Mission ADEME réalisée par S3D -- Etude technique, économique et environnementale sur l’injection centralisée de biométhane dans le réseau de gaz -- GT Injection du 13 mai 2016

Présentation de la mission et des résultats Phases d’étude : Phase 1 : Etude bibliographique (restituée en 11/2015) Phase 2 : Définition des scénarios (restituée en 11/2015) Phase 3 : Etude technique, économique et environnementale des scénarios (restituée en 05/2016)

Phase 1 : Etude bibliographique En Europe : 2 références pertinentes : Lidköping (Suède) : 1 unité de 750 Nm3/h avec portage de biométhane liquéfié vers des stations GNL Porstdown Hill (Royaume-Uni) : 5 unités de 100-150 Nm3/h avec portage de biométhane vers un point d’injection En France : 1 projet d’injection portée en réalisation (Méthabraye) et 9 à l’étude

Phase 1 : Etude bibliographique et technique Revue technique sur l’injection centralisée : Technologies éprouvées Certains d’acteurs en position de fournisseur exclusif sur des équipements Economies d’échelles importantes entre 20 et 50 Nm3CH4/h Difficulté technique : liquéfaction du biométhane à faible pression (<3bars)  taux de CO2 infime nécessaire pour éviter la formation de cristaux Points règlementaires : Rubriques ICPE 2781-1 : Digestion anaérobie 1411 et 1413 : Stockage et compression du biométhane gazeux 1412 et 1414 : Stockage et distribution du biométhane liquide SEVESO 4718 : gaz inflammables liquéfiés Vigilance ICPE 1414 & SEVESO 4718 pour le gaz liquéfié Pas de nécessité d’odoriser le biométhane avant transport

Phase 1 : Etude Bibliographique Synoptique : Les 5 briques fonctionnelles pour l’injection centralisée

Phase 2 : Définition des scénarios Conclusions issues des projets identifiés Portage sur plus de 40-50 km rare, au vu de la densité des réseaux Capacités des projets variables: En Bretagne, groupement de 6 à 10 unités avec des débits réduits : 20-30Nm3/h Par rapport au reste de la France (typiquement : 2 unités de 50-150 Nm3/h) 9 scénarios retenus  24 cas types à étudier Numéro Nbre d’unités de méthanisation Débits de production (Nm3CH4/h) Débit total injecté (Nm3CH4/h) Gaz comprimé – racks bouteilles Gaz liquéfié – cuves mobiles Gaz liquéfié – camion-citerne Scénario 1 1 1 x 100 100 X Scénario 2 2 2 x 50   Scénario 3 3 3 x 20 60 Scénario 4 3 x 50 150 Scénario 5 3 x 100 300 Scénario 6 1 x 100 + 2 x 20 140 Scénario 7 6 6 x 20 120 Scénario 8 6 x 50 Scénario 9 1 x 100 + 5 x 20 200

Phase 3 : Etude technique Description des 3 types d’unités de méthanisation Substrats et rations

Phase 3 : Etude logistique transport biométhane Simulations effectuées Résultats obtenus : Nombre de kilomètres parcourus par an Fréquence des rotations Temps de main d’œuvre associé Coûts de prestation transport Stockages nécessaires

Phase 3 : Etude logistique transport biométhane Coûts de prestation de transport Transport de gaz liquéfié cuves mobiles cryogénique avantageux avec: Diminution significative du nombre de kilomètres parcourus (divisé par 2 ou 3) Diminution des temps de travail globaux Des charges annuelles moins élevées

Phase 3 : Etude environnementale Bilan GES = Gaz à Effet de Serre = TCO2eq produites par le projet -TCO2eq évitées par la méthanisation Par unité de méthanisation : entre 1 100 et 3 200 teq de CO2 évitées (respectivement pour un 20 et 100 Nm3/h) Sur l’épuration du biogaz : entre 10 et 48 teq produites Sur le conditionnement du biométhane : entre 9 et 72 teq produites Sur le transport du biométhane : entre 3 et 50 teq produites Pour les projets : entre 1 500 et 9 800 teq CO2 évitées Ordre de grandeur entre GES produites et GES évitées des projets : 1 à 1000, grâce à la méthanisation

Phase 3 : Etude environnementale Répartition des émissions GES de la valorisation du biogaz

Phase 3 : Etude économique Principe de l’étude économique: La rentabilité de chaque installation de méthanisation type est étudiée individuellement Présentation méthode d’analyse des 24 cas types Détermination des CAPEX , OPEX et recettes Méthode de ventilation pour les frais collectifs : au prorata de la part d’énergie injectée Calculs des coûts de production unitaires (€/MWhPCS injecté) 5 briques de coûts : méthanisation – épuration – conditionnement – stockage/transport – déconditionnement/injection Détermination de la rentabilité dans les conditions tarifaires actuelles Calculs EBE, TRB, VAN et TRI (avant impôts) Sans puis avec subventions Simulation du tarif pour atteindre un TRI cible de 7% (après impôts)

Phase 3 : Etude économique Synthèse des investissements (CAPEX) Comparaison par capacité de production de l’investissement « injection centralisée » à un investissement « référence » Unité 20 Nm3CH4/h : référence = unité de cogénération de 95kWe (~1 M€) Unité 50 Nm3CH4/h : référence = unité en injection directe de 50 Nm3CH4/h (~2,2 M€) Unité 50 Nm3CH4/h : référence = unité en injection directe de 100Nm3CH4/h (~3,8 M€) Homogénéité des investissements pour chaque capacité sur différents scénarios Surcoût de 60% pour une unité de 20 Nm3CH4/h par rapport à sa référence Surcoût de 15 à 20% pour les unités de 50- 100 Nm3CH4/h par rapport aux références

Phase 3 : Etude économique Synthèse des charges Comparaison par capacité de production des charges « injection centralisée » à des charges « référence » Homogénéité des charges pour chaque capacité sur différents scénarios Surcoût de 50% pour une unité de 20 Nm3CH4/h par rapport à sa référence Niveaux équivalents (± 5%) pour les unités de 50- 100 Nm3CH4/h par rapport aux références

Phase 3 : Etude économique Recettes : 2 sources considérées Economies d’engrais (Unités agricoles) ou Prestation d’épandage (unités centralisées) Vente de biométhane Choix : Ne pas considérer de redevances déchets (grandes variabilités suivant les unités et recettes non viables sur 15 ans) Vente de biométhane : Tarifs (€/MWhPCS injectés)

Phase 3 : Etude économique Synthèse des recettes Comparaison par capacité de production des recettes « injection centralisée » à des recettes « référence » Disparité des recettes pour chaque capacité sur différents scénarios Gain de 22% de recettes pour une unité de 20 Nm3CH4/h par rapport à sa référence Pertes de 10-11% de recettes pour les unités de 50- 100 Nm3CH4/h par rapport aux références

Phase 3 : Etude économique Ratio EBE / Recettes Plages de valeurs acceptables pour Ratio EBE/ Recettes : [40% ; 60%] Les unités en injection centralisée ont des niveaux trop élevés de charges Ratios EBE /Recettes compris entre 16% et 35%

Phase 3 : Etude économique Coûts de production unitaires (€/MWhPCS)

Phase 3 : Etude économique Coût de production unitaires (€/MWhPCS) Coûts production du biogaz proches quelle que soit l’unité : 62 à 67 €/MWhPCS Les briques épuration et conditionnements sont les plus impactées par les économies d'échelles. Peu d'impact du type de transport, avantage léger pour le gaz liquéfié en cuves mobiles

Phase 3 : Etude économique Synthèse économique : Coûts unitaires, rentabilité et Tarifs cibles Pour un transport de gaz comprimé en racks bouteilles Rentabilité dans les conditions tarifaires actuelles : Aucun des 11 cas types n’atteint les critères attendus Nécessité de définir un nouveau tarif de rachat (avec et sans subvention) pour atteindre un TRI cible de 7% (après impôts)

Phase 3 : Etude économique Synthèse économique : Coûts unitaires, rentabilité et Tarifs cibles Pour un transport de gaz liquéfié en cuves mobiles Rentabilité dans les conditions tarifaires actuelles : Aucun des 11 cas types n’atteint les critères attendus Nécessité de définir un nouveau tarif de rachat (avec et sans subvention) pour atteindre un TRI cible de 7% (après impôts)

Phase 3 : Etude économique Synthèse économique : Coûts unitaires, rentabilité et Tarifs cibles Pour un transport de gaz liquéfié en camion citerne Aucune rentabilité dans le cadre actuel Tarifs cibles plus élevés qu’en gaz comprimé ou gaz liquéfié-cuves mobiles pour une unité de 100 Nm3/h

Phase 3 : Etude économique Graphique de synthèse des tarifs d’achats

Conclusions et perspectives Verrou technique : liquéfaction BP et la transport en camion-citerne exclut pour des débits de production < 100 Nm3CH4/h limite sur l’épuration Transport de biogaz comprimé super critique au stade R&D (projet Cobiogaz) Vigilance règlementaire : Sur le biométhane liquéfié  SEVESO 4718 et ICPE 1414 Bilan GES et Efficience énergétique comparables au reste de la filière méthanisation Economie des projets marquée par ; Des surcoûts d’investissements / unités référence, surtout pour les 20 Nm3/h (+60%) Des charges d’exploitation comparables aux unités de référence en 50 et 100 Nm3/h Des recettes très variables suivant la configuration en face de coûts quasiment fixes Des mécanismes de soutiens nécessaires pour les unités de 20 Nm3CH4/h  mais à comparer aux aides apportées aux unités en cogénération de ces tailles Pour les unités de 50 et 100 Nm3/h, les groupements d’unités similaires (3X50, 6X50, 3X100) sont les cas types les plus favorables

Conclusions et perspectives Perspectives si l’injection centralisée se développe Multiplier les volumes de biométhane injectés et atteindre les objectifs de gaz vert dans les réseaux Projets de territoire évolutifs : nouvelles installations de méthanisation peuvent rejoindre un point d’injection centralisée Pistes d’amélioration de la filière Mécanismes de soutien (appels d’offres, subventions, nouvel arrêté tarifaire) Baisses des coûts des équipements épuration/conditionnement avec l’évolution de la demande Epuration partielle sur chaque site de méthanisation et transport de biogaz  économie sur les épurateurs mais quid des nouveaux équipements ? Mécanisme de soutien pour l’injection de biométhane « hors réseau » , cohérence énergétique d’utiliser le biométhane comprimé-liquéfié comme carburant

Phase 3 : Etude économique Détermination des Investissements (CAPEX) Investissement de la brique méthanisation : ratios de calcul Investissement des 4 briques valorisation du biogaz: Investissements spécifiques Investissements Spécifiques Agricole Centralisée Débit injectable (Nm3CH4/h)  20 50 100 BRIQUE METHANISATION 748 125 € 1 410 000 € 2 980 000 € BRIQUES 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 € 121 000 € Liquéfaction BP/HP 92 000 € 184 000 € 238 000 € Analyse du biométhane Analyseur 4 gaz : 5000€ Analyseur 4 gaz+PCS  30 000 €

Phase 3 : Etude économique Investissements (CAPEX) Briques valorisation du biogaz : Investissements collectifs à ventiler Investissements Collectifs Déconditionnement et aménagement du site d’injection (génie civil) 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 (10 pieds) 2 400 Nm3 : 130 000 € (20 pieds) 4 800 Nm3 : 230 000 € Stockage mobile cryogénique (20 m3) 12 000 Nm3 : 100 000 €

ANNEXE ; détail des charges Charges (OPEX) Charges UF1-UF2-UF4-UF5 – Hors valorisation du biogaz Agricole individuelle Agricole collective Centralisée Débit injectable (Nm3CH4/h)  20 50 100 BRIQUE METHANISATION Gestion des substrats Transport Effluents d’élevage 0 €/t MB 0€/TMB 3€/TMB Transport substrats extérieurs 2€/TMB 4€/TMB Suivi biologique 3000 €/an 5 000 €/an 6 000€/an Production de substrats Achat/production CIVE 22€/TMB 30€/TMB Achat/production résidus de culture Coûts autres substrats - Gestion digestat Transport+Epandage Maintenance Process méthanisation Maintenance process méthanisation 1,5% de l’investissement total Consommables Process méthanisation Electricité pour le process méthanisation 7% de l’électricité équivalente vendue en cogénération Main d'œuvre 600 h/an 1600 h/an 2400 h/an Autres frais Frais généraux 10 000€/an 20 000€/an Assurance 4% de l’investissement total CET et Taxe foncière 3% VA

ANNEXE : Détail des charges Charges UF3 (Valorisation du biogaz ) : Charges spécifiques + Charges collectives à ventiler Charges UF3 Agricole individuelle Agricole collective Centralisée Débit injectable (Nm3CH4/h)  20 50 100 Charges spécifiques valorisation du biogaz BRIQUE EPURATION DU BIOGAZ Maintenance épurateur 4% de l’investissement/an Electricité Epuration 0,85€/kWh et 0,31kWh/Nm3CH4 Charbon actif 750kg à 4,2€/kg 1500 kg à 4,2€/kg Autres consommables 1 051€/an 2 628 €/an 5 256 €/an BRIQUE CONDITIONNEMENT Maintenance Compression 10 000 €/an  Maintenance Liquéfaction 6 500 €/an 6 500€/an 13 000€/an Electricité Compression 0,85€/kWh et 0,24kWh/Nm3CH4  Electricité Liquéfaction 0,85€/kWh et 0,369 kWh/Nm3CH4 Charges collectives à ventiler BRIQUE STOCKAGE & TRANSPORT Maintenance des conteneurs mobiles 6 000€/an par conteneur Transport du biométhane (cf étude logistique) BRIQUE DECONDITIONNEMENT & INJECTION Location du poste GrDF 73 000 €/an  Analyse de gaz 9 000 €/an (moyenné sur 15 ans) Consommation électrique injection 11 MWh/an à 0,85€/kWh Consommation électrique déconditionnement 0,1kWh/Nm3CH4 à 0,85€/kWh Amortissement achat parcelle 10 000€/an

ANNEXE : Hypothèse analyse économique Hypothèses de la rentabilité économique Taux d'actualisation : 3% Taux de subvention variable suivant le type d'instalation: 20 Nm3/h : 30% 50 Nm3/h : 20% 100 Nm3/h : 10% Durée d'amortissement : 15 ans Neutralisation des montages financiers Perte de 20% de recettes la 1ère année Rentabilité avant impôts sur les sociétés : TRI de 9% Rentabilité après impôts sur les sociétés : TRI de 7%