Biogaz et méthanisation

De
Publié par

Biogaz et méthanisation

Publié le : jeudi 21 juillet 2011
Lecture(s) : 230
Nombre de pages : 14
Voir plus Voir moins
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture)   COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) Contact: Christian Couturier, christian.couturier@solagro.asso.fr  05 67 69 69 69    Biogaz et méthanisation  1.  BIOGAZ: +2,1 MTEP D'ICI 2020 ........................................................ 2  a ) Gaz de décharge : +600 ktep 2  b ) Biogaz « agricole  : +1.400 ktep 2  c ) Autres ressources 3  2.  UNE POLITIQUE POUR LE GAZ RENOUVELABLE ....................... 4  a ) Exemple pour une unité de 30 m3/h de méthane (correspondant à 100 kW el.)5  b ) Exemple pour une unité de 100 m3/h de méthane (correspondant à 300 kW el.) 5  3.  LE COUT DE PRODUCTION DE L ELECTRICITE A LA FERME .... 7  a ) Caractéristiques structurelles générales 7  b ) Diversité de matières méthanisées et autonomie 7  c ) Diversité des débouchés thermiques 8  d ) Puissances électriques installées 8  e ) Investissement 9  f ) Rentabilité des projets 10  4.  ANNEXES ......................................................................................... 12  a ) Le potentiel biogaz des matières agricoles résiduelles est de 12 Mtep 12  b ) La méthanisation dégrade-t-elle le potentiel humique ? 13  c ) Quel est le « rendement  de la méthanisation ? 13  d ) Peut-on méthaniser les résidus de cultures sans dommages pour l’environnement ? 14     Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
  1. Biogaz: +2,1 Mtep d ici 2020  La ressource mobilisable à l’horizon 2020 est estimée à 2,4 Mtep, soit +2,1 Mtep par rapport à la situation actuelle.  a ) Gaz de décharge : +600 ktep Le potentiel de gaz de décharge récupérable et valorisable 1  passera par un maximum de 800.000 tonnes de méthane, ce qui correspond à une puissance électrique installée de 500 MW 2 (contre 100 MW actuellement).  Tableau : potentiel de valorisation du gaz de décharge en France 2007 2 008 2009 2 010 2015 2 020  ktCH 4  187 254 326 402 812 725 ktep 221 300 385 474 930 856 GWh 902 1 227 1 572 1 936 3 798 3 495 MW elec 113 153 197 242 475 437  Pour comparaison, la puissance installée sur gaz de décharge au Royaume-Uni est actuellement de 818 MW. La quantité de biogaz de décharge valorisée est passée de 822 ktep en 2001 à 1407 ktep en 2005, soit un rythme annuel d’augmentation de +145 ktep par an.   b ) Biogaz « agricole  : +1.400 ktep  La puissance électrique installée en Allemagne en biogaz « agricole  est passée de 250 MW en 2004 à 1.250 MW en 2007. Ceci démontre la capacité de l’industrie allemande du biogaz à fournir une offre de 300 MW de capacité supplémentaire annuelle. La voie française sera différente de la voie allemande : la situation actuelle est comparable à la situation qui prévalait en Allemagne avant l’introduction d’une prime aux cultures énergétiques. Au cours de la première phase de développement, il s’est construit près de 2000 installations totalisant 250 MW électriques.  Tableau : évolution des capacités installée en biogaz agricole en Allemagne 3 . Année 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Capacité cumulée, MW 49 78 110 160 190 247 665 949 1270 TCAM - 59% 41% 45% 19% 30% 169% 43% 34% Capacité installée, MW - 29 32 50 30 57 418 284 321                                                  1  Source : « Waste Landfilling in Europe: Energy Recovery and Greenhouse Gas Mitigation , étude réalisée par SOLAGRO pour la Sustainable Landfill Foundation, Février 2008. http://www.sustainablelandfillfoundation.eu e n. 32   SLao uprucies s: aBnioceg aess tb caaslicsudlaétee ne nD emuotsychnlnaen ds,u rJ a8n.0vi0e0r  h2e0u0r8e. sF pNaRr . a  Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
Le potentiel de biogaz agricole en France est calculé en faisant l’hypothèse que le rythme d’installation de 300 MW par an sera atteint en 2020. En partant d’une puissance installée de 1 ou 2 MW en 2009, cela suppose un taux de croissance annuel moyen d’environ 60 ou 70%. D’où le tableau ci-dessous.  Tableau : prospective sur le développement du biogaz agricole en France  2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Puissance installée, MW 1 2 3 5 8 13 22 38 63 107 179 301 Puissance cumulée, MW 1 3 6 10 18 32 54 92 155 262 441 742 ktep/an 4  2 5 10 19 33 58 99 169 285 481 810 1362  Ces chiffres comprennent les installations individuelles et les installations collectives, pratiquant la codigestion de sous-produits agricoles (déjections d’élevages, résidus de cultures) et de déchets agro-alimentaires, avec une proportion marginale de cultures énergétiques dédiées. Le gisement mobilisé en 2020 correspond à 13% du gisement des matières agricoles résiduelles (incluant les résidus de culture, mais sans compter les déchets agro-alimentaires). Toutes les données sont présentées ici en puissance électrique. Il suffit de multiplier les puissances électriques par 3 pour obtenir un équivalent en puissance « gaz .  c ) Autres ressources  Les autres ressources n’ont pas été étudiées ici. On assiste à une importante progression du biogaz produit par méthanisation des déchets ménagers et assimilés. Le potentiel supplémentaire sur boues d’épuration, ainsi que sur effluents industriels, reste également important.  titre indicatif, une unité traitant 50.000 tonnes de déchets en méthanisation produit environ 3.000 tep en énergie primaire. Le potentiel de développement est sans doute largement supérieur à 100 ktep.      
                                                4 Conversion MW en ktep : hypothèses d’un fonctionnement de 7500 heures, rendement électrique de 35%.  Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
 2. Une politique pour le gaz renouvelable  a ) Un mécanisme similaire aux dispositifs existants pour l électricité renouvelable Le soutien au gaz renouvelable pourrait être construit à l’image des dispositifs de soutien à l’électricité renouvelable :  Obligation d’achat de la part des distributeurs locaux  Prix d’achat garanti sur le long terme, à un niveau suffisamment attractif pour les producteurs  Le surcoût par rapport au prix du marché est financé par la CSPE   Ces aspects avaient été étudiés dans le cadre du projet BIOCOMM (Altener 4.1030/C/02-082/2002), ils avaient abouti à une esquisse de projet de directive européenne. L’étude indique que le coût de la production du biogaz injecté sur le réseau public, se décompose ainsi : Taille Petites unités Grandes unités (<100 m3/h) (200-300 m3/h) Correspondance en kW élec 200 kW el 500 kW el Coût de production, /MWh gaz 50-60 30 Coût d’épuration, /MWh gaz 30-40 15 TOTAL, /MWh gaz 80-100 45  Le coût de la canalisation de raccordement est estimé à 6 par mètre et par an : pour une canalisation de 5 Km par exemple, on compte 30.000 /an comprenant les annuités et les coûts de maintenance. Nous avons repris ces calculs sur une version adaptée du logiciel « GAZDEFERME  (variante « production de gaz naturel ) pour vérifier s’ils correspondent à la situation française.  
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
b ) Quel coût d achat pour le gaz renouvelable produit à la ferme ?   Exemple pour une unité de 30 m3/h de méthane (correspondant à 100 kW el.) Mélange : 3000 t lisier, 700 t fumier, 700 t paille (50 /t) Injection réseau à 5 kilomètres. Matière   première  Méthanisation  Epuration  Injection  TOTAL  Investissement  k   305  314  250  868   Annuités  k /an  38  39  31  107     Conduite  k /an  18  18  Achat électricité  K /an  9  9       Maintenance  K /an  9  33  43  Autres coûts  K /an  38  2  39    Total exploitation  K /an  38  38  33  0  109  Total annuités +   exploitation  K /an  38  76  72  31  216  Coût total  /MWh  20  41  39  17  117  
   Exemple pour une unité de 100 m3/h de méthane (correspondant à 300 kW el.) Mélange : 9000 t lisier, 2000 t fumier, 3000 t paille (50 /t) Injection réseau à 5 kilomètres. Matière   p emière  Méthanisation  Epuration  Injection  TOTAL  r Investissement  k   903 612 250 1765 Annuités  k /an   111 75 31 218 Conduite  k /an   51 51 Achat électricité  K /an   33 33 Maintenance  K /an   21 119 139 Autres coûts  K /an  150 6 156 Total exploitation  K /an  150 110 119 0 379 Total annuités + exploitation  K /an  150 222 194 31 596 Coût total  /MWh 23 34 29 5 90  
 Nos calculs confirment les résultats de l étude BIOCOMM , qui s’appuie sur plusieurs études réalisées en Suède (SGC) ou en Allemagne (Wuppertal Institut). Pour des installations « à la ferme , le prix d’achat du gaz renouvelable devrait donc se situer aux environs de 90 à 120 /MWh.  Le prix du gaz naturel à l’importation a dépassé 20 /MWh (source DGEMP). Le différentiel par rapport au tarif du marché est de 70 à 100 /MWh de gaz.     Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
    Graphique : évolution du prix du gaz importé CAF en constants (2006) par MWh    Le prix d’achat de l’électricité ex-biogaz peut atteindre, pour des situations comparables, de 140 /MWh si la chaleur est correctement valorisée. Pour comparaison, le prix de vente de l’électricité sur le marché européen est de 46 /MWh en 2006. Pour l’électricité, le différentiel entre le prix de marché et le tarif d’achat est donc de 94 /MWh.  Dans les deux cas –, – le gaz et l’électricité-, le différentiel entre le prix du marché et le prix d’achat, est donc du même ordre de grandeur. ’ ’ Il est donc légitime d accorder au gaz ce qui a été accordé à l électricité, sur le plan tarifaire. Une autre conclusion de ces études est que le coût du raccordement au réseau ne doit pas être surestimé. En effet, il ne compte que pour 5 à10% du coût global dans les deux cas analysés ici. Il est donc possible de transporter le gaz sur des distances relativement importantes – beaucoup plus loin que l’eau chaude.    
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
 3. Le coût de production de l électricité à la ferme  Le coût de production de l’électricité, pour des installations de méthanisation à la ferme, est analysé ici à partir des études réalisées par Solagro. Il ne s’agit donc pas d’un échantillon représentatif, mais de situations réelles ayant fait l’objet d’une étude d’avant-projet.  a ) Caractéristiques structurelles générales Les exploitations agricoles engagées dans une démarche méthanisation individuelle avec Solagro sont de taille relativement importante, tant au niveau de la SAU que du nombre d’UGB (Unité Gros Bétail): -SAU moyenne sur cet échantillon : 189 ha (moyenne française : 45 ha). - nombre moyen d’UGB : 750 ; le GAEC X et ses 9 700 UGB biaise fortement cette moyenne. Si on n’intègre pas cette exploitation, le nombre moyen d’UGB descend à 226 . - Toujours en excluant le GAEC X, la charge d’UGB/ha est de 1,2 (moyenne française : 1,1). - Le nombre moyen d’UTH par exploitation est de 5 (moyenne française : 2,2).   b ) Diversité de matières méthanisées et autonomie   Autonomie sur le gisement de matière Sur les projets étudiés, les gisements de matière organique destinés à la méthanisation proviennent :  des activités de l’exploitation agricole : 71% du gisement brut total,  de co-substrats extérieurs à l’exploitation : 29% du gisement total.  Cette répartition reflète la bonne autonomie des exploitations agricoles pour ce qui est du gisement disponible en propre : 12 exploitations sont ainsi autonomes pour plus de 2/3 du gisement brut, mais 3 exploitations disposent de moins d’1/3 du gisement en propre.   Diversité des matières méthanisées Le graphique suivant illustre la diversité des matières organiques intégrées dans les projets de méthanisation. Fumier et lisier forment 65% du tonnage total méthanisé.     Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
c ) Diversité des débouchés thermiques  La chaleur produite par cogénération est destinée à être valorisée pour :  du chauffage de maisons d’habitation : 32% de la chaleur totale valorisée,  du chauffage de bâtiment d’élevage et d’eau de lavage : 27% de la chaleur totale valorisée,  du chauffage de serre : 24% de la chaleur totale valorisée,  du séchage de matières : 17% de la chaleur totale valorisée,              d ) Puissances électriques installées Les puissances supérieures à 250 kVA sont exceptionnelles.                   
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
Certains élevages, sans co-produits, disposent d’un gisement agricole de 250 kW. Mais il s’agit dans ces deux cas soit d’un élevage très important, soit d’un agriculteur collectant des lisiers et fumiers dans son voisinage. Le projet de 350 KW dépend à 80% de coproduits.  
  e ) Investissement L’investissement est relativement proportionnel au tonnage de matières méthanisées.  
Rapporté au kW, l’investissement peut dépasser les 10.000 /kW. Il ne devient inférieur à 5.000  que pour des puissances supérieures à 250 kW. Le cas général est entre 6.000 et 9.000 /kW.
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
 
  f ) Rentabilité des projets En fonction de la puissance : - au-dessous de 50 kW, les cas de rentabilité sont exceptionnels - au-delà, la rentabilité ne dépend guère de la puissance - le temps de retour est de l’ordre de 10 ans ± 3 ans                    En fonction du taux de valorisation : tous les projets dont le taux de valorisation global est supérieur à 70%, ont un TRB (temps de retour brut) inférieur à 10 ans.
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
Aucun projet dont le taux de valorisation est inférieur à 45% n’a un TRB inférieur à 15 ans.                 En fonction de la présence des coproduits : - tous les projets disposant de plus de 50% de coproduits sont rentables ; mais pas plus que les projets sans ou avec très peu de coproduits
 
 Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) et SOLAGRO - Contact: Christian Couturier,  
Soyez le premier à déposer un commentaire !

17/1000 caractères maximum.