Mission ADEME réalisée par S3D -- Etude technique, économique et environnementale sur l’injection centralisée de biométhane dans le réseau de gaz -- Salon Biogaz Europe 28 janvier 2016

Injection de biométhane : Portée ou centralisée ? Points communs : Injection indirecte sur un réseau de gaz naturel (≠ injection directe, par canalisations enterrées ) Transport routier de gaz comprimé ou liquéfié Poste d‘injection loué au gestionnaire de réseau (GrDF, GRT…) Différences Injection portée : 1 unité de méthanisation pour 1 point d’injection Injection centralisée : Plusieurs unités de méthanisation pour 1 point d’injection Techniquement les 2 solutions sont valables, mais cadres réglementaire et juridique à préciser pour l’injection centralisée : Qui vend le gaz ? A quel tarif ? Qui en est responsable ? Comment gérer le transport du biométhane ?

Transport du biométhane : Portage ou Collecte ? Injection centralisée : 2 techniques de transport routier Portage Le camion fait des allers-retours, arrive avec un conteneur vide au site de méthanisation et repart avec un conteneur plein vers le site d’injection Collecte : La camion fait une « tournée du laitier », arrive avec sa citerne partiellement remplie sur chaque site, revient au site d’injection quand elle est pleine Site de méthanisation Site d’injection Portage biométhane Collecte biométhane

Phase 1 : Contexte et Etude bibliographique Injection centralisée : Enjeux économiques Amener la méthanisation là où ni la cogénération ni l’injection directe n’était possible Revenus complémentaires pour des exploitants agricoles Rationnaliser et mutualiser des frais (poste d’injection, maintenance ) Contraintes : Mode de calcul du tarif du biométhane pas adapté : Actuellement : Tarif dégressif suivant le débit au point d’injection Perte conséquente de chiffre d’affaires par rapport au tarif au point de production  Evolution tarifaire à l’étude

Phase 1 : Contexte et Etude bibliographique Injection centralisée : Enjeux énergétiques et environnementaux Rapprocher les producteurs et les consommateurs de gaz naturel Augmenter la part de gaz vert dans les réseaux GrDF, GRT… Améliorer le bilan carbone par rapport aux unités de méthanisation centralisées (≠ unités individuelles avec injection centralisée) Transport lisier (10 km) : 140 kWh de carburant pour 1 800 kWh d’énergie Transport biométhane (10 km) : 140 kWh de carburant pour 45 000 – 110 000 kWh d’énergie. 25 à 60 fois plus d’énergie déplacée. Contraintes : Gérer la logistique du transport de biométhane pour minimiser l’impact énergétique Gérer le traitement du biométhane non-conforme au point d’injection

Techniques d’injection centralisée

Phase 1 : Contexte et Etude bibliographique Les exemples européens Transport routier de biométhane : Lidköping en Suède : 1 unité de méthanisation et de liquéfaction du biométhane 750 Nm3 CH4/h portés vers des stations de bioGNL, en fonctionnement depuis 2012 Injection centralisée de biométhane : Portsdown Hill au Royaume Uni : 5 unités de méthanisation, compression HP de biométhane, portage routier sur 20-30km puis injection de 380 Nm3 CH4/h , en fonctionnement depuis 2014 Unité de Lidköping, [1] Poste d’injection Portsdown Hill [2] Actuellement : peu de projets (en fonctionnement) avec plusieurs unités pour une injection centralisée de biométhane en Europe Caractère innovant des technologies, du modèle… Exploitations agricoles françaises de taille modérée  méthanisation à petite et moyenne échelle En France , réseaux de gaz naturel denses  plus d’injection que de biométhane carburant

Phase 1 : Contexte et Etude bibliographique Les projets d’injection portée ou centralisée en France

Phase 2 : Proposition de scénarios Typologie des projets identifiés en injection portée/centralisée Projets individuels (1 unité de méthanisation) : Portage sur 5-25 km Injection portée, sur le réseau de distribution Au moins 80-100 Nm3 CH4/h injectés Taille critique d’une unité, équivalent 400-500 kWe installés Projets « petits collectifs » (Entre 2 et 5 unités): Injection centralisée, sur le réseau de distribution Au moins 30 Nm3 CH4/h injectés par unité Taille critique d’une unité, équivalent 150 kWe installés Projets « gros collectifs » (6, 8 voire une dizaine d’unités) Portage sur 5-40 km Injection centralisée sur le réseau de transport Au moins 20 Nm3 CH4/h injectés par unité, au moins 200 Nm3 CH4/h au total Taille critique d’une unité, équivalent 100 kWe installés

Phase 2 : Proposition de scénarios Conclusions issues des projets identifiés Portage sur plus de 40-50 km rare, au vu de la densité des réseaux Portage de moins de 3-4km peu rentable, projets orientés vers l’injection directe En Bretagne, projets « gros collectifs » (7, 10 unités) par rapport au reste de la France où les projets « petits collectifs » sont déjà rares Hypothèses retenues pour les scénarios 2 types d’unités de méthanisation ; à la ferme ou centralisées, avec une ration type fixée suivant les retours des suivis ADEME Dans un projet ; toutes les unités ont la même technologie de méthanisation, d’épuration, de conditionnement et de transport Toutes les unités sont à la même distance du point d’injection

Phase 2 : Proposition de scénarios 9 scénarios retenus Paramètres Possibilités Nombre d’unités de méthanisation Entre 1 et 6 Débits de production d’une unité (Nm3CH4/h) Entre 20 et 100 Débit d’injection total (Nm3CH4/h) Entre 60 et 300 Répartition de la production de biométhane Débit identique pour ttes les unités OU Un gros débit associé à des petits débits Distance des unités au point d’injection (km) Entre 5 et 40 Mode d’épuration du biogaz Lavage à l’eau, PSA, Filtration membranaire OU Lavage aux amines Mode de conditionnement du biométhane Compression HP (250 bar) OU Liquéfaction Mode de stockage du biométhane Stockage mobile OU Racks fixes ou Cuves fixes Mode de transport du biométhane Portage « allers-retours » Collecte « tournée du laitier »

Récapitulatif des scénarios d’étude Au COPIL de novembre 2015 : 8 scénarios proposés Modifications : Suppressions des scénarios 1x50 Nm3CH4/h et 1x150 Nm3CH4/h Débit minimum d’une unité de production : Diminution de 30 à 20 Nm3CH4/h Création d’un scénario 1x100 Nm3CH4/h ( comme élément de comparaison) 9 scénarios définitifs : Numéro Nbre d’unités de production de CH4 Répartition des débits unitaires (Nm3CH4/h) Débit total injecté (Nm3 CH4/h) Scénario 1 (comparaison) 1 1 x 100 100 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

Description des unités de méthanisation 3 tailles d’unités de production de biométhane : Unité 20 Nm3CH4/h : Equivalent 95 kWe installés Unité 50 Nm3CH4/h : Equivalent 235 kWe installés Unités 100 Nm3CH4/h : Equivalent 470 kWe installées 2 typologies d’unités de méthanisation : A la ferme ( considéré pour les unités de 20 et 50 Nm3CH4/h) Centralisée (considéré pour les unités de 50 et 100 Nm3CH4/h) Débit injectable (Nm3CH4/h) 20 50 100 Unité à la ferme Tonnage associé (TMB/an) 8 000 20 000 - Rendement biologique (Nm3CH4/TMB) 22 Centralisée 9 500 19 000 46

Description des unités de méthanisation Répartitions des substrats selon la typologie de la méthanisation Unité à la ferme : Substrat majoritaire : Effluents d’élevage 70% CIVE + résidus de culture : 15% du tonnage Déchets agro-alimentaires/déchets verts sans hygiénisation : 15% du tonnage Aucun déchet à hygiéniser Unité centralisée : Effluents d’élevage : 20% CIVE + résidus de culture : 10% Biodéchets agro-alimentaires/déchets verts sans hygiénisation : 20% Boues et graisses de STEP sans hygiénisation : 20% Biodéchets agro-industriels à hygiéniser : 20% Biodéchets des collectivités (déchets de cuisine…) à hygiéniser : 10% 30% du tonnage à hygiéniser

Hypothèses économiques Charges d’exploitation Lot 1 : production du biogaz Gestion des substrats Si A la ferme : Transport effluents d’élevage : Pas de coût associé Transport substrats extérieurs : 2€/TMB Production de CIVE : 22€/TMB (hypothèse 350€/ha et 16 TMB/ha) Récoltes résidus de culture : 30€/TMB Si Centralisée : Transport effluents d’élevage : 3€/TMB Transport substrats autres : 3€/TMB Achat de CIVE : 30€/TMB Achat de résidus de culture : 30€/TMB Gestion du digestat Transport + épandage : 3 €/TMB de substrats non épandus auparavant (effluents exclus) Transport + épandage : 6 €/TMB de digestat (total)

Hypothèses économiques Charges d’exploitation lot 2 : valorisation du biogaz 2 catégories de charges : Charges spécifiques : propres à chaque unité de production de biométhane Charges communes : à ventiler entre les unités de production de biométhane NB : clé de répartition = une unité paye au prorata de sa production de biométhane injectée (40% des charges communes si 40% de l’énergie vendue) Charges spécifiques : Maintenance : (Maintenance d’une unité de cogénération : 25€/ MWhe injectés) Maintenance épurateur + conditionnement : suivant technos, 4,7 à 6,3 €/MWhPCS injectés Provision pour grosses réparations : 1% de l’investissement total Consommables : Conso électrique épurateur + conditionnement : suivant technos et débit, 0,4 à 0,6 kWh/Nm3 biogaz traité Charbon actif : 15kg/ (Nm3CH4/h injecté) / an Eau , soude, air comprimé : suivant techno d’épuration

Hypothèses économiques Charges d’exploitation lot 2 : valorisation du biogaz Charges communes à ventiler : Stockage du biométhane (suivant technologie choisie) : Entretien des unités de stockage sur sites de production et d’injection Le cas échéant : Prestation de location des unités de stockage Transport du biométhane (suivant technologie choisie) : Carburant Main d’œuvre (transport + déchargements sur sites) Entretien du camion Le cas échéant : Prestation de transport extérieur Poste d’injection : Suivant le réseau choisi ? Location poste d’injection : 80 000€/an pour un poste GrDF Frais d’analyse biométhane au point d’injection : 9 000€/an poste GrdF (prise en compte de 10 analyses la 1ere année puis 3 analyses par an) Possibilité d’ajouter les chiffres GRT pour les scénarios pertinents

Investissements Scénarios d’études Résultats scénarios unités centralisées pour un exemple Ex: un 50 Nm3CH4/h, épuration membranaire et compression : entre 2,5M€ et 2,7M€ tot Ex : un 100 Nm3CH4/h épuration membranaire et compression : entre 4,7 M€ et 5,2 M€ tot

Recettes Scénarios d’études Unités à la ferme Unités centralisées

Charges Scénarios d’études Unités à la ferme : exemple portage biométhane comprimé

Détermination des indicateurs de rentabilité et coûts de production unitaire 3 approches : Méthode des coûts complet : coûts de production unitaire du biogaz / du biométhane (MWh PCS) Evaluation des charges fixes et variables pour chaque lot (production du biogaz et valorisation du biogaz) Calcul du taux de marge sur charges variables Calcul du point mort en €/MWhPCS injecté Comparaison entre les scénarios d’études et les scénarios de référence des coûts de revient unitaire (€/MWh valorisé) : Coût de revient unitaire (€/MWh valorisée) = (Dotations aux amortissements + Charges d’exploitation annuelles) / Energie valorisée par an En injection  potentiel énergétique du biométhane injecté = Energie valorisée En cogénération  Energie électrique vendue + Chaleur valorisée = Energie valorisée

Détermination des indicateurs de coûts et de rentabilité 3 approches : 2. Indicateurs de rentabilité : selon tarif actuel Calcul de l’excédent brut d’exploitation EBE (€/an) Calcul des valeurs actuelles (VA et VAN) (€) Calcul du temps de retour brut TRB (ans) Calcul du taux de rentabilité interne TRI (%) Tarifs de rachats de biométhane dans le cadre actuel Taux de subventions appliqués « moyenne constatée projets actuels » : 30% pour une unité de 20 Nm3CH4h soit 95kW 15% pour une unité de 50 Nm3CH4/h soit 235kW 10% pour une unité de 100 Nm3CH4/h soit 470kW

Détermination des indicateurs de coûts et de rentabilité 3 approches : 3. Estimation du tarif de rachat nécessaire pour atteindre un TRI cible de 8% pour chacun des cas types