Post on 26-Jan-2016
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Orientations générales pour le calcul de ligne de base MDP au Maroc pour
les secteurs de l’électricité et du brûlage du biogaz de décharge
Par: Dr M. Belhaj Soulami
CLEAN TECH
Ingénierie conseils: Eau – Energie - Environnement
Cleantech@wanadoo.net.ma
Ministère de l’Aménagement du Territoire de l’Eau et de l’Environnement
Secrétariat d’État à l’Environnement
Conseil National MDP
Avril 2004
Récupération et brûlage en torchère du biogaz dans le
cadre de la réhabilitation de la décharge d’Akreuch
Détermination de la ligne de base L’approche de la ligne de base adoptée
est l’option 48.b de la déclaration de Marrakech: c’est le scénario présentant « les émissions de la technologie qui constitue une alternative économique attrayante et tient compte des barrières d’investissement »
Cette approche peut être appliquée comme méthodologie de ligne de référence . Mais, elle doit être interprétée et rendue opérationnelle dans les conditions du projet.
A partir du concept de sélection du scénario futur le plus probable, déterminé par une conduite économiquement rationnelle.
Une analyse financière qui constitue une interprétation appropriée qui a déjà été utilisée pour un projet de décharge similaire au Brésil:
C’est la méthodologie de ligne de base : « Analyse Financière Simplifiée pour un projet d’investissement où Business As Usual est la seule alternative » approuvée par le comité exécutif (11ème meeting).
Détermination de la ligne de base
Conditions d’application Le scénario de la ligne de base comporte
uniquement 2 alternatives : Projet proposéScénario du « Business As Usual »
(BAU) Le taux de rentabilité interne du projet
d’investissement proposé sans les revenus de carbone est nettement inférieur aux niveaux acceptables normalement pour des investissements avec des risques et les contextes sectoriels et nationaux similaires. Utilisation de critères de comparaison tels que le taux d’intérêt des bons du trésor
Conditions remplies dans le projet de collecte et de brûlage du biogaz de la décharge d’Akreuch
Le recouvrement du coût d’investissement du projet (850.000 US $) n’est pas possible sans la vente des crédits de carbone, seul revenu potentiel (retour sur investissement nul)
L’analyse financière montre que l’inclusion de la production d’électricité n’est pas l’option la plus attrayante économiquement. De plus, il n’y a pas de réglementation marocaine actuelle ou prévisible qui impose le torchage du biogaz dans les décharges fermées.
Il reste donc deux alternatives :
– Emission non contrôlée du biogaz: Scénario BAU
– Le projet proposé
Conditions d’application
Application de la méthodologie par étapes
Liste des scénarios possibles de la ligne de base
2 scénarios : BAU + alternative du projet
Calcul du taux de rentabilité interne maximal du projet sans les crédits de carbone
Comparaison TRI du projet , avec le « TRI acceptable »
Conclusion: le projet n’est pas rentable et le scénario BAU est l’alternative la plus attrayante économiquement donc de la ligne de base
Application de la méthodologie par étape
Analyse anticipée du développement du scénario de la ligne de base
Description complète du scénario de la ligne de base
Analyse financière Le seul retour sur investissement potentiel de la
récupération du biogaz est la vente d’électricité dont la faisabilité dépend des caractéristiques du secteur de l’énergie électrique:
Monopole de la production par l’ONE et ses partenaires (concessions)
Taux d’accroissement de la demande 5.8%/anL’analyse financière montre que le TRI du
projet sans crédits de carbone est négatif
Analyse de sensibilité menée avec des hypothèses très conservatives du point de vue additionalité (prix de vente du kwh = 0.30dh - dépôt de 510 t/j de déchets). Le meilleur scénario donnant le TRI le plus élevé possible:
TRI max. = 3.49 % avec un temps de retour sur investissement de 21 ans
À comparer au taux d’intérêt à long terme des bons du trésor 5 à 6%
Analyse financière Option de génération d’électricité
Analyse financière
L’analyse financière montre donc que même dans les meilleures conditions possibles qui sont loin d’être réalistes, le projet n’est pas économiquement attrayant
Description complète du scénario de la ligne de base (BAU)
Estimation complète des émissions des GES de la ligne de base incluant l’évaluation de la part de biogaz torché en l’absence du projet
Scénario BAU
Estimation de la production du biogaz générée par les décharges basée sur le modèle de décroissance du 1er ordre de l’US EPA
Production nette de méthane
de méthane émis80%
de méthane torché
20%
Scénario du projet
Production nette de méthane
de méthane collecté et brulé85%
d'émission résiduelle de méthane15%
Estimation de la production du biogaz générée, collectée et brûlée par les décharges basée sur le modèle de décroissance du 1er ordre de l’US EPA
Estimation du biogaz produit par la décharge
La quantité annuelle de biogaz produit par la décharge est estimée selon le modèle de décroissance de l’US EPA, moyennant la formule suivante :
PBA = 2 x PPM x QD x (e-K.F – e-K.O) Avec : PBA : Production en biogaz durant l’année A du
projet MDP (m3/an). PPM : Potentiel de production du méthane par
les déchets solides, dépendant de la teneur des déchets en matière organique. Pour le Maroc, PPM = 160,06 m3/t.
QD : Quantité annuelle moyenne de déchets déposés dans la décharge, pondérée sur la durée de son exploitation
K : Taux annuel de production du biogaz. On prend K = 0,1 (an-1)
F : Années passées depuis la fermeture de la décharge F = A – Année de fermeture-1.
O : Années passées depuis l’ouverture de la décharge O = A – Année d’ouverture.
Estimation du biogaz produit par la décharge
Estimation du biogaz produit par la décharge
Calcul des CER (Réductions Certifiées des émissions) engendrées pour chaque année (A) du cycle du projet MDP, en tenant compte de :
PBA calculé pour les les deux scénario BAU
Taux d’émission 80% (BAU) - 15% (Projet) = 65% ; Du facteur de précaution sur la production de biogaz
FPP = 75% ; De la teneur du biogaz en méthane TM = 60% ; De la densité du méthane DM = 6,7899 10-4 (t/m3) ; Du potentiel en gaz a effet de serre du méthane
PGES = 21 ;
Methane net Production (t/an)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
t CO2 (t CO2 equivalents)
0
50000
100000
150000
200000
250000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
ORIENTATIONS GENERALES POUR LE CALCUL DE LA LIGNE DE BASE MDP DU SECTEUR ELECTRIQUE
AU MAROC
METHODOLOGIE DE LIGNE DE BASE
DONNEES HISTORIQUES
PROJECTIONS FUTURES
CALCUL DES CER POUR LE CAS DES CENTRALES EOLIENNES
METHODOLOGIE DE LIGNE DE BASE
MÊME METHODOLOGIE UTILISEE DANS LE PDD DU PARC
EOLIEN D’ESSAOUIRA
OBJECTIF DE L’ESTIMATION DES EMISSIONS: LA
DETERMINATION DE L’EVOLUTION DU FEC DES CENTRALES
ELECTRIQUES DURANT LA PERIODE D’ACTIVITE DU PROJET
EVOLUTION DU FEC
ELLE RESULTE DES DONNEES SUIVANTES :
DONNEES HISTORIQUES
PROJECTIONS FUTURES
Données historiques
Consommation en combustible de la centrale i QC(i) en
tonnes ;
Facteur d’émission de carbone pour le combustible utilisé
dans la centrale i FECC(i) en tonne CO2 par tonne de
combustible:
• Charbon : 2,419 – Fioul et dérivés : 2,933 – Diesel et gaz :
3,142) ;
Production en électricité de chaque centrale i QE(i) en MWh ;
Données historiques (suite)
• Le facteur d’émission de carbone (FEC) la chaque
centrale i:
• FEC(i) (tCO2/MWh) = QC(i) x FECC(i) / QE(i) ;
• La production totale en électricité de toutes les
centrales QE ;
• Le FEC de la centrale i pondéré en fonction de sa
production FECP(i) (tCO2/MWh) = QE(i) x FEC(i) /
QE ;
Données historiques (suite)
• Le FEC global des centrales existantes,
« FEC Operating Margin (FECOM) » calculé
par sommation des FECP(i) ;
Données historiques
• Le FEC global des centrales les plus récentes, dit
« FEC Récent Additions (FECRA) (tCO2/MWh) »
calculé comme procédure précitée pour le FECOP
mais en se limitant aux centrales les plus récentes.
• Sur la base des FECOM et FECRA, un nouveau
facteur combiné, dit « FEC Combined Margin
FECCM (tCO2/MWh) » est calculé sur la période
d’activité du projet MDP
Projections futures
• Production en électricité de la centrale i QE(i) en MWh ;
• Facteur d’émission de carbone (FEC) pour la centrale i, FEC(i) (tCO2/MWh) émanant des calculs précédents;
• Production totale en électricité de toutes les centrales QE ;
• Le FEC pondéré de la centrale i en fonction de sa production, FECP(i) (tCO2/MWh) = QE(i) x FEC(i) / QE ;
• Le FEC global des centrales existantes durant l’année considérée, dit « FEC Projected Operating Margin (FECPOM) (tCO2/MWh) » calculé par sommation des FECP(i) ;
SCHEMA GENERAL DE LA METHODOLOGIE Le projet MDP retardera ou annulera
l’investissement dans d’autres centrales
BUILD MARGIN OPERATING MARGIN
Données disponibles sur l’extension future du réseau d’électricité national
Données disponibles sur l’extension future du réseau d’électricité national
Changements significatifs prévisibles dans le système de production d’électricité durant la période d’activité du projet MDP
FUTURE ADDITIONS RECENT ADDITIONS
COMBINED MARGIN Avec FUTURE ADDITIONS
COMBINED MARGIN Avec RECENT ADDITIONS
PROJECTED OPERATING MARGIN
STATIC OPERATING MARGIN
OUI NON
OUI
NON
OUI NON OUI
OUI NON
NON
CALCUL DES CER POUR LE CAS DES CENTRALES EOLIENNES
Pour un projet de centrale éolienne, les émissions générées
MDP sont nulles.
Les CER sont les émissions générées, durant la période
d’activité du projet MDP, par une centrale fictive ayant la même
production annuelle que celle de la centrale éolienne, et un
FEC égal au minimum des FECRA et FECPOM.
Le FEC estimé pour le projet d’Essaouira est de l’ordre 0.8
tCO2 MWH. Il varie selon l’année de la période du projet.
MDP - Projet Parc éolien d'Essaouira 210 GWh/an
1 2 3 4 5 6 7 8 9 102005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Operating Margin 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896Recent additions 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836Combined Margin 0,896 0,890 0,883 0,876 0,869 0,863 0,856 0,849 0,843 0,836POM 0,853 0,805 0,809 0,798 0,729 0,736 0,744 0,752 0,760 0,769
Project 210 000 MWh/an
1 2 3 4 5 6 7 8 9 102005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Operating Margin 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212Recent additions 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518Combined Margin 188 212 186 802 185 391 183 981 182 570 181 160 179 749 178 339 176 928 175 518POM 179 035 169 099 169 826 167 588 153 176 154 465 156 202 157 939 159 677 161 414
CEF
CO2 (t/yr)
Merci de votre attention
Par: Dr M. Belhaj Soulami CLEAN TECH Ingénierie conseils: Eau – Energie - Environnement Cleantech@wanadoo.net.ma