SUIVI TECHNIQUE, ÉCONOMIQUE, … · effluents d'élevage. Le dimensionnement prévoit une puissance nominale électrique de 75 kWe mais ... dun relevé jusqu¶à fin novembre 2015

Étude réalisée pour le compte de l’ADEME par l'APESA, Marine CORDELIER, Mathieu LALANNE, Philippe POUECH

Contrat n°1206C0108

Coordination technique : Julien THUAL– Service Mobilisation et Valorisation des Déchets – Direction Economie Circulaire et Déchets – ADEME Angers

RAPPORT à 12 mois de suivi

SUIVI TECHNIQUE, ÉCONOMIQUE, ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL D’INSTALLATIONS INNOVANTES DE PETITE

MÉTHANISATION À LA FERME

INSTALLATION : NAPAGESE / ARKOLIA

Avril 2016

Avril 2016

Suivi technique, économique, environnemental et social d’installations innovantes de petite méthanisation à la ferme – NAPAGESE /ARKOLIA – Rapport à 12 mois de suivi

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REMERCIEMENTS Nous remercions chaleureusement les membres du Comité de pilotage qui ont par leur disponibilité et leurs conseils largement contribué à la réussite de ce suivi : Julien THUAL – ADEME Guillaume BASTIDE – ADEME Isabelle HEBE – ADEME Michel BONHOMME – ARKOLIA Stéphane HATTOU – ARKOLIA Nicolas BORNET – ARKOLIA Marine CORDELIER – APESA Philippe POUECH – APESA Mathieu LALANNE – APESA Audrey EL HABTI – S3D Germain L’HERIAU – S3D David GUIANVARCH – S3D Alexandre FARCY – BIOMASSE NORMANDIE Sandrine BANVILLE – BIOMASSE NORMANDIE Damien CHAUVIN – BIOGASVIEW Luc DEVIENNE – EARL DEVIENNE Philippe NOUVELLON – EARL DEVIENNE

CITATION DE CE RAPPORT

APESA (Marine CORDELIER – Philippe POUECH – Mathieu LALANNE) - 2016 - Suivi technique, économique, environnemental et social d’installations innovantes de petite méthanisation – Installation Gaec Des Buissons - Rapport - 72 pages.

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

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SOMMAIRE

1 CONTEXTE .................................................................................................................................................................... 9

2 HISTORIQUE ................................................................................................................................................................ 9

3 DESCRIPTIF TECHNIQUE...................................................................................................................................... 10

3.1 Fonctionnement ................................................................................................................................ 10

3.2 Bilan d’exploitation prévisionnel ....................................................................................................... 13

3.3 Synoptique et implantation ............................................................................................................... 14

3.4 Instrumentation en place .................................................................................................................. 16

4 ETAT DE LA MISE EN PRODUCTION ................................................................................................................. 20

4.1 Dysfonctionnements rencontrés et causes identifiées ....................................................................... 20

4.2 Retours d’expériences ....................................................................................................................... 22

5 BILAN DE FONCTIONNEMENT À 12 MOIS ...................................................................................................... 23

5.1 Performances biologiques ................................................................................................................. 23

5.1.1 Composition du mélange entrant ........................................................................................................ 23

5.1.2 Potentiel méthanogène de la ration .................................................................................................... 27

5.1.3 Charge organique et taux d’expression du potentiel méthanogène ................................................... 27

5.2 Performances énergétiques ............................................................................................................... 32

5.2.1 Bilan biogaz .......................................................................................................................................... 32

5.2.2 Bilan électrique .................................................................................................................................... 32

5.2.3 Bilan thermique ................................................................................................................................... 34

5.2.4 Bilan énergétique ................................................................................................................................ 35

6 BILAN DES PERFORMANCES ENVIRONNEMENTALES ET SOCIALES ..................................................... 37

6.1 Temps passé ...................................................................................................................................... 37

6.2 Efficience énergétique ....................................................................................................................... 38

6.3 Bilan gaz à effet de serre ................................................................................................................... 39

6.4 Intégration de l’installation dans l’exploitation agricole .................................................................... 40

6.5 Evaluation des risques de nuisances .................................................................................................. 46

7 BILAN ÉCONOMIQUE ............................................................................................................................................. 48

7.1 Investissement .................................................................................................................................. 48

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7.1.1 Investissement global pour Napagèse ................................................................................................. 48

7.1.2 Décomposition des investissements pour Napagèse .......................................................................... 48

7.1.3 Financement pour Napagèse ............................................................................................................... 49

7.1.4 Répartition des investissements pour l’unité de 330 kW .................................................................... 49

7.1.5 Financement de l’unité de 330 kW ...................................................................................................... 50

7.2 Comptes d’exploitation Napagèse ..................................................................................................... 50

7.3 Compte d’exploitation unité 330 kW ................................................................................................. 55

7.4 Indicateurs de rentabilité financière .................................................................................................. 58

8 RÉSULTATS DES ANALYSES RÉALISÉES .......................................................................................................... 60

9 CONCLUSION ............................................................................................................................................................. 62

10 ANNEXES .................................................................................................................................................................... 65

10.1 Annexe 1 : Rapport BiogasView ......................................................................................................... 65

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LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Vue du digesteur ................................................................................................................... 10 Figure 2 : Schéma de fonctionnement .................................................................................................. 10 Figure 3 : Vue du dessus du digesteur .................................................................................................. 11 Figure 4 : Vue 3D du site ....................................................................................................................... 11 Figure 5 : Chargement de la trémie ....................................................................................................... 12 Figure 6 : Système d’introduction dans le digesteur ............................................................................. 12 Figure 7 : Vue du dessus du digesteur et de la cuve de stockage de digestat liquide ......................... 13 Figure 8 : Synoptique de l'installation .................................................................................................... 15 Figure 9 : Implantation de l'installation .................................................................................................. 15 Figure 10 : Débit de biogaz et énergie électrique produite en fonction du temps le 3 mars 2015 ........ 17 Figure 11 : Fluctuation du débit de biogaz du 5 au 11 janvier 2015 ..................................................... 17 Figure 12 : Puissance de la cogénération du 5 au 11 janvier 2015 ...................................................... 18 Figure 13 : Débit de biogaz en fonction de la puissance de la cogénération ........................................ 18 Figure 14 : Schéma de l’évolution du débit mesuré par le débit mètre ................................................. 19 Figure 15 : Evolution du volume de biogaz en fonction de l’énergie brute de la cogénération ............. 20 Figure 16 : Schéma de l’unité telle que construite et modifications envisagées ................................... 21 Figure 17 : Composition du mélange entrant (t/mois) – Hors eau de dilution ....................................... 23 Figure 18 : Composition de la ration et comparaison au prévisionnel ................................................. 24 Figure 19 : Composition du mélange entrant (t/mois) ........................................................................... 25 Figure 20 : Taux de MS/MO de la ration brute et diluée ....................................................................... 26 Figure 21 : Bilan du potentiel méthanogène entrant (Nm

3 CH₄/t MB) ................................................... 27

Figure 22 : Charge organique et taux d’expression du potentiel méthanogène ................................... 27 Figure 23 : Taux de dégradation de la matière organique calculé de deux façons différentes ............ 30 Figure 24 : Bilan de la consommation de CH₄ comparée aux prévisions et taux de méthane dans le biogaz .................................................................................................................................................... 32 Figure 25 : Bilan de la production électrique mesurée comparée aux prévisions, et rendement électrique ............................................................................................................................................... 33 Figure 26 : Temps de fonctionnement moteur par rapport au prévisionnel .......................................... 34 Figure 27 : Bilan de la chaleur produite, de ses usages et des températures relevées sur le process 34 Figure 28 : Répartition des consommations électriques des différents organes .................................. 36 Figure 29 : Bilan énergétique - synoptique ............................................................................................ 37 Figure 30 : Répartition du temps passé pour l’exploitation de l’installation de méthanisation .............. 38 Figure 31 : Synoptique des flux de matières ......................................................................................... 43 Figure 32 : Stockage de digestat liquide ............................................................................................... 44 Figure 33 : Détail de l'indicateur de risque de nuisances ...................................................................... 47 Figure 34 : Ventilation des investissements .......................................................................................... 48 Figure 35 : Répartition des investissements par poste ......................................................................... 49 Figure 36 : Répartition des investissements par poste pour l’unité de 330 kW .................................... 50 Figure 37 : Evolution du Chiffre d’affaires (lié uniquement à la vente d’électricité) .............................. 54 Figure 38 : Paramètres techniques déterminant les performances économiques de l'unité de 330 kW ............................................................................................................................................................... 56

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LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Historique ............................................................................................................................. 9 Tableau 2 : Bilan d'exploitation prévisionnel ......................................................................................... 14 Tableau 3 : Instrumentation disponible sur site ..................................................................................... 16 Tableau 4 : Composition de la ration et comparaison au prévisionnel.................................................. 23 Tableau 5 : Taux de MS/MO de la ration brute et diluée ...................................................................... 26 Tableau 6 : Durée de digestion obtenue lors des tests de pouvoir méthanogène ................................ 28 Tableau 7 : Taux de dégradation de la MO observé en BMP ............................................................... 29 Tableau 8 : Synthèse des performances biologiques et techniques ..................................................... 31 Tableau 9 : Bilan énergétique – valeur absolue .................................................................................... 35 Tableau 10 : Bilan énergétique – valeurs relatives ............................................................................... 36 Tableau 11 : Estimation des couts d'épandage avant/après................................................................. 43 Tableau 12 : Bilan matières ................................................................................................................... 44 Tableau 13 : Evaluation du risque de nuisances................................................................................... 46 Tableau 14 : Indicateurs d’investissement ............................................................................................ 49 Tableau 15 : Paramètres techniques déterminant les performances économiques de l'unité Napagèse ............................................................................................................................................................... 51 Tableau 16 : Comptes d’exploitation analyse 1..................................................................................... 52 Tableau 17 : Comptes d’exploitation analyse 2..................................................................................... 53 Tableau 18 : Calcul du résultat net dans le cas 1 ................................................................................. 55 Tableau 19 : Calcul du résultat net dans le cas 2 ................................................................................. 55 Tableau 20 : Charges et recettes prévisionnelles pour l’unité de 330 kW ............................................ 56 Tableau 21 : Calcul du résultat net prévisionnel sur l’unité de 330 kW ................................................ 57 Tableau 21 : Indicateurs financiers dans le cas 1 ................................................................................. 58 Tableau 22 : Indicateurs financiers dans le cas 2 ................................................................................. 58 Tableau 24 : Indicateurs financiers dans le cas d’une unité de 330 kW ............................................... 59 Tableau 23 : Analyses des matières entrantes ..................................................................................... 60 Tableau 24 : Résultats des analyses sur le mélange entrant et le digestat .......................................... 61

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IDENTITE

Porteur de projet EARL DEVIENNE

Localisation PARISOT (81 310)

Constructeur ARKOLIA

Type d’installation Voie pâteuse continue

Puissance électrique 100 kWélec

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PREAMBULE

Mise en service à l’automne 2014, l'installation de méthanisation de l’EARL DEVIENNE basée à Napagèse, Parisot dans le Tarn (81) est de type voie pâteuse continue et intègre un digesteur, qui de par sa configuration permet de séparer les étapes d’hydrolyse de celles d’acidogénèse, d’acétogénèse et de méthanogénèse. La spécificité de cette installation réside dans son mode d’agitation par injection de biogaz sous pression. L'unité traite divers substrats avec une dominante effluents d'élevage. Le dimensionnement prévoit une puissance nominale électrique de 75 kWe mais l’installation est équipée d’un moteur d’une puissance de 100 kWe. Le suivi de l’installation a débuté en décembre 2014 et les données présentées ci-après ont fait l’objet d’un relevé jusqu’à fin novembre 2015 : le présent bilan porte donc sur 12 mois de suivi.

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1 Contexte

L’EARL Devienne, domiciliée à Parisot, a souhaité mettre en place une station de méthanisation pour traiter les effluents d’élevages produits sur son exploitation. Philippe Nouvellon et Luc Devienne sont associés pour l’exploitation en agriculture biologique de 160 ha, dont 60 de maïs grain, 40 de prairie, 20 de luzerne et le reste de céréales (majoritairement de l’orge et un peu de sarrasin). 50 bovins viandes sont également présents sur l’exploitation. M. Nouvellon réfléchit depuis de nombreuses années à la méthanisation, et suite à la rencontre avec Arkolia, un méthaniseur expérimental de petite puissance a été installé sur l’exploitation agricole. Arkolia Energies, crée en 2008 est spécialiste de la construction clé en main de centrales électriques à partir d’énergies renouvelables. D’abord présent sur le marché photovoltaïque et éolien, Arkolia s’est ensuite tourné vers la méthanisation et développe son propre procédé en voie pâteuse avec agitation par injection de biogaz. Ce procédé : l’Arkometha a été préalablement validé à l’échelle laboratoire avant une première réalisation sur le site de Napagese. Le développement d’Arkometha a permis le dépôt de 5 brevets. Le projet de méthanisation est né d'une volonté de valoriser les effluents d’élevage de l’exploitation pour produire une énergie renouvelable et du digestat permettant d’améliorer l’amendement des terres de l’exploitation. L’installation valorise les fumiers de l’exploitation, de l’ensilage d’herbe, des déchets de tri de céréales biologiques, des fientes, du lisier compressé produit sur des exploitations voisines et du foin. A terme, l’exploitation agricole n’élèvera plus de bovins. Près de 2 200 t/an seront méthanisées. L’installation a été mise en route de façon progressive avec une montée en charge réalisée de manière prudente, la charge organique faible au début a été augmentée progressivement. Les températures ont été augmentées lentement afin d’atteindre un régime hyper thermophile dans l’hydrolyse et un régime thermophile dans le digesteur. La description précise des modalités de fonctionnement des différentes unités fonctionnelles de l’unité sera abordée dans les chapitres de ce document.

2 Historique

Dates Etapes 2012 Etude de faisabilité

2013 Dossier administratif ICPE

2013 Demande de raccordement au réseau

02/2014 Début des travaux

10/2014 Mise en service de l’installation

Automne 2014 Ajustements techniques

11/2014 Mise en service de la cogénération

12/2014 Début du suivi monitoré avec l’outil BIOGASVIEW et montée en charge

02/2015 Fin de la montée en charge

02/2015 03/2015 Période stabilisée à 55°C

04/2015 Intervention sur le gazomètre, augmentation de la température de la trémie et de l’hydrolyse

05/2015 Augmentation de la température de l’hydrolyse (65°C)

06/2015 Intervention sur cheminée

07/2015 Fonctionnement à pleine charge

08/2015 09/2015 Problèmes sur huile de compression

10/2015 Remontée en charge de l’unité

11/2015 Fonctionnement stabilisé et fin du suivi monitoré Tableau 1 : Historique

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3 Descriptif Technique

3.1 Fonctionnement

Cette unité de méthanisation comprend un digesteur de 205 m3 dont la configuration interne fait que

l’étape d’hydrolyse est séparée des étapes d’acidogénèse, d’acétogénèse et de méthanogénèse. Il n’y a pas d’agitation mécanique, le brassage du digesteur se fait par injection régulière de biogaz sous pression. Une cuve de stockage permet de stocker le digestat liquide après séparation de phase et le biogaz. L’unité était initialement dimensionnée pour traiter 2 200 t/an.

Figure 1 : Vue du digesteur

Figure 2 : Schéma de fonctionnement

Solide

Liquide

Moteur

Trémie broyeuse chauffée

Chaleur

Electricité Vers réseau de chaleur externe

Réacteurs avec cheminées d’injection de biogaz sous pression

Réservoir tampon

Introduction des matières au chargeur et ajout d’eau

Biogaz

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Le digesteur est partiellement rempli, son volume utile est de 170 m3, de sorte que le volume restant

soit employé comme un ciel gazeux. Le digesteur est isolé et un réseau de chauffage permet de le chauffer si nécessaire. Des capteurs, intégrés au digesteur, permettent de connaitre les données utiles à l’exploitation de la station (température, pression interne). Il n’y a pas d’agitateur mécanique dans le digesteur, 10 tubes d’injection verticaux de biogaz comprimé sont répartis sur la surface haute du digesteur, ils permettent d’assurer le brassage des matières dans le digesteur. Ils sont conçus pour fonctionner selon une fréquence donnée et ne sont pas tous utilisés en même temps. Du biogaz sous pression est injecté au travers de tubes, cela permet d’agiter la matière, d’éviter la sédimentation et de libérer le biogaz produit. Des hublots sont présents sur le digesteur pour pouvoir observer l’intérieur du digesteur. Des trappes présentes sur le haut du digesteur, peuvent être abaissées pour compartimenter le réacteur de manière plus franche.

Figure 3 : Vue du dessus du digesteur

Figure 4 : Vue 3D du site

La préparation des matières L’installation proposée ici par ARKOLIA repose sur le principe d’une trémie dans laquelle sont diluées les matières solides (fumier, ensilage d’herbe, résidus de céréales, lisier compressé, fiente et foin) avec de l’eau (à terme il est possible que du digestat soit recirculé mais une attention particulière devra être portée sur les concentrations en ammoniac). La trémie est montée sur pesons reliés à l’automate de l’installation de manière à tracer les flux sur la station. Les introductions sont séquencées sur la journée. L’alimentation en matière se fait à l’aide d’un chargeur (cf. photo ci-dessous), puis l’eau est ajoutée automatiquement.

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Figure 5 : Chargement de la trémie

La trémie possède une double paroi permettant de chauffer les matières introduites. Les matières sont chauffées à environ 65°C et 3 malaxeurs permettent de broyer la matière. Cette étape est cruciale, elle permet une bonne préparation de la matière avant digestion : la granulométrie est réduite, la matière organique est plus accessible, et le mélange entrant fluidifié pour une introduction plus aisée. Une fois la matière préparée elle est introduite dans le digesteur à l’aide de 3 conduites de convoyage (type vis sans fin). Remarque : ces 3 conduites de convoyage ne semblent pas être le système d’introduction le plus adapté au mélange entrant. En effet, si le mélange est trop sec, le système peut se bloquer ; s’il est trop liquide, le mélange ne peut pas être transporté. La quantité d’eau ajoutée joue un rôle très important dans ce convoyage et doit donc être très précise pour permettre l’introduction du mélange. De plus, le système ne présente pas de piège à cailloux, dès lors l’introduction de fumier entraine la présence d’une quantité importante d’indésirable et l’obligation pour les exploitants de « déboucher » très régulièrement la première vis sans fin. Des modifications seraient nécessaires pour faciliter le convoyage des matières et l’alimentation du digesteur : un système limitant les angles à 90° et le nombre de vis serait plus adapté. La trémie aurait également pu être mise en hauteur par rapport au digesteur afin de faciliter le convoyage.

Figure 6 : Système d’introduction dans le digesteur

Notons que l’agitation et le système de chauffage de la trémie sont pilotés par l’automate de la station, ainsi que les vis sans fin qui permettent l’introduction du mélange dans le digesteur, de manière séquencée.

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Les intrants en provenance d’autres sites sont apportés sur les zones de stockage, puis les exploitants les introduisent à l’aide d’un chargeur directement dans la trémie selon le rationnement prévu de l’unité. Traitement et valorisation du biogaz Le biogaz produit par le digesteur est canalisé vers le ciel gazeux de la cuve de stockage du digestat liquide, avant d’être consommé par le cogénérateur, après avoir été refroidi par un groupe froid. Une partie est compressée par un compresseur à palette, stocké dans un caisson tampon, puis détendu pour agiter la matière dans le digesteur. L'électricité produite par le cogénérateur est injectée sur le réseau, la chaleur est destinée au chauffage de la trémie, du digesteur, de trois habitations, d’un sécheur et d’une piscine particulière. L’installation a été équipée d’une torchère mobile en cas d'excédent. Le cogénérateur est containerisé.

Figure 7 : Vue du dessus du digesteur et de la cuve de stockage de digestat liquide

Traitement et valorisation du digestat Le digestat produit est traité par séparation de phase. Le digestat liquide est stocké dans un post digesteur, alors que le digestat solide est stocké en tas, sous un hangar. Le post digesteur est équipé d’un agitateur mécanique latéral. La fraction solide est actuellement échangée avec des voisins contre du lisier compressé entrant dans la ration du digesteur. A terme le digestat solide sera épandu sur les terres des exploitants. Le digestat liquide est lui épandu sur les terres des exploitants.

3.2 Bilan d’exploitation prévisionnel

Le tableau ci-dessous présente les principales données de production annoncées dans le prévisionnel. Les valeurs recueillies durant la période de suivi permettront ultérieurement une comparaison avec le réalisé.

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PR

EVIS

ION

NEL

Volume du digesteur Digesteur : 205 m3apparents et 169 m

3 utiles

Substrats

Fumier de bovins Ensilage herbe Résidus de céréales Lisier compressé Fiente Foin paille

350 t/an 500 t/an 300 t/an 600 t/an 400 t/an 50 t/an

Endogène Endogène Endogène Exogène Exogène Endogène

Valorisation énergétique

Mode Cogénération

Puissance installation 100kWel

Temps de fonctionnement

8200 h/an

Production biogaz 304 036Nm3/an

Teneur moyenne en méthane

55 %

Energie primaire 1666MWhPCI/an

Production d’électricité

615 MWhel/an

Production de chaleur

Production totale

Utilisation chauffage process

Valorisation

Non valorisé

698MWhth/an

30.8 MWhth/an

223.6MWhth/an

443.6MWhth/an

100%

4.4 %

32 %

63.6 %

Traitement de l'excédent de biogaz

Torchère

Taux de valorisation énergétique

52%

Digestat

Production 1 980t/an

Post-traitement Séparateur de phase

Valorisation Epandage de la fraction liquide et recirculation du

lixiviat

Données économiques

Investissements 950 000 € HT

Plan de financement 212 000 € de subvention

TRI En attente

Tableau 2 : Bilan d'exploitation prévisionnel

3.3 Synoptique et implantation

Les valeurs présentées sur ce schéma sont issues du suivi de 12 mois.

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Figure 8 : Synoptique de l'installation

Figure 9 : Implantation de l'installation

UF1 - Stockage et tra item ent des m atières prem ières

Fumier bovin

Paille/foin

Plate-forme bétonnée [1]Surface = 1 500m²

SUBSTRATS STOCKAGE

Trémie [2]Volume = 16 m3

PRÉMÉLANGE

UF2 - Digestion

UF4 - Valorisation du d igestat

Séparateur de phases[4]

UF3 - Valorisation du b iogaz

Cogénérateur [7]

Motoriste = MAN Puissance électrique = 100 kW

ElectricitéProduction = 331 MWh/an

ChaleurProduction = 608 MWh/an

Vente réseau EDF

Autoconsommation

Process digesteurs

7,4 %

49,2%

28,2%

Digesteur - [3]

Volume utile = 169m3

TRH = 21 jours

VIS SANS FIN

PHASE

SOLIDEstockage digestat solide (couvert)[6]Surface: 450 m2

stockage digestat liquide [5]Volume = 1 000m3

stockage biogaz: 430 m3

PHASE LIQUIDE

TorchèrePuissance = 250 kW EXCÉDENTS

1189 MWH PCI

92,6 %

33,8%

66,2 %

Epandage

Epandage

Lisier compressé

Ensilage herbe

Fiente

Résidus céréales

BIOGAZ

Non valorisé

Aire bétonnée et couverte [7]Surface = 200m²

CHARGEUR

1 : Stockage fumier 2 : Trémie 3 : Digesteur 4 : Séparateur de phase 5 : Cuve digestat liquide 6 : Aire stockage digestat solide 7 : Aire stockage céréales 8 : Moteur de cogénération

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3.4 Instrumentation en place

L’unité est très bien instrumentée, la liste des moyens en place est donnée dans le tableau ci-dessous :

Variable à mesurer Moyen de mesure Positionnement

Quantités de matières solides incorporées

Pesons sur trémie incorporation reliés à l’automate

Automatisme

Quantités d’eau ajoutée Pesons sur trémie incorporation reliés à l’automate

Automatisme

Températures trémie, hydrolyse, digesteur (zone 1 et 2)

PT100, sortie vers automate, sortie vers automate

capteur fixe

Pressions digesteurs Capteurs de pression, sortie vers automate

Ciels digesteurs et stockage digestat liquide

pH , AGV, TAC, MS, MSV pHmètre et matériel de laboratoire Possibilité de prise d’échantillon à différents endroits

Composition du biogaz Analyseur fixe Capteur en entrée de moteur

Quantité de biogaz produit

Compteur gaz sans correction PTZ

(pas de correction en température ni pression)

Aval surpresseur, container cogénération (débitmètre à ultrason)

Quantité de biogaz consommé par la torchère

Compteur fonctionnement torchère Automate

Production électrique TC sur compteur automate cogénérateur

Génératrice cogénérateur

Consommation électrique process Compteur ERDF dédié et relevé via capteur automate

Limite de propriété

Consommation thermique trémie Compteur thermique Clarinette de distribution

Consommation thermique valorisation Compteur thermique Clarinette de distribution

Temps de fonctionnement moteur Compteur automate cogénérateur Automate cogénérateur

Quantité de digestat produit Débitmètre Amont séparation de phase

Temps homme Estimation exploitant NC

Tableau 3 : Instrumentation disponible sur site

Pour cette unité, l'ensemble des moyens métrologiques nécessaires ont été mis en œuvre pour la réalisation d'un suivi complet de son fonctionnement. La mesure de la production de biogaz est restée problématique pendant toute la durée du suivi. Il faut cependant préciser que le débitmètre utilisé pour mesurer la production de biogaz (type ultrason) n’est pas corrigé en température et pression. Jusqu’au mois de mai 2015, Arkolia a fourni le débit corrigé (à l’aide d’une température mensuelle moyenne et de la pression atmosphérique), à partir du mois de juin 2015, l’APESA a reçu le débit non corrigé. L’APESA a corrigé le débit à l’aide de la moyenne de la température minimale et maximale mesurée chaque jour à Albi et d’une pression estimée à 3mbar, soit très légèrement au-dessus de la pression atmosphérique, le facteur de compressibilité du biogaz a été négligé. Il semble nécessaire de préconiser l’installation d’un débitmètre corrigé en température et pression pour les futures unités. Au début du suivi la mesure fournie par le débitmètre ne semblait pas fiable (variations très importantes dans la lecture du débit alors que l’énergie électrique injectée était constante), il a ensuite été étalonné correctement. Le graphique suivant présente l’évolution du débit de biogaz et de la production électrique au cours d’une journée (3 mars 2015), pendant laquelle la torchère n’a pas été utilisée.

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Figure 10 : Débit de biogaz et énergie électrique produite en fonction du temps le 3 mars 2015

La courbe bleue représente l’évolution du débit du biogaz, le débit est très fluctuant, mais malgré cela la production d’énergie électrique semble très stable sur certaines périodes. Arkolia a établi une corrélation permettant de connaitre à tout moment le débit de biogaz en fonction de l’énergie produite par la cogénération. Le détail est donné ci-après : « L’évolution du débit de biogaz sur la semaine 2 est représentée par le graphique ci-dessous :

Figure 11 : Fluctuation du débit de biogaz du 5 au 11 janvier 2015

Il apparait deux périodes où le débit semble stabilisé (dans les cercles jaunes) : le 07/01 et surtout le 09/01. La cogénération a un fonctionnement stable durant ces 2 périodes :

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

15

51

09

16

32

17

27

13

25

37

94

33

48

75

41

59

56

49

70

37

57

81

18

65

91

99

73

10

27

10

81

11

35

11

89

12

43

12

97

13

51

14

05

Ene

rgie

éle

ctri

qu

e (

kWh

)

dé

bit

bio

gaz

(Nm

3/h

)

temps (min)

débit biogaz instantané Nm3/h Energie électrique (kWh)

bio

gaz

Avril 2016


18

Figure 12 : Puissance de la cogénération du 5 au 11 janvier 2015

On peut donc tracer le débit en fonction de la puissance sur ces 2 périodes de stabilisation :

Figure 13 : Débit de biogaz en fonction de la puissance de la cogénération

En utilisant cette corrélation, il est possible de calculer, connaissant la puissance de la cogénération et la durée de fonctionnement pour chaque journée de la semaine, le volume de gaz qui a alimenté la cogénération :

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑗𝑜𝑢𝑟𝑛𝑎𝑙𝑖𝑒𝑟 𝑑𝑒 𝐵𝑖𝑜𝑔𝑎𝑧= (31,17719 + 0,1385 × 𝑃𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒) × 𝑑𝑢𝑟é𝑒 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑛𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑛𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑗𝑜𝑢𝑟𝑛𝑎𝑙𝑖è𝑟𝑒

Le rendement de la cogénération peut alors être déduit par :

𝑅𝑑𝑡 𝑐𝑜𝑔é

= {𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑗𝑜𝑢𝑟𝑛𝑎𝑙𝑖è𝑟𝑒 𝑐𝑜𝑔é [𝑒𝑛 𝐾𝑤ℎ] = 𝑝𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒 × 𝑑𝑢𝑟é𝑒 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑛𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑛𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑗𝑜𝑢𝑟𝑛𝑎𝑙𝑖è𝑟𝑒}

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝐵𝑖𝑜𝑔𝑎𝑧 ×273.15+5

273.15+30× %𝐶𝐻4 × 9.94

Avec :

%CH4 : % de méthane moyen sur la journée

Ratio de température : correction entre la température du gaz mesuré dans le débitmètre (j’ai

pris 30°C, en considérant une moyenne entre la température de fonctionnement, ≈ 50°C, et la

température extérieure, ≈ 10°C) et le volume alimentant la cogénération après refroidissement

à 5°C.

On obtient le tableau suivant de résultats, pour la semaine 2 :

Le rendement moyen calculé de la cogénération est de 29,5 % sur la semaine (faible par rapport au 34 % attendus). »

Avril 2016


19

Cette méthode de calcul est cohérente, l’APESA s’est attachée à vérifier régulièrement (toutes les semaines) la stabilité du débit. Nous avons également regardé, sur les périodes de stabilité, le rendement électrique. A partir du 1

er avril 2015, le constructeur du débitmètre est intervenu pour

affiner les réglages et depuis ce jour, jusqu’au 30 septembre 2015, le débitmètre fonctionne correctement et la corrélation n’est plus utilisée. A partir de la fin du mois de septembre, des problèmes sur le compresseur ont nécessité de refroidir le biogaz avant sa compression, le débitmètre mesure donc depuis ce jour l’ensemble du biogaz sortant du digesteur (même celui utilisé pour la compression).

Figure 14 : Schéma de l’évolution du débit mesuré par le débit mètre

Une nouvelle corrélation a été établie pour calculer le débit de biogaz envoyé vers le moteur, pour cela les données des 4 mois précédant la modification ont été étudiées par Arkolia. Le détail est donné ci-après : Le tracé des données recueillies montre clairement une relation linéaire entre le volume de biogaz et l’énergie brute de la cogénération :

Biogaz sortie digesteur

Compresseur

Biogaz vers compresseur

Débitmètre

Refroidisseur

Moteur

Biogaz sortie digesteur

Compresseur

Biogaz vers compresseur

Débitmètre

Refroidisseur

Moteur

Avant le 30 septembre Après le 30 septembre

Avril 2016


20

Figure 15 : Evolution du volume de biogaz en fonction de l’énergie brute de la cogénération

L’équation obtenue est alors la suivante :

Avec λ=1,127513 Cette corrélation a été validée par de nombreux tests statistiques. L'acquisition de l’ensemble des données se fait par l’automate présent sur site. L’APESA considère que les données obtenues à partir de ces modifications sont suffisamment précise pour permettre le suivi de fonctionnement et les calculs de rendement qui en résultent.

4 Etat de la mise en production

La mise en service de l'installation a débuté en octobre 2014 et le suivi monitoré de la station a commencé le 1

er décembre 2014.

Le démarrage de la station s’est déroulé correctement, en procédant à une montée en charge prudente.

4.1 Dysfonctionnements rencontrés et causes identifiées

Malgré une montée en charge correcte, plusieurs changements de matériels sont à noter, de nombreux broyeurs ont été testés pour préparer la matière en amont de l’introduction, ce jusqu’à la mise en place de la trémie existante. L’introduction des matières de la trémie dans le digesteur a également soulevé quelques problèmes, les cailloux de taille importante bloquent la vis sans fin. L’ajout d’eau est également nécessaire pour optimiser le fonctionnement de l’unité et l’introduction des matières via les 3 vis.

Avril 2016


21

Installation globale En septembre 2014 dernier, Arkolia annonçait une modification du site : « 1. Suppression du broyeur italien de forte puissance qui a été mis sur site pendant un mois et renvoyé au fournisseur. Cette fonction sera remplie par la pailleuse de préparation de la paille et un broyeur à couteau type « Rottacut » fonctionnant sur substrat plus humide. 2. Maintien de la trémie de mélange et de chauffage qui a un temps de séjour d’un jour, mais avec dilution du substrat à un taux de MS entre 12 et 14%. 3. Mise en place de deux cuves de 35 m

3 surdimensionnées afin de pouvoir avoir un temps de séjour

variable entre 1,5 et à 3 jours de temps de séjour hydraulique et pouvant fonctionner à un taux de MS entre 12 et 14%. Ces cuves apportent un volume de fermenteur supplémentaire réel de 25% par rapport au dimensionnement initial du fermenteur de 200 m

3. Le reste du volume est dédié aux

variations liées à la dilution. 4. Mise en place du broyeur type Rottacut entre les deux cuves afin de réduire la granulométrie sur un substrat fortement solubilisé et dilué. 5. Mise en place d’un séparateur de phase type Borger permettant d’une part l’ajustement de la MS introduite dans le fermenteur d’une phase plus ou moins solide de l’ordre de 20% de MS d’une matière fortement solubilisée et d’un rapport MS/viscosité plus faible et d’autre part la production et le stockage d’un jus acide à faible taux de MS avant dilution et recirculation. 6. Maintien du séparateur de phase du digestat permettant d’avoir un jus basique (taux de MS de l’ordre de 4 à 5%). 7. Ajustement des liquides de dilution acides et basique en recirculation pouvant être introduits dans la trémie de chauffage ou dans les deux cuves d’hydrolyse et d’acidogénèse, en fonction du pH et du pouvoir tampon nécessaire. Recherche de l’équilibre acido-basique optimum et ajustement. 8. Fermentation dans le fermenteur initial de 200 m

3 en régime thermophile ou mésophile avec

possibilité de faire varier les températures entre les deux compartiments initiaux. »

Figure 16 : Schéma de l’unité telle que construite et modifications envisagées

Les modifications 1 et 2, décrites avant le schéma ont été réalisées, le broyeur n’est plus présent, le broyage est assuré dans la trémie chauffante. Les modifications 3, 4 et 5 n’ont pas été réalisées à ce jour, il n’y a pas d’ajout de cuve, de broyeur et de séparateur de phase en amont de la méthanisation. L’ajout de volume de digestion a été réalisé au mois de septembre, mais ces nouvelles cuves n’ont pas été mises en service avant la fin du suivi. Les modifications 6 et 8 sont réalisées, le séparateur de phase pour le digestat a été maintenu, la grille a été changée pour diminuer le taux de matière sèche du digestat liquide.

Avril 2016


22

Le digesteur peut fonctionner en régime thermophile ou mésophile selon le choix. Des aéroréfrigérants ont été ajoutés pour pouvoir baisser la température du digesteur. La modification 7 n’a pas été réalisée, à ce jour la dilution est réalisée avec de l’eau de la réserve d’eau d’irrigation des exploitants. A terme Arkolia envisage de chauffer une partie du digestat liquide afin d’éliminer l’azote ammoniacal et ainsi pouvoir recirculer le digestat en tête de procédé. Cela présente un double avantage : éviter d’ajouter une quantité importante d’eau au mélange, et avoir un effluent déjà chaud dans la trémie permettant de limiter le temps de montée en température dans la trémie. L’azote ammoniacal sera récupéré pour être valorisé en épandage. Injection biogaz Le caisson de stockage de biogaz sous pression, initialement installé a dû être changé, il n’était pas étanche. Le défaut venait de sa conception. A noter que des cheminées d’injection de biogaz dans le digesteur ont été changées pour en optimiser le diamètre afin d’améliorer la circulation de la matière. A partir du mois de juillet, suite à une maintenance sur le compresseur et à un changement d’huile, des alarmes hautes températures se sont déclenchées, stoppant le fonctionnement du compresseur et donc l’agitation. Il se trouve que l’huile était devenue collante et visqueuse. Une nouvelle opération de maintenance a été réalisée afin de changer les filtres encrassés. Le mois d’août s’est donc poursuivi en réduisant les cycles d’agitation, en vidangeant et nettoyant très régulièrement les filtres et en réduisant la charge organique sur la deuxième quinzaine d’août. A la fin du mois d’août, la société Mattei est intervenue pour réaliser un nettoyage complet de compresseur. Au bout de deux semaines les alarmes hautes températures se sont à nouveau déclenchées, entrainant un arrêt de l’unité afin de changer le compresseur. Le nouveau compresseur a également été bloqué quelques jours après sa mise en service. La société Arkolia a réalisé des essais en interne afin de comprendre le problème. La conclusion est qu’une réaction chimique à lieu dans le compresseur entre l’H2SO4 et les chaines polyéthylène glycol de l’huile. Cette réaction entraîne la formation d’un précipité insoluble, qui augmente considérablement la viscosité de l’huile. La modification (provisoire car effectuée en urgence) a porté sur le séchage par refroidissement du biogaz avant compression. En condensant l’eau, une grande partie de l’acide sulfurique est aussi condensé. Le redémarrage du compresseur début octobre a montré que la dégradation de l’huile était beaucoup plus lente avec ce système.

4.2 Retours d’expériences

Le suivi de cette installation a permis de vérifier que l’agitation par injection de biogaz était au moins aussi efficace qu’une agitation mécanique classique, cet aspect est vérifié par le fait que les indésirables introduits avec les matières entrantes se retrouvent dans le digestat. La consommation électrique semble, par contre, supérieure à un système classique, en effet le ratio électricité consommé /électricité produite est supérieur à la moyenne obtenue lors du suivi précédent

1.. A noter que l’utilisation de l’injection de biogaz a entrainé des surcoûts de construction,

en effet le toit du digesteur doit être capable de résister à une pression plus importante que lorsque l’agitation est réalisée mécaniquement. Le régime thermophile précédé d’une hydrolyse permet un bon fonctionnement biologique et l’acceptation de charge organique élevée et donc des temps de séjours très courts. Ce fonctionnement permet d’atteindre des performances biologiques très intéressantes et jamais atteintes sur des unités de type infiniment mélangé françaises, mais nécessite un pilotage fin de l’unité.

1 Moyenne des références nationales pour les sites agricoles dans le cadre du Suivi technique, économique,

environnemental et social d'installations de méthanisation à la ferme, centralisées, industrielles et en station

d'épuration , ADEME, APESA-Biomasse Normandie, d'après les suivis réalisés par S3D, Méthanéva et le

LDAR, 2014

Avril 2016


23

5 Bilan de fonctionnement à 12 mois

Le monitoring de cette unité a débuté le 1 décembre 2014. Il faut préciser que l’unité était en cours de montée en charge, on peut donc observer des changements de régime au cours de l’année suivie.

5.1 Performances biologiques

5.1.1 Composition du mélange entrant

La composition du mélange entrant hors eau de dilution a été la suivante sur les 12 mois de suivi :

Figure 17 : Composition du mélange entrant (t/mois) – Hors eau de dilution

Tableau 4 : Composition de la ration et comparaison au prévisionnel

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

déc. janv. févr. mars avr. mai juin. juil. aout. sept. oct. nov.

Mas

se (

t)

[Qmi] Fumier (t) [Qmi] Ensilage d'herbe (t) [Qmi] Dechets de cereales (t)

[Qmi] Lisier compresse (t) [Qmi] Paille (kg) [Qmi] Foin (kg)

[Qmi] Fiente (kg) [Qmi] Sorgho (t) [Qm] Ration previ (t)

Date

Fumier

(t)

Ensilage

d'herbe (t)

Dechets de

cereales (t)

Sorgho

(t)

Lisier

compresse

(t)

Paille

(t)

Foin

(t)

Fiente

(t)

Total

(t)

Fumier

(t)

Ensilage

d'herbe (t)

Dechets de

cereales (t)

Lisier

compresse

(t)

Paille

(t)

Fiente

(t)

Total

(t) réel/prévi

déc. 91 9 100 30 42 25 51 4 34 187 53%

janv. 135 24 5 163 30 42 25 51 4 34 187 87%

févr. 98 40 8 146 27 38 23 46 4 31 169 87%

mars 96 50 9 1 157 30 42 25 51 4 34 187 84%

avr. 49 47 11 39 146 29 41 25 49 4 33 181 81%

mai 50 57 14 46 167 30 42 25 51 4 34 187 89%

juin. 50 65 13 2 50 1 181 29 41 25 49 4 33 181 100%

juil. 37 73 14 6 45 4 179 30 42 25 51 4 34 187 96%

aout. 24 67 12 6 38 2 5 2 156 30 42 25 51 4 34 187 84%

sept. 23 46 5 2 21 4 101 29 41 25 49 4 33 181 56%

oct. 34 70 12 35 3 153 30 42 25 51 4 34 187 82%

nov. 35 68 13 32 148 29 41 25 49 4 33 181 82%

Total 722 615 116 15 308 9 5 7 1797 350 500 300 600 50 400 2200 82%

Réalisé Prévisionnel

Avril 2016


24

Figure 18 : Composition de la ration et comparaison au prévisionnel

Le bilan matières montre que les quantités introduites dans le digesteur sont de l’ordre de 81,7 % du prévisionnel en masse sur l’ensemble de la période de suivi. Ceci représente en moyenne 150 tonnes introduites par mois. Le graphique montre une montée en charge progressive de l’unité, avec une augmentation raisonnée des quantités introduites. La composition de la ration a évolué par rapport au prévisionnel, notamment pour des raisons de disponibilités des intrants (cf. partie 5.1.1). La part d’effluent d’élevage (lisier, fumier et fiente) est de 57,7% sur l’année. Notons que le potentiel méthanogène moyen du mélange réel représente 84% du potentiel du mélange prévisionnel. Comme indiqué, la quantité de matière première introduite est plus faible que ce qui était prévu initialement, ceci est dû au fait que le digesteur fonctionne à un taux de matière sèche plus faible que prévu (18 à 20% en entrée au lieu de 30% prévu initialement). Le taux de matière sèche des matières premières est d’environ 35%, de l’eau est ajoutée pour les diluer. En effet le système d’introduction nécessite l’incorporation des matières entre 18 et 20 %, si le taux de matière sèche est plus élevé, les vis se bloquent, alors que s’il est plus faible, la matière ne monte pas. L’ajout d’eau entraine donc une diminution du temps de séjour dans le digesteur. Afin de maintenir un temps de séjour minimum, il n’a pas été possible d’introduire les matières en quantité aussi importante que prévue. La mise en place de deux cuves supplémentaires de 60 m

3 chacune permettra d’augmenter la

quantité de matière première introduite. La ration introduite en tenant compte de la quantité d’eau est donnée ci dessous

Ration réalisée

Fumier (t)

Ensilage d'herbe (t)

Dechets de cereales (t)

Sorgho (t)

Lisier compresse (t)

Paille (kg)

Foin (kg)

Fiente (kg)

Ration prévisonelle

Fumier (t)

Ensilage d'herbe (t)

Dechets de cereales (t)

Sorgho (t)

Lisier compresse (t)

Paille (kg)

Foin (kg)

Fiente (kg)

Ration prévisionnelle

Avril 2016


25

Figure 19 : Composition du mélange entrant (t/mois)

La Figure 19 ci-dessus représente la proportion d’eau nécessaire pour diluer la ration et permettre son introduction dans le digesteur (en moyenne 112 t eau /mois pour 150 t/mois de biomasse introduites). L’eau représente 43% de la ration entrante. Il est évident que l’ajout de cette eau induit des quantités de digestat supplémentaires à épandre. A terme il est possible qu’une partie du digestat soit recirculé, mais cela reste à valider car en régime thermophile la sensibilité des bactéries à l’azote est encore plus importante qu’en régime mésophile. Cette dilution permet bien entendu d’abaisser le taux de MS de la ration en entrée. Les analyses réalisées sur les différentes matières (entrées/sorties) nous permettent de dresser les estimations suivantes :

-25

25

75

125

175

225

275

325


Mas

se (

t)

[Qmi] Fumier (t) [Qmi] Ensilage d'herbe (t) [Qmi] Dechets de cereales (t)

[Qmi] Lisier compresse (t) [Qmi] Paille (kg) [Qmi] Foin (kg)

[Qmi] Fiente (kg) [Qmi] Sorgho (t) [Qmi] Eau (t)

[Qm] Ration previ (t)

Avril 2016


26

Figure 20 : Taux de MS/MO de la ration brute et diluée

Tableau 5 : Taux de MS/MO de la ration brute et diluée

Le taux de matière sèche du mélange entrant (comprenant l’eau de dilution) s’élève en moyenne à 18,8 %. Le taux de matière organique s’élève en moyenne à 15,1%. Si nous observons ces mêmes valeurs en faisant abstraction de l’eau employée pour cette dilution (qui représente 1 346 t au cours du suivi), nous estimons que la ration entrante atteint des concentrations en MS/MO de 33 % et 26,6 %. Les vis d’introduction utilisées en entrée permettent d’introduire la matière à 18,8%, un système d’introduction par pompage serait à la limite de sa capacité de fonctionnement avec de tels taux de matière sèche.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

déc. janv. févr. mars avr. mai juin juillet août septembre octobre novembre

Po

urc

enta

ge

(%)

[MS] Moy. Ration brute (%) [MO] Moy. Ration brute (%) [MS] Moy. Ration diluée (%) [MO] Moy. Ration diluée (%)

TAUX MS

RATION

TAUX MO

RATION

TAUX MS

RATION

TAUX MO

RATION

déc. 25,9% 20,9% 17,1% 13,8%

janv. 28,0% 22,5% 19,4% 15,6%

févr. 34,7% 28,0% 20,2% 16,3%

mars 32,8% 26,4% 18,4% 14,8%

avr. 34,3% 27,7% 19,1% 15,4%

mai 35,3% 28,5% 19,4% 15,7%

juin 31,8% 25,6% 19,1% 15,4%

juillet 32,7% 26,4% 18,4% 14,8%

août 34,5% 27,8% 18,8% 15,2%

septembre 35,2% 28,3% 18,5% 14,9%

octobre 35,5% 28,6% 18,5% 14,9%

novembre 35,1% 28,3% 18,3% 14,7%

MOYENNES 33,0% 26,6% 18,8% 15,1%

RATION BRUTE RATION DILUEE

MS ration brute

MO ration brute

MS ration diluée

MO ration diluée

Avril 2016


27

5.1.2 Potentiel méthanogène de la ration

Figure 21 : Bilan du potentiel méthanogène entrant (Nm3 CH₄/t MB)

La production du mélange entrant s’élève en moyenne à 66 Nm3/t MB sur l’ensemble du suivi,

ce qui est inférieur au prévisionnel fixé à 82 Nm3/t MB.

Le potentiel méthanogène par tonne de matière brute s’élève à 80% du prévisionnel. Nous voyons que les valeurs sont quasi systématiquement inférieures aux prévisions. Comme vu plus haut, les matières entrantes sont différentes des prévisions donc il est normal de ne pas obtenir le même potentiel de mélange.

5.1.3 Charge organique et taux d’expression du potentiel méthanogène

Figure 22 : Charge organique et taux d’expression du potentiel méthanogène

La charge organique moyenne appliquée au digesteur est de 7,94 kg de MO/m3/j ; valeur élevée

en comparaison des charges organiques habituellement observées en infiniment mélangé. La charge organique augmente progressivement au début du suivi. Pendant les mois de mai, juin et juillet elle est stable autour de 9 kg de MO/m

3/j.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Vo

lum

e (N

m3

CH

4 /

t M

B)

[PM MB] Potentiel methanogene ration (Nm3 CH4 /t MB)

[PM MB] Potentiel methanogene ration previ (Nm3 CH4 /t MB)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

déc. janv. févr. mars avr. mai. juin juillet août septembre octobre novembre

Taux d

'expre

ssio

n d

u p

ouvoir m

éth

anogène

(%)

Ch

arg

e o

rga

niq

ue

(kg

MO

/m3

/j)

CVO (kg MO/m3/j) Valeur CVO min 1er suivi Valeur CVO max 1er suivi

Taux d'expression du pot.méthanogène Tx exp PM=100%

Avril 2016


28

Durant les mois d’août et de septembre, les problèmes sur le compresseur nécessaire à l’agitation ont nécessité de diminuer l’introduction, ce qui explique une diminution de la charge organique. En octobre et novembre la charge remonte pour à nouveau être supérieure à 8 kg de MO/m

3/j.

Les fortes charges appliquées semblent supportées par le digesteur car la production de biogaz reste stable. L’hydrolyse en tête et le régime thermophile permettent de supporter de telles charges. Des mesures d’AGV et de TAC sont réalisées hebdomadairement afin de suivre le fonctionnement biologique de l’unité, le rapport AGV/TAC est en moyenne de 0,3, correspondant à la limite supérieure des préconisations pour éviter une acidose. Le taux d'expression du potentiel méthanogène sur l’ensemble, s’élève en moyenne à 95 % sur l’année suivie et à 100% sur les 6 derniers mois de suivi. Ce qui signifie que l’association de l’hydrolyse avec un régime thermophile et une charge organique élevée permet d’atteindre en moyenne 100% du pouvoir méthanogène en 19 jours (temps de séjour moyen sur la durée du suivi). Le suivi précédent

2 avait montré que 100% du taux d’expression du pouvoir était atteint, cependant

les temps de séjour étaient de l’ordre de 90 jours. Le procédé Arkométha permet donc d’atteindre la même production de biogaz qu’un infiniment mélangé classique mais avec un temps de séjour bien plus court. Il est intéressant de comparer la durée nécessaire à la production du biogaz obtenue lors des tests de pouvoir méthanogène réalisés au laboratoire de l’APESA, au temps de séjour observé sur l’unité.

Tableau 6 : Durée de digestion obtenue lors des tests de pouvoir méthanogène

On observe que les durées de digestion obtenues lors des essais BMP sont comprises entre 22 et 43 jours selon les matières. Cette valeur indique, par exemple pour le fumier, qu’il a fallu 43 jours pour que les bactéries consomment la totalité de la matière organique qu’elles sont capables de dégrader. Ces temps de digestion sont plus longs que le temps de séjour moyen observé sur l’unité. Ce qui signifie que l’unité est capable d’accélérer la cinétique de dégradation de la matière organique (et/ou de permettre de dégrader plus de matière organique (laquelle est certainement rendue plus accessible grâce à l’étape d’hydrolyse). Un prélèvement de mélange entrant a été réalisé au mois de décembre. A cette période le mélange est constitué d’environ 9 % d’ensilage et 91 % de fumier, le prélèvement a été réalisé en sortie de trémie, avant introduction dans le digesteur, le mélange a donc été prétraité dans la trémie. On remarque que la durée du test BMP a duré 25 jours soit moins longtemps que le BMP du fumier qui dure 43 jours, le prétraitement permet donc de faciliter l’accessibilité de la matière organique aux bactéries, ce qui augmente la cinétique de dégradation.




LDAR, 2014

% du tonnage

total

Durée de

digestion en

BMP (j)

Fumier 40% 43

Ensilage herbe 34% 25

Lisier compressé 17% 43

Déchets de

céréales 6% 22

Prélèvement

mélange entrant 25

Avril 2016


29

Le taux de dégradation de la matière organique calculé à partir des analyses quotidiennes de MO sur le digestat brut et sur les intrants s’élève à 46% en moyenne

3. Cette valeur est relativement faible, il

est possible que le temps de séjour court empêche une dégradation plus importante de la matière organique. Les tests BMP permettent également de connaitre le taux de dégradation de la matière organique, les valeurs obtenues sont les suivantes :

Tableau 7 : Taux de dégradation de la MO observé en BMP

Si l’on calcule le taux de dégradation moyen du mélange sur l’année, à l’aide des valeurs obtenues en BMP, on obtient 45% (sachant que l’on ne tient pas compte du sorgho, de la paille, et du foin qui ne représentent que 2% du mélange). Les 46% mesurés sur l’unité sont donc cohérents avec les analyses BMP. La MO résiduelle est donc difficilement attaquable. Le BMP effectué sur le mélange prélevé au mois de décembre montre une dégradation de 38% de la MO. Sur l’unité au mois de décembre, la dégradation observée est en moyenne de 40%, là aussi les mesures sont cohérentes. Sur les 6 derniers mois de suivi, le taux d’expression du pouvoir méthanogène a augmenté alors que le taux de dégradation de la matière organique est resté stable. L’APESA a souhaité calculer le taux de dégradation de la matière organique autrement que par le bilan matière sur la matière organique. La digestion anaérobie correspond à la transformation de la matière organique en biogaz. Ainsi à partir de la mesure de la production de biogaz il est possible de calculer la quantité de matière organique dégradée. Le graphique ci-dessous représente les deux modes de calcul du taux de dégradation de la MO : -la méthode n°1 est la méthode habituellement utilisée, la dégradation est calculée à l’aide du bilan matière sur la matière organique entrante et sortante -la méthode n°2 calcule le taux de dégradation à l’aide de la production de biogaz

3 Le taux de dégradation de la matière organique moyen constaté dans le cadre du suivi de onze installations de

méthanisation pour l’ADEME de 2011 à 2013 était de 72% et variait peu selon les typologies d’unités

% du tonnage

total

Taux de

dégradation

MO

Taux de

dégradation

moyen du

mélange

Fumier 40% 28%

Ensilage herbe 34% 56%

Lisier compressé 17% 52%

Déchets de céréales 6% 69%

Prélèvement

mélange entrant 38%

45%

Avril 2016


30

Figure 23 : Taux de dégradation de la matière organique calculé de deux façons différentes

Les deux méthodes de calcul donnent des résultats équivalents sur les premiers mois de suivi, à partir du passage en hyper-thermophile, la méthode n°2 indique des taux de dégradation plus élevés que la méthode n°1. Cette différence est expliquée par le fait que la méthode 2 se base sur la production totale de biogaz, or une partie du biogaz est produite directement dans la cuve de stockage de digestat liquide. La méthode n°1, prend en compte la teneur en MO du digestat en sortie de digesteur, ce qui se passe dans le stockage n’est pas donc pas comptabilisé. L’analyse des résultats du mois de septembre (sur la 2) permet de vérifier qu’une baisse de la charge organique, en lien avec une augmentation du temps de séjour, permet d’augmenter significativement le taux d’expression du pouvoir méthanogène pour atteindre 125%, avec un temps de séjour de 28 jours. En comparaison, au mois de juillet, le temps de séjour était de 16,6 jours et le taux d’expression du potentiel méthanogène était de 98,3%. L’ajout des deux cuves de 60 m

3 permettra d’augmenter le

temps de séjour et donc d’améliorer les performances de l’installation. L’ensemble des indicateurs relatifs au suivi des performances technologiques sont détaillés dans les rapports mensuels du suivi (Rendement technologique, TRH, Rm, Rb, Td,…). Une synthèse de ces indicateurs est présentée ci-dessous :

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%Taux de dégradation méthode 1

Taux de dégradation méthode 2

Avril 2016


31

Tableau 8 : Synthèse des performances biologiques et techniques

Les éléments détaillés ci-dessus nous permettent d’émettre les conclusions suivantes :

1. Le PM moyen sur l’année suivie est inférieur aux prévisions du fait d’une ration différente de

celle prévue. Cependant, la ration mise en place sur les 3 derniers mois permet de

s’approcher du PM prévisionnel. Notons que ce PM est supérieur à celui du précédent suivi.

2. Le taux d’expression du PM moyen est correct puisqu’il fait apparaitre une production

légèrement inférieure à celle prévue sur l’ensemble de l’année suivie, puis une valeur

supérieure de 8% aux attentes sur les 3 derniers mois ; (basées sur analyses BMP réelles).

3. Le rendement biologique moyen est en dessous des références du suivi précédent. Cela

semble logique compte tenu de la nature des déchets traités. Il reste toutefois supérieur aux

prévisions.

4. Le rendement volumique est largement supérieur à la valeur obtenue sur les installations

suivies par ailleurs, mais inférieur aux prévisions (conséquence de la charge organique

inférieure aux prévisions).

5. Le taux de dégradation de la MO est plus faible que celui obtenu sur le précédent suivi et plus

faible qu’initialement envisagé, dû à la qualité des matières premières riches en fibre.

6. La charge organique constatée sur le digesteur est très élevée : en moyenne 7,9 kg MO/m3/j

sur la durée totale du suivi, soit près de 4 fois plus que sur le suivi précédent. A noter que la

totalité de cette MO n’est pas dégradable, la charge organique réellement dégradable est plus

faible. La forte proportion d’effluents d’élevages dans la ration entrante permet d’atteindre une

certaine stabilité biologique du fait d’un pouvoir tampon important, mais le fonctionnement du

système est proche des limites classiquement attendues. Cette valeur est en dessous des

charges espérées dans le prévisionnel, ce qui influe sur le rendement dans sa globalité.

7. Le temps de séjour est bien inférieur aux données constatées par ailleurs dans le cadre de

suivis passés. Ce temps de séjour sera amené à augmenter lorsque les 2 cuves de 60 m3

seront ajoutées ce qui permettra sûrement une meilleure dégradation de la matière organique.

Paramètres Prévisionnel Réalisé sur 12 moisRéalisé sur les 3

derniers mois

Références sites

agricoles

premier suivi (1)

PM moyen (Nm3 CH4/ t MB) 82 66 79 62

TPM moyen (%) 100% 95% 108% 103%

Rb moyen (Nm3 CH4/t MO) 213 239 272 364

Rt moyen (Nm3 biogaz/m3 dig/jour) 4,89 3,66 4,05 1,1

Taux de dégradation de la MO (%) - 46% 44% 72%

CO moy (kg MO/m3/jour) 13,6 7,94 7,50 2

TS hydrolyse (jour) 6,6 4,9 5,1 -

TS digesteur (jour) 21,5 15,9 16,5 -

TS hydrolyse + digesteur (jour) 28 20,8 21,6 92

(1) Moyenne des références nationales pour les sites agricoles dans le cadre du Suivi technique, économique,

environnemental et social d'installations de méthanisation à la ferme, centrasliées, industrielles et en station

d'épuration , ADEME, APESA-Biomasse Normandie, d'après les suivis réalisés par S3D, Méthanéva et le LDAR, 2014

Avril 2016


32

5.2 Performances énergétiques

Les différents paragraphes ci-après présentent les performances énergétiques de l’unité.

5.2.1 Bilan biogaz

Figure 24 : Bilan de la consommation de CH₄ comparée aux prévisions et taux de méthane dans le biogaz

La consommation totale de biogaz par la cogénération sur le suivi s’élève à 118 515 Nm3 de

CH₄, soit une moyenne de 9 876 Nm3 de CH₄ / mois. Les prévisions annuelles étaient de

167 200 Nm3 de CH₄.

Nous constatons que pour l’ensemble des 12 mois suivis, la production de méthane est inférieure au prévisionnel. Le prévisionnel était basé sur une incorporation de 2 200 t/an de matière, comme expliqué plus haut il n’a été introduit que 1 798 t (soit 82% du prévisionnel), ainsi la production de CH4 ne peut être aussi élevée que prévue. De plus la ration réellement introduire a un potentiel méthanogène inférieur à celui de la ration initiale prévue, le PM de la ration réelle correspond à 84% du PM de la ration prévisionnelle. Le mois où la production s’approche le plus du prévisionnel est le mois de juillet, mois où la quantité de biomasse introduite est la plus importante, c’est donc également le mois ou la charge organique est la plus élevée. Il est donc logique que la production soit plus importante sur cette période. A partir du mois d’août les problèmes liés au compresseur empêchent l’introduction de matières en quantité suffisante et donc jouent sur la quantité totale de méthane produite. Le taux de CH4 varie entre 48 et 55 %, avec une moyenne autour de 52 %. La consommation globale de CH₄ par le cogénérateur est inférieure au prévisionnel (- 29% sur 12 mois) due entre autre à une quantité de biomasse moindre introduite, la ration est également différente de ce qui était prévu et son pouvoir méthanogène est inférieur. Ceci explique une plus faible production de méthane. L’énergie primaire consommée à l’entrée de la cogénération est donc de 1 180 MWh contre 1 666 MWh prévus.

5.2.2 Bilan électrique

Les performances électriques ont suivi une tendance similaire à celles de l’alimentation et de la production de biogaz.

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

0

20

40

60

80

100

120

déc. janv. févr. mars avr. mai. juin. juil. aout. sept. oct. nov.

Tau

x d

e C

H4

dan

s le

bio

gaz

(%

)

Po

urc

enta

ge

Co

nso

. CH

4 (

%)

Conso CH4 réel/prévi Conso. de CH4_previ (%) Taux de CH4 dans le biogaz (%)

Avril 2016


33

Figure 25 : Bilan de la production électrique mesurée comparée aux prévisions, et rendement électrique

La production électrique brute s’élève en moyenne à 27,6 MWh/mois, soit 331,1 MWhe qui ont été produits sur la durée du suivi, contre 51,2 MWh/mois et 615 MWhe dans le prévisionnel. La production réalisée au cours du suivi atteint donc 53,8% de la production prévisionnelle. Si nous incluons la production électrique autoconsommée par les auxiliaires du moteur, la production s’élève à 310 MWhe contre 584,2 MWhe prévus. L’autoconsommation liée aux périphériques de la cogénération est de 21 MWhe (contre 30,8 prévus). On observe que la production électrique évolue de la même façon que la production de méthane, ce qui est tout à fait logique, le facteur intervenant entre les deux est le rendement du moteur (et sa disponibilité). Le rendement électrique moteur brut est en moyenne de 28,2% sur l’ensemble du suivi (rapport énergie électrique produite sur énergie primaire). Dans le prévisionnel, le moteur devait en théorie développer un rendement de 37%. Ce résultat n’est pas atteint, ce qui a pénalisé l’installation pour atteindre les objectifs fixés. Le rendement électrique net (autoconsommation déduite) est de 26,1 % contre 31,2 % attendus environ. L’APESA estime que ces valeurs sont en prendre avec précaution du fait de l’ensemble des problèmes qu’il y a eu sur le débitmètre. Sur plusieurs mois du suivi, le débit est calculé avec une corrélation utilisant le rendement électrique constaté sur l’unité lorsque le débitmètre fonctionnait. De plus le débit n’est pas normalisé directement par le débitmètre, mais pour une moyenne de température et une pression du biogaz estimé à 3 mbar. Il serait peut-être intéressant de faire fonctionner le moteur en tout ou rien afin de limiter le faible rendement ? Ce faible rendement est expliqué en partie par les éléments suivant : -le moteur installé a une puissance nominale de 100 kWe, il est donc surdimensionné. Le rendement du moteur est donné pour sa puissance nominale, dans le cas de l’unité Napagèse, le moteur ne fonctionne pas à pleine charge (pour les raisons expliquées avant), ce qui abaisse son rendement. -le rendement est donné par les constructeurs pour un taux de CH4 dans le biogaz de 55%, or le biogaz produit sur Napagèse n’est pas aussi riche en CH4 :49% sur les 3 derniers mois de suivi et 52% en moyenne sur l’année suivie. Par exemple à 50% de CH4, il faut enlever 1 point de rendement. -la norme constructeur ISO 3046-1 qui régit les performances de moteur autorise une consommation de biogaz de +/- 5%, ce qui signifie que le rendement peut être impacter de +/- 5% également. L’ensemble de ces paramètres contribue à abaisser le rendement du moteur. La puissance moyenne développée s’élève à 54 kWe sur l’ensemble du suivi, contre 75 kWe escomptés.

10

15

20

25

30

35

40

0

20

40

60

80

100

120


Ren

dem

ent

élec

triq

ue

(%)

Pro

du

ctio

n é

lect

riq

ue

par

rap

po

rt a

u

pré

visi

on

nel

(%)

[TC] Réel/Prévi - Prod. Electrique brute (%) Prévi - 8200 h / 75 kW Rendement electrique (%)

Avril 2016


34

Figure 26 : Temps de fonctionnement moteur par rapport au prévisionnel

Le moteur de cogénération a fonctionné pendant 6 229 heures sur 12 mois (contre 8 200 heures initialement envisagées). Le moteur n’a pas fonctionné comme prévu, il n’y a pas assez de biogaz pour l’alimenter en continu, ce qui explique la faible durée de fonctionnement. C’est assez logique puisque, en plus du surdimensionnement moteur, la charge organique traitée est inférieure au prévisionnel (la production de biogaz va de pair).

5.2.3 Bilan thermique

Le graphique ci-dessous présente, les consommations thermiques et températures observées sur les différentes parties du process.

Figure 27 : Bilan de la chaleur produite, de ses usages et des températures relevées sur le process

La production thermique totale est de 586,2 MWh (basé sur un calcul théorique de rendement thermique de 49%). La thermie produite est valorisée pour chauffer la trémie, l’hydrolyse et le digesteur. Nous voyons ci-dessus la part de thermie consommée par chacun de ces débouchés.

- 130,5 MWh consommés par la trémie

- 34,4 MWh consommés par l’hydrolyse

- 41,2 MWh consommés par le digesteur,

0

20

40

60

80

100

120


Po

urc

en

tag

e (

%)

[TC] Réel/Opti -Tps moteur (%) Prévi - 8200 h Optimal - 8760 h

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

-

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

déc. janv. févr. mars avr. mai juin juil. aout. sept. oct. nov.

Tem

pér

atu

re (

°C)

Co

nso

mm

atio

n t

he

rmiq

ue

(M

Wh

)

MWhth_conso_tremie MWhth_conso_hydro MWhth_conso_dig

[T] Temperature tremie (°C) [T] Temperature hydrolyse (°C) [T] Temperature digesteur (°C)

[T°] Ambiante moyenne (°C)

Avril 2016


35

Nous voyons également sur ce graphique la température ambiante extérieure ainsi que celles des ouvrages chauffés. Les températures des ouvrages de digestion sont relativement stables dans le temps. Nous notons que les ouvrages ont consommé 35,2 % de la thermie produite. Cette valeur est très supérieure aux moyennes constatées (sur le même type d’installation) dans le cadre du suivi des 11 installations réalisé par l’ADEME en mai 2014 (21% en agricole, 29% en unités centralisées, 41% en unités industrielles). A titre de comparaison l’installation du Bois Joly consomme 79% de la chaleur totale produite pour chauffer les digesteurs (cas exceptionnel car chauffage sous-dimensionné). Le régime thermophile nécessite forcément plus de thermie que le régime mésophile, mais il sera nécessaire d’améliorer par la suite le système d’isolation afin d’améliorer l’efficacité énergétique de l’unité. (Ceci sera d’autant plus vrai, si les futures unités valorisent le biogaz en injection). La montée en température des intrants dans la trémie à 65°C est également énergivore.

5.2.4 Bilan énergétique

Les productions d’énergies sont données dans le tableau ci-dessous :

Tableau 9 : Bilan énergétique – valeur absolue

Nous notons au travers de ce bilan que la consommation électrique du process (36% de l’électricité produite nette) est largement supérieure à ce qui a été observé lors du précédent suivi

4. Le système

d’agitation par injection biogaz semble plus consommateur d’énergie qu’une agitation mécanique classique. Une analyse de répartition des consommations électriques est donnée ci-dessous, elle a été réalisée sur 10 jours :

4 Moyenne des références nationales pour les sites agricoles dans le cadre du Suivi technique,

économique, environnemental et social d'installations de méthanisation à la ferme, centrasliées, industrielles et en station d'épuration , ADEME, APESA-Biomasse Normandie, d'après les suivis réalisés par S3D, Méthanéva et le LDAR, 2014

Données réellesEquivalent annuel

Production d'énergie primaire [Pp] 1 666 MWh 1 189 MWh 71% 313 MWh 1 252 MWh 75%

Production d'énergie électrique brute [Pélec]b 615 MWh 331 MWh 54% 90 MWh 359 MWh 58%

Production d'énergie électrique nette [Pélec]n 584 MWh 310 MWh 53% 84 MWh 336 MWh 58%

Consommation électrique process [Pélecp] - 112 MWh 28 MWh 110 MWh

Production thermique brute [Pth]b 698 MWh 586 MWh 84% 154 MWh 617 MWh 88%

Consommation thermique process [Pthp] - 206 MWh 60 MWh 240 MWh

Valorisation thermique comptabilisé [Pthv] 224 MWh 0 MWh 0% 0 MWh 0 MWh 0%

Production d'énergie utile [Pu]=[Pélec]b + [Pthp] + [Pthv] 839 MWh 443 MWh 53% 150 MWh 598 MWh 71%

Production d'énergie renouvelable [Pr]=[Pélec]n + [Pthv] 808 MWh 310 MWh 38% 84 MWh 336 MWh 42%

Paramètres Prévisionnel Sur 12 moisRéel 12 mois/

prévi

Sur les 3 derniers moisRéel 3

derniers

mois/

Avril 2016


36

Figure 28 : Répartition des consommations électriques des différents organes

La trémie représente le poste de consommation le plus élevé, cette consommation importante est en particulier liée à la durée de fonctionnement de la trémie : en moyenne elle fonctionne 6 h par jour. Cette durée est nécessaire à la montée en température du mélange à 65 voire 70 °C, l’échange thermique est relativement long. Arkolia espère diminuer cette consommation de 2/3 en chauffant les jus de dilution avant introduction dans la trémie, ce qui permettra d’avoir une matière arrivant à température plus élevée dans la trémie et ainsi réduire le temps de montée en température dans cette dernière. Le deuxième poste de consommation est le compresseur de biogaz permettant l’agitation. Le compresseur fonctionne environ 9,2 h/jour. Arkolia espère également diminuer cette consommation d’environ 1/3, en optimisant la configuration et les cycles d’agitation. Le bilan énergétique permet également de constater que les productions énergétiques sont inférieures aux prévisions, comme expliqué plus haut, l’introduction des matières en quantité moindre et le faible rendement du moteur impactent la production d’énergie. Les rendements mesurés sur l’unité sont donnés ci-dessous :

Tableau 10 : Bilan énergétique – valeurs relatives

N’ayant pas accès à la quantité de thermie produite sur le site, le rendement thermique utilisé est le rendement théorique. Le rendement électrique étant très faible, il est possible qu’en réalité le rendement thermique soit supérieur. Les données ci-dessus nous permettent de produire le synoptique ci-après :

46%

30%

1%

6%

1%

16%

Trémie Compresseur Pompe Vis Separateur Pc + Circulateurs+soufflantes

Rendement électrique brut [Re]b=[Pélec]b/[Pp] 37,0% 28,2% 28,7%

Rendement électrique net [Re]n=[Pélec]n/[Pp] 31,2% 26,1% 26,9% 34,0%

Niveau de consommation électrique process [Rep]=[Pélecp]/[Pp] 9,4% 8,8%

Rendement thermique brut (donnée théorique) [Rth]b=[Pth]b/[Pp] 49,4% 49,0% 49,0%

Niveau de consommation thermique process [Rtp]=[Pthp]/[Pp] 17,3% 19,2%

Rendement thermique [Rt]=([Pthp]+[Pthv])/[Pp] 17,3% 19,2% 43,0%

Valorisation énergétique V=([Pélec]n+[Pthv])/([Pp]*0,97) 48,9% 26,9% 26,9%

Rendement global [Rg]=[Re]b+ [Rt]b 86,4% 45,5% 47,9% 77,0%

Taux de substitution des énergiers fossiles et fissibles [Tsf]=[Re]n+[Rtv] 43,6% 26,1% 26,9% 50,0%

(1) Moyenne des références nationales pour les sites agricoles dans le cadre du Suivi technique, économique, environnemental et social d'installations de

méthanisation à la ferme, centralsiées, industrielles et en station d'épuration , ADEME, APESA-Biomasse Normandie, d'après les suvis réalisés par S3D,

Méthanéva et le LDAR, 2014

Références sites

agricoles premier

suivi (1)

PrévisionnelParamètresRéalisé sur 12

mois

Réalisé sur les

3 derniers mois

Avril 2016


37

Figure 29 : Bilan énergétique - synoptique

Synthèse Le bilan énergétique ci-dessus pour la période de décembre 2014 à novembre 2015 permet de constater :

un rendement électrique [Re] faible par rapport au prévisionnel et aux données fournies par le

motoriste,

la production thermique totale n’est pas mesurée, elle a été calculée sur la base du

rendement théorique, ce qui explique des pertes très importantes, il est possible que le

rendement thermique soit meilleur qu’annoncé (au détriment du rendement électrique),

une consommation électrique [Rep] du process supérieure à ce qui peut être attendu sur une

installation classique,

une consommation thermique importante,

un coefficient V très faible (26,9%) lié à l’absence de valorisation thermique et au mauvais

rendement électrique.

Le taux de substitution des énergies fossiles et fissiles de 26,1% est inférieur à celui obtenu en moyenne sur les installations agricoles du premier suivi ADEME

5 qui était de

50%.

6 Bilan des performances environnementales et sociales

6.1 Temps passé

Le temps passé sur l’installation est en moyenne de 54,7 heures par mois. Les postes consommateurs en temps sont :

- le chargement de la trémie et le déchargement, qui avec 27 h/mois, est le poste le plus

chronophage sur cette station.

- le suivi technique, qui demande plus de 12 h/mois,

- la réception des matières extérieure qui demande 9 h/mois

- la maintenance sur le digesteur, qui demande environ 5 h /mois,

- le suivi administratif/suivi ADEME qui représente près de 3 h30/mois.

La répartition des temps passés sur l’ensemble du suivi est présentée dans le graphe ci-dessous :

5

Suivi technique, économique, environnemental et social d’installations de méthanisation à la ferme,

centralisées, industrielles et en station d’épuration, ADEME, Mai 2014

(Ep) Energie primaire

1 189 MWh PCI/an 100%

Torchère

17 MWh PCI/an 1%

EP valorisable

1 172 MWh PCI/an 99%

Pertes

255 MWh PCI/an 21%

Electricité totaleEnergie th, totale

(théorique)

331 MWh PCI/an 28% 586 MWh PCI/an 49%

Conso auxiliaire moteur Electricité distribuée Energie th. process Energie th. perdue

21 MWh PCI/an 2% 310 MWh PCI/an 26% 206 MWh PCI/an 17% 380 MWh PCI/an 32%

Avril 2016


38

Figure 30 : Répartition du temps passé pour l’exploitation de l’installation de méthanisation

Le temps d’exploitation avait été estimé à 0,004 ETP/kWe dans le cadre du premier suivi ADEME6.

Dans le cas de l’installation de Napagèse, ce ratio correspond à 0,37 ETP/mois. Si nous rapportons ce temps au kWe installé, ce ratio représente 0,0049 ETP / kWe. Le temps passé pour l’exploitation est donc légèrement supérieur à celui passé en moyenne sur une installation de méthanisation, ce qui semble logique étant donné la typologie des matières premières qu’il faut obligatoirement charger dans la trémie, dans le cas de matière liquide les systèmes de pompages automatiques permettent de réduire le temps passé pour les introduire.

6.2 Efficience énergétique

Le coefficient d’efficience énergétique

7 s’élève à 2,3 pour cette installation, indiquant qu’elle

produit 2,3 fois plus d’énergie qu’elle ne consomme d’énergie pour son fonctionnement. Ce coefficient est inférieur aux moyennes constatées dans le suivi national, il prend en compte le fioul consommé pour :

-Récupérer les matières premières produites à l’extérieur du site, -Charger les matières dans la trémie, -Epandre le digestat liquide et solide.

Ce coefficient est dégradé par une consommation électrique importante, un faible rendement électrique du moteur et une absence actuelle de valorisation de la chaleur. Ce coefficient est représentatif de l’installation et non du procédé. L’efficience énergétique moyenne constatée au sein des unités agricoles lors du premier suivi ADEME était de 11 (avec peu de résultats recensés).

6

Suivi technique, économique, environnemental et social d’installations de méthanisation à la ferme,

centralisées, industrielles et en station d’épuration, ADEME, Mai 2014 7 Efficience énergétique = Production d’énergie valorisée (hors séchage digestat) / (Consommations de carburant

+ Consommation électrique process)

Th_reception :16,16%

Th_chargement :17,64%

Th_suivi-tech :21,39%

Th_maint-dig :8,82%

Th_dechargement :30,02%

Th_suivi-admin /ademe:5,97%

Avril 2016


39

6.3 Bilan gaz à effet de serre

Le bilan d’émission de gaz à effet de serre calculé avec le logiciel DIGES 2 indique une économie de 133,1 t éq. CO2 Ce bilan prend en compte les substrats utilisés ainsi que les performances énergétiques constatées sur la durée du suivi. Le détail des résultats est présenté ci-dessous :

Installation : Napagèse

RECAPITULATIF DES DONNEES MODIFIABLES PAR L'UTILISATEUR

Les déchets traités par digestion anaérobie composés de % MS N

( kg / t M B )% MO/MS % MO/MB

Pot méth ( m3 C H4 / t M O)

Pot méth2

( m3 C H4 / t M B )

MO_biod/

MO(%)

722 tonnes de fumier bovin 38,1 15,5 76,8 29,3 132,0 45,0 28,0%

615 tonnes de ensilage herbe 23,3 5,0 89,8 20,9 262,0 65,0 58,0%

115 tonnes de Céréales poussières 89,1 29,4 92,9 82,8 313,0 253,0 69,0%

7 tonnes de fientes vo laille 20,4 15,0 72,6 14,8 286,0 42,3 55,8%

14,1 tonnes de Fo in 86,7 19,7 85,2 73,8 270,0 199,3 52,7%

15 tonnes de M aïs 23,5 4,5 96,0 22,6 340,0 76,8 66,3%

308 tonnes de lisier bovin 35,8 4,4 90,4 32,4 224,0 54,0 52,0%

Couverture des aires de stockage

C o uvert ,

avec

récupérat io n

du bio gaz

C o uvert ,

sans

récupérat io n

du bio gaz

N o n co uvert ,

sans

récupérat io n

du bio gaz

P ré-sto ckage des

substrats

P o st-sto ckage du

digestat

Sources énergétiques utilisées antérieurement

po ur l'énergie

thermique

co nso mmée

sur place (%)

po ur l'énergie

thermique

vendue (%)

0,0 0,0

énergie annuelle valorisée 0,0 0,0

kWh puissance installéem³ CH4 valorisé/h paramètre V 50,0 50,0

électrique 310 117 KW_é : 39 50,0 50,0

thermique 206 147 KW_th : 26 0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

utilisation de l'énergie valorisée

kWh % kWh % kWh %

électrique 0,0 0,00 310 117,0 100,00 0,0 0,00

thermique 206 147,0 100,00 0,0 0,00 0,0 0,00

54,1%

auto co nso mmé

5,9gaz naturel

électricité

vendue co nso mmée sur place

GPL

fioul lourd

gazole ou fioul domestique

essence

charbon

Avril 2016


40

Le bilan effet de serre est négatif, c’est-à-dire que la mise en place de l’unité de méthanisation a permis de diminuer l’émission de gaz à effet de serre. Le bilan gaz à effet de serre est impacté par l’épandage du digestat et le pré stockage des effluents. Pour améliorer ce bilan il faudrait limiter d’autant que possible le stockage des effluents avant introduction dans le digesteur, et maximiser la valorisation énergétique, en produisant plus d’électricité (ce qui devrait être le cas dans les mois à venir) et valorisant la chaleur (en cours de réalisation).

6.4 Intégration de l’installation dans l’exploitation agricole

Afin d’évaluer l’intégration de la méthanisation dans le système de production agricole, un entretien spécifique semi-directif a été réalisé auprès de l’exploitant lors d’une visite de site.

RESULTATS

Détail des calculs pour information:

N2O CH4 N2O CH4 N2O CH4 N2O CH4 N 2O : Ssubstrat (Sposte (tonnage *

4,0 25,7 0,0 0,0 0,0 0,0 59,7 0,4 teneur en N * FEN2O * 1/1000 * 468,29))

CH4 : Ssubstrat (Sposte (tonnage *

89,8 tonnes éq. CO2Pot.méth. * FECH4 * 16/24,05 *1/1000 * 25))

1,6 tonnes éq. CO2

Emissions évitées en tonnes éq. CO 2 :

idem digestion anaérobie

N2O CH4 N2O CH4 N2O CH4 N2O CH4 N2O CH4

15,8 102,9 0,0 0,0 53,4 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0

172,3 tonnes éq. CO2

Emissions évitées - transports effectués par le traitement de référence en tonnes éq. CO 2 :

idem digestion anaérobie

0,1 tonnes éq. CO2

Energie électrique : Energie thermique :

valorisée

(MWh)

vendue

(MWh)

sur place

(MWh)

GES évités

(t CO2)

valorisée

(MWh)

vendue

(MWh)

sur place

(MWh)

GES évités

(t CO2)

310,1 310,1 0,0 23,3 206,1 0,0 0,0 0,0

Emissions évitées - énergie : 23,3 tonnes éq. CO2

Emissions évitées - fabrication d'engrais minéral :

28,8 tonnes éq. CO2

Nous attirons votre attention sur l'interprétation des résultats.

Par exemple, une incertitude de 20% a pu être obtenue en faisant varier les seuls paramètres de composition des substrats

Emissions nettes : -133,1 tonnes éq. CO2

Energie électrique valorisée :

Ssubstrat (tonnage * Pot.méth * FECH4

* 9,94kWh/m² * 95%)*rendement élect.

Energie électrique vendue : Energie

électrique valorisée * % E. électrique

vendue

GES évités électriques : (Energie él.

vendue + Energie él. sur place) *

FEgCO2/kWh

Engrais minéral évités : Ssubstrat

(tonnage * N/1000 *%MO_biod/MO *

FEammonitrate)

éq. CO2

éq. CO2

0,8

stockage

substrat digestat

0,1

substrats

incinération

éq. CO2

0,8

traitement épandage CSD

Substrat : Ssubstrat(arrondisup(tonnage

/ 11,62) * 2 * dist * FE CO2 km)

Digestat : Ssubstrat(arrondisup

((tonnage - tonnage * MO_biod/MO *

%MO/MB / 11,62) * 2 * dist * FE CO2

pré-stockage du

déchetdigestion anaérobie

post-stockage -

traitement

épandage du

digestat

(cf. les facteurs d'émission sur les onglets suivants et

pour plus de précisions, cf. le guide méthodologique)Emissions GES par l'unité de

digestion

GES évités par la substitution

d’énergie

GES évités par la substitution au traitement des

déchets

Emissions nettes feu vert = gain

feu rouge = pertes

GES évités par la substitution du

transport pour le traitement de

référence

Emissions GES dues aux transport des substrats vers l'unité de digestion

anaérobie

GES évités par la substitution

d’engrais liée à l'épandage du

digestat

Afficher les formules

Avril 2016


41

Cet entretien aborde l’intégration de l’activité « méthanisation » dans le système de production agricole. Les aspects économiques et sociaux sont pris en compte.

De plus, les changements dans le système de production liés directement ou indirectement à la méthanisation sont abordés : modification de la conduite de l’élevage (alimentation, paillage, taille du cheptel…).

Activités d’élevage

Il s’agit de déterminer si la mise en place de l’unité de méthanisation entraine une modification de la conduite de l’activité d’élevage. Les changements envisagés peuvent être une évolution du cheptel (augmentation du nombre d’animaux…) ou du mode de conduite de l’élevage (temps passé en extérieur, alimentation, mode de logement…).

L’énergie thermique dégagée par la cogénération peut également entrainer une évolution des conditions de chauffage des bâtiments d’élevage.

Ainsi, pour l’exploitation de Napagèse, la mise en place de l’unité de méthanisation n’a pas entraîné directement de changement dans la taille du cheptel. En effet, il était prévu avant la mise en place de l’unité une diminution du cheptel (puis un arrêt de l’élevage), à l’approche de la date de la retraite d’un des exploitants. La mise en place de l’unité permet de toujours apporter de la matière organique au sol via l’épandage du digestat, ce malgré l’absence de production de fumier sur le site. Cette matière organique provient des intrants exogènes (issues de céréales,…) méthanisés.

Pratiques culturales

Sur l’installation de NAPAGESE, les impacts sur les pratiques culturales sont faibles. En effet, les rotations ne sont pas impactées par l’installation et la fourniture de substrats ne nécessite pas la mise en culture de CIVE ou la récolte de résidus de cultures. L’exploitation fonctionnait déjà avec des couverts végétaux avant la mise en place de l’unité.

L’évolution des pratiques culturales sera seulement liée à la gestion des épandages (temps, coûts, économie d’engrais, déficit humique).

L’impact de ces différentes pratiques peut être évalué en termes d’évolution du temps de travail, de coût de production, d’économies d’engrais, ou encore d’évolution dans l’organisation du travail sur l’exploitation.

Impacts liés à l’épandage de digestat

La situation initiale de NAPAGESE induisait l’épandage des fumiers et de fientes de volaille.

La mise en place d’un méthaniseur a quelques conséquences sur cette gestion des effluents puisque la fraction liquide est dorénavant prépondérante. Ce paramètre limite les fenêtres climatiques adaptées aux épandages puisque ce digestat liquide devra être apporté au plus près des besoins des plantes (pour limiter les pertes d’azote). Le digestat solide actuellement produit n’est pas épandu sur les terres de l’exploitation, il est échangé contre le lisier compressé à des exploitations voisines.

Avril 2016


42

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722

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stat

Dig

est

ion

Avril 2016


43

Figure 31 : Synoptique des flux de matières

o Impact logistique

Le coût de revient de l’épandage est supérieur à la situation initiale (hypothèses émises sur la base des coûts fournis par les exploitants).

Les tarifs pris en compte pour l’épandage sont donc de 4 €/t en épandage de liquide et 11 €/t en épandage de solide (Main d’œuvre comprise).

Tableau 11 : Estimation des couts d'épandage avant/après

Actuellement l’économie liée à l’épandage est de 2 546 €/an, cependant à terme, l’ensemble du digestat solide sera épandu sur les terres de l’exploitation, ce qui donnera le bilan suivant :

Lorsque la totalité du digestat sera épandue sur les terres de l’exploitation, le surcoût lié à l’épandage sera de 1 601 €/an par rapport à la situation initiale.

Le temps nécessaire à l’épandage variera également puisque, selon l’organisation retenue dans nos hypothèses économiques, l’épandage d’une tonne de liquide demande 2,35 min/t (hypothèse valable pour 15m

3 avec enfouisseur à 3km du lieu de stockage,) alors que le fumier nécessite 4,7 min/t

(valable pour deux épandeurs et un chargeur télescopique, stock en bout de champs).

Ce surcoût d’épandage est directement lié à l’ajout de 43% d’eau dans la ration entrante pour atteindre le taux de MS désiré en entrée de digesteur.

Effluent t/an Type épandeurCoût unitaire Coût/ intrant Effluent t/an Type épandeurCoût unitaireCoût/ intrant

Fumier 722 Ep à fumier 11 €/t 7942 Digestat liquide 1998 Ep à lisier 4 €/t 7992

Fiente 550 Ep à fumier 11 €/t 6050 Digestat solide 0 Ep à fumier 11 €/t 0

Somme 13992 Fiente 350 Ep à fumier 11 €/t 3850

Somme 11842

Avant Après

Effluent t/an Type épandeur Coût unitaire Coût/ intrant

Digestat liquide 1899 Ep à lisier 4 €/t 7596

Digestat solide 727 Ep à fumier 11 €/t 7997

Fiente Ep à fumier 11 €/t 0

Somme 15593

Après

Effluent t/an Type épandeur Coût unitaire Coût/ intrant

Digestat liquide 1899 Ep à lisier 4 €/t 7596

Digestat solide 0 Ep à fumier 11 €/t 0

Fiente 350 Ep à fumier 11 €/t 3850

Somme 11446

Après

Avril 2016


44

Figure 32 : Stockage de digestat liquide

o Impacts sur l’azote disponible (quantité et qualité)

Il est possible, au travers du bilan matière, de quantifier les pertes en azote survenues. Attention toutefois, cette estimation est réalisée sur des produits en amont du stockage, sans tenir compte de l’apport du sorgho de la paille et du foin, matières pour lesquelles il n’y a pas eu d’analyses mais qui ne représentent que 1,6% massique de la ration entrante. Les pertes liées à l’épandage ne sont pas prises en compte.

Tableau 12 : Bilan matière

Le bilan matière ci-dessus, bâti sur les résultats d’analyses réalisées dans le cadre du présent suivi, laisse entrevoir les résultats suivants :

(Attention : ces données restent théoriques et sont basées sur de simples analyses ponctuelles)

Fumier Ensillage herbe Déchet de

céréale

Lisier

compressé Fiente Eau Somme (t)

Tonnage 722 615 116 308 7 1347 3116

MS (%) 46% 23% 89% 26% 58% 0% 661

MO (%) 34% 21% 83% 24% 39% 0% 549

N tot (kg/T) 15,55 5,03 29,36 4,43 24 0 19,275

N NH4 (kg/T) 1,81 1 1,96 1,23 7 0 2,579

Mélange Somme (t)

Tonnage 3116 3116

MS (%) 19% 576

MO (%) 15% 480

N tot (kg/T) 4,49 13,991

N NH4 (kg/T) 1,07 3,334

Digestat Somme (t)

Tonnage 2626 2626

MS (%) 14% 362

MO (%) 10% 267

N tot (kg/T) 4,71 12,369

N NH4 (kg/T) 1,91 5,016

D. liquide Somme (t)

Tonnage 1899 1899

MS (%) 8% 149

MO (%) 5% 99

N tot (kg/T) 4,69 8,897

N NH4 (kg/T) 1,86 3,533

D. solide Somme (t)

Tonnage 727 727

MS (%) 29% 212

MO (%) 23% 168

N tot (kg/T) 4,04 2,937

N NH4 (kg/T) 1,15 0,836

Digestat solide

Intrants

Mélange

Digestat

Digestat liquide

Avril 2016


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- Des intrants au mélange :

Des pertes d’azote surviennent avant l’entrée en méthanisation. Il faut prendre cette valeur avec précaution, en effet la quantité totale d’azote présente dans les intrants est calculée en fonction de la ration annuelle, alors que la quantité d’azote en mélange est issue d’une mesure ponctuelle effectuée en juin 2015, la ration évoluant au fil des mois, les pertes constatées sont peut-être moindres.

- Du mélange au digestat brut :

Des pertes d’azote surviennent au niveau du process de méthanisation (sous réserve que les échantillonnages réalisés soient représentatifs). Les analyses nous permettent de les quantifier à hauteur de 1 622 kg, soit 11,6 % de l’azote total présent en entrée.

Le digestat brut contient 1 682 kg de NH4 en plus comparé au mélange entrant. L’azote présent en entrée est donc minéralisé. Sa proportion (NH4 / N total) en entrée était de 24 % et passe à 41% en sortie (sur digestat brut).

- Du digestat brut aux phases liquides et solides séparées :

Les analyses réalisées sur les phases liquide et solide du digestat (en sortie de séparation) laissent paraitre des quantités d’azote total légèrement inférieures à l’entrée du séparateur. Ainsi, nous constatons en sortie de séparation une baisse de 535 kg de N total (- 4% d’N total). Cette variation est probablement due à une mauvaise représentativité d’un échantillon testé.

Les analyses montrent que 647 kg d’NH4 ont été perdus, soit plus que la quantité d’azote total perdu (ce qui est impossible). La perte est donc de 13 %, sûrement due en partie à la volatilisation de l’azote. La majorité de l’azote est donc perdue sous forme ammoniacale.

- Bilan du mélange aux produits finis :

La quantité d’azote total en sortie a baissé de 15% (- 2 157 kg). Comme vu plus haut, une part de cet azote est perdue au travers du process et de la séparation de phase En revanche, la minéralisation opérée en cours de digestion engendre une hausse de la concentration en NH4 de 31 % (+1 035 kg).

- Pour ce qui est de la matière organique, nous avons à disposition une analyse par semaine de composition (MS, MO) sur le mélange entrant et sur la matière organique. De ces analyses sont conclus que la quantité de matière organique a chuté de 46%. Ce qui porte la quantité de MO épandue à 280 t/an. Ce chiffre n’est pas comparable aux 493 t/an entrante car des apports exogène font partis de la ration Si l’on prend en compte les 722 t de fumier introduites et les 500 t de fientes que les exploitants avaient l’habitude d’épandre, nous pouvons estimer la quantité de MO épandue avant méthanisation à hauteur de 435 t/an. Il n’y donc un déficit en MO sur l’exploitation, cependant les exploitants apporte toujours une partie de fiente directement sur les terres. Notons également que la MO apportée au travers du digestat est plus stable que la MO fraiche habituellement épandue. Cette fraction de MO avancée n’alimente pas la biomasse vivante du sol, à court terme. Des apports compensatoires doivent être réalisés (tels que des couverts inter-culturaux que les exploitants ont déjà l’habitude de pratiquer).

Nous avons vu que la forme d’azote minérale a augmenté au cours de la méthanisation (minéralisation de l’azote). Compte tenu de la variabilité des cours des matières premières, nous évaluerons les retombées pour l’exploitation sur la base de 0,5 €/ kg de NH4, soit 70% environ du cours actuel (08/2015).

Cette minéralisation procure donc, si l’épandage permet de limiter la volatilisation, une économie de 518 € par an d’azote minéral sur l’exploitation de Napagèse.

o Impacts sur la matière organique (quantité et qualité)

Nous avons vu, au travers du bilan matière, qu’environ 213 tonnes de MO/an sont transformées et exportées sous forme de biogaz. La matière organique restante est contenue dans le digestat produit à hauteur de 267 t réparties à 37 % dans le liquide et 63 % dans le solide.

Avril 2016


46

Le traitement du digestat par séparation de phase permet de gérer deux produits complémentaires :

- Une phase liquide qui pourra être employée, comme un lisier ou un engrais, au plus près des besoins des cultures en place. Cette phase, riche en NH4, doit être épandue avec un équipement adapté pour limiter les phénomènes de volatilisation.

- Une phase solide, riche en MO et en azote organique (disponible dans le temps), qui pourra être employée comme amendement et permettre un entretien des taux de MO des sols.

. Au printemps et à l’automne (maïs et céréales), les épandages sont réalisés avec un épandeur à rampe à pendillards.

6.5 Evaluation des risques de nuisances

L’évaluation des risques et des nuisances se fonde sur 7 grands axes d’analyse, l’objectif étant de déterminer le degré d’exposition aux risques :

- environnement global de l’unité, - intégration paysagère, - risques olfactifs, - bruit, - transport, - communication extérieure, - plaintes extérieures.

Une notation sur 10 est établie sur la base de ces axes, plus celle-ci est élevée plus le risque est fort. In Le facteur de nuisance le plus important est l’intégration paysagère de l’installation. Le risque de nuisances liées aux odeurs, au bruit et au transport sont plus faibles. Le détail est présenté ci-dessous :

Tableau 13 : Evaluation du risque de nuisances

Thème Poste Evaluation des risques pour l 'unité Note sur 10

Environnement du s i te Champs 0,4

Dis tance des vois ins (m) 100-150 0,4

Si tuation topographique du s i te Pla ine 0,2

Clôtures Si lple clotûre dominant 0,4

Cuves de digestion et s tockage digestat Cuves sel i enterrées 0,4

Bâtiments Bâtiment intégré (bardage bois ,.. 0,2

Déchets acceptésNon acceptation de déchets

hautement fermentescibles0,5

Stockage des déchets fermentescibles

Sous bâtiment sans enceinte

close et hermétique sans

tra i tement de l 'a i r

0,2

Tra i tement des déchets fermentescibles Tra i tement après 48 h 0,2

Vents dominants Sens opposé des vois ins proches 0,1

Post-tra i tement digestat (compostage)Absence d'une étape de

compostage du digestat0,5

Module de cogénération Présence d'un module de

cogénération0,5

Précautions prises pour l imiter le bruit Ca isson d'insonirisation 0,5

Déchets exogènes Apports de déchets exogènes 0,2

Importance du trafic 1 à 10 camions par semaine 0,7

Type de camion Tracteur + benne 0,1

Actions de communication pour

sens ibi l i ser le grand publ ic

Mises en place de mesures pour

communiquer sur activi té du s i te

Type d'actions (renseignements ne

donnant pas l ieu à une note, élément

qual i tati f)

Vis i tes pédagogiques

Pla intes extérieures Exis tence de pla intes

Non dépôt de pla inte / non

création d'association de

rivera ins ou autres

1,0 0,15 0,15

Note globale

Facteur de

pondération

3,5

0,2

Prise en compte des mesure de

prévention et de communication sur

l 'activi té auprès du grand publ ic

1 0,1 0,1

Transport

4,2 0,15 Environnement global

8,0 0,2 Intégration paysagère

1,0 0,2 Risques Odeurs

5,5 0,2 Brui t

3,0

Avril 2016


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Nous pouvons remarquer la forte pénalité appliquée pour les projets dont le digesteur n’est pas enterré.

Figure 33 : Détail de l'indicateur de risque de nuisances

-

2,0

4,0

6,0

8,0 Environnement global

Intégration paysagère

Risques Odeurs

Bruit Transport

Plaintes extérieures

Mesure de prévention et de communication

auprès du grand public

Avril 2016


48

7 Bilan économique

L’unité de Napagèse étant un « pilote », le constructeur Arkolia ne facture pas de maintenance aux porteurs de projet et compense les pertes financières. Dans l’objectif d’avoir une vision économique claire de l’unité, 3 cas sont considérés pour réaliser les analyses économiques :

1. Cas 1 : prise en compte des compensations financières qu’apporte Arkolia à l‘exploitant, c’est une image de la rentabilité de l’unité pour les exploitants dans les conditions actuelles d’exploitation de l’installation.

2. Cas 2 : prise en compte des futures conditions de fonctionnement de l’unité : à savoir fonctionnement à pleine puissance et maintenance payée par l’exploitant ; ceci en se basant sur une extrapolation des conditions d’exploitation actuelles.

3. Cas 3 : simulation d’une future installation de 330 kW extrapolée à partir des intrants de Napagèse. En effet Arkolia estime que les futures unités qu’ils proposeront seront d’une taille supérieure à Napagèse et fonctionneront sur les mêmes types de matières premières.

7.1 Investissement

7.1.1 Investissement global pour Napagèse

Cette unité a fait l’objet d’un investissement initial de 793 450 €.

7.1.2 Décomposition des investissements pour Napagèse

Figure 34 : Ventilation des investissements

5%

11%

24%

11%

46%

3%Aménagement du site

Gestion et traitement des Substrats

Méthanisation

Gestion et traitement du Digestat

Gestion et valorisarion du Biogaz

Ingénierie

Bilan investissement Montant en € Inv.Total

Investissements € HT 793 460

Investissement/puissance de valorisation installée € HT/kW PCI installé 4 959

Investissement/puissance électrique installée € HT/kW él installé 10 579

Investissement/Volume de digestion € HT/m3 digesteur total 3 607

Investissement/Tonne de matière brute traitée € HT/t matière brute traitée 441

Avril 2016


49

Tableau 14 : Indicateurs d’investissement

Le ratio investissement/Puissance électrique installée est plutôt haut par rapport à la moyenne obtenue sur les unités agricoles lors du précédent suivi

8 : 6 636 €/ kW élec et rivalise avec les

installations infiniment mélangées de fortes puissances.

Figure 35 : Répartition des investissements par poste

La décomposition des investissements par grands postes est assez proche de celle observée dans les suivis précédents. Nous notons toutefois, que le poste de valorisation du biogaz est plus coûteux sur Napagèse, le surdimensionnement du moteur (100 kW installé) en est la cause. Le poste process de méthanisation est quant à lui plus faible en lien avec les fortes charges organiques et les faibles temps de séjour appliqués.

7.1.3 Financement pour Napagèse

Dans la mesure où cette installation est une première pour Arkolia, le client a souhaité mettre en place des conditions particulières à la signature du contrat commercial (compensation des pertes en cas de non atteinte des résultats initialement prévus). Compte tenu de la spécificité de cet accord, nous avons choisi d’en faire abstraction pour étudier un financement plus classique. Ainsi, nos simulations émettent les hypothèses suivantes :

450 000 € empruntés sur 12 années à 3,25% (assurance comprise),

232 000 € de subventions publiques,

111 460 € de fonds propres pour compléter les investissements.

7.1.4 Répartition des investissements pour l’unité de 330 kW

Cette installation n’est pas construite, les données utilisées sont donc des valeurs prévisionnelles. Le montant total de l’unité est estimé à 2 845 920 euros (dont broyeur et sécheur). La répartition est donnée ci-après :




LDAR, 2014

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Référence nationale Napagèse

Gestion et traitement des substrats

Process de méthanisation

Gestion du digestat

Valorisation du biogaz

Foncier, aménagement, ingénierie

Avril 2016


50

Figure 36 : Répartition des investissements par poste pour l’unité de 330 kW

7.1.5 Financement de l’unité de 330 kW

Le financement est prévu de la sorte : - 160 000 € d’apport en fond propre - 419 465 € de subventions publiques - 2 266 275 € d’emprunt à 2,1% (assurance comprise) sur 12 ans

7.2 Comptes d’exploitation Napagèse

Méthodologie Le tableau de synthèse « comptes d’exploitation » présenté ci-après, permet de comparer les approches économiques prévisionnelles, constatées et optimisées en termes d’excédent brut d’exploitation. Il a été établi selon les principes suivants :

- La première colonne du tableau rappelle les éléments d’exploitation prévisionnels établis lors du dépôt de dossier de demande de subvention.

- L’approche dite « MOYENNE réalisée / 3 derniers mois » prend en compte les éléments d’exploitation basés sur la moyenne mensuelle des 3 derniers mois observés. A défaut de disposer d’une période d’observation de 12 mois des unités en régime stabilisé, cette méthode permet de neutraliser les périodes souvent importantes de mises au point techniques et de montées en charges, s’expliquant par le caractère innovant de ces premières unités industrielles. Cette approche mensuelle présente donc l'intérêt d'établir une première projection sur 12 mois des performances économiques constatées et ainsi d'en déduire des flux financiers prévisionnels sur 15 ans, nécessaire à la détermination des indicateurs financiers.

- La troisième colonne nommée « moyenne annuelle réalisée » donne une projection des résultats d’exploitations atteints sur toute la durée du suivi (avec les dépenses et recettes d’exploitation constatées).

- Certaines charges variables d’exploitation sont à considérer comme des charges préétablies,

c'est-à-dire basées sur le coût unitaire prévisionnel que nous avons fait varier selon le niveau

de production constaté.

10%26%

36%

26%

11% 3%

33%24%

10% 21%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%1- gestion et

traitement des substrats

2- Process de méthanisation

3- Gestion du digestat

4- Valorisation du

biogaz

5- Foncier, aménagement,

ingénierieRéférence nationale Unité 330 kW

Avril 2016


51

- Harmonisation des méthodes de prise en compte des renouvellements des investissements :

le renouvellement des matériels (hors cogénérateur) et la maintenance prévisionnelle liée au process sont affectés par défaut dans les charges de maintenance et sont exprimés en % de l'investissement

Le tableau ci-dessous présente les paramètres techniques utilisés pour l’analyse économique.

Tableau 15 : Paramètres techniques déterminant les performances économiques de l'unité Napagèse

Le tarif d’achat est différent de celui prévu initialement du fait de la revalorisation des tarifs, dans l’analyse économique le tarif revalorisé est pris en compte.

Dans un premier temps, le compte d’exploitation cas 1 (prise en compte des compensations financières qu’apporte Arkolia à l‘exploitant, c’est une image de la rentabilité de l’unité pour les exploitants dans les conditions actuelles d’exploitation de l’installation.) est détaillé ci-dessous :

Paramètres techniques et financiers Prévisionnel

MOYENNE

réalisée / 3

derniers mois

Ecart en %

/ Prévi.

MOYENNE

annuelle

réalisée

Ecart en %

/ Prévi.

Puissance installée en kWél 100 - -

Taux de disponibilité moteur 94% 80% -14,9% 71% -24,5%

Nombre d'heures de fonctionnement moteur 8200,0 7028,0 -14,3% 6229,0 -24,0%

Rendement moteur net en % 36,90% 26,20% -29,0% 25,75% -30,2%

Investissement / puissance électrique installée 10 579 € 10 579 € 0,0% 10 579 € 0,0%

Consommation moteur en Nm3 CH4 / h 20,39 19,13 -6,2% 19,72 -3,3%

Tonnage mensuel traité 183,3 134,0 -26,9% 150,0 -18,2%

Nm3 de CH4 / T Mb 82,00 79,00 -3,7% 66,00 -19,5%

Pourcentage d'efficacité énergétique V (%) 48,9% 27,7% -43,4% 27,2% -44,4%

Tarif d'achat électrique (€/ MWh él.) 187 220 17,6% 220 17,6%

MWh/mois vendus à EDF 51,250 28,000 -45,4% 25,800 -49,7%

Avril 2016


52

Tableau 16 : Comptes d’exploitation analyse 1

Le CA mensuel lié à la vente d’électricité est le même que le CA prévisionnel, en effet une garantie de performance a été apportée par Arkolia : un fonctionnement du moteur à 75 kWe pendant 8200 h/an. Le moteur ne fonctionnant pas à cette puissance Arkolia compense la perte de CA liée à un fonctionnement à plus faible puissance. En réalité le CA mensuel de l’unité sur les 3 derniers mois est de 6 164 €, Arkolia compense donc 3 240 €/mois au exploitant. Le tableau ci-dessous présente les comptes d’exploitation dans le cas 2 (prise en compte des futures conditions de fonctionnement de l’unité : à savoir fonctionnement à pleine puissance et maintenance payée par l’exploitant ; ceci en se basant sur une extrapolation des conditions d’exploitation actuelles).

Prévisionnel

mensuel

Réalisé

MOYENNE 3

derniers mois

Ecart en %

/ Prévi

Réalisé

moy.

Annuelle

Ecart en %

/ Prévi

Produits mensuels 9 584 € 9 839 € 3% 10 233 € 7%

CA mensuel élect. 9 584 € 9 584 € 0% 9 978 € 4%

Economie liée à la gestion du digestat 0,0 € 255 € 255 €

Prestation séchage/stockage #DIV/0! #DIV/0!

Charges mensuelles 4 689 € 2 480 € -47% 2 701 € -42%

Gestion des substrats

en €/t de substrat

Montant

Poduction / achat de substrats 2 667 € 397 € 415 €

Achat déchets de céréales 1 000 € 390 € -61% 386 € -61%

Achat fiente 1 667 € 7 € -100% 29 € -98%

Maintenance 0,0 0,0 0,0

Cogénération en €/MWh 0,0 58,0 #DIV/0! 0,0 #DIV/0!

Process (GR) en % de l'investissement 1,5% 0,0% -100% 0,0% -100%

Coût maintenance 583,0 € 583 € 0% 0 € -100%

Consommables 923 € 1 042,60 € 1 192,20 €

Electricité en % production électrique 15% 32% 113% 40% 167%

Coût 923 € 986 € 7% 1 135 € 23%

Coût / kwhe 0,12 € 0,11 € 0,11 €

Oxyde de fer 0,00 € 57,00 € #DIV/0! 57,00 €

Main d'œuvre 1 100 € 1 040 € 1 094 €

Coût horaire 20,0 € 20,0 € 0% 20,0 € 0%

Nbre d'heures 55,0 52,0 -5% 54,7 -1%

Coût MO 1 100 € 1 040 € -5% 1 094 € -1%

Autres frais 239 € #DIV/0! 239 € #DIV/0!

EBE mensuel 4 895 € 7 359 € 50% 7 532 € 54%

Avril 2016


53

Tableau 17 : Comptes d’exploitation analyse 2

Analyse des produits constatés : Comme l’indique les tableaux précédents, les 3 derniers mois ont été plus productifs que les 9 premiers mois de l’année suivie. Sur l’année, le niveau de chiffre d’affaire annuel généré par l’unité a été inférieur aux prévisions de 13%, ce malgré une revalorisation du tarif. Il est bon de souligner quelques points :

- Le tarif d’achat effectif est supérieur de 33 €/ MWhe aux prévisions suite à la revalorisation

induite par l’arrêté du 30 novembre 2015, soit 220 €/ MWh élec.

- Les achats d’intrants sont beaucoup plus faibles que prévus initialement, dû entre autre à un

échange digestat solide contre lisier compressé avec des exploitations voisines.

Prévisionnel

mensuel

Réalisé

MOYENNE 3

derniers mois

Ecart en %

/ Prévi

Réalisé

moy.

Annuelle

Ecart en %

/ Prévi

Produits mensuels 9 584 € 9 839 € 3% 10 233 € 7%

CA mensuel élect. 9 584 € 9 584 € 0% 9 978 € 4%

Economie liée à la gestion du digestat 0,0 € 255 € 255 €

Prestation séchage/stockage #DIV/0! #DIV/0!

Charges mensuelles 4 689 € 5 858 € 25% 5 952 € 27%

Gestion des substrats

en €/t de substrat

Montant

Poduction / achat de substrats 2 667 € 397 € 415 €

Achat déchets de céréales 1 000 € 390 € -61% 386 € -61%

Achat fiente 1 667 € 7 € -100% 29 € -98%

Maintenance 0,0 € 2 207,0 € 2 079,4 €

Cogénération en €/MWh 0,0 58,0 #DIV/0! 58,0 #DIV/0!

Process (GR) en % de l'investissement 0,0% #DIV/0! 0,0% #DIV/0!

Coût maintenance 0,0 € 583 € #DIV/0! 583 € #DIV/0!

Consommables 923 € 1 042,60 € 1 192,20 €

Electricité en % production électrique 15% 32% 113% 40% 167%

Coût 923 € 986 € 7% 1 135 € 23%

Coût / kwhe 0,12 € 0,11 € 0,11 €

Oxyde de fer 0,00 € 57,00 € #DIV/0! 57,00 €

Main d'œuvre 1 100 € 1 040 € 1 094 €

Coût horaire 20,0 € 20,0 € 0% 20,0 € 0%

Nbre d'heures 55,0 52,0 -5% 54,7 -1%

Coût MO 1 100 € 1 040 € -5% 1 094 € -1%

Assurance 541 € 541 €

TURPE 130 € 130 €

suivi biologique 500 € #DIV/0! 500 € #DIV/0!

EBE mensuel 4 895 € 3 981 € -19% 4 282 € -13%

Avril 2016


54

Figure 37 : Evolution du Chiffre d’affaires (lié uniquement à la vente d’électricité)

En première approximation, la variation défavorable constatée en terme de production électrique peut se décomposer en trois écarts tels que détaillés ci-après :

- Ecart lié à la ration :

Les quantités traitées sont inférieures aux prévisions et le potentiel de ration est plus faible

que celui de la ration prévisionnelle, malgré un taux d’expression du pouvoir méthanogène de

95%, la production n’est pas aussi importante qu’espérée.

L’ajout des deux cuves supplémentaires permettra de disposer d’un volume supplémentaire

de 120 m3 soit 40% de plus environ. La quantité de matière introduite pourra être supérieure

et la production de biogaz s’en verra augmentée.

- Ecart lié au rendement moteur :

Le rendement attendu n’est pas atteint puisque le rendement net calculé est de 26,1 % contre

37% attendus, soit 30 % de recette en moins.

Avec les deux cuves supplémentaires et donc une production de biogaz plus élevée, le

moteur fonctionnera proche de sa charge nominale et son rendement s’en verra amélioré.

- Ecart lié au temps de disponibilité du moteur :

Le moteur devait être disponible pendant 8 200 h /an et a finalement fonctionné pendant 6

200 h. Une amélioration de temps de fonctionnement du moteur par une production de biogaz

supérieure permettra également d’augmenter le chiffre d’affaire en lien avec la vente

d’électricité.

Cependant ces aspects n’apparaissent pas dans les produits, car l’analyse porte ici sur l’installation

optimisée.

Analyse des charges mensuelles constatées : Les charges d’exploitations sont moins importantes que prévu (- 47 %), dans le cas 1, et plus importantes que prévues (+ 25 %) dans le cas 2 :

- Les achats en lien avec les déchets de céréales et les fientes sont moins importants que

prévu. (seulement 397 €/mois contre 2 667 €/mois prévus). En effet, les exploitants échangent

du digestat solide contre du lisier compressé. Cependant à terme les exploitants souhaitent

conserver leur digestat solide, ils devront donc acheter des déchets de céréales et des fientes

en quantité supérieure à ce qui est fait aujourd’hui.

- Des frais supplémentaires sont à prendre en considération par rapport au prévisionnel :

assurance, suivi biologique, TURPE.

- L’oxyde de fer n’avait pas été prévu initialement, mais il est finalement nécessaire pour

abattre l’H2S produit ; il engendre un coût de 57€/mois, soit environ 1% des charges

d’exploitation.

0

20

40

60

80

100

120

déc. janv. févr. mars avr. mai juin juillet août septembre octobre novembre

Po

urc

en

tag

e (

%)

CA_tot. (%) CA_tot_previ (%)

Avril 2016


55

- Le rapport consommation électrique/ production d’énergie électrique est plus élevé que prévu,

cependant la production d’énergie étant plus faible, la consommation totale n’est pas

beaucoup plus élevée que prévu.

Analyse du résultat mensuel constaté Dans le cas 1, alors que le prévisionnel affichait un objectif d’excédent brut d’exploitation (EBE) mensuel de 4 895 €, l’analyse des performances économiques en cours fait état d’un EBE mensuel excédentaire de 7 359 € (en tenant compte des compensations financières d’ARKOLIA). Ce résultat est très supérieur aux prévisions. Si nous nous attardons plus particulièrement sur les 3 derniers mois du suivi (moyennés), nous voyons que l’EBE réalisé est supérieur de 50 % aux prévisions. Ces résultats sont très bons, mais ne sont pas représentatifs de l’unité en tant que telle. Dans le cas 2, alors que le prévisionnel affichait un objectif d’excédent brut d’exploitation (EBE) mensuel de 4 895 €, l’analyse des performances économiques en cours fait état d’un EBE excédentaire de 3 981€ (moyenne mensuelle sur la production réalisée durant l’ensemble du suivi). Ce résultat est inférieur e 13% aux prévisions sur l’année. Dans le cas 1 ces résultats comptables devraient permettre de couvrir l’annuité (amortissements et intérêts d’emprunts), de provisionner 5 000 €/an pour grosses réparations et enfin de payer l’impôt sur les sociétés. Les hypothèses de financement émises engendreraient des annuités d’un montant de 38 000 € environ. Nous pouvons constater que l’EBE réalisé (moyenne sur la durée de suivi) permet de couvrir quasi 200% de l’annuité, ce qui est un ratio très satisfaisant.

Tableau 18 : Calcul du résultat net dans le cas 1

Dans le cas 2 les résultats comptables sont les suivants :

Tableau 19 : Calcul du résultat net dans le cas 2

L’annuité est couverte, mais la rentabilité est plus faible que dans le cas n°1.

7.3 Compte d’exploitation unité 330 kW

Le compte d’exploitation du cas 3 (simulation d’une future installation de 330 kW extrapolée à partir des intrants de Napagèse. En effet Arkolia estime que les futures unités qu’ils proposeront seront

Prévisionnel

MOYENNE

réalisée / 3

derniers mois

MOYENNE

annuelle

réalisée

EBE annuel 58 735 € 88 310 € 90 385 €

Annuités 38000 38000 38000

Provisions pour grosses réparations 5000 5000 5000

Impôts sur les sociétés 2 360 € 6 796 € 7 108 €

Résultat net 13 375 € 38 513 € 40 277 €

Prévisionnel

MOYENNE

réalisée / 3

derniers mois

MOYENNE

annuelle

réalisée

EBE annuel 58 735 € 47 777 € 51 380 €

Annuités 38000 38000 38000

Provisions pour grosses réparations 5000 5000 5000

Impôts sur les sociétés 0 € 717 € 1 257 €

Résultat net 15 735 € 4 060 € 7 123 €

Avril 2016


56

d’une taille supérieure à Napagèse et fonctionneront sur les mêmes types de matières premières) est donné ci-après : Les paramètres pris en compte pour l’unité de 330 kW sont les suivants :

Figure 38 : Paramètres techniques déterminant les performances économiques de l'unité de 330 kW

Les charges et recettes prévisionnelles sur l’unité de 330 kW sont les suivantes :

Tableau 20 : Charges et recettes prévisionnelles pour l’unité de 330 kW

Paramètres techniques et financiers Prévisionnel

Puissance installée en kWél 330

Taux de disponibilité moteur 89%

Nombre d'heures de fonctionnement moteur 7800,0

Rendement moteur net en % 39,10%

Investissement / puissance électrique installée 8 624 €

Consommation moteur en Nm3 CH4 / h 85,00

Tonnage mensuel traité 758,0

Nm3 de CH4 / T Mb 82,00

Pourcentage d'efficacité énergétique V (%)

Tarif d'achat électrique (€/ MWh él.) 199,43

MWh/mois vendus à EDF 214,000

Prévisionnel

mensuel

Produits mensuels 44 278 €

CA mensuel élect. 44 278 €

Economie liée à la gestion du digestat 0,0 €

Prestation séchage/stockage

Charges mensuelles 16 774 €

Gestion des substrats et épandage 3 933 €

épandage 2 083 €

leasing matériel 1 850 €

Poduction / achat de substrats 2 083 €

Achat substrat 2 083 €

Maintenance 3 625 €

Cogénération 2 625 €

Process 1 000 €

0,0 €

Consommables 2 716 €

Electricité 1 800 €

Autres 916 €

Main d'œuvre 2 433 €

Coût horaire 20,0 €

Nbre d'heures 121,7

Coût MO 1 100 €

Banque, comptabilité 581 €

Assurance 666 €

TURPE 154 €

suivi biologique 583 €

EBE mensuel 27 504 €

Avril 2016


57

Le résultat prévisionnel de cette unité est donné dans le tableau ci-après. La provision prise pour grosses réparations est supérieure du fait d’une unité de plus grande taille. Il semble que les consommations électriques envisagées sont faibles par rapport à ce qui est observé sur Napagèse.

Tableau 21 : Calcul du résultat net prévisionnel sur l’unité de 330 kW

Les résultats prévisionnels sont très encourageants. Il faut toutefois noter que les coûts d’investissement pour les lots autres que le process sont des estimations proposés par Arkolia. L’ensemble de ces valeurs sont à prendre avec précautions.

Prévisionnel

EBE annuel 330 048 €

Annuités 196 824 €

Provisions pour grosses réparations 15 000 €

Impôts sur les sociétés 24 029 €

Résultat net 94 195 €

Avril 2016


58

7.4 Indicateurs de rentabilité financière

Pour rappel les trois cas étudiés sont les suivants :

1. Cas 1 : prise en compte des compensations financières qu’apporte Arkolia à l‘exploitant, c’est une image de la rentabilité de l’unité pour les exploitants dans les conditions actuelles d’exploitation de l’installation.

2. Cas 2 : prise en compte des futures conditions de fonctionnement de l’unité : à savoir fonctionnement à pleine puissance et maintenance payée par l’exploitant ; ceci en se basant sur une extrapolation des conditions d’exploitation actuelles.

3. Cas 3 : simulation d’une future installation de 330 kW extrapolée à partir des intrants de Napagèse. En effet Arkolia estime que les futures unités qu’ils proposeront seront d’une taille supérieure à Napagèse et fonctionneront sur les mêmes types de matières premières.

Les tableaux récapitulatifs des indicateurs financiers sont présentés ci après ils permettent de comparer l’impact financier du projet sur une période de 15 ans :

Tableau 22 : Indicateurs financiers dans le cas 1

Tableau 23 : Indicateurs financiers dans le cas 2

Définition : VAN et TRI

Chaque investissement est caractérisé par une valeur actuelle nette (VAN) qui est

égale au montant de la création de valeur. Rappelons que la valeur actuelle nette

d’un investissement est la valeur cumulée des flux de trésorerie (somme des

excédents bruts d’exploitation nets de fiscalité, minorée de l’investissement net de

subvention), actualisés le plus souvent au coût moyen pondéré du financement du

capital (dette et capitaux propres). D’un point de vue financier, un investissement

dont la VAN est positive mérite d’être réalisé, puisqu’il créera normalement de la

valeur si la réalité est conforme aux prévisions.

Prévisionnel

MOYENNE

réalisée / 3

derniers mois

MOYENNE

annuelle

réalisée

Taux de subvention 29% 29% 29%

Montant à financer pour le projet (Inv. - Sub.) 561 460 € 561 460 € 561 460 €

Somme des revenus sur 15 ans hors fiscalité et intérêts 881 025 € 1 324 647 € 1 355 770 €

Taux d'actualisation 3% 3% 3%

Valeur actuelle (sommes des revenus actualisés) 701 175 € 1 054 237 € 1 079 006 €

Valeur actuelle nette 135 645 € 478 424 € 502 472 €

Temps de retour Brut : sans intérêts d'emprunt 9,6 ans 6,4 ans 6,2 ans

TRI (en %) avec subvention 6% 13% 14%

Prévisionnel

MOYENNE

réalisée / 3

derniers mois

MOYENNE

annuelle

réalisée

Taux de subvention 29% 29% 29%

Montant à financer pour le projet (Inv. - Sub.) 561 460 € 561 460 € 561 460 €

Somme des revenus sur 15 ans hors fiscalité et intérêts881 025 € 716 652 € 770 698 €

Taux d'actualisation 3% 3% 3%

Valeur actuelle (sommes des revenus actualisés)701 175 € 570 356 € 613 370 €

Valeur actuelle nette 135 645 € 8 637 € 50 398 €

Temps de retour Brut : sans intérêts d'emprunt 9,6 ans 11,8 ans 10,9 ans

TRI (en %) avec subvention 6% 3% 4%

Avril 2016


59

Le taux de rentabilité interne (TRI), comme son nom l’indique est la rentabilité de

l’investissement. Si le TRI est supérieur au taux de rentabilité à exiger de

l’investissement compte tenu de son risque et de son coût de financement, alors

cet investissement vaut la peine, d’un point de vue financier.

Le prévisionnel prévoyait un taux de rentabilité de l’investissement de 6 %, un temps de retour brut de 9,6 ans et une valeur actuelle nette de près de 99 k€. Au regard des performances techniques, économiques, et des garanties actuelles proposées par le constructeur, ces ratios sont atteints et dépassés. En effet, si nous considérons la moyenne réalisée sur les 3 derniers mois, les résultats sont bien supérieurs aux attentes avec un TRI de 13%. En revanche, si nous considérons l’économie de l’unité dans le cas 2, le TRI sur l’année est 4% et de 3% sur les 3 derniers mois, ce qui est très faible. C’est pourquoi l’analyse économique d’un projet de 330 kW est donnée ci après :

Tableau 24 : Indicateurs financiers dans le cas d’une unité de 330 kW

Les temps de retour bruts et les TRI annoncés sont très bons, mais comme indiqué précédemment, il faut les prendre avec précaution du fait des nombreuses hypothèses faites.

Prévisionnel

Taux de subvention 15%

Montant à financer pour le projet (Inv. - Sub.) 2 266 275 €

Somme des revenus sur 15 ans hors fiscalité et intérêts 4 950 720 €

Taux d'actualisation 3%

Valeur actuelle (sommes des revenus actualisés) 3 811 918 €

Valeur actuelle nette 1 500 624 €

Temps de retour Brut : sans intérêts d'emprunt 6,9 ans

TRI (en %) avec subvention 11%

Avril 2016


60

8 Résultats des analyses réalisées

Des analyses ont été réalisées sur les matières entrantes ainsi que sur le digestat. Les résultats des analyses réalisées au cours du suivi sur les matières entrantes et sur le digestat sont présentés ci-dessous :

Tableau 25 : Analyses des matières entrantes

Mélange Digestat brut Ensilage Fumier bovin Lisier bovin Déchets de céréales

MS (%) 18,5 14,4 23,3 38,1 25,8 89,1

MM (% sur brut) 3,09 3,53 2,38 8,84 2,48 6,33

MO (% sur brut) 15,41 10,87 20,92 29,26 23,32 82,77

C orga (g/kg C sur brut) 77,1 54,4 104,6 146,3 116,6 413,9

pH 6,8 8,2 4 8,2 8,1 5,8

N tot (g/kg N sur brut) 4,49 4,71 5,03 15,55 4,43 29,36

N NH4 (g/kg N sur brut) 1,07 1,91 <1,00 1,81 1,22 1,96

C/N 17,2 11,5 20,8 9,4 26,3 14,1

NH4/N 0,24 0,41 0,2 0,12 0,28 0,07

Calcium (g/ kg Cao sur brut) 3,78 4,37 2,15 12,36 4,09 5,65

Potassium (g/ kg K2O sur brut) 6,73 6,51 6,16 15,39 4,72 15,01

Magnésium (g/ kg MgO sur brut) 1,39 1,41 0,76 3,24 1,96 3,25

Sodium (g/ kg Na2O sur brut) 0,48 0,41 <0,38 1,43 0,71 <1,38

Phosphore (g/ kg P2O5 sur brut) 2,66 2,17 1,73 7,09 2,04 8,82

Soufre (g/ kg SO3 sur brut) 1,75 1,41 0,99 3,84 1,7 5,14

Avril 2016


61

Tableau 26 : Résultats des analyses sur le mélange entrant et le digestat

Nous pouvons observer un abattement important des entérocoques et d’Escherichia Coli, sûrement dû aux hautes températures mises en jeu durant le process. Ces résultats sont conformes aux exigences du règlement 142/2011.

Mélange Digestat brut

Cuivre (mg Cu/ kg sur sec) 26 36

Zinc (mg Zn/ kg sur sec) 111 145Cadmium(mg Cd/ kg sur sec) <0,4 <0,4Chrome (mg Cr/ kg sur sec) <5 8,4Nickel (mg Ni/ kg sur sec) 3,2 6,6Plomb (mg Pb/ kg sur sec) <5,0 <5Naphtalène (µg/kg sur sec) <0,05 <0,1

Acénaphtène (µg/kg sur sec) <132 <132Fluorène (µg/kg sur sec) <26 <26

Méthyl (2)naphtalène (µg/kg sur sec) <26 33Méthyl (2)fluoranthène (µg/kg sur sec) <26 <26

Phénanthrène (µg/kg sur sec) <26 51Anthracène (µg/kg sur sec) <26 <26

Fluoranthène (µg/kg sur sec) <26 <26

Pyrène (µg/kg sur sec) <26 33Benzo(a)anthracène (µg/kg sur sec) <26 <26

Chrysène (µg/kg sur sec) <26 <26Benzo(3,4)(b)fluoranthène (µg/kg sur sec) <26 <26

Benzo(11,12)(k)fluoranthène (µg/kg sur sec) <26 <26Benzo(3,4)(a)fluoranthène (µg/kg sur sec) <26 <26

Benzo(ah)anthracène (µg/kg sur sec) <66 <66

Benzo(1,12)(ghi)pérylène (µg/kg sur sec) <66 <66Indéno(1,2,3-cd)pyrène (µg/kg sur sec) <66 <66

PCB n°28 (µg/kg sur sec) <26 <26PCB n°52 (µg/kg sur sec) <26 <26

PCB n°101 (µg/kg sur sec) <26 <26PCB n°118 (µg/kg sur sec) <26 <26PCB n°138 (µg/kg sur sec) <26 <26PCB n°153 (µg/kg sur sec) <26 <26PCB n°180 (µg/kg sur sec) <26 <26

Somme des 7 PCB (µg/kg sur sec) <182 <182Eschérichia Coli (/g brut) <10 <10000

Entérocoques (/g brut) 13000000 <10Clostridium perfringens (/g brut) 1200000 <1000

Salmonella (/g brut) ABS ABSŒufs d'helminthes viables (/g brut) ABS ABS

Listeria monocytogènes (/g brut) ABS ABSFraction soluble (% sur brut) 4,1Hemicelluloses (% sur brut) 2,5

Cellulose (% sur brut) 4,2Lignine (% sur brut) 3,6

Masse d'amendement apportée lors du test (mg) 132% de carbone minéralisé en 3 jours (% sur brut) 2,5

Indice de stabilité de la MO (kg MO/t brute) 70pH du sol témoin (g/kg MS) 6

Argile du sol témoin (g/kg MS) 97,3Calcaire total du sol témoin (g/kg MS) <5

COT du sol témoin (g/kg MS) 12,7Nitrates du sol témoin (mg/kg N MS) 8,52

Azote ammoniacal du sol témoin (mg/kg N MS) 0,63

Avril 2016


62

Les valeurs de potentiel méthanogène mesurées sont les suivantes :

- 45 Nm3 CH₄/ t Pb pour les fumiers bovins – contre 29,81 employé dans le prévisionnel,

- 54 Nm3 CH₄/ t Pb pour le lisier compressé – contre 28,97 employé dans le prévisionnel,

- 65 Nm3 CH₄/ t Pb pour l’ensilage d’herbe – contre 101,32 employé dans le prévisionnel.

- 253 Nm3 CH₄/ t Pb pour les déchets de céréales – contre 191,44 employé dans le

prévisionnel.

9 Conclusion

L’unité de Napagese a prouvé que l’installation fournie par Arkolia était fiable. Après une mise en service prudente, les performances sur les 6 derniers mois ont été à la hauteur des attentes. Cependant la vente d’électricité est grevée par un rendement de valorisation électrique faible du moteur de cogénération. Le système d’introduction des matières premières de la trémie au digesteur ne semble pas le plus adapté : en effet la quantité de matière ne doit pas être trop élevée afin d’empêcher un blocage mécanique, ni trop humide pour que le mélange puisse « monter » dans les vis. Ce système d’introduction sera à adapter et à améliorer sur les futures installations. Le système était prévu pour fonctionner avec un mélange entrant entre 25 et 30% de MS. Du fait du système d’introduction mais également d’une viscosité du mélange plus élevée que prévue, le système est à ce jour alimenté entre 18 et 19 % de matière sèche ; ce qui entraine un ajout d’eau d’environ 40% de la ration totale pour abaisser ce taux. Des mesures de viscosité seront réalisées dans les semaines à venir et permettront peut-être d’augmenter le taux de matière sèche en entrée (avec un autre système d’introduction), mais Arkolia a annoncé que des taux de 30% ne seraient pas atteints. A ce jour, la quantité d’eau ajoutée est proche de celle qui serait ajoutée dans un infiniment mélangé classique. Le fait d’ajouter de l’eau empêche d’introduire la quantité de matière prévisionnelle. Ce qui explique un taux de MS et une production de biogaz plus faible que prévue. Le fonctionnement biologique du digesteur est bon. Le taux d’expression du pouvoir méthanogène est de 95% sur l’année et de 100% sur les 6 derniers mois. La charge organique volumique est très élevée pour de la méthanisation agricole avec en moyenne 7,9 kg MO/m

3/j, et une pointe à 9,35 kg

MO/m3/j. Cette charge organique permet de travailler sur des temps de séjour très courts et donc de

diminuer de façon importante les volumes de digestion mis en jeu. Ceci explique que le rendement volumique important de l’unité est bien supérieur à la moyenne rencontrée sur les autres installations. Le fonctionnement de l’unité à de telles charges organiques nécessite un pilotage fin, cependant si le suivi biologique est réalisé sérieusement, les éventuels dysfonctionnements peuvent être anticipés et évités. La dégradation de la matière organique est en moyenne de 46%, ce qui est inférieur à la valeur annoncée par le constructeur et inférieur à la moyenne nationale. Cependant cette valeur est à relativiser vis-à-vis des matières entrantes ; en effet une grande partie de ces matières est ligneuse et donc difficile à dégrader. Si l’on se reporte aux valeurs de dégradation obtenues au laboratoire lors des essais BMP réalisés, la valeur obtenue sur Napagèse est tout à fait cohérente. L’agitation fonctionne très bien, ceci est mis en évidence par une bonne production de biogaz et par le fait que les inertes entrant avec les matières premières sont retrouvés en sortie dans le digestat. Toute sédimentation est donc évitée, ce qui permet de maintenir un volume utile constant. De plus l’absence de pièces mécaniques à l’intérieur du digesteur simplifie la maintenance et limite les arrêts d’exploitation. Les problèmes liés à l’huile de refroidissement utilisée dans le compresseur ont engendré des baisses de performances pendant près de deux mois. Le fournisseur d’huile ayant changé son approvisionnement, la nouvelle huile a entrainé des phénomènes de précipitation dans le compresseur, empêchant son bon fonctionnement et une diminution de la quantité de matière introduite ; ce qui a pénalisé les performances globales de l’installation.

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Dans les semaines suivant ce travail, le constructeur doit ajouter du volume de digestion, permettant entre autre d’introduire plus de matière et donc de produire plus de biogaz. De plus une meilleure sectorisation dans le digesteur devrait augmenter le taux de méthane dans le biogaz (ce qui permettrait une amélioration possible du rendement de transformation électrique). Le rendement électrique du moteur de cogénération est très faible, notamment car le moteur est surdimensionné (100 kWe) ; le rendement devrait augmenter lorsque la production de biogaz sera supérieure. La consommation thermique de l’unité est élevée à la fois car le fonctionnement en hyper thermophile est plus consommateur qu’un fonctionnement en mésophile, mais également car l’installation a des défauts d’isolation. La consommation d’énergie électrique de l’unité est très élevée, elle représente environ 1/3 de la production nette d’électricité. C’est un paramètre à approfondir car cette consommation a un impact réel sur la rentabilité de l’unité. Les deux organes principaux consommateurs d’énergie sont la trémie et le compresseur biogaz, leur durée de fonctionnement devra être optimisée pour limiter la consommation globale de l’unité. Des optimisations ont été apportées à l’installation par le constructeur. Ces évolutions seront proposées de série sur les prochains projets construits. L’étude économique sur l’unité Napagèse fait apparaitre des résultats qui sont intéressants pour l’exploitant, grâce à la garantie de performance que fournit Arkolia, cependant dès que les coûts de maintenance et de suivi sont ajoutés, la rentabilité est très faible. La cible des unités qui seront équipés d’Arkométha se situe plutôt autour de 300 kW élec.

Pour le constructeur « L’ARKOMETHA, technologie innovante, en voie visqueuse compartimentée en régime hyper thermophile et thermophile a fait l'objet d’un programme de démonstrateur et pilote sur le site de Napagèse pendant plus de 2 ans. La technologie a démontré sa robustesse, dans un temps de séjour de l’ordre de 18 jours, pour atteindre plus de 100 % du BMP et une production volumique de biogaz remarquable de plus de 4 m

3 de biogaz par m

3 de fermenteur. Le programme de R et D dans le cadre

des Investissements d’Avenir permet d’optimiser la technologie très innovante et de l’adapter à des projets territoriaux de substrats agricoles, de déchets ménagers et biodéchets ou de mélange déchets ménagers et boues d’épuration. »

Pour les exploitants Mrs Nouvellon et Devienne

« L’installation mise en route en septembre 2014 a évolué progressivement. Certains périphériques de l’installation ont été changés et optimisés. Notre partenaire Arkolia énergies est très présent et se mobilise pour que l’installation soit pilotée facilement. Avec l’extension du volume de fermenteur les objectifs sont en voie d’être atteints. Le rendement de la cogénération s’améliorera avec l’augmentation de la production de biogaz due à l’augmentation du volume de fermenteur. Nous visons avec le constructeur une performance qui nous rapprochera des 100 kWe pour un volume de

fermenteur de 310 m3. »

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FORCES / FAIBLESSES

FORCES

Bonnes performances biologiques

Charge organique acceptée très

élevée

Temps de séjour pratiqué très court

Volume de digestion réduit

Efficacité de l’agitation

Hygiénisation facilitée par le régime

hyperthermophile

FAIBLESSES

Consommation thermique actuelle

élevée en régime hyperthermophile

Coût d’investissement élevé pour de

petites puissances

Volume de digestat important si

dilution importante des substrats

nécessaire

Consommation électrique élevée

OPPORTUNITÉS

Possibilité de réduire les coûts

d’investissement si production en

quantité importante

Production à plus de 100% du taux

d’expression du pouvoir

méthanogène si ajout d’un post

digesteur (à la place du stockage de

digestat liquide)

MENACES

Actuel coût d’investissement élevé ne

permettant pas le développement

d’installations de petite puissance

Système d’introduction à adapter en

fonction des types de substrats

introduits

Finesse de pilotage pour atteindre

des performances élevées

+

-

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10 ANNEXES

10.1 Annexe 1 : Rapport BiogasView

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L’ADEME EN BREF

L'Agence de l'Environnement et de la

Maîtrise de l'Énergie (ADEME) participe à

la mise en œuvre des politiques publiques

dans les domaines de l'environnement, de

l'énergie et du développement durable.

Afin de leur permettre de progresser dans

leur démarche environnementale, l'agence

met à disposition des entreprises, des

collectivités locales, des pouvoirs publics

et du grand public, ses capacités

d'expertise et de conseil. Elle 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

'Environnement, de l’Energie et de la Mer,

et du ministère de l'Éducation nationale,

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SUIVI TECHNIQUE, ÉCONOMIQUE, … · effluents d'élevage. Le dimensionnement prévoit une puissance nominale électrique de 75 kWe mais ... dun relevé jusqu¶à fin novembre 2015