour le gaz liquéfié HP en cuves mobiles : Tableau 56 Annexe 6 : Tarifs cibles pour les cas types




Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100

3 x 100

1x100 +

2x20

1x100 +

5x20 Tarif d’achat

considéré (€/MWhPCS)

127,8 €

105,3 €

115,1 € 98,2 € 116,2

€ 105,8

€ 88,8 € 111,0 € 84,9 € 105,3

€ 98,2 €



0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%


205,0 €

187,0 €

195,0 €

185,0 €

141,5 €

139,0 €

136,0 €

139,0 €

121,5 €

132,0 €

130,5 €


60% 78% 69% 88% 22% 31% 53% 25% 43% 25% 33%



30% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 10% 10% 10% 10%


171,0 €

154,5 €

162,5 €

153,5 €

127,8 €

126,0 €

122,5 €

132,0 €

114,5 €

124,5 €

123,4 €


34% 47% 41% 56% 10% 19% 38% 19% 35% 18% 26%

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Tableau 55p169

Pour le gaz liquéfié BP en camion-citerne : Tableau 57 p170

Tendances en fonction des capacités de production des unités Tarifs cibles pour les unités produisant 20 Nm3CH4/h :

Sans subventions, ces unités auraient besoin d’un tarif d’achat compris entre 185 et 205 €/MWh PCS injecté pour atteindre une rentabilité suffisante.

Avec subventions de 30% ces unités auraient besoin d’un tarif d’achat compris entre 148,5 et 171 €/MWh PCS injecté.

Les cas types les plus favorables sont toujours : o Les scénarios n°3 (3 x 20) et n° 7 (6 x20) o Le portage en gaz liquéfié -cuves mobiles par rapport au portage de gaz comprimé

Tarifs cibles pour les unités produisant 50 Nm3CH4/h :

Sans subventions, ces unités auraient besoin d’un tarif d’achat compris entre 131 et 141,5 €/MWh PCS injecté pour atteindre le seuil de rentabilité visé.

Avec subventions, ces unités auraient alors besoin d’un tarif d’achat compris entre 106,8 et 127,8 €/MWh PCS injecté.

Les cas types les plus favorables sont cette fois : o Les cas type du scénario N°8 (6x50) en gaz comprimé ou en en gaz liquéfié –cuves

mobiles, car des économies sont faites grâce à la mutualisation des coûts de portage/injection.

o Le portage en gaz liquéfié -cuves mobiles est cette fois-ci visiblement plus facile à rentabiliser

Tarifs cibles pour les unités produisant 100 Nm3CH4/h :

Sans subventions, ces unités auraient besoin d’un tarif d’achat compris entre 120 et 139 €/MWh PCS injecté pour atteindre le niveau de rentabilité souhaité.

Avec subventions, ces unités auraient besoin d’un tarif d’achat compris entre 109 et 132 €/MWh PCS injecté.


o Les cas type des scénarios n°3 et n°9 (1 x 100) et (3x 100) car les unités de même tailles ont une part modérée des coûts collectifs à payer (33%) alors que dans les

Tarifs cibles d’injection pour les unités de 20 Nm3CH4/h : Différentiel d’échelle

Actuellement, ces petites unités ne sont pas concernées par l’injection dans les réseaux de gaz, le tarif maximal défini par l’arrêté tarifaire (130 €/MWhPCS) est insuffisant pour elles en injection directe, donc les tarifs cibles dépasseront 130 €/MWhPCS, a fortiori pour de l’injection portée

Il est plus pertinent de comparer ces tarifs cibles aux tarifs réglementés pour la cogénération (maximal à 225 €/MWh elec), mode de valorisation quasi exclusif des unités de cette taille.

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scénarios avec des unités de plus taille les unités de 100 Nm3CH4/h payent plus de charges ne proportion et sont pénalisées.

o Le portage en gaz liquéfié –cuves mobiles est toujours plus favorable que le portage de gaz comprimé

4.3.4. Impact économique des distance inter-sites Dans la définition des scénarios en phase 2, les distances inter-sites (entre le point d’injection et les sites de méthanisation, sachant que toutes les unités de méthanisations sont équidistantes) n’ont pas été retenues comme critère variable, en estimant limité leur impact sur la rentabilité des projets. Pour vérifier cette hypothèse sont présentés ;

Les résultats économiques des scénarios 1, 4, 5 et 8 avec une distance inter-sites divisée par 2 : 20 km au lieu de 40 km (cette simulation logistique avait été présentée en phase 3 : 2.5.4 Nouvelle simulation avec distances inter-sites homogénéisées p80).

L’analyse de sensibilité économique sur la distance pour le scénario le plus impacté.

Simulation économique après homogénéisation des distances inter-sites pour les scénarios 1, 4

Les tableaux de résultats après homogénéisation des distances se trouvent en annexe :

Tableau 58 p171 Tableau 59 p171 Tableau 60 p172

Diviser par 2 les distances de transport de biométhane affecte faiblement la rentabilité des projets:

En moyenne en gaz comprimé ; le coût unitaire de production est abaissé de 2,3€/MWhPCS et le TRI est amélioré de 0,8% ; c’est sur cette technique de transport que l’impact est le plus important.

En moyenne sur le gaz liquéfié en cuves mobiles, le coût unitaire de production est abaissé de 1,1 €/MWhPCS et le TRI est amélioré de 0,2%

En moyenne sur le gaz liquéfié en camion-citerne, le coût unitaire de production est abaissé de 0,5 €/MWhPCS et le TRI est amélioré de 0,6%

Analyse de sensibilité sur la distance pour le scénario 8 en gaz comprimé On choisit le cas type critique, le plus sensible aux variations de distances ; le scénario n°8 : 6 x 50 Nm3CH4/h en gaz comprimé et on modifie la distance inter-sites de 10 à 50 km, pour analyser l’influence du critère sur la rentabilité du cas type. En voici les résultats :

Tableau 38 : Variation de distances sur le scénario 8 en gaz comprimé

Intitulé du Scénario

Caractéristiques

Distance inter sites (km) 10 km 20 km 30 km 40 km 50 km

Coût de production unitaire (€/MWh injectés)

Coût de production unitaire 102,1 € 102,6 € 103,7 € 104,8 € 106,0 €

Rentabilité dans le cadre actuel

Avec subventions

VAN (en €) -634 312 € -666 416 € -730 623 € -794 887 € -859 075 €

TRI après impôts (%) -2,4% -2,7% -3,3% -3,9% -4,5%

n°86 x 50 Nm3/h

Analyse de sensbilité sur les distances - transport de gaz comprimé

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On peut le constater, une modification de 10 km fait varier le TRI de ce scénario de 0,5% et la VAN de 130 000€ en moyenne, quand le coût de production bouge de moins 1€. Sachant que ce cas type correspond à un « maximum » de sensibilité, on peut dire que la distance au point d’injection a un impact faible sur l’économie de ce type de projets, négligeable devant les impacts des tailles des unités et des choix de techniques de transport.

4.3.5. Synthèse des résultats économiques Ces 24 cas types (3 types d’unités de méthanisation, 9 scénarios de portage et 3 modes de transport) ont donné lieu à beaucoup de niveaux de résultats :

Sur les coûts de production unitaires Sur la rentabilité des cas types dans les conditions actuelles tarifaires

o Sans subventions puis o Avec des taux de subventions constatés

Sur les tarifs d’achat du biométhane à fixer pour atteindre un TRI (après impôts) de 7% o Sans subventions puis o Avec des taux de subventions constatés

Les tableaux ci-dessous donnent une vision synthétique de ces trois approches d’évaluation économique. (cf.

ci-dessous Tableau 39, Tableau 40 et Tableau 41)

Tableau 39 : Synthèse économique pour le gaz liquéfié camion-citerne

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Synthèse pour le transport en gaz comprimé

Tableau 40 : Synthèse économique pour le gaz comprimé

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Synthèse pour le transport en gaz liquéfié – cuves mobiles

Tableau 41 : Synthèse économique pour le gaz liquéfié en cuves mobiles

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Synthèse graphique En parallèle des tableaux, le graphique présenté ci-dessous visualise les principales valeurs à retenir :

Les tarifs actuels obtenus pour chaque cas types Les tarifs correspondant au débit de production des unités considérées Les tarifs cibles qui assureraient un TRI après impôts de 7%, subventions incluses Les écarts (en %) entre ces différentes courbes

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Figure 61 : Graphique de synthèse économique

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Suite au graphique précédent on peut noter :

Que la rentabilité d’une unité dans un projet d’injection portée est beaucoup plus liée à sa capacité de production individuelle qu’au débit total injecté (et donc au scénario défini) : Ainsi

o Dans le scénario n°6, pour un débit total injecté de 140 Nm3CH4/h, l’unité de 20 Nm3CH4/h aurait besoin d’un tarif moyen de 152 €/MWhPCS alors que son homologue se suffirait de 120 €/MWhPCS en moyenne soit une différence de 27%

o Entre 2 scénarios de débits injecté proches (le n°6 : 100+ 2 x 20 et le n°7 : 6 x 20) les unités de 20 Nm3CH4/h tendraient vers des tarifs respectifs de 152 €/MWhPCS et 156 €/MWhPCS, soit une différence de 3%

o Enfin entre 2 scénarios de débits injecté éloignés (le n°2 : 2 x 50 et le n°8 : 6 x 50) les tarifs nécessaires pour les unités de 50 Nm3CH4/h atteindraient respectivement 126 €/MWhPCS et 120 €/MWhPCS, soit une différence de seulement 5 %

Ainsi c’est l’approche économique individuelle par unité qui donne les résultats sur la faisabilité du projet, l’approche économique mutualisée par scénario renvoie plutôt à une vision macroscopique de comparaison avec d’autres filières.

Autre point notable : Pour viabiliser l’injection portée pour des unités 20 Nm3CH4/h un effort public conséquent serait nécessaire car l’arrêté tarifaire actuel a été prévu pour aider des unités de méthanisation de taille plus conséquente (au moins 40-50 Nm3CH4/h) ; Avec 30% de subventions et un tarif plafond de 129,89 €/MWhPCS aucune unité de 20 Nm3CH4/h ne serait viable, le point d’équilibre se situerait plutôt à 150-155 €/MWhPCS.

Avec le tarif d’achat actuel, les scénarios les plus favorables sont : o le n°1 : 1 x 100 (besoin d’un tarif 13% plus élevé que l’actuel) o le n° 2 : 2 x 50 (besoin d’une bonification de 9% du tarif) et o le n°4 : 3 x 50 (besoin d’une majoration de 17% du tarif)

En effet, dans ces scénarios, les unités injectent un débit total limité (<150 Nm3CH4/h) donc bénéficient d’un bon tarif d’achat, et produisent assez de débit individuellement pour amortir les investissements.

Synthèse des résultats sur les 9 scénarios de départ

Les fiches synthétiques évoquées auparavant pour les 9 scénarios initiaux sont reportées en annexe (cf. Figure 63, Figure 64, Figure 65, Figure 66, Figure 67, Figure 68, Figure 69, Figure 70 et Figure 71).

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Conclusions La filière de l’injection portée de biométhane cherche encore son modèle de développement, seul un projet existant et identifié en Europe (celui de PorstdownHill) répond à cette définition, mais toutes les briques technologiques existent et sont éprouvées (épuration du biogaz, conditionnement du biométhane, stockage, transport et gestion de l’injection du biométhane). Limites des scénarios d’étude

Les scénarios d’étude retenus ont axé la réflexion sur les petites et moyennes unités de méthanisation (20 ou 50 Nm3CH4/h produits) en injection portée ce qui a contraint certains choix techniques :

L’épuration cryogénique, pourtant prometteuse et produisant une excellente qualité de biométhane a été exclue car trop coûteuse pour des faibles débits

Pour la même raison économique, l’épuration complémentaire « polishnig » a été considérée pour seulement 2 cas types sur 24.

L’impossibilité de produire un biométhane extrêmement pur complique le procédé de liquéfaction du biométhane, qui doit être effectuée sous haute pression (de 10 à 20 bars).

Un camion-citerne cryogénique n’est pas conçu pour supporter ces niveaux de pression, la solution de transport en camion-citerne a été exclue pour 22 des 24 cas types.

Bilans environnementaux des projets

Ces scénarios d’injection portée présentent des bilans environnementaux positifs; ils permettraient d’économiser entre 1 500 et 10 000 tonnes de CO2 par an et de créer 6,4 fois plus d’énergie renouvelable que d’énergies fossiles consommées (Efficience énergétique). Les solutions de compression du biométhane (en comparaison à la liquéfaction) consomment au global moins d’énergie mais ont un impact CO2 équivalent à cause su surplus de transport de biométhane. Sur l’ensemble de la filière méthanisation, les projets en injection portée ne sont pas les plus économes en énergie du fait de l’introduction de nouvelles consommations (électricité pour le conditionnement du biométhane, carburant pour le transport du biométhane…) mais ils sont compétitifs par rapport à des unités centralisées qui transportent leurs substrats sur de longues distances, ou par rapport à des unités de micro-méthanisation en cogénération qui ont des faibles rendements électriques et/ou thermiques. Gestion du biométhane non-conforme

Dans ce type de projets, l’épuration et l’analyse du biométhane ne sont pas réalisées au même endroit donc au poste d’injection un risque de perte de biométhane non-conforme existe mais les quantités concernées seraient faibles, probablement inférieures à 2% des volumes annuels. Ce risque de non-conformité serait plus fréquent en cas de conditionnement gazeux qu’en cas de conditionnement liquide et e torchage du biométhane non-conforme reste l’option technico-économique la plus viable, à moins d’avoir un exutoire local déjà existant (station BioGNV). Comparaison économique entre les 3 technologies de conditionnement et de transport

D’un point de vue économique, la technologie de transport de gaz liquéfié dans des cuves mobiles apparaît comme la plus avantageuse pour 23 des 24 cas types, elle présente un bon rapport entre quantité de méthane transportée et coût des conteneurs de stockage, avec cette technologie des épurateurs standards peuvent être installés et les coûts de transport sur camion porte-conteneurs sont faibles. Le transport de gaz liquéfié dans des cuves mobiles serait à conseiller pour à peu près toutes les configurations, à part sur les associations d’unités de petits débits (par exemple 2 ou 3 unités de 20 Nm3CH4/h) qui ne pourraient supporter le surcoût occasionné par un liquéfacteur. La technologie de transport de gaz comprimé est un peu pénalisée par les coûts élevés des racks bouteilles de transport mais reste compétitive.

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En revanche elle présente des avantages techniques certains comme une tolérance à des concentrations de CO2 élevées et une offre commerciale plus développée. La compression et le transport de gaz comprimé perdent en intérêt quand augmentent les débits des unités de méthanisation, le nombre d’unités de méthanisation ou les distances inter-sites. Le transport de biométhane liquéfié en camion-citerne n’est pas avantageux pour les débits de production étudiés dans cette mission, mais pourrait devenir la meilleure option pour des unités produisant 200, 300 et plus... Nm3CH4/h, associée à une épuration cryogénique par exemple. Impacts économique de la configuration et des implantations des unités de méthanisation

En réfléchissant à débit de production constant, l’éclatement des unités de méthanisation oblige à multiplier certains équipements comme les modules d’épuration et de conditionnement et entraine des surcoûts, que les plus petites unités de méthanisation ne peuvent supporter. Dans le cadre actuel de :

l’arrêté tarifaire (qui limite le tarif à 130 €/MWhPCS) des solutions techniques existantes (épuration du biogaz sur chaque site de

méthanisation) des montants de subventions moyens accordés,

chaque unité de méthanisation doit dépasser un débit critique de 30 à 40 Nm3CH4/h pour envisager une rentabilité. Concernant le choix de l’implantation du site d’injection et l’impact économique des distances entre les sites de méthanisation et d’injection, il faut dire que c’est un critère sensible mais pas déterminant. Par exemple, dans le cas type le plus sensible à ce critère, diviser la distance inter-sites par 2 ou par 4 améliore le TRI respectivement de +0,6 ou +0,9%. Réflexions sur l’optimisation des recettes et les typologies de projets possibles

Assez clairement, dans le cadre tarifaire actuel, la mutualisation d’un point d’injection entraîne une décote nette sur le tarif d’achat et une perte de chiffre d’affaire trop conséquente pour qu’un projet d’injection portée se justifie financièrement. Dans l’état de ces scénarios, il manque de recettes ou d’aides à l’investissement. Néanmoins en mutualisant des équipements et un point d’injection, des économies intéressantes se dégagent et certaines associations d’unités pourraient trouver un intérêt économique. Pour savoir quelles sont les associations, les configurations d’unités en injection portée à privilégier dans l’avenir, il faut faire des hypothèses sur le contexte futur de tarification du biométhane porté. Si l’arrêté tarifaire sur l’achat de biométhane reste sur son modèle actuel et s’il n’y a pas de mécanisme de soutien particulier, l’injection portée est une alternative pour des unités impossibles à implanter près de réseaux de gaz, mais pas un moyen d’injecter pour les unités de petite méthanisation. Voici les typologies de projets qui pourraient voir le jour :

Peu d’unités qui produisent assez de méthane pour assumer les surcoûts du portage mais assez petites pour maintenir un tarif d’achat attractif : typiquement des projets injectant 100 (2 x 50) ou 150 (3x 50) Nm3CH4/h,

Ou bien, 1 seule unité qui produit assez de méthane pour compenser les surcoûts de portage : par exemple 1 unité injectant plus de 100 Nm3CH4/h.

Autre possibilité, des associations d’unités de très grandes capacités de production, qui bénéficieraient déjà d’un tarif dégradé et qui en collectif atteindrait le tarif plafond minimal : par exemple des associations de 2,3 ,4... unités de plus de 300 Nm3CH4/h, comme sur le site anglais de Portsdown Hill.

Néanmoins le dernier type de projet cité a peu de chances de voir le jour, fautes d’une densité de substrats suffisante ou car une meilleure voie de valorisation existe (l’injection directe par exemple).Il faut rappeler

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qu’en France les potentielles unités de méthanisation éloignées des réseaux sont de typologie agricole et de taille modérée. Si au contraire dans un avenir proche, l’arrêté tarifaire intègre une bonification pour l’injection portée individuelle ou mutualisée voire qu’un autre mécanisme de soutien est créé, des projets avec des unités de méthanisation plus petites seraient envisageables :

Pour un tarif <= 130 €/MWhPCS et 20-30% de subventions : des associations d’unités d’environ 50 Nm3CH4/h, 3 x 50, 6 x50 Nm3CH4/h injectés… Ce genre de configurations :

o Permettrait aux unités de méthanisation agricole d’accéder à l’injection portée o Garantirait un bilan environnemental très positif (peu de substrats déplacés, peu de

modifications des épandages...) o Maximiserait le nombre de projets ; car c’est ce type d ‘unités qui constitue la gamme

moyenne pour la méthanisation en France.

Pour un tarif >=150 €/MWhPCS et/ou 30-40% de subventions : des associations d’unités de 20 Nm3CH4/h. Ce genre de projets :

o Permettrait de dynamiser les projets de petite méthanisation agricole et individuelle, qui souvent ne voient pas le jour faute de débouchés chaleur.

o Permettrait de valoriser plus d’énergie sur ce type de projets, habituellement en cogénération.

Pistes de développement pour le biométhane porté

Pour les unités de méthanisation souhaitant produire du biométhane loin des réseaux de gaz, plusieurs voies de développement sont possibles :

L’injection portée avec les équipements existants (épuration complète sur chaque site, stockages et transport adaptés aux GNC/GNL), qui comme expliqué auparavant aurait besoin d’un mécanisme de soutien efficace et engageant sur 15 ans ; par exemple une évolution de l’arrêté tarifaire, un appel à projets spécifiques à l’injection portée, des aides à l’investissement conséquentes…

L’injection portée après développement de nouvelles technologies adaptées aux petits débits : nombreux ont constaté la disproportion des coûts des épurateurs de biogaz pour les petites capacités. Face à cette problématique, deux visions s’opposent :

o Certaines entreprises et organismes de recherche travaillent sur des épurateurs à bas coûts pour les petits débits, sur des technologies de membranes ou d’absorption à l’eau

o D’autres développent des modules de conditionnement du biogaz en vue de son transport et de son épuration mutualisée au poste d’injection. Dans ce cas le biogaz pourrait être comprimé à haute pression ou refroidi fortement, créant ainsi un fluide CH4/CO2 dans un état supercritique

La vente de biométhane non injecté généralisée grâce à un nouveau dispositif de soutien, pour des utilisations en carburant, des consommateurs industriels… comme il est étudié par le GT biométhane non injecté du Club Biogaz. Cette option nécessiterait aussi une modification des textes, mais aurait une certaine cohérence énergétique (utiliser le biométhane sans perdre l’énergie utilisée pour la compression/liquéfaction) et ouvrirait sur le marché en croissance du GNL.

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Références bibliographiques

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[2] Université technique de Vienne (TUWien), Pistes pour le développement de projets coopératifs de production de biogaz et de biométhane, Vienne, 20009-2012. traduit par AILE et RAEE

[3] IEA Bioenergy Task - Swedish Gas Technology Centre (SGC), Non-grid biomethane transportation in Sweden and the development of the liquefied biogas market, Malmo Suède, 2014

[4] Swedish Gas Technology Centre (SGC), Biogas upgrading – Review of commercial technologies, Malmo Suède, 2013.

[5] Université technique de Vienne (TUWien), Du biogaz au biométhane revue technique, Vienne , 2014. traduit par AILE et RAEE.

[6] Présentation PowerPoint pour présentation commerciale de Alan Midwinter de Scotia Gas Networks, Virtual Pipelines

[7] ASTRADE, Développement de projets biométhane / bioGNV, TREILLIERES (44), 2014. [8] ATEE, «Rouler au BioGNV - Inventaire du droit applicable,» 2013. [9] GRTgaz, «Contrat relatif au raccordement d'une installation de production de biométhane et d'injection

de biométhane dans le réseau de transport de gaz naturel - Conditions générales,» 2014 [10] Présentation PowerPoint pour réunion interrégionale OPA,SEMAEB-Triskalia-Direct Energie,partenariat

pour le developpement : d’unites de methanisation agricole autour d’un point d’injection unique, 11 juin 2015.

[11] E. Ryckebosch, M. Drouillon, H. Vervaeren, Techniques for transformation of biogas to biomethane,Belgique , 2008.depuis le site http://www.elsevier.com/locate/biombioe

[12] IFP , Béatrice FISCHER, Gilles FERSCHNEIDER, Liquéfaction du gaz naturel, Lyon (69), 2010. [13] Institute of Refrigeration and Cryogenics of Shanghai Jiao Tong University, L.Wensheng, X. Xiaojun,

G.Anzhong. Natural gas pressurized liquefaction process adopting MR refrigeration and CO2 removal by Anti-Sublimation, Shanghai Chine, 2015

[14] Site internet de RTE, estimations instantanées des émissions de CO2 du réseau électrique français http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-co2 [15] Information CO2 des prestations de transport: Guide méthodologique, Octobre 2012 depuis le site internet du ministère de l’écologie, de l’énergie, du développement durableet de la mer http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Guide_Information_CO2-2.pdf [16] Le point sur : Les émissions de CO2par les poids lourds français entre1996 et 2006 , Service de l’observation et des statistiques du ministère de l’écologie, de l’énergie, du développement durableet de la mer, Septembre 2009 depuis le site http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/lepointsur_25_cle02dc7d_1_.pdf [17] ADEME, Suivi technique, économique, environnemental et social d’installations de méthanisation à la ferme, centralisées, industrielles et en station d’épuration, mai 2014, étude réalisée pour le compte de l’ADEME par Apesa, Biomassse Normandie et S3d. [18] ADEME, Suivi technique, économique, environnemental et sociald’installations innovantes de petite méthanisation à la ferme, 2014-2016, étude réalisée pour le compte de l’ADEME par Apesa, Biomassse Normandie et S3d.

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Index des tableaux et figures Tableaux (i) Tableau 1 : Composition du biogaz (source S3d) ............................................................................................. 19 Tableau 2 : Caractéristique du procédé lavage à l'eau (source S3d) ............................................................... 24 Tableau 3 : Caractéristiques procédé PSA (source S3d) ................................................................................. 27 Tableau 4 : Caractéristiques du procédé filtration membranaire (source S3d) ................................................. 28 Tableau 5 : Caractéristiques du procédé cryogénique (source S3d) ................................................................ 30 Tableau 6 : Comparaisons Compression HP / Liquéfaction ............................................................................. 34 Tableau 7 : Liste des contrôles effectués sur un poste d’injection GRDF ........................................................ 47 Tableau 8 : Rubriques ICPE pour les unités de méthanisation .................................................................. 49 Tableau 9 : Rubriques ICPE biométhane comprimé ......................................................................................... 50 Tableau 10 : Rubriques ICPE biométhane liquéfié ........................................................................................... 51 Tableau 11 : Consommations électriques des procédés de conditionnement .................................................. 53 Tableau 12 : Valeurs pour les paramètres des scénarios ................................................................................. 60 Tableau 13 : Distances inter-sites pour les 9 scénarios .................................................................................... 62 Tableau 14 : ICPE pour les unités de 20, 50 et 100 Nm3CH4/h ........................................................................ 69 Tableau 15 : Volumes limites au point d'injection ............................................................................................. 69 Tableau 16 : Hypothèses économiques ............................................................................................................ 71 Tableau 17 : Options de portage possibles suivant les scénarios .................................................................... 72 Tableau 18 : Logistique transport de gaz comprimé-racks bouteilles ............................................................... 74 Tableau 19 : Logistique transport de gaz liquéfié -cuves mobiles .................................................................... 75 Tableau 20 : Logistique transport de gaz liquéfié –camion-citerne ................................................................... 76 Tableau 21 : Distances inter-sites homogénéisées .......................................................................................... 80 Tableau 22 : Coûts de transport pour distances inter-sites homogénéisées .................................................... 81 Tableau 23 : Efficiences énergétiques .............................................................................................................. 83 Tableau 24 : Bilans GES ................................................................................................................................... 86 Tableau 25 : Gestion des conteneurs non conformes en gaz comprimé .......................................................... 88 Tableau 26 : Gestion des conteneurs non conformes en gaz liquéfié .............................................................. 89 Tableau 27 : Détails des postes d'investissements spécifiques ....................................................................... 93 Tableau 28 : Détails des postes d'investissements collectifs ............................................................................ 94 Tableau 29: Charges de méthanisation hors valorisation du biogaz ................................................................ 97 Tableau 30 : Recettes par économies d'engrais ............................................................................................. 100 Tableau 31 : Rappels tonnages et coefficients P1, P2, P3 ............................................................................. 101 Tableau 32 : Tarifs actuels obtenus pour les cas types comprenant une unité de 20 Nm3CH4/h .................. 101 Tableau 33 : Tarifs actuels obtenus pour les cas types comprenant une unité de 50 Nm3CH4/h .................. 101 Tableau 34 : Tarifs actuels obtenus pour cas types comprenant une unité de 100 Nm3CH4/h ...................... 102 Tableau 35 : Coûts de production unitaire en gaz comprimé .......................................................................... 105 Tableau 36 : Coûts de production unitaire en gaz liquéfié –cuves mobiles .................................................... 106 Tableau 37 : Coût de production en gaz liquéfié- camion-citerne ................................................................... 107 Tableau 38 : Variation de distances sur le scénario 8 en gaz comprimé ........................................................ 115 Tableau 39: Synthèse économique pour le gaz liquéfié camion-citerne ......................................................... 116 Tableau 40 : Synthèse économique pour le gaz comprimé ............................................................................ 117 Tableau 41: Synthèse économique pour le gaz liquéfié en cuves mobiles .................................................... 118 Tableau 42: Fournisseurs de systèmes d'épuration ........................................................................................ 156 Tableau 43 : Fournisseurs de systèmes de conditionnement du biométhane ................................................ 158 Tableau 44 : Fournisseurs de systèmes de stockage du biométhane ............................................................ 158 Tableau 45 : Transporteurs de biométhane conditionné ................................................................................. 159 Tableau 46 : Coûts portage en gaz comprimé-racks bouteilles ...................................................................... 160 Tableau 47 : Coûts portage en gaz liquéfié – cuves mobiles .......................................................................... 160 Tableau 48 : Coûts portage gaz liquéfié - camion-citerne ............................................................................... 161 Tableau 49 : Montants des investissements selon les cas types.................................................................... 162 Tableau 50: Charges retenues selon les cas types ........................................................................................ 164 Tableau 51: Recettes selon les cas types ....................................................................................................... 164 Tableau 52 : Rentabilité actuelle des cas types en gaz comprimé ................................................................. 165 Tableau 53 : Rentabilité actuelle des cas types en gaz liquéfié - cuves mobiles ........................................... 166 Tableau 54 : Rentabilité des cas types en gaz liquéfié - camion-citerne ....................................................... 167 Tableau 55 : Tarifs cibles pour les cas types en gaz comprimé ..................................................................... 168

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Tableau 56 : Tarifs cibles pour les cas types en gaz liquéfié -cuves mobiles ................................................. 169 Tableau 57 : Tarifs cibles pour les cas types en gaz liquéfié - camion-citerne ............................................... 170 Tableau 58 : Homogénéisation des distances en gaz comprimé.................................................................... 171 Tableau 59 : Homogénéisation des distance en gaz liquéfié - cuves mobiles ................................................ 171 Tableau 60 : Homogénéisation des distances en gaz liquéfié - camion-citerne ............................................. 172 Figures(i)

Figure 1 : Scenarios de l'injection portée (source S3D) .................................................................................... 11 Figure 2 : Plan du projet centralisé à Portsdown Hill [6] ................................................................................... 13 Figure 3 : rack de transport de gaz en tubes allongés ...................................................................................... 13 Figure 4 : Plan du site d'injection de Portsdown Hill, réception du gaz [6] ........................................................ 14 Figure 5 : Poste d’injection de Portsdown Hill en construction, Avril 2014 [6] .................................................. 14 Figure 6 : Unité de Lidköping, méthanisation, épuration et liquéfaction. Source [3] ......................................... 15 Figure 7 : Carte de France des projets d’injection portée (source S3D) ........................................................... 17 Figure 8 : document AFG sur les normes d’injection de biométhane [8] .......................................................... 20 Figure 9 : Evolution du PCS en fonction de la teneur en CH4 du biométhane (source S3D) ........................... 20 Figure 10 : Unité de traitement biologique THIOPAQ de Pâques [6] ................................................................ 21 Figure 11 : Colonne de lavage basique de BiogasBruckGmbh [6] ................................................................... 21 Figure 12 : Colonne de charbon actif de Verdemobil [6] ................................................................................... 21 Figure 13 : Groupe froid pour le traitement du biogaz de MTA ......................................................................... 22 Figure 14 : Solubilités des composants du biogaz dans l’eau (source S3D) .................................................... 22 Figure 15 : Schéma du procédé lavage à l’eau (source S3D) .......................................................................... 23 Figure 16 : Schéma du procédé lavage à l’eau glycolée (source S3D) ............................................................ 25 Figure 17 : Solubilités des composants du biogaz dans l’aMDEA (amines) (source S3D) .............................. 25 Figure 18 : Schéma procédé lavage aux amines (source S3D) ........................................................................ 26 Figure 19 : Schéma procédé PSA (source S3D)............................................................................................... 27 Figure 20 : Schéma procédé filtration membranaire (source S3D) ................................................................... 28 Figure 21 : Point de liquéfaction à Patm des différents composants du biogaz ............................................... 29 Figure 22 : Schéma du procédé cryogénique (source S3D) ............................................................................. 29 Figure 23 : Courbe Pression-Température du CO2 ........................................................................................... 31 Figure 24 : Compresseur CIRRUS H20-30 GNV .............................................................................................. 32 Figure 25 : Compresseur ATLAS COPCO CU/CT/CN ...................................................................................... 32 Figure 26 : Compresseur 90-350 bar BAUERKS22-K28 .................................................................................. 32 Figure 27 : Compresseurs 90-350 bar BAUER Verticus 5 series ..................................................................... 32 Figure 28 : Compresseur 250 bar Coltri MCH 20-24 / WH2 ............................................................................. 32 Figure 29 : Compresseur 250 bar Cubogas Pocket / WH2 ............................................................................... 32 Figure 30 : module de liquéfaction Stirling Cryogenics StirLNG-1 .................................................................... 34 Figure 31: StirLNG-1 – Spécifications ............................................................................................................... 34 Figure 32: Chronogramme du portage en cas d'utilisation de 2 stockages mobiles ......................................... 36 Figure 33: Stockage CIRRUS, 20 bouteilles en rack et 44 bouteilles en module béton ................................... 37 Figure 34: LUXFER - Container roll on 20' d'une capacité de 4800 Nm3 ......................................................... 37 Figure 35 : Conteneur X-perion X-Store 20 feet .............................................................................................. 38 Figure 36 : Conteneur X-perion X-Store 20 feet sur un camion ....................................................................... 38 Figure 37 : Citerne de transport cryogénique .................................................................................................... 38 Figure 38 : Camion porte conteneur équipé d’une navette de transport cryogénique ...................................... 39 Figure 39: Cuve fixes Cryolor ............................................................................................................................ 39 Figure 40 : Cuve mobile source Verdemobil ..................................................................................................... 39 Figure 41 : Taux de CO2 acceptables dans du biométhane liquéfié [13] ......................................................... 41 Figure 42 : Déconditionnement du biométhane comprimé ............................................................................... 44 Figure 43 : Déconditionnement du biométhane liquéfié - Cuves Mobiles ......................................................... 45 Figure 44 Déconditionnement du biométhane liquéfié - Cuves Fixes ............................................................... 45 Figure 45 : Schéma d’un poste d’injection sur un réseau de distribution .......................................................... 46 Figure 46 : Evolution du tarif d’achat du biométhane ....................................................................................... 52 Figure 47 : Unités fonctionnelles d’une unité de méthanisation ........................................................................ 56 Figure 48 : Scénarios retenus ........................................................................................................................... 64 Figure 49 : Comparaison des distances ............................................................................................................ 78 Figure 50 : comparaison des temps de travail .................................................................................................. 79 Figure 51 : Comparaison des coûts relatifs ....................................................................................................... 80

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Figure 52 : Efficiences énergétiques ................................................................................................................. 84 Figure 53 : Bilan GES pour gaz comprimé ........................................................................................................ 87 Figure 54 : Bilan GES pour gaz liquéfié - cuves mobiles .................................................................................. 87 Figure 55 : Bilan GES pour gaz liquéfié – camion-citerne ................................................................................ 87 Figure 56 : Comparaison des investissements ................................................................................................. 96 Figure 57: Comparaison des charges ............................................................................................................... 99 Figure 58 : Comparaison des Recettes ........................................................................................................... 103 Figure 59 : Coûts de production unitaire - Gaz Comprimé .............................................................................. 108 Figure 60 : Coûts de production unitaire - Gaz Liquéfié – cuves mobiles ....................................................... 108 Figure 61 : Graphique de synthèse économique ............................................................................................ 120 Figure 63 : Coûts relatifs pour une distance homogénéisés de 20 km(€/MWhPCS) ...................................... 161 Figure 64 : Synthèse scénario 1 ...................................................................................................................... 173 Figure 65 : Synthèse scénario 2 ...................................................................................................................... 174 Figure 66 : Synthèse scénario 3 ...................................................................................................................... 175 Figure 67 : Synthèse scénario 4 ...................................................................................................................... 176 Figure 68 : Synthèse scénario 5 ...................................................................................................................... 177 Figure 69 : Synthèse scénario 6 ...................................................................................................................... 178 Figure 70 : Synthèse scénario 7 ...................................................................................................................... 179 Figure 71 : Synthèse scénario 8 ...................................................................................................................... 180 Figure 72 : Synthèse scénario 9 ...................................................................................................................... 181

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Sigles et acronymes ADEME Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie aDMEA Activated Methyldiethylanolamine

ADR Accord Européen Relatif au transport international des marchandises Dangereuses par Route

ATEE Association Technique Energie Environnement

BioGNC/BioGNL Biométhane utilisé comme Gaz Naturel Comprimé / Biométhane utilisé comme Gaz Naturel Liquéfié

BioGNV Biométhane utilisé comme Gaz Naturel Véhicules, comprimé ou liquide BP Basse Pression BSERR Bureau de la Sécurité des Equipements à Risques et des Réseaux, service de la DGEC CA Chiffre d’Affaire CAPEX Capital Expenditure : Investissements CIVE Culture Intermédiaire à Vocation Energétique CRE Commission de Régulation de l’Energie DGEC Direction Générale de l’Energie et du Climat EBE Excédent Brut d’Exploitation : Recettes – Charges d’exploitation (€/an)a Efe Efficience énergétique ELD Entreprises Locales de Distribution du gaz EMAA Plan Energie Méthanisation Autonomie Azote GES Gaz à Effet de Serre GRDF Gaz réseau Distribution de France GRT gaz Gaz Réseau de Transport HP Haute Pression IAA Déchets Issus de l’Agriculture et de l’Agro-alimentaire ICPE Installations Classées Pour l’Environnement

IRSTEA Institut National de Recherche en Sciences et Technologies pour l'Environnement et l'Agriculture

OPEX Operationing Expenditure : Charges d’exploitation PCS Pouvoir Calorifique Supérieur en kWh/h PSA Pression Swing Adsorption : adsorption par variation de pression PZ piperazine SCOT Schéma de Cohérence Territoriale SEVESO Directive SEVESO 3 STEU Station d’épuration des eaux usées urbaines THT tétrahydrothiophène TIGF Transport Infrastructures Gaz de France TMB Tonne de Matière Brute TMD Transport des Matières Dangereuses

TRB Temps de Retour Brut : nombre d’années nécessaires pour atteindre l’équilibre économique

TRI après impôt Taux de Rentabilité Interne, taux (en%) qui annule la VAN, en prenant en compte l’impôt sur les sociétés

TUWien Université Technique de Vienne UF Unité Fonctionnelle VAN Valeur Actuelle Nette, valeur actualisée générée sur 15 ans VPSA Vacuum Pression Swing Adsorption : adsorption sous vide par variation de pression

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Annexes

1. Annexe 1 : Fiches des projets d’injection portée en France Nom du projet METHAGRIS DU BLAVET Emplacement méthanisation Dans un rayon de 25 km autour de Pontivy Emplacements injection Baud ou Pontivy Localisation :

Contacts Gaëtan Le Seyec (président), Jean-Marc Onno, Carine Pessiot (Chambre d’agriculture), [email protected]

Porteur(s) de projet Association des Méthagris du Blavet Partenaires Novagri, Chambre d’agriculture du Morbihan Description du projet Options A B Nombre d’unités de méthanisation à développer 7 7

Types de déchets traités Agricoles en majorité Agricoles en majorité Taille d’installations (Nm3 CH4/h) De 17 à 45 Nm3CH4/h De 17 à 45 Nm3CH4/h Nombre de point de valorisation 1 à Baud 1 à Pontivy Distances sites de méthanisation - point de valorisation De 7 à 43 km De 10 à 25 km

Distances entre les sites de méthanisation De 8 à 52 km De 8 à 52 km

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Scénarios d’injection proposés Injection portée à Baud Injection portée à Pontivy Réseau d’injection GRDF GRTgaz

Débit moyen au point d’injection 250 Nm3CH4/h, mais variation capacité 40 -400 Nm3CH4/h entre l’été et l’hiver

250 Nm3CH4/h, aucune variation

Solutions techniques

Procédé méthanisation Voie liquide Voie liquide

épuration lavage à l’eau, PSA, membranaire ou cryogénie

lavage à l’eau, PSA, membranaire ou cryogénie

conditionnement

compression 250 bar ou liquéfaction compression 250 bar ou liquéfaction

transport

racks bouteilles de 80L à 250 bar (biométhane comprimé), navette cryogénique mobile (biométhane liquéfié) ou cuve cryogénique fixe + camion-citerne (biométhane liquéfié)

racks bouteilles de 80L à 250 bar (biométhane comprimé), navette cryogénique mobile (biométhane liquéfié) ou cuve cryogénique fixe + camion-citerne (biométhane liquéfié)

Etat d’avancement du projet : Etude de faisabilité d’une opération groupée de méthanisation agricole avec injection portée du bio méthane produit réalisée par S3D finalisée (présentation à l’ADEME Bretagne et à la Région le 28/09) :

diagnostic et dimensionnement des projets de méthanisation pré-consultation de fournisseurs de solutions d’épuration : chiffrage pour les équipements d’épuration,

de conditionnement et de stockage simulations de tournées comparaison technico-économique des différentes solutions envisageables

Verrous rencontrés :

Techniques, réglementaires, logistiques Le tarif d’achat fixé en fonction du débit de biométhane injecté ne permet pas de rentabiliser

l’investissement pour l’épuration et le conditionnement sur 7 sites de production. La logistique pour permettre une autonomie d’au moins 4 jours sur chaque site nécessite des capacités

de stockage importantes : le nombre de racks-bouteilles nécessaires pour une solution biométhane comprimé devient alors prohibitif par rapport à une solution de stockage fixe sous forme liquéfié associée à un transport en camion-citerne cryogénique

Données économiques :

Investissement global pour l’épuration, le conditionnement, le transport et l’injection entre 5 et 8 millions d’euros selon les solutions techniques retenues

Charges liées à l’épuration, conditionnement, transport et injection comprises entre 615 et 740 k€ pour l’ensemble des 7 sites

Le coût annuel global de chaque solution (charges annuelles + amortissement de l’investissement sur 15 ans) est compris entre 1 077 k€ et 1 150 k€

Au tarif actuel, seule l’installation produisant plus de 40 Nm3 CH4/h peut atteindre une rentabilité (en mutualisant les coûts avec les autres installations). Avec un tarif calculé selon le débit au site de production, 5 projets sur 7 pourraient atteindre une rentabilité, et le projet mutualisé à l’échelle des 7 installations serait rentable.

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Synoptique/Schéma du projet :

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Nom du projet CoBiogaz Emplacement méthanisation pour l’instant, Caulnes, Mauron, Tredias, Guilliers, Iffendic, Sévignac et

Plestan Emplacements injection Caulnes Localisation :

Contacts Ionna RIGAUD Direct Energie 01 73 03 75 25 [email protected]

Porteur(s) de projet installations de méthanisation ; exploitants agricoles investissent individuellement installations de valorisation du biogaz ; Société SAS CoBiogaz investisseur, qui regroupe la SEMAEB, Triskalia, Direct Energie et la Caisse des dépôts

Partenaires GRT et le Crédit Agricole Description du projet Options A Nombre d’unités de méthanisation à développer pour l’instant une dizaine, d’autres à l’étude

Types de déchets traités agricoles exclusivement Taille d’installations (Nm3 CH4/h) entre 25 et 30 Nm3CH4/h Nombre de point de valorisation 1 Distances sites de méthanisation - point de valorisation rayon de 30 km autour de Caulnes

Distances entre les sites de méthanisation entre 5 et 42 km Scénarios d’injection proposés injection portée de tous les sites à Caulnes Réseau d’injection GRTgaz Débit moyen au point d’injection Au moins 250 Nm3CH4/h


Procédé méthanisation voie liquide infiniment mélangé

épuration pas de cryogénie à cause du CO2 conditionnement compression du biogaz à 300 bar transport transport routier de biogaz compressé

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Etat d’avancement du projet : Etude de pré-faisabilité réalisée sur 2 ans, étude juridique et financière rendue à la Commission de régulation de l’énergie (CRE), étude de faisabilité GRTgaz réalisée. A venir :

Une étude de R&I sur la compression du mélange CO2-CH4 en conditions supercritiques (300 bar), demande soumise à l’ADEME.

Une étude de gisements complémentaires pour ajouter des unités de méthanisation. Une négociation sur le tarif d’achat du biométhane. Un début de réalisation du projet est attendu pour le début de l’année 2018.


La gestion du mélange des origines de gaz au point d’injection, GRTgaz mène une étude approfondie pour résoudre ce problème, des analyseurs sur site de méthanisation et sur le site d’injection avant et après l’épurateur) seraient nécessaires, avec des engagements de qualité de l’épurateur.

Le tarif d’achat du biométhane actuellement lié au point d’injection et non de production.


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Nom du projet Mauges Energie Agricole Emplacement méthanisation Beaupréau, Montrevault Emplacements injection Beaupréau, Cholet Localisation :

Contacts Sébastien Bordereau, Chambre d’Agriculture du Maine et Loire

Porteur(s) de projet Association d’exploitants agricoles « Mauges Energie Agricole », une cinquantaine d’adhérents

Partenaires Description du projet Options A B Nombre d’unités de méthanisation à développer

Deux ; 1 à Beaupréau et 1 à Montrevault

Deux ; 1 à Beaupréau et 1 à Montrevault

Types de déchets traités Agricoles en majorité, déchets agro-industriels possibles

Agricoles en majorité, déchets agro-industriels possibles

Taille d’installations (Nm3 CH4/h) 180 Nm3 CH4/h chacune 180 Nm3 CH4/h chacune Nombre de point de valorisation 2 1

Distances sites de méthanisation - point de valorisation

En hiver, portage Beaupréau->Cholet (10 km) et pas de portage à Montrevault Montrevault-> Cholet (30km)

Beaupréau->Cholet (18 km) En été, portage Montrevault Cholet (30km) portage Beaupréau Cholet (18 km)

Scénarios d’injection proposés

En hiver, injection directe à Montrevault et injection portée de Beaupréau vers Cholet Injection portée des 2 unités à Cholet En été, la même chose mais avec injection du surplus de Montrevault à Cholet

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Réseau d’injection Réseau de distribution SOREGIES (Montrevault) et Réseau de transport GRTgaz (Cholet)

GRTgaz (Cholet)

Débit moyen au point d’injection

En hiver 2 x 180 Nm3CH4/h

360 Nm3CH4/h

En été le réseau SOREGIES ne peut pas absorber 180 Nm3CH4/h, ce sera 40 Nm3CH4/h à Montrevault et 320 Nm3CH4/h à Cholet


procédé de méthanisation Voie liquide Voie liquide

épuration Pas de solution préférentielle Pas de solution préférentielle

conditionnement Pas de solution préférentielle Pas de solution préférentielle

transport Transport routier Transport routier Etat d’avancement du projet :

Première étude dans le cadre du Schéma Directeur méthanisation sur le territoire des Mauges, réalisée par la Chambre d’Agriculture du Maine-et-Loire (2012-2013).

Etude de gisements et d’opportunités réalisées par la Chambre d’Agriculture du Maine-et-Loire, Etude de faisabilité commencée en 2016 confiée à S3D

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Nom du projet METHA POM ENERGIE Emplacement méthanisation La Pommeraye Emplacements injection entre Cholet et Angers Localisation :

Contacts Sébastien Bordereau, Chambre d’Agriculture du Maine et Loire Porteur(s) de projet Groupe d’exploitants agricoles du territoire, association Métha Pom Energie, Partenaires Description du projet Options A B Nombre d’unités de méthanisation à développer 1 1

Types de déchets traités Agricoles en majorité, déchets agro-industriels possibles

Agricoles en majorité, déchets agro-industriels possibles

Taille d’installations (Nm3 CH4/h) 110-120 Nm3 CH4/h 110-120 Nm3 CH4/h Nombre de point de valorisation 1 1 Distances sites de méthanisation - point de valorisation Non défini, gamme 25-40 km 0 km, valorisation sur le site de

méthanisation

Scénarios d’injection proposés Injection portée autour de Cholet

Pas d’injection, station BioGNV sur le site de méthanisation

Réseau d’injection GRTgaz Aucun Débit moyen au point d’injection 110-120 Nm3CH4/h Aucun


procédé de méthanisation Voie liquide Voir liquide

épuration Pas de solution préférentielle Pas de solution préférentielle conditionnement Pas de solution préférentielle Pas de solution préférentielle

transport Transport routier Aucun

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Etat d’avancement du projet :

Première étude dans le cadre du schéma directeur méthanisation sur le territoire des Mauges, réalisée par la chambre d’agriculture du Maine-et-Loire (2012-2013).

Etude de gisements et d’opportunités réalisées par la chambre d’agriculture du Maine-et-Loire, Etude de faisabilité commencée en 2016 et confiée à S3D.


Le prix actuel de vente du biométhane carburant (inférieur au prix de vente du biométhane injecté) serait insuffisant pour rentabiliser le projet.


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Nom du projet SAS DOUE METHA Emplacement méthanisation Concoursons

Emplacements injection St Jean des Mauvrets Localisation :

Contacts Tony Genevaise Porteur(s) de projet SAS Doué Métha Partenaires Chambre d’agriculture, Astrade, Impacte et environnement, GRDF, Ademe, collectivités Description du projet Options A Nombre d’unités de méthanisation à développer 1 Types de déchets traités Agricoles (> 95% effluents d’élevage) Taille d’installations (Nm3 CH4/h) 220 Nombre de point de valorisation 1 Distances sites de méthanisation - point de valorisation 20 km

Distances entre les sites de méthanisation - Scénarios d’injection proposés Injection portée Réseau d’injection GRDF Débit moyen au point d’injection 220


Procédé méthanisation Voie sèche continue

épuration A définir

conditionnement Liquide (cuve mobile ? à définir)

transport A définir (internalisation ou recours à un transporteur)

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Etude de faisabilité terminée et Mission d’assistance à Maitrise d’Ouvrage en cours confiée à Astrade

Dossier ICPE en cours de constitution (dépôt prévu octobre), et Consultation des entreprises en cours

Synoptique/Schéma du projet

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Nom du projet Méthabraye Emplacement méthanisation Savigny sur Braye (41) Emplacements injection Vendôme (41) Localisation :

Contacts Laurent Lejars, Chambre d’Agriculture du Loiret, [email protected], 06.71.58.30.86

Porteur(s) de projet association SAS d’une vingtaine d’exploitants agricoles Méthabraye Partenaires ENGIE Description du projet Options A Nombre d’unités de méthanisation à développer 1 à Savigny-sur-Braye

Types de déchets traités agricoles en majorité Taille d’installations (Nm3 CH4/h) 140 Nm3 CH4/h Nombre de point de valorisation 1 Distances sites de méthanisation - point de valorisation 22 km

Scénarios d’injection proposés injection portée à Vendôme Réseau d’injection GRDF Débit moyen au point d’injection 140 Nm3CH4/h


procédé de méthanisation voie liquide infiniment mélangé

épuration PSA conditionnement Liquéfaction transport transport routier de cuves mobiles liquéfiées

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Etude de gisements réalisée par la Chambre d’agriculture du Loiret, puis étude de faisabilité réalisée par Méthanéva et reprise par ASTRADE. Consultations fournisseurs avancées ou terminées. Autorisation d’injection de GRDF obtenue.


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Nom du projet Vienne Agglo Emplacement méthanisation Eyzin-Pinet, Reventin-Vaugris Emplacements injection autour de Vienne (38) Localisation :

Contacts Valérie BORRONI de RAEE – [email protected] – Tél. : 04 72 56 33 55 Porteur(s) de projet Dominique Rozon, exploitant de la SAS Plein Soleil Partenaires Description du projet Options A B C

Nombre d’unités de méthanisation à développer

1 unité à Eyzin-Pinet, SAS Plein Soleil

1 unité à Eyzin-Pinet

2, 1 à Eyzin-Pinet et 1 à Reventin-Vaugris

Types de déchets traités

Agricoles en majorité, déchets agro-industriels en minorité

Agricoles en majorité, déchets agro-industriels en minorité

Eyzin-Pinet : Agricoles en majorité

Reventin-Vaugris : STEU de Vienne

Taille d’installations (Nm3 CH4/h) 73 Nm3 CH4/h 73 Nm3 CH4/h

Eyzin-Pinet : 73 Nm3 CH4/h Reventin-Vaugris : estimé 40 Nm3 CH4/h

Nombre de point de valorisation 1 1 1

Distances sites de méthanisation - point de valorisation

Moins de 15 km Moins de 15 km

Eyzin-Pinet : 8km Reventin-Vaugris : 0km

Distances entre les sites de méthanisation 0 0 8km


Injection portée à Vienne du CH4 de SAS Plein Soleil

Injection portée + station BioGNV à Vienne du CH4 de SAS Plein Soleil

Injection portée de SAS plein Soleil et de la STEU sur le site de la STEU

Réseau d’injection GRDF GRDF GRDF

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Débit moyen au point d’injection 73 Nm3 CH4/h 73 Nm3 CH4/h 110 Nm3 CH4/h


procédé de méthanisation

Eyzin-Pinet : voie sèche possible

Eyzin-Pinet : voie sèche possible

Eyzin-Pinet : voie sèche possible Reventin-Vaugris : voie liquide

épuration Pas de solution préférentielle

Pas de solution préférentielle


conditionnement Pas de préférence Pas de préférence Pas de préférence

transport Pas de préférence Pas de préférence Pas de préférence


Etude de pré-faisabilité réalisée par le BE ASTRADE en 2014 et étude de faisabilité ASTRADE en cours

Données économiques :

Résultats de l’Etude Astrade sur le coût de portage sur les 15km du projet ; 19€/MWhPCS injecté pour le CH4 comprimé, 20€/MWhPCS injecté pour le CH4 liquéfié

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Nom du projet Communauté de Communes du Pays Rochois Emplacement méthanisation STEU d’Arenthon (74) Emplacements injection Arenthon ou Saint-Pierre-en-Faucigny Localisation :

Contacts bureau d’études travaillant sur l’étude de faisabilité S3D : Germain l’Heriau, [email protected] Artelia : Julie ALLAIN, [email protected]

Porteur(s) de projet Communauté de Communes du Pays Rochois Partenaires Degremont (SUEZ), Ademe région, GRDF Description du projet Options A B C D

Nombre d’unités de méthanisation à développer

1 unité à Arenthon, la STEU du CCPR




Types de déchets traités Boues de STEU Boues de STEU Boues de STEU Boues de STEU

Taille d’installations (Nm3 CH4/h) Actuellement 15 Nm3 CH4/h

Actuellement 15 Nm3 CH4/h



Nombre de point de valorisation 1 1 1 1 Distances sites de méthanisation - point de valorisation 3 3 8 8


Injection directe depuis la STEU avec canalisation de gaz, à Arenthon

Injection portée, point d’injection à Arenthon

Injection portée, point d’injection près de la station de BioGNV de St-Pierre-en-Faucigny

Pas d’injection, alimentation de la station de BioGNV de St-Pierre-en-Faucigny

Réseau d’injection

Commune non desservie par GRDF, réseau DSP2 à créer

Commune non desservie par GRDF, réseau DSP à créer

GRDF Aucun

Débit moyen au point d’injection entre 10 et 60 Nm3 CH4/h

entre 10 et 60 Nm3 CH4/h

entre 10 et 60 Nm3 CH4/h Aucun

2 Délégation de Service Public

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procédé de méthanisation Voie liquide Voie liquide Voie liquide Voie liquide

épuration Membranaire Membranaire Membranaire Membranaire

conditionnement





transport Pas de solution préférentielle





En 2014 la CCPR a inclus dans son SCOT (Schéma de Cohérence Territoriale) le projet d’injection de biométhane de la STEU d’Arenthon, déjà équipée d’un digesteur. La même année, un épurateur pilote à technologie membranaire a été installé sur le site. En 2015, le CCPR a lancé un appel pour une étude de faisabilité pour le transport du biométhane de ce projet. Le groupement ARTELIA-S3D travaille actuellement sur cette étude.


Les très faibles débits étudiés (jusqu’à 10 Nm3 Biométhane/h) limitent les possibilités techniques de conditionnement et compliquent la gestion de la continuité de l’injection. Des inconnues réglementaires subsistent sur la mise en place du portage de biométhane. D’autre part, actuellement la commune d’Arenthon n’est pas desservie par un réseau de gaz naturel, ce qui complique la recherche d’un point d’injection.

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Nom du projet Métha Bas Salat Emplacement méthanisation Montespan (31) et Mauvezin-de-Prat (09) Emplacements injection Montespan (31) et Mauvezin-de-Prat (09) Localisation :

Contacts Pierre Denis-Farge, gérant de DEFA et trésorier de l’association MBS Porteur(s) de projet Association MBS, Métha Bas Salat. Président : Nicolas Artigues. Partenaires convention de partenariat DEFA – Pays Couserans – Chambre d’agriculture de l’Ariège Description du projet Options A C Nombre d’unités de méthanisation à développer

Deux ; 1 à Montespan + 1 à Mauvezin-de-Prat

Deux ; 1à Montespan + 1 à Mauvezin-de-Prat

Types de déchets traités Montespan : agricole exclusivement Montespan : agricole exclusivement Mauvezin-de-Prat : unité territoriale Mauvezin-de-Prat : unité territoriale

Taille d’installations (Nm3 CH4/h) Montespan : 100-110 Nm3CH4/h Montespan : 100-110 Nm3CH4/h Mauvezin-de-Prat 110-120 Nm3CH4/h

Mauvezin-de-Prat 110-120 Nm3CH4/h

Nombre de point de valorisation 2 1 Distances sites de méthanisation - point de valorisation 0km pas de portage 18 km

Distance entre les sites de méthanisation 18 km 18 km

Scénarios d’injection proposés Injection directe pour les 2 projets indépendants Injection portée des 2 unités

Réseau d’injection TIGF TIGF Débit moyen au point d’injection 2 x 110 Nm3CH4/h 220 Nm3CH4/h


procédé de méthanisation

Montespan Voie sèche Mauvezin de Prat : à définir

Montespan Voie sèche Mauvezin de Prat : à définir

épuration Membranaire ou PSA (Traitement du biogaz : modèle PEVELE de Chaumeca)

Membranaire ou PSA (Traitement du biogaz : modèle PEVELE de Chaumeca)

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conditionnement Pas nécessaire Compression HP ou liquéfaction

transport Pas de transport transport routier de conteneurs de biogaz compressé ou liquéfié


Etudes de faisabilité réalisées mais changements dans les apporteurs et la localisation, autres études de faisabilité nécessaires. Juin 2014 : présentation de MBS aux instances consulaires et élus de l’Ariège. Septembre 2015 : présentation de MBS aux instances consulaires et élus de la Haute Garonne. Novembre 2015 : constat d’un défaut de concertation territoriale entre les institutions et chambres consulaires départementales.


En 2014, problème réglementaire de caractérisation du biométhane issu de plusieurs origines


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2. Annexe 2 : Listes des fournisseurs pour l’injection portée Technologie Fournisseur (nationalité) Contact fournisseur

Lavage à l’eau

Chaumeca France

Adresse : 3 Avenue de Lassus BP 70114 59482 Haubourdin Cedex Contact en France : M Benoît Tyrion Chef des ventes +33 (0)6 8 21 54 88 [email protected] Site : http://www.chaumeca.com

GreenLane Biogas Canada

Pas d’Adresse en France Contact en France : M Sébastien Provent +33 (0) 6 45 24 67 05 [email protected] Site : http //wwwgreenlanebiogas.co.uk.

Malmberg Biogas Suède

Pas d’Adresse en France Contact au RU : John Harris : +44 (0) 7 81 42 01 797 Site : http ://wwwgreenlanebiogas.co.uk

Lavage à l’eau glycolée

Haase Energietechnik Allemagne

Pas d’Adresse en France Contact en Allemagne : +49 4321 878 0 [email protected] Site : http://www.bmf-haase.de/en/

SchwelmAnlagentechnik Allemagne

Pas d’Adresse en France Contact en Allemagne : Benjamin Gorges +49 (201) 50709 341 Site : http://www.schwelm-anlagentechnik.de/en/home.html

Lavage aux amines

HERA Holding Espagne

Adresse : 5 rue du Moulinas Zam Las Molinas 66330 Cabestany Contact en France : Carolina Guzman +33 (0) 6 48 58 84 58 [email protected]

Ammongas Danemark

Pas d’Adresse en France Contact au Danemark: +45 43 63 63 00 [email protected] Site : http://www.ammongas.dk/en

Purac Puregas Suède

Pas d’Adresse en France Contact au RU : Business & Innovation Centre, Sunderland +44 (0) 191 516 6662 [email protected] Site : http://www.purac-puregas.com/

Cirmac – Groupe Atlas Copco Suède

Adresse : ZI du vert Galant 2 avenue de l’Eguillette BP67722 Saint Quentin L’Aumône 95046 Cergy-Pontoise Cedex Contact en France : Pierre Etienne Brossard +33 (0) 1 39 09 31 53 [email protected] Site : http://www.atlascopco.fr/

PSA-VPSA

Xebec PSA Canada

Pas d’adresse en France Pas de contact en Europe Site : http://www.xebecinc.com/fr Pour contact en France se référer à Verdemobil (vendeur exclusif)

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Verdemobil PSA France

Adresse : Le ComplexKs, Terre-rouge 1 allée des Thuyas 46000 Cahors Contact : Philippe Khairallah président de Verdemobil + 33 (0) 5 65 35 08 26 [email protected] Site : www.verdemobil.fr

Guild Associates PSA Etats-Unis

Pas d’adresse en France Contact aux Etats Unis : Guild Associates Inc. A Dublin, Ohio +1 614 798 8215 Site : http://www.guildassociates.com/

Cirmac – Groupe Atlas Copco PSA-VPSA Suède


Neo Zeo AB PSA Suède

Pas d’adresse en France Contact en Suède : Dr. Petr Vasiliev +46 7 6219 9731 Site : http://www.neo-zeo.com

Scmack Carbotech – Groupe Viessman PSA Allemagne

Pas d’adresse en France Contact en Allemagne : Eberhart Wusterhaus Gomez Directeur commercial international +49 201 50709 304 [email protected] Site : http://www.carbotech.info/

ETW Energietechnik PSA Allemagne

Pas d’adresse en France Pas de contact en France ; Site : http://etw-energie.de/fr Pour contact en France se référer à Gaseo

Gaseo PSA France

Adresse : Bâtiment le lama 17 avenue Lac Léman BP 313 73377 Le Bourget du Lac Cedex Contact en France: Xavier Joly président de Gaseo +33 (0) 4 79 33 13 13 +33 (0) 6 47 6793 73 Site : www.gaseo.fr

Mahler PSA Allemagne

Pas d’adresse en France Contact en Allemagne : responsables ventes Mr Radel + 49 (711) 87030 186 [email protected] Mr Burgel + 49 (711) 87030 187 [email protected] Mr Spiegel + 49 (711) 87030 181 [email protected]

Sysadvance VPSA Portugal

Pas d’adresse en France Contact au Portugal : : +351 229 436 790 [email protected] Site : http://www.sysadvance.pt/ Pour contact en France voir Biogasmart

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Biogasmart VPSA Italie

Pas d’adresse en France Contact : en France Florent Cozon Agent commercial biogaz Europe +33 (0) 6 13 17 28 14 [email protected] Site : http://www.biogasmart.com/

Filtration membranaire

Air Liquide France

Adresse : Air Liquide Advanced technologies 2 rue de Clémencière BP 15 38360 Sassenage Contact en France : Responsable commercial énergies renouvelables Yannick Rouaud +33 (0) 4 76 43 63 62 [email protected] Site : https://www.airliquide.com/fr

Cirmac – Groupe Atlas Copco Suède


Evonik Membranes SEPURAN Allemagne

Pas d’adresse en France : Contact en Allemagne : à Essen +49 201 177-01 Site : http://www.evonik.com Intégré par de nombreux fournisseurs d’épuration: DMT (cf. ci-dessous) Prodeval-Clarke (cf. ci-dessous) Energy, (cf. ci-dessous) Chaumeca, (cf. ci-dessous) EnviTec (cf. ci-dessous) Himmel (cf. ci-dessous)

Air products Membranes PRSIM Etats Unis

Pas d’adresse en France : Contact aux Etats Unis : Air Products Prism membranes à Saint-Louis +1 314 995 3300 [email protected] Site : http://www.airproducts.com/microsites/biogas.aspx Intégré par des fournisseurs d’épuration : AROL (cf. ci-dessous) BioGazNex (cf. ci-dessous)

Pentair Haffmans Membranes Pentair+ Récupération CO2 Pays Bas

Pas d’adresse en France : Contact aux Pays Bas : à Venlo +31 77 323 2300 [email protected]. Intégré par des fournisseurs d’épuration : BioGazNex (cf. ci-dessous)

Chaumeca Intégrateur de membranes France

Adresse : 3 Avenue de Lassus BP 70114 59482 Haubourdin Cedex Contact en France : M Benoît Tyrion Chef des ventes +33 (0)6 8 21 54 88 [email protected] Site : http://www.chaumeca.com

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Clarke Energy Intégrateur de membranes Royaume Uni

Adresse : ZA de la malle Rd6 13320 bouc bel air Contact en France : Jean-Marc Colombani Responsable commercial +33 (0)4 88 05 10 06 [email protected] Site : www.clarke-energy.com/france

Prodeval Intégrateur de membranes France

Adresse : 11 Rue Olivier de Serres - Ecoparc Rovaltain 26300 Châteauneuf sur Isère Contact en France : Sébastien Paolozzi +33 (0) 4 75 40 37 37 [email protected] Site : http://www.prodeval.eu/index.php/fr/

DMT environnemental technology Intégrateur de membranes Pays-Bas

Adresse : 17 les Cornillons 49270 Champtoceaux Contact en France : Aurélie Chevalier Directrice commerciale France +33 (0) 6 24 03 48 05 [email protected] Site : http://www.dmt-et.fr/

EnviTec Biogas Allemagne

Adresse : Parc d’activités les Châtelets 7 rue des Compagnons 22960 Pledran Contact en France : Sylvain Mesnard Directeur Adjoint EnviTec Biogas France +33(0) 296 76 61 70 +33(0) 617 52 46 10 [email protected] Site : http://www.envitec-biogas.fr

HOST Pays Bas

Adresse : La Maffriere 44110 Ebray Contact en France : Jean-Sébastien Tronc Directeur commercial HOST France +33(0) 6 79 16 41 37 [email protected] Site : http://www.host.nl/fr/

Biogaznex Pays Bas Biogaznex, BiogasPlus, BioGast (même groupe)

Adresse : Rue Yves Montand, Espace économique BP 105 27800 Brionne France Contact aux Pays-Bas : Frederik Gast +33 (0) 232 671 035 +31 6 2429 4278 [email protected]

Himmel Gas Tecnik Autriche

Pas d’adresse en France : Contact en Autriche : Siège à Korneuburg +43 2262 613 69 [email protected]

Cryogénie

EREIE (Entreprise) Cryopur (Produit) France

Adresse : 3 rue de la Croix Martre 91 120 Palaiseau Contact en France : +33 (0) 1 80 38 41 32 [email protected] Site : www.ereie-sas.fr

GTS Pays Bas

Pas d’adresse en France Contact aux Pays Bas : à Bergambacht, +31 (0)182 62 18 90 [email protected]

Tableau 42: Fournisseurs de systèmes d'épuration

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Technologie Fournisseur (nationalité) Contact fournisseur

Compression HP

Cirrus Compresseurs France

Adresse : 115 route du Robinson 74150 Vallières Contact en France : Phillipe Klemm Directeur commercial chez Cirrus +33(0) 6 47 58 54 18 +33(0) 4 50 68 38 18 [email protected] Site : http://www.cirrus-compresseurs.fr/

Bauer Kompressoren Allemagne

Adresse : 60 avenue Franklin Roosevelt - 73100 Aix-les Bains Contact en France : Jean-Yves Labbez Responsable commercial chez Bauer Compresseurs SAS +33(0) 1 60 63 65 34 [email protected] Site : http://www.bauer-kompressoren.de/fr

Atlas Copco Suède


Coltri Compressors Italie

Pas d’adresse en France Contact en Italie : Andrea Bruni département commercial +39 (0) 309 910 301 [email protected] Pour contact en France se référer à WH2 (vendeur, cf. ci-dessous)

Groupe Fuels Systems Solutions (BRC/ Italie + Fuel maker/Canada +Cubogas/Italie)

Pas d’adresse en France Contact en Italie : Gisueppe Rinaldi +39 (0) 17 24 86 86 79 [email protected] Site : http://www.cubogas.com Pour contact en France se référer à WH2 (vendeur, cf. ci-dessous)

WH2 compresseurs de technologies : Coltri, Cubogas, BRC et Fuel Maker France

Adresse : Bureaux : 75 chemin d’Yours 69310 Pierre Bénite et Siège : 2 rue Président Carnot 69 293 Lyon Cedex 2 Contact en France : Pierre PICARD - 06 06 87 30 02 [email protected] Isabelle DREVON - 09 72 40 06 22 [email protected] Site : http://www.go-gnv.fr Pour contact en France se référer à WH2 (vendeur, cf. ci-dessous)

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Liquéfaction

DH industrie s (Entreprise) Stirling Cryogenics (Produit) Pays-Bas

Pas d’adresse en France : Contact aux Pays-Bas : (francophone) Francesco Dioguardi Responsable Commercial +31 40 26 77 383 +31 6 21 51 80 41 [email protected] Site : http://www.dh-industries.com Vendu en direct par DH industries ou intégré par des fournisseurs d’épuration : Verdemobil (cf. tableau épuration)

Tableau 43 : Fournisseurs de systèmes de conditionnement du biométhane


Gaz comprimé Racks bouteilles

Fixes et Conteneurs

Mobiles

Cirrus Compresseurs France

Adresse : 115 route du Robinson 74150 Vallières Contact en France : Phillipe Klemm Directeur commercial chez Cirrus +33(0) 6 47 58 54 18 +33(0) 4 50 68 38 18 [email protected] Site : http://www.cirrus-compresseurs.fr/

Bauer Kompressoren Allemagne

Adresse : 60 avenue Franklin Roosevelt - 73100 Aix-les Bains Contact en France : Jean-Yves Labbez Responsable commercial chez Bauer Compresseurs SAS +33(0) 1 60 63 65 34 [email protected] Site : http://www.bauer-kompressoren.de/fr

Luxfer Gas Cylinders Royaume Uni

Adresse : Rue de l’industrie BP 7 Gerzat 63360 Contact en France : chez Luxfer Gas Cylinders France +33 (0) 4 73 23 64 00 [email protected] Site : http://www.luxfercylinders.com

X-PERION Allemagne

Pas d’adresse en France Contact en France : Jean-Christophe Poussin, Responsable commercial +49 561 585 49 0

Gaz liquéfié Cuves mobiles ou

fixes

Cryolor filiale d’AIR Liquide France

Adresse : 2 rue Louis Blériot 57640 Argancy Contact en France : Nicolas Viard Directeur Ventes Moyen-Orient /CIS/France +33(0) 3 87 70 85 50 [email protected] Site : http://www.cryolor.com

Indox Cryo Energy filiale de Ros Roca Espagne

Pas d’adresse en France : Contact en Espagne : A Anglesola +34 973 50 06 50 [email protected]

Tableau 44 : Fournisseurs de systèmes de stockage du biométhane

Octobre 2015


sur 182


Camions porte-conteneurs uniquement

MEGEVAND frères France

Adresse : ZA les Marais de Culas 74330 Sillingy Contact en France : Frédéric Megevand Gérant activité transports +33(0) 6 09 26 87 53 [email protected] Site : http://www.megevand-freres.fr

Camions citerne cryogénique

ET Camions

Porte-conteneurs

SITM- Groupe Charles André Français

Adresse : Z.I la Bonne nouvelle Route de prinquiau 44480 Donges Contacts en France : Stéphane Joffre, Directeur Commercial de Charles André +33 (0)4 75 00 47 16 [email protected] Sylvain Barré Directeur Adjoint SITM +33(0) 2 40 17 17 17 [email protected] Site : http://www.charlesandre.com

LNGeneration filiale d’ENGIE France

Adresse : 6 rue de la Liberté ZAC Hoche 93500 PANTIN Contact en France : Karine Vernier Présidente +33 (0) 8 10 90 17 74 [email protected] Site : http://www.engie.com

Axegaz France

Adresse : 120 rue Jean Jaurès 92300 Levallois-Perret Contact en France : Alfonso Moriello PDG +33 1 82 88 15 57 [email protected] Site : http://www.axegaz.com

Proviridis Adresse : 1200 avenue Olivier Perroy Les portes de Pousset Bât E 13790 Rousset Contact en France : Marc Buffenoir +33 (0) 6 20 04 71 70 [email protected] Site : http://www.proviridis.org

LNG France filiale de HAM Espagne

Pas d’adresse en France : Contact en France : +33 (0) 6 36 93 83 96 [email protected] Site : http://www.lngfrance.fr/

Tableau 45 : Transporteurs de biométhane conditionné

Octobre 2015


sur 182

3. Annexe 3 : Coûts de transport du biométhane Scénario n°1 : 1 x 100 n°2 : 2 x 50 n°3 : 3x20 n°4 : 3 x 50 n°5 : 3 x 100 n°6 : 100+2x20 n°7 : 6 x 20 n°8 : 6 x 50 n°9 : 100+ 5x20

Charges Transport conteneurs mobiles – gaz comprimé - Amortissement camion (€) 6 032 € 2 880 € 3 168 € 6 240 € 6 240 € 6 192 € 8 496 € 11 856 € 9 504 € Coût carburant (€) 23 386 € 8 064 € 8 870 € 24 192 € 24 192 € 17 338 € 23 789 € 45 965 € 26 611 € Coût main d'œuvre (€) 22 620 € 10 800 € 11 880 € 23 400 € 23 400 € 23 220 € 31 860 € 44 460 € 35 640 € Coût entretien camion (€) 2 784 € 960 € 1 056 € 2 880 € 2 880 € 2 064 € 2 832 € 5 472 € 3 168 € Marge 50% transporteur (€) 27 411 € 11 352 € 12 487 € 28 356 € 28 356 € 24 407 € 33 488 € 53 876 € 37 462 €

Coût global "transport de biométhane"(€/an) 82 232 € 34 056 € 37 462 € 85 068 € 85 068 € 73 220 € 100 465 € 161 629 € 112 385 €

Tableau 46 : Coûts portage en gaz comprimé-racks bouteilles

Scénario n°1 : 1 x 100 n°2 : 2 x 50 n°3 : 3x20 n°4 : 3 x 50 n°5 : 3 x 100 n°6 :100 +2x 20 n°7 : 6 x 20 n°8 : 6 x 50 n°9 :100 +5x 20

Charges Transport cuves mobiles – gaz liquéfié - Amortissement camion (€) 1 473 € 1 020 € 876 € 2 929 € 4 593 € 1 740 € 2 748 € 7 921 € 3 900 € Coût carburant (€) 5 712 € 2 856 € 2 453 € 11 357 € 17 808 € 4 838 € 7 694 € 30 710 € 10 920 € Coût main d'œuvre (€) 5 525 € 3 825 € 3 285 € 10 985 € 17 225 € 6 525 € 10 305 € 29 705 € 14 625 € Coût entretien camion (€) 680 € 340 € 292 € 1 352 € 2 120 € 580 € 916 € 3 656 € 1 300 € Marge 50% transporteur (€) 6 695 € 4 021 € 3 453 € 13 312 € 20 873 € 6 842 € 10 832 € 35 996 € 15 373 € Coût global brique "transport" (€/an) 20 086 € 12 062 € 10 359 € 39 935 € 62 620 € 20 525 € 32 495 € 107 989 € 46 118 €

Tableau 47 : Coûts portage en gaz liquéfié – cuves mobiles

Octobre 2015


sur 182

Scénario n°1 : 1 x 100 n°5 : 3 x 100

Charges Transport camion-citerne – gaz liquéfié -

Amortissement camion (€) 23 450 € 47 319 € Coût carburant (€) 11 290 € 22 445 € Coût main d'œuvre (€) 14 070 € 28 391 € Coût entretien camion (€) 2 688 € 2 656 € Marge 50% transporteur (€) 25 749 € 50 405 € Coût global brique "transport" (€/an) 77 246 € 151 216 €

Tableau 48 : Coûts portage gaz liquéfié - camion-citerne

Figure 62 : Coûts relatifs pour une distance homogénéisés de 20 km(€/MWhPCS)

Octobre 2015


sur 182

4. Annexe 4 : Investissements, charges et recettes des cas types

Unité dans scénario n°3 n°6 n°7 n°9 n°2 n°4 n°6 n°1 n°5 n°6 n°9 Capacité (Nm3/h) 20 50 100

Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100 + 2x20

1x100 + 5x20

Postes d'investissements

UF1-UF2- UF4-UF5 748 125 € 1 410 000 € 2 820 000 € UF3- Valorisation du biogaz

Investissements spécifiques par unité de

méthanisation Investissements spécifiques par unité

de méthanisation Investissements spécifiques par unité de

méthanisation

Mode Gaz Comprimé : 667 000 € 687 000 € 996 000 € Mode Liquéfaction HP : 682 000 € 794 000 € 1 138 000 € Mode Liquéfaction BP : NA NA 1 238 000 €

Investissements collectifs à ventiler entre les N

sites du projet de portage Investissements collectifs à ventiler entre les N sites du projet de portage

Investissements collectifs à ventiler entre les N sites du projet de portage

N=3 N=3 N=6 N=3 N=2 N=3 N=6 N=1 N=3 N=3 N=6 Mode Gaz Comprimé : 223 333 € 152 902 € 176 667 € 132 027 € 420 000 € 356 667 € 370 000 € 840 000 € 516 667 € 764 196 € 659 864 € Mode Liquéfaction HP : 216 667 € 92 884 € 158 333 € 95 020 € 275 000 € 216 667 € 175 000 € 550 000 € 283 333 € 535 651 € 474 902 € Mode Liquéfaction BP - - - - - - - 300 000 € 100 000 € - - Investissement TOTAL

Mode Gaz Comprimé :

1 638 458 € 1 568 027 € 1 591 792 € 1 547 152 € 2 517 000 € 2 453 667 € 2 467 000 € 4 656 000 € 4 332 667 € 4 580 196 € 4 475 864 €

Mode Liquéfaction HP :

1 646 792 € 1 523 009 € 1 588 458 € 1 525 145 € 2 479 000 € 2 420 667 € 2 379 000 € 4 508 000 € 4 241 333 € 4 493 651 € 4 432 902 €

Mode Liquéfaction BP

- - - -

- - - 4 358 000 € 4 158 000 €

Tableau 49 : Montants des investissements selon les cas types

Octobre 2015


sur 182



Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100 + 2x20

1x100 + 5x20

Postes de charges

Charges méthanisation hors valorisation du biogaz Charges méthanisation hors valorisation du biogaz

Charges méthanisation hors valorisation du biogaz

UF1- UF2- UF4-UF5 79 208 € 204 668 € 412 739 € UF3- Valorisation du biogaz

Charges valorisation biogaz – Propre au site de

production Charges valorisation biogaz – Propre

au site de production Charges valorisation biogaz – Propre au site de

production

Epuration Pout tout conditionnement 39 377 € 55 258 € 86 517 €

Conditionnement Mode Gaz Comprimé : 16 761 € 26 902 € 43 804 € Mode Liquéfaction HP : 16 895 € 32 487 € 64 974 € Mode Liquéfaction BP - - 64 974 €

Charges collectives à ventiler entre les N sites de

production Charges collectives à ventiler entre les

N sites de production Charges collectives à ventiler entre les N sites de

production

N=3 N=3 N=6 N=3 N=2 N=3 N=6 N=1 N=3 N=3 N=6 Stockage & transport biométhane

Mode Gaz Comprimé : 20 487 € 13 893 € 23 744 € 16 642 € 26 028 € 36 356 € 35 938 € 100 232 € 36 356 € 69 435 € 83 175 € Mode Liquéfaction HP : 11 453 € 6 363 € 12 416 € 8 814 € 19 043 € 21 312 € 25 998 € 38 086 € 32 873 € 36 085 € 44 050 € Mode Liquéfaction BP - - - - - - 148 834 € 243 980 € - -

Déconditionnement et injection

Mode Gaz Comprimé : 33 000 € 14 147 € 16 500 € 11 392 € 49 500 € 36 723 € 20 223 € 99 000 € 40 446 € 70 706 € 56 934 € Mode Liquéfaction HP : Mode Liquéfaction BP - - - - - - - -

Charges TOTALES Mode Gaz Comprimé :

188 832 € 163 385 € 175 589 € 163 378 € 362 357 € 359 908 € 342 990 € 742 292 € 619 862 € 683 201 € 683 169 €

Mode Liquéfaction HP :

179 932 € 155 989 € 164 395 € 155 684 € 360 956 € 350 448 € 338 635 € 701 315 € 637 549 € 671 021 € 665 214 €

Octobre 2015


sur 182


- - - - - - - 775 476 € 672 748 € - -

Tableau 50: Charges retenues selon les cas types


Capacité (Nm3/h) 20 50 100 Cas types 3 x 20 100

+ 2x20 6 x 20 100 + 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100

+ 2x20 1x100 + 5x20

Mode Gaz Comprimé

: 252 209 € 208 768 € 227 671 € 194 920 € 574 001 € 523 957 € 441 727 € 1 097 958 € 844 928 €

1 043 170 € 973 960 € Mode Liquéfaction HP :


- - - - - - - - -

Tableau 51: Recettes selon les cas types

Octobre 2015


sur 182

5. Annexe 5 : Rentabilité des cas types dans le cadre actuel

Rentabilité dans le cadre actuel : cas du gaz comprimé



Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100 + 2x20

1x100 + 5x20

Tarif d’achat considéré (€/MWhPCS) 127,8 € 105,3 € 115,1 € 98,2 € 116,2 € 105,8 € 88,8 € 111,0 € 84,9 € 105,3 € 98,2 €

EBE (€/an) 63 377 € 45 383 € 52 081 € 31 542 € 211 644 € 164 049 € 98 737 € 355 666 € 225 066 € 359 969 € 290 790 € Simulation sans subventions

Taux de subventions (%) 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Valeur actuelle nette (€) -881 868 € -1 026 247 € -970 048 € -1 170 611€ -91 694€ -496 106€ -1 288 28 € -519 578€ -1 645 842€ -446 388€ -1 004 429€ TRB (année) : sans intérêts d'emprunt 26 35 31 49 26 41 237 13 19 13 15

TRI après impôts (%) -6% -9% -8% -12% 2% 0% -6% 1% -3% 1% -1%


Taux de subventions (%) 30% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 10% 10% 10% 10% Valeur actuelle nette (€) -390 330€ -555 839€ -492 511€ -706 465€ 218 065€ -63 956€ -794 887€ -233 079€ -1 212 575€ -164 553€ -596 665€ TRB (année) : sans intérêts d'emprunt 18 24 21 34 21 33 190 12 17 11 14

TRI après impôts (%) -3% -6% -5% -9% 4% 2% -4% 2% -2% 2% 0%

Tableau 52 : Rentabilité actuelle des cas types en gaz comprimé

Octobre 2015


sur 182

Rentabilité dans le cadre actuel : cas du gaz liquéfié en cuves mobiles



Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100 + 2x20

1x100 + 5x20

Tarif d’achat considéré (€/MWhPCS) 127,8 € 105,3 € 115,1 € 98,2 € 116,2 € 105,8 € 88,8 € 111,0 € 84,9 € 105,3 € 98,2 €

EBE (€/an) 72 277 € 52 779 € 63 276 € 39 236 € 213 045 € 173 508 € 103 092 € 396 643 € 207 379 € 372 150 € 308 746 € Simulation sans subventions

Taux de subventions (%) 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Valeur actuelle nette (€) -783 949 € -892 934 € -833 077 € -1 056 749 € -59 674 € -371 057 € -1 148 296 € -175 765 € -1 765 655 € -318 008 € -770 784 € TRB (année) : sans intérêts d'emprunt 23 29 25 39 25 35 161 11 20 12 14

TRI après impôts (%) -5% -8% -6% -10% 2% 0% -5% 2% -4% 1% 0%


Taux de subventions (%) 30% 30% 30% 30% 20% 20% 20% 10% 10% 10% 10% Valeur actuelle nette (€) -289 912 € -436 032 € -356 539 € -599 205 € 245 408 € 30 266 € -672 496 € 101 628 € -1 341 521 € -41 499 € -398 925 € TRB (année) : sans intérêts d'emprunt 16 20 18 27 20 28 129 10 18 11 13

TRI après impôts (%) -1% -4% -2% -7% 4% 3% -3% 3% -3% 2% 1%

Tableau 53 : Rentabilité actuelle des cas types en gaz liquéfié - cuves mobiles

Octobre 2015


sur 182

Rentabilité dans le cadre actuel: cas du gaz liquéfié – camion-citerne

Unité dans scénario n°1 n°5

Capacité (Nm3/h) 100 Cas types 1 x 100 3 x 100

Tarif d’achat considéré (€/MWhPCS) 111,0 € 84,9 € EBE (€/an) 317 690 € 172 180 €

Taux de subventions (%) 0% 0% Valeur actuelle nette (€) -565 422 € - 2 102 523 € TRB (année) : sans intérêts d'emprunt 14 24 TRI après impôts (%) 0,5% -6%

Taux de subventions (%) 10% 10% Valeur actuelle nette (€) -272 722 € - 1 686 723 € TRB (année) : sans intérêts d'emprunt 12 22 TRI après impôts (%) 1,4% -5%

Tableau 54 : Rentabilité des cas types en gaz liquéfié - camion-citerne

Octobre 2015


sur 182

6. Annexe 6 : Tarifs cibles pour les cas types




Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100 + 2x20

1x100 + 5x20

Tarif d’achat considéré

(€/MWhPCS) 127,8 € 105,3 € 115,1 € 98,2 € 116,2 € 105,8 € 88,8 € 111,0 € 84,9 € 105,3 € 98,2 €


Taux de subventions (%) 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS) 205,0 € 187,0 € 195,0 € 185,0 € 141,5 € 139,0 € 136,0 € 139,0 € 121,5 € 132,0 € 130,5 €

Différence / tarif actuel (%) 60% 78% 69% 88% 22% 31% 53% 25% 43% 25% 33%



Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS) 171,0 € 154,5 € 162,5 € 153,5 € 127,8 € 126,0 € 122,5 € 132,0 € 114,5 € 124,5 € 123,4 €


Tableau 55 : Tarifs cibles pour les cas types en gaz comprimé

Octobre 2015


sur 182

Tarif cible pour TRI après impôts 7%: cas du gaz liquéfié cuves mobiles



Cas types 3 x 20 100 + 2x20 6 x 20 100

+ 2x20 2 x 50 3x50 6 x 50 1 x 100 3 x 100 1x100 + 2x20

1x100 + 5x20

Tarif d’achat considéré

(€/MWhPCS) 127,8 € 105,3 € 115,1 € 98,2 € 116,2 € 105,8 € 88,8 € 111,0 € 84,9 € 105,3 € 98,2 €



Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS) 201,0 € 180,5 € 189,0 € 180,0 € 139,0 € 135,0 € 131,5 € 130,5€ 120,0€ 127,0€ 125,5€




Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS) 167,0 € 149,0 € 149,5 € 148,5 € 125,5 € 122,0 € 106,6 € 119,2€ 109,0€ 116,0€ 114,5€


Tableau 56 : Tarifs cibles pour les cas types en gaz liquéfié -cuves mobiles

Octobre 2015


sur 182

Tarif cible pour un TRI après impôts de 7% : cas du gaz liquéfié – camion-citerne

Unité dans scénario n°1 n°5

Capacité (Nm3/h) 100 Cas types 1 x 100 3 x 100

Tarif d’achat considéré (€/MWhPCS) 111,0 € 84,9 €

Taux de subventions (%) 0% 0%

Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS) 130,5€ 120,0€

Différence / tarif actuel (%) 18% 41% Taux de subventions (%) 10% 10% Tarif cible pour TRI 7% (€/MWhPCS) 119,2€ 109,0€

Différence / tarif actuel (%) 7% 28% Tableau 57 : Tarifs cibles pour les cas types en gaz liquéfié - camion-citerne

Octobre 2015


sur 182

7. Annexe 7 : Impact des distances inter-sites sur la rentabilité des cas types

Tableau 58 : Homogénéisation des distances en gaz comprimé

Tableau 59 : Homogénéisation des distance en gaz liquéfié - cuves mobiles


Caractéristiques

Distance inter sites (km) 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain

Coût de production unitaire 108,7 € 105,4 € 3,4 € 108,2 € 105,8 € 2,3 € 93,9 € 92,7 € 1,2 € 104,8 € 102,6 € 2,2 €

Avec subventions

VAN (en €) -233 079 € -30 455 € 202 624 € -63 956 € 25 546 € 89 502 € -1 212 575 € -1 077 342 € 135 233 € -794 887 € -666 416 € 128 471 €

TRI après impôts (%) 1,6% 2,3% 0,7% 1,9% 2,5% 0,6% -2,3% -1,7% 0,6% -3,9% -2,7% 1,2%

Avec subventions

Tarif cible (€/MWh PCS) 132,0 € 128,5 € 3,5 € 126,0 € 123,5 € 2,5 € 114,5 € 113,5 € 1,0 € 122,5 € 120,2 € 2,3 €

Résultats économiques après homogénéisation des distances inter-sites - gaz comprimé

n°11 x 100 Nm3/h

n°43 x 50 Nm3/h

n°53 x 100 Nm3/h

n°86 x 50 Nm3/h



Tarif pour un TRI cible de 7% (après impôts)


Caractéristiques

Distance inter sites (km) 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain

Coût de production unitaire 103,5 € 102,7 € 0,8 € 105,7 € 104,7 € 1,1 € 95,1 € 94,2 € 0,9 € 102,7 € 101,3 € 1,5 €

Avec subventions

VAN (en €) 101 628 € 151 119 € 49 491 € 64 714 € 63 066 € -1 647 € -1 341 521 € -1 241 975 € 99 546 € -605 824 € -586 661 € 19 163 €

TRI après impôts (%) 2,8% 3,0% 0,2% 2,8% 2,8% 0,0% -3,0% -2,5% 0,5% -2,4% -2,2% 0,2%

Avec subventions

Tarif cible (€/MWh PCS) 119,2 € 118,5 € 0,7 € 122,0 € 121,0 € 1,0 € 109,0 € 108,5 € 0,5 € 118,5 € 117,0 € 1,5 €




n°1 n°4 n°5 n°81 x 100 Nm3/h 3 x 50 Nm3/h 3 x 100 Nm3/h 6 x 50 Nm3/h

Résultats économiques après homogénéisation des distances inter-sites - gaz liquéfié cuves mobiles

Octobre 2015


sur 182

Tableau 60 : Homogénéisation des distances en gaz liquéfié - camion-citerne


Caractéristiques

Distance inter sites (km) 40 km 20 km Gain 40 km 20 km Gain

Coût de production unitaire 106,7 € 106,0 € 0,7 € 97,0 € 96,7 € 0,3 €

Sans subventions

VAN (en €) -393 327 € -415 495 € -22 168 € -2 102 523 € -1 921 283 € 181 240 €TRI après impôts (%) 1,1% 1,0% -0,1% -5,9% -5,0% NCAvec subventions

VAN (en €) -272 722 € -125 165 € 147 557 € -1 686 723 € -1 505 483 € 181 240 €

TRI après impôts (%) 1,4% 1,9% 0,6% -4,8% -3,9% NC

Sans subventions

Tarif cible (€/MWh PCS) 138,5 € 137,4 € 1,1 € 125,0 € 124,0 € 1,0 €Avec subventions

Tarif cible (€/MWh PCS) 131,5 € 130,7 € 0,8 € 118,2 € 117,2 € 1,0 €




Résultats économiques après homogénéisation des distances inter-sites - gaz liquéfié camion citerne

n°1 n°51 x 100 Nm3/h 3 x 100 Nm3/h

Octobre 2015


sur 182

8. Annexe 8 : Synthèse technico-économique des scénarios

Figure 63 : Synthèse scénario 1

Critères de définition du scénario Substrats

Nombre d'unités 1

Répartition des débits de production 1 x 100 Nm3CH4/h

Distances des unités au point d'injection 40

Niveau d'épuration sur site de méthanisation épuration complète

Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413

débit < 2000 Nm3/h :

Déclaration

distribution du CH4

liquéfié ICPE 1414

Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4

liquéfié (ICPE 4718)

tonnage <50 T :

Déclaration

Transport du biométhane transport routier TMD pour le composé 1972

Type de stockage / transport Gaz liquéfié -cuves

mobiles

Gaz liquéfié- camion

citerneCoût (€/an) 20 086 € 77 246 €

Ratio (km/an/MWhPCS injecté ) 0,70 1,39


Bilan GES global du projet (Teq CO2) -3 202 -3 192

Tonnage de CO2 évité par la méthanisation -3 248 -3 248

Tonnage de CO2 créés par la valorisation du biogaz 46 56

Rappel conditionnement/transportGaz liquéfié -cuves

mobiles


citerne

Montant de l'investissement (€) 4 508 000 € 4 358 000 €

Ratio d'investissement (€/Nm3CH4/h) 45 080 € 43 580 €

Montant des charges (€/an) 701 315 € 672 748 €

Coût de production unitaire Total (€/MWhPCS injecté) 103 € 107 €

Taux de subventions accordé (%)Tarif d'achat actuel (€/MWhPCS)

Avant subventions 2% 1%

Après subventions 4% 1%

Avant subventions 130,5 € 138,5 €

Après subventions 119,2 € 131,5 €

Synthèse scénario n°1

Aspects règlementaires

Transport du biométhane

Impacts environnementaux

Analyse économique (mutualisée entre les unités de méthanisation)

Conditionnement / stockage du biométhane

-3 248

57

-3 191

6,15

Conditionnement biométhane comprimé Conditionnement biométhane liquéfié

transport routier TMD pour le composé 1971

Gaz comprimé - racks bouteilles

82 232 €

132,0 €

ICPE 2781-1 et 2781-2: Autorisation car déchets IAA de catégorie III

Rentabilité tarif actuel (TRI après impôts )

10%


109 €

2,88

4 656 000 €

46 560 €

742 292 €

Tarif cible pour TRI après impôts de 7% (€/MWhPCS)

1%

2%

139,0 €

111 €

20%

5%

5%

20%

0%

20%

10%

20%

Tonnage scénario 1 : 18 880 t/anEffluents d’élevage

Résidus culture

CIVE

Déchets IAA sans hygiénisation

Déchets collectivités sanshygiénisationBoues STEP

Déchets collectivités à hygiéniser

Graisses à hygiéniser

Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 2


Distances des unités au point d'injection 20 km


Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ? stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4

liquéfié (ICPE 4718 )

tonnage <50 T :

Déclaration


Type de stockage / transport

Coût (€/an)

Ratio (km/an/MWhPCS injecté )

Efficience énergétique

Bilan GES global du projet (Teq CO2)

Tonnage de CO2 évité par la méthanisation

Tonnage de CO2 créés par la valorisation du biogaz

Rappel conditionnement/transport

Montant de l'investissement (€)

Ratio d'investissemnt (€/Nm3CH4/h)

Montant des charges (€/an)Coût de production unitaire Total (€/MWhPCS injecté)Taux de subventions accordé (%)Tarif d'achat actuel (€/MWhPCS)

Avant subventionsAprès subventions




ICPE 2781-1 et 2781-2: 52 t/j par unité donc Enregistrement






34 056 €

0,99

Gaz liquéfié -cuves mobiles

12 062 €

0,35

109 €

6,87

-3 340

-3 381

41


3 381

11

6,00

-3 370


2%

4%


141,5 €


Rentabilité tarif actuel (TRI après impôts)


5 034 000 €

50 340 €

724 714 €

110 €

20%

4 958 000 €

49 580 €

721 912 €

116,2 €

127,8 €

2%

4%

139,0 €

125,5 €

80%

4%

3%10%

3% Tonnage scénario 2 : 39 200 t/an

Effluents d’élevage

Résidus culture

CIVE


Déchets collectivités sanshygiénisation

Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 3




Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration



Coût (€/an)








Ratio d'investissement (€/Nm3CH4/h)

Montant des charges (€/an)

Coût de production unitaire Total (€/MWhPCS injecté)







ICPE 2781-1 et 2781-2: 22 t/j par unité donc déclaration




10 359 €

0,50




37 462 €

1,82


5,79

-1 559

-1 585

26


6,46

-1 557

-1 586

29


4 915 374 €

81 923 €

566 496 €

154 €

30%

4 940 376 €

82 340 €

539 796 €

150 €

171,0 €

-5%

-1%

201,0 €

167,0 €

127,8 €

-6%

-3%


205,0 €

Rentabilité tarif actuel (TRI après impôts)

70%

5%

10%

15%


Résidus culture

CIVE





Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 3




Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration



Coût (€/an)













Avant subventionsAprès subventions 126,0 € 122,0 €

108 € 106 €

20%

Rentabilité tarif actuel (TRI après impôts)0% 1%

2% 3%


139,0 € 135,0 €

105,8 €

7 361 000 € 7 262 000 €

49 073 € 48 413 €

1 079 723 € 1 051 345 €

Gaz comprimé - racks bouteilles Gaz liquéfié -cuves mobiles

1,98 0,93


6,50 5,75

-4 997 -4 993

-5 071 -5 071

74 78





85 068 € 39 935 €






80%

4%

3%10% 3%


Résidus culture

CIVE





Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 3




Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration


Type de stockage / transport Gaz liquéfié -cuves

mobiles


citerne

Coût (€/an) 62 620 € 87 061 €

Ratio (km/an/MWhPCS injecté ) 0,73 0,42


Bilan GES global du projet (Teq CO2) -9 595 -9 603

Tonnage de CO2 évité par la méthanisation -9 745 -9 745

Tonnage de CO2 créés par la valorisation du biogaz 150 142

Rappel conditionnement/transportGaz liquéfié -cuves

mobiles


citerne

Montant de l'investissement (€) 12 724 000 € 12 998 000 €

Ratio d'investissement (€/Nm3CH4/h) 42 413 € 43 327 €

Montant des charges (€/an) 1 912 646 € 2 545 968 €

Coût de production unitaire Total (€/MWhPCS injecté) 95 € 96 €


Avant subventions -3% NC

Après subventions -2% NC

Avant subventions 120,0 € 125,0 €

Après subventions 119,2 € 118,2 €

12 998 000 €

43 327 €

1 859 585 €

114,5 €

94 €

84,9 €

Rentabilité tarif actuel (TRI après impôts )-3%

-2%

Tarif cible pour TRI après impôts de 7% (€/MWhPCS)121,5 €




85 068 €


0,99


6,17

-9 624

-9 745

121




ICPE 2781-1 et 2781-2: Autorisation car déchets IAA de catégorie III



20%

5%5%

20%

0%

20%

10%

20%


Résidus culture

CIVE





Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 3

Répartition des débits de production 100 + 2 x20 Nm3CH4/h



Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration



Coût (€/an)














ICPE 2781-1 et 2781-2: Autorisation pour l'unité de 100 Nm3/h car déchets IAA de catégorie III et

Déclaration pour les unités de 20 Nm3/h car 22t/j






73 220 € 20 525 €


1,52 0,43


6,54 5,82

-2 684 -2 686

-2 748 -2 748

64 62


7 716 250 € 7 539 670 €

55 116 € 53 855 €

1 009 970 € 982 998 €

133,1 € 116,0 €

113 € 110 €

18%

Rentabilité tarif actuel (TRI après impôts)-2% -1%

0% 1%


150,0 € 142,3 €

105,3 €

43%

5%

7%

18%

0%

11%

5% 11%


Résidus culture

CIVE





Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 6




Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration



Coût (€/an)
















ICPE 2781-1 et 2781-2: 22 t/j par unité donc Déclaration






100 465 € 32 495 €


2,44 0,79


6,38 5,78

-3 107 -3 115

-3 173 -3 173

66 58


9 550 750 € 9 530 750 €

79 590 € 79 423 €

1 053 535 € 986 369 €

162,5 € 149,5 €

146 € 140 €

30%


-5% -2%


195,0 € 189,0 €

115,1 €

70%

5%

10%

15% 0%


Résidus culture

CIVE


Déchets collectivités sans

hygiénisationBoues STEP



Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 6




Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration



Coût (€/an)









Montant des charges (€/an)Coût de production unitaire Total (€/MWhPCS injecté)












161 629 € 107 989 €


1,88 1,26


6,53 5,72

-9 997 -9 978

-10 142 -10 142

145 164


14 802 000 € 14 274 000 €

49 340 € 47 580 €

2 057 940 € 2 031 809 €

122,5 € 106,6 €

105 € 103 €

20%


-4% -2%


136,0 € 131,5 €

88,8 €

80%

4%

3%10% 3%


Résidus culture

CIVE






Octobre 2015


sur 182



Nombre d'unités 6

Répartition des débits de production 100 + 5 x20 Nm3CH4/h



Méthanisation

compression du CH4

ICPE 1413


Déclaration

distribution du CH4


Remplissage de

bouteilles ou

conteneurs :

Autorisation ?

stockage du CH4

comprimé ICPE 1411

tonnage < 10 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration

stockage du CH4


tonnage <50 T :

Déclaration



Coût (€/an)














ICPE 2781-1 et 2781-2: Autorisation pour l'unité de 100 Nm3/h car déchets IAA de catégorie III et

Déclaration pour les unités de 20 Nm3/h car 22t/j






112 385 € 46 118 €


1,64 0,67


6,18 5,52

-5 799 -5 792

-5 892 -5 892

93 100


12 211 625 € 12 211 625 €

61 058 € 61 058 €

1 500 062 € 1 443 634 €

138,5 € 131,5 €

120 € 116 €

22%


-4% -3%


157,7 € 152,8 €

98,2 €

54%

5%

8%

17%

0%7%

3%

6%


Résidus culture

CIVE






L’ADEME EN BREF

L'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de

l'Energie (ADEME) participe à la mise en œuvre des

politiques publiques dans les domaines de

l'environnement, de l'énergie et du développement

durable. Elle met ses capacités d'expertise et de

conseil à disposition des entreprises, des collectivités

locales, des pouvoirs publics et du grand public, afin

de leur permettre de progresser dans leur démarche

environnementale. L’Agence aide en outre au

financement de projets, de la recherche à la mise en

œuvre et ce, dans les domaines suivants : la gestion

des déchets, la préservation des sols, l'efficacité

énergétique et les énergies renouvelables, la qualité

de l'air et la lutte contre le bruit.

L'ADEME est un établissement public sous la tutelle

conjointe du ministère de l'Environnement, de l’Energie

et de la mer et du ministère de l'Éducation nationale,

de l'Enseignement supérieur et de la Recherche.

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