Orientations générales pour le calcul de ligne de base MDP au Maroc pour

les secteurs de l’électricité et du brûlage du biogaz de décharge

Par: Dr M. Belhaj Soulami

CLEAN TECH

Ingénierie conseils: Eau – Energie - Environnement

Cleantech@wanadoo.net.ma

Ministère de l’Aménagement du Territoire de l’Eau et de l’Environnement

Secrétariat d’État à l’Environnement

Conseil National MDP

Avril 2004

Récupération et brûlage en torchère du biogaz dans le

cadre de la réhabilitation de la décharge d’Akreuch

Détermination de la ligne de base L’approche de la ligne de base adoptée

est l’option 48.b de la déclaration de Marrakech: c’est le scénario présentant « les émissions de la technologie qui constitue une alternative économique attrayante et tient compte des barrières d’investissement »

Cette approche peut être appliquée comme méthodologie de ligne de référence . Mais, elle doit être interprétée et rendue opérationnelle dans les conditions du projet.

A partir du concept de sélection du scénario futur le plus probable, déterminé par une conduite économiquement rationnelle.

Une analyse financière qui constitue une interprétation appropriée qui a déjà été utilisée pour un projet de décharge similaire au Brésil:

C’est la méthodologie de ligne de base : « Analyse Financière Simplifiée pour un projet d’investissement où Business As Usual est la seule alternative » approuvée par le comité exécutif (11ème meeting).

Détermination de la ligne de base

Conditions d’application Le scénario de la ligne de base comporte

uniquement 2 alternatives : Projet proposéScénario du « Business As Usual »

(BAU) Le taux de rentabilité interne du projet

d’investissement proposé sans les revenus de carbone est nettement inférieur aux niveaux acceptables normalement pour des investissements avec des risques et les contextes sectoriels et nationaux similaires. Utilisation de critères de comparaison tels que le taux d’intérêt des bons du trésor

Conditions remplies dans le projet de collecte et de brûlage du biogaz de la décharge d’Akreuch

Le recouvrement du coût d’investissement du projet (850.000 US $) n’est pas possible sans la vente des crédits de carbone, seul revenu potentiel (retour sur investissement nul)

L’analyse financière montre que l’inclusion de la production d’électricité n’est pas l’option la plus attrayante économiquement. De plus, il n’y a pas de réglementation marocaine actuelle ou prévisible qui impose le torchage du biogaz dans les décharges fermées.

Il reste donc deux alternatives :

– Emission non contrôlée du biogaz: Scénario BAU

– Le projet proposé

Conditions d’application

Application de la méthodologie par étapes

Liste des scénarios possibles de la ligne de base

2 scénarios : BAU + alternative du projet

Calcul du taux de rentabilité interne maximal du projet sans les crédits de carbone

Comparaison TRI du projet , avec le « TRI acceptable »

Conclusion: le projet n’est pas rentable et le scénario BAU est l’alternative la plus attrayante économiquement donc de la ligne de base

Application de la méthodologie par étape

Analyse anticipée du développement du scénario de la ligne de base

Description complète du scénario de la ligne de base

Analyse financière Le seul retour sur investissement potentiel de la

récupération du biogaz est la vente d’électricité dont la faisabilité dépend des caractéristiques du secteur de l’énergie électrique:

Monopole de la production par l’ONE et ses partenaires (concessions)

Taux d’accroissement de la demande 5.8%/anL’analyse financière montre que le TRI du

projet sans crédits de carbone est négatif

Analyse de sensibilité menée avec des hypothèses très conservatives du point de vue additionalité (prix de vente du kwh = 0.30dh - dépôt de 510 t/j de déchets). Le meilleur scénario donnant le TRI le plus élevé possible:

TRI max. = 3.49 % avec un temps de retour sur investissement de 21 ans

À comparer au taux d’intérêt à long terme des bons du trésor 5 à 6%

Analyse financière Option de génération d’électricité

Analyse financière

L’analyse financière montre donc que même dans les meilleures conditions possibles qui sont loin d’être réalistes, le projet n’est pas économiquement attrayant

Description complète du scénario de la ligne de base (BAU)

Estimation complète des émissions des GES de la ligne de base incluant l’évaluation de la part de biogaz torché en l’absence du projet

Scénario BAU

Estimation de la production du biogaz générée par les décharges basée sur le modèle de décroissance du 1er ordre de l’US EPA

Production nette de méthane

de méthane émis80%

de méthane torché

20%

Scénario du projet

Production nette de méthane

de méthane collecté et brulé85%

d'émission résiduelle de méthane15%

Estimation de la production du biogaz générée, collectée et brûlée par les décharges basée sur le modèle de décroissance du 1er ordre de l’US EPA

Estimation du biogaz produit par la décharge

La quantité annuelle de biogaz produit par la décharge est estimée selon le modèle de décroissance de l’US EPA, moyennant la formule suivante :

 

PBA = 2 x PPM x QD x (e-K.F – e-K.O) Avec :  PBA : Production en biogaz durant l’année A du

projet MDP (m3/an). PPM : Potentiel de production du méthane par

les déchets solides, dépendant de la teneur des déchets en matière organique. Pour le Maroc, PPM = 160,06 m3/t.

QD : Quantité annuelle moyenne de déchets déposés dans la décharge, pondérée sur la durée de son exploitation

K : Taux annuel de production du biogaz. On prend K = 0,1 (an-1)

F : Années passées depuis la fermeture de la décharge F = A – Année de fermeture-1.

O : Années passées depuis l’ouverture de la décharge O = A – Année d’ouverture.

Estimation du biogaz produit par la décharge

Estimation du biogaz produit par la décharge

Calcul des CER (Réductions Certifiées des émissions) engendrées pour chaque année (A) du cycle du projet MDP, en tenant compte de :

PBA calculé pour les les deux scénario BAU

Taux d’émission 80% (BAU) - 15% (Projet) = 65% ; Du facteur de précaution sur la production de biogaz

FPP = 75% ; De la teneur du biogaz en méthane TM = 60% ; De la densité du méthane DM = 6,7899 10-4 (t/m3) ; Du potentiel en gaz a effet de serre du méthane

PGES = 21 ;

Methane net Production (t/an)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

t CO2 (t CO2 equivalents)

0

50000

100000

150000

200000

250000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

ORIENTATIONS GENERALES POUR LE CALCUL DE LA LIGNE DE BASE MDP DU SECTEUR ELECTRIQUE

AU MAROC

METHODOLOGIE DE LIGNE DE BASE

DONNEES HISTORIQUES

PROJECTIONS FUTURES

CALCUL DES CER POUR LE CAS DES CENTRALES EOLIENNES

METHODOLOGIE DE LIGNE DE BASE

MÊME METHODOLOGIE UTILISEE DANS LE PDD DU PARC

EOLIEN D’ESSAOUIRA

OBJECTIF DE L’ESTIMATION DES EMISSIONS: LA

DETERMINATION DE L’EVOLUTION DU FEC DES CENTRALES

ELECTRIQUES DURANT LA PERIODE D’ACTIVITE DU PROJET

EVOLUTION DU FEC

ELLE RESULTE DES DONNEES SUIVANTES :

DONNEES HISTORIQUES

PROJECTIONS FUTURES

Données historiques

Consommation en combustible de la centrale i QC(i) en

tonnes ;

Facteur d’émission de carbone pour le combustible utilisé

dans la centrale i FECC(i) en tonne CO2 par tonne de

combustible:

• Charbon : 2,419 – Fioul et dérivés : 2,933 – Diesel et gaz :

3,142) ;

Production en électricité de chaque centrale i QE(i) en MWh ;

Données historiques (suite)

• Le facteur d’émission de carbone (FEC) la chaque

centrale i:

• FEC(i) (tCO2/MWh) = QC(i) x FECC(i) / QE(i) ;

• La production totale en électricité de toutes les

centrales QE ;

• Le FEC de la centrale i pondéré en fonction de sa

production FECP(i) (tCO2/MWh) = QE(i) x FEC(i) /

QE ;

Données historiques (suite)

• Le FEC global des centrales existantes,

« FEC Operating Margin (FECOM) » calculé

par sommation des FECP(i) ;

Données historiques

• Le FEC global des centrales les plus récentes, dit

« FEC Récent Additions (FECRA) (tCO2/MWh) »

calculé comme procédure précitée pour le FECOP

mais en se limitant aux centrales les plus récentes.

• Sur la base des FECOM et FECRA, un nouveau

facteur combiné, dit « FEC Combined Margin

FECCM (tCO2/MWh) » est calculé sur la période

d’activité du projet MDP

Projections futures

• Production en électricité de la centrale i QE(i) en MWh ;

• Facteur d’émission de carbone (FEC) pour la centrale i, FEC(i) (tCO2/MWh) émanant des calculs précédents;

• Production totale en électricité de toutes les centrales QE ;

• Le FEC pondéré de la centrale i en fonction de sa production, FECP(i) (tCO2/MWh) = QE(i) x FEC(i) / QE ;

• Le FEC global des centrales existantes durant l’année considérée, dit « FEC Projected Operating Margin (FECPOM) (tCO2/MWh) » calculé par sommation des FECP(i) ;

SCHEMA GENERAL DE LA METHODOLOGIE Le projet MDP retardera ou annulera

l’investissement dans d’autres centrales

BUILD MARGIN OPERATING MARGIN

Données disponibles sur l’extension future du réseau d’électricité national

Données disponibles sur l’extension future du réseau d’électricité national

Changements significatifs prévisibles dans le système de production d’électricité durant la période d’activité du projet MDP

FUTURE ADDITIONS RECENT ADDITIONS

COMBINED MARGIN Avec FUTURE ADDITIONS

COMBINED MARGIN Avec RECENT ADDITIONS

PROJECTED OPERATING MARGIN

STATIC OPERATING MARGIN

OUI NON

OUI

NON

OUI NON OUI

OUI NON

NON

CALCUL DES CER POUR LE CAS DES CENTRALES EOLIENNES

Pour un projet de centrale éolienne, les émissions générées

MDP sont nulles.

Les CER sont les émissions générées, durant la période

d’activité du projet MDP, par une centrale fictive ayant la même

production annuelle que celle de la centrale éolienne, et un

FEC égal au minimum des FECRA et FECPOM.

Le FEC estimé pour le projet d’Essaouira est de l’ordre 0.8

tCO2 MWH. Il varie selon l’année de la période du projet.

MDP - Projet Parc éolien d'Essaouira 210 GWh/an

1 2 3 4 5 6 7 8 9 102005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Operating Margin 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896 0,896Recent additions 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836 0,836Combined Margin 0,896 0,890 0,883 0,876 0,869 0,863 0,856 0,849 0,843 0,836POM 0,853 0,805 0,809 0,798 0,729 0,736 0,744 0,752 0,760 0,769

Project 210 000 MWh/an

1 2 3 4 5 6 7 8 9 102005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Operating Margin 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212 188 212Recent additions 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518 175 518Combined Margin 188 212 186 802 185 391 183 981 182 570 181 160 179 749 178 339 176 928 175 518POM 179 035 169 099 169 826 167 588 153 176 154 465 156 202 157 939 159 677 161 414

CEF

CO2 (t/yr)

Merci de votre attention

Par: Dr M. Belhaj Soulami CLEAN TECH Ingénierie conseils: Eau – Energie - Environnement Cleantech@wanadoo.net.ma