Analyse économique et réglementaire

1. Contexte réglementaire

La méthanisation des boues de station d'épuration fait intervenir deux réglementations : la réglementation de la Loi sur l'eau et la réglementation sur les installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE).

1.1. Installations relevant de la réglementation de la Loi sur l'eau

La méthanisation des boues de station d'épuration est un cas à part dans la réglementation. En effet, bien que les installations de méthanisation soient réglementées par les ICPE, les installations traitant des effluents de STEP sont réglementées par la Loi sur l'eau (Article R. 214-1, rubrique 2.1.1.0 sur les rejets de STEP). Notre installation est donc réglementée par le régime d'autorisation au titre de la Loi sur l'eau.

Les demandes d'autorisation d'exploitation sont intégrées au dossier d'autorisation de la STEP. Cependant, dans les faits, les mesures de prévention à mettre en place et à présenter dans le dossier sont celles données dans la norme ICPE concernant la méthanisation (rubrique 2781) car la Loi sur l'eau ne contient aucune recommandations sur ce procédé.

Les installations concernées sont :

  • la table d'égouttage
  • le réservoir de stockage des boues épaissies
  • le digesteur
  • ​la presse à vis
  • le réservoir de stockage du digestat deshydraté

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1.2. Installations relevant de la réglementation ICPE

Les installations régies par la réglementation ICPE sont celles concernant la valorisation du biogaz. Il s'agit :

  • du gazomètre permettant le stockage du biogaz brut
  • des procédés permettant l'épuration du biogaz
     
  • ​du moteur à cogénération en cas de valorisation électrique
  • ​du procédé de purification et de stockage du biométhane, ainsi que de la chaudière à bas-PCI en cas de valorisation en bio-carburant

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2. Analyse économique de la filière de digestion anaérobie

​2.1. Investissement initial

L'investissement pour le développement d'une filière de méthanisation est généralement conséquent. En effet, d'après les sources comme l'ADEME ou SOLAGRO, il se situe aux alentours de 1000 € par tonne de matière sèche traitée ce qui donne dans notre cas un investissement de 1 300 000 € environ. Cette estimation tient également compte des investissements pour l'unité de valorisation de biogaz (cogénération notamment). Hors de cette unité, l'investissement de départ s'élève à environ 750 000 €

Bien entendu, ces données ont été définies pour des unités de méthanisation en France métropolitaine, et il se peut que l'application sur l'île de la Réunion impose certaines difficultés supplémentaires pour l'analyse économique de notre filière. 

 

2.2. Coût d'exploitation

  • Digestion 

Afin de déterminer les coûts d'exploitation de la filière méthanisation, il est nécessaire d'évaluer le prix associé au fonctionnement du digesteur. Celui-ci est constitué principalement de la dépense électrique pour le brassage et le pompage des boues. La question posée est de savoir s'il est plus rentable d'acheter l'électricité destinée à ce fonctionnement ou d'utiliser celle produite par l'unité de valorisation de biogaz par cogénération. Avec un prix d'achat du kWh à EDF de 14,4 centimes d'euros et un prix de rachat de notre électricité par EDF à 18,4 centimes d'euros, il est plus judicieux d'acheter l'électricité pour faire fonctionner la filière et de vendre entièrement l'électricité produite par la méthanisation. 


Source : SOLAGRO, La digestion anaérobie des boues urbaines, 2001.

L'utilisation de l'électricité directement après la co-génération entraînerait un coût supplémentaire d'environ 3500€ par an. Les estimations des coûts pour les traitements en amont et aval du digesteur vont donc être faits avec un tarif d'achat de l'électricité. 

  • Traitements amont et aval 

​​Le calcul des coûts de l'exploitation en ce qui concerne la table d'égouttage ainsi que la presse à vis va être fait sur la base de leur consommation annuelle d'électricité en kWh. Cela nous donne le coût annuel suivant : 


 

  • Coût total d'exploitation

​​Le coût d'exploitation global se trouve en ajoutant à la consommation électrique précédente, la maintenance du digesteur, du biogaz, les éventuelles maintenances annexes ainsi que la conduite en elle-même. Cela nous revient à environ 48 000€ par an. 


Sources : SOLAGRO, La digestion anaérobie des boues urbaines, 2001. 

Ce coût d'exploitation de la filière de méthanisation est bien entendu à comparer avec le gain de vente d'électricité pour la cogénération ainsi qu'aux différentes valorisations possibles des boues. 

 

2.3. Économies réalisées par la digestion des boues de station

Le principal avantage de la digestion des boues de station d'épuration est d'une part la réduction importante de la masse sèche permettant une économie de valorisation par la suite ainsi que de transport, et d'autre part la stabilisation accrue de ce substrat. Le tableau suivant récapitule les économies effectuées grâce à la méthanisation des boues en ce qui concerne l'épandage, le compostage et l'incinération en comparaison avec les boues de station directement valorisées après déshydratation (siccité à 25%). 


Source : FNDAE, Le séchage solaire des boues : état actuel de l'art et retours d'expérience, document technique n°36, 2010.

Comme le prouve le tableau précédent, les écarts de coûts sont donc conséquents ce qui donne à la méthanisation un réel avantage pour le traitement des boues de station et leur valorisation par la suite.  

 

3. Analyse économique de la partie valorisation du biogaz

3.1. Valorisation par cogénération

3.1.1. Investissements et coûts d'exploitation

Nous souhaitons donner ici une idée des coûts d’investissements engendrés par l’installation de valorisation du biogaz que nous proposons. Nous utilisons les valeurs données par l’étude Record en 2009. Il faut bien noter qu’il s’agit d’ordres de grandeur qui sont susceptibles de varier par rapport à la situation réelle. Nous considérons que la durée de vie d’une exploitation est d’environ 15 ans.

Pour une puissance de 253 kWe le prix du groupe électrogène sera d’environ 1200 €/kWe. Cela comprend le moteur, le conteneur, l’armoire de contrôle et la station d’huile de lubrification. On ajoute en suite les coûts de raccordement au réseau électrique. Ils peuvent varier énormément en fonction des projets. Il est donc difficile de trouver des données. Nous prendrons, comme dans l’étude Record, une moyenne de 200 000 €. On estime le coût du génie civil à environ 30 000 €. Nous rajoutons ensuite 5% des investissements pour couvrir les imprévus et 5% pour les frais d’étude et l’assistance à maître d’ouvrage.

De plus, il est possible de demander des aides à des financeurs publiques (Ingremeau, 2014):

  • L’ADEME : elle dispose de deux fonds qui peuvent financer des projets de méthanisation : le fond déchets et le fond chaleur.
  • Les départements et les Régions : La plupart des Régions soutiennent le développement de la filière méthanisation avec des fonds qui proviennent en général des fonds européens FEDER et FEADER.
  • Les agences de l’eau : elles peuvent apporter un soutien pour la partie valorisation du digestat.

La conduite de l’installation se calcule sur la base d’une heure par jour à 30 €/h. La maintenance des moteurs, pour notre production d’énergie annuelle de 3 446 MWh est de 25 €/MWh. Cela comprends les consommables (l’huile de lubrification, les filtres, les bougies), la maintenance préventive, les entretiens annuels et l’entretien général (Couturier C, 2009). On ajoute enfin 1,5% des investissements, ce qui correspond aux montants des assurances.

3.1.2. Valorisation de l'électricité et de la chaleur

  • Calcul des revenus de la vente de l'électricité

L’électricité est revendue à EDF, ils sont obligés par la loi à nous la racheter. Le prix de rachat est calculé à partir de la puissance électrique du générateur et du pourcentage d’efficacité énergétique. C’est l’arrêté du 19 mai 2011 qui fixe les prix (ATEE/Club Biogaz, 2015). Nous bénéficions d’une majoration de 10 % du tarif de rachat de l’électricité car nous sommes dans un département d’outre-mer.

Comme notre puissance installée est de 657 kW, le tarif de base est de 11,79 c€/kWhél.

On ajoute les 10% de majoration des DOM : 12,97 c€/kWhél.

Notre rendement supérieur à 70% augmente cette valeur de 4.621 c€/kWhél à 17,24 c€/kWhél.

On multiplie par un coefficient de 1,06533 qui augmente toutes les années et on obtient comme tarif de rachat final 18,36 c€/kWhél.

Rapporté à notre production, cela représente un revenu annuel de 262 585 €.

Comme nous l'avons vu précédemment, la chaleur est transformée en électricité grâce à la micro-turbine ORC. Cela représente donc un surplus d'électricité à la vente. Ainsi, en ajoutant l'électricité récupérée sur la chaleur, on augmente le revenu annuel à 283 372  €.

  • Démarche pour le raccordement au réseau d'électricité

Le raccordement au réseau se fait selon une procédure bien précise. La démarche commence par une étude de faisabilité faite par le gestionnaire du réseau. Si elle démontre la faisabilité du raccordement, le gestionnaire du réseau présente une proposition technique et financière au producteur. Lorsque ce dernier est d’accord, les deux parties signent une convention de raccordement.

Le producteur demande ensuite le certificat d’obligation d’achat qui a pour but de certifier l'origine renouvelable de l’énergie.

Enfin, les deux parties signent un contrat de vente qui stipule les caractéristiques de l’installation et le dispositif de comptage (Couturier C. , 2009).

 

3.2. Valorisation du biogaz par production de Biométhane Carburant

Pour donner une estimation des investissements, de la conduite de l'exploitation et du revenu de la vente du biométhane, nous utilisons les estimations fournies par Astrade Méthanisation. On prend une production de biométhane de 45 Nm3/h.

On rappelle que les équipements nécessaires sont les suivants:

  • Désulfuration : oxydes de fer
  • Déshydratation : condenseur
  • Purification : procédé PSA
  • Torchère
  • Chaudière : EFLOX bas PCI
  • Odorisation THT
  • Station de distribution

Les investissements comprennent les frais d'étude, de mise en place des installations, de mise en service et de formation du personnel. On considère aussi que l’installation bénéficie d’une subvention à l’investissement de 20%.

Le biométhane est valorisé à 105 €/MWhPCS, soit 1,28€/L éq gas-oil.

 

4. Bilan économique

Grâce aux analyses précédentes, il est maintenant possible d'effectuer un bilan économique simple sur la filière de méthanisation.

4.1. Valorisation par cogénération

Le total des charges pour une année correspond à la somme des coûts d'exploitation de la digestion, du traitement des substrats et de la cogénération, auxquels s'ajoute l'amortissement des investissements. L'amortissement pour la partie digestion se fait pour une durée de vie de 20 ans, soit 37,5 k€/an, et pour la partie cogénération sur une période de 15 ans, soit 39 k€/an. L'ensemble des charges s'élève donc à 230 k€/an.

Le total des revenus de la vente d'électricité s'élève à 283 k€/an. On obtient ainsi un bénéfice net de 53 k€/an

 

4.2 Valorisation par production de biométhane

L'ensemble des charges s'élève ici à 366 k€/an tandis que les revenus de la vente du biométhane sont de 520 k€/an. On obtient ainsi un bénéfice net de 184 k€/an.

La production de biométhane s'avère plus rentable que la production d'électricité et de chaleur. Il faut cependant noter qu'aucun réseau de bus n'est à ce jour équipé de moteur au biométhane sur l'île de la Réunion. Les coûts de mise en place d'une telle filière serait donc à prendre en compte pour une approche globale.

Quel que soit le procédé de valorisation retenu, la digestion anaérobie des boues de la STEP divise par deux le volume de substrat déshydraté en fin de processus par rapport au volume des boues déshydratées. Cette diminution du volume de déchet à traiter permet de diminuer les charges du procédé de compostage. Il s'agit de l'un des principaux avantages de la méthanisation.

 

Bibliographie

ATEE/Club Biogaz. Tarifs 2011 et contrat d'achat d'électricité issue de biogaz, 2015, Février 25. http://atee.fr/biogaz/tarifs-2011-et-contrat-dachat-d%C3%A9lectricit%C3%A9-issue-de-biogaz

Astrade Méthanisation. Développement de projets biométhane-bioGNV, 2014

Chambre d'Agriculture Midi-Pyrénées, La méthanisation agricole - La fiche technique, Février 2010. URL : http://www.mp.chambagri.fr/IMG/pdf/METHANISATION.pdf​

Couturier, C. Techniques de production d'électricité à partir de biogaz et de gaz de synthèse, 2009. Record/Solagro.

FNDAE, Le séchage solaire des boues : état actuel de l'art et retours d'expérience, Document technique n°36, 2010. URL : http://www.fndae.fr/documentation/pdf/fndae_36_chap_5_6.pdf

Ingremeau, C. Accopagnement et aides financière aux projets de méthanisation sur le territoire français. ATEE/Club Bioga, 2014.

SOLAGRO - Agence de l'eau Adour-Garonne, La digestion anaérobie des boues urbaines - état des lieux, état de l'art, 2001, Imprimerie Ménard