Par: Dr M. Belhaj Soulami CLEAN TECH Ingénierie conseils: Eau – Energie - Environnement

1. Ministère de l’Aménagement du Territoire de l’Eau et de l’Environnement Secrétariat d’État à l’Environnement Conseil National MDP 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 Avril 2004

2. Récupération et brûlage en torchère du biogaz dans le cadre de la réhabilitation de la décharge d’Akreuch

3. 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.

4. Détermination de la ligne de base • 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).

5. Conditions d’application • Le scénario de la ligne de base comporte uniquement 2 alternatives : • Projet proposé • Scénario 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

6. Conditions d’application • 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

7. 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

8. 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

9. 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%/an • L’analyse financière montre que le TRI du projet sans crédits de carbone est négatif

10. Analyse financièreOption de génération d’électricité • 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%

11. 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

12. 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

13. Scénario du projet 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

14. 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.

15. Estimation du biogaz produit par la décharge • 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.

16. 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 ;

18. ORIENTATIONS GENERALES POUR LE CALCUL DE LA LIGNE DE BASE MDP DU SECTEUR ELECTRIQUE AU MAROC

19. METHODOLOGIE DE LIGNE DE BASE • DONNEES HISTORIQUES • PROJECTIONS FUTURES • CALCUL DES CER POUR LE CAS DES CENTRALES EOLIENNES

20. 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

21. EVOLUTION DU FEC ELLE RESULTE DES DONNEES SUIVANTES : • DONNEES HISTORIQUES • PROJECTIONS FUTURES

22. 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 ;

23. 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 ;

24. Données historiques (suite) • Le FEC global des centrales existantes, « FEC Operating Margin (FECOM) » calculé par sommation des FECP(i) ;

25. 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

26. 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) ;

27. SCHEMA GENERAL DE LA METHODOLOGIE

28. 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.

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

30. Merci de votre attention • Par: Dr M. Belhaj Soulami • CLEAN TECH • Ingénierie conseils: Eau – Energie - Environnement • Cleantech@wanadoo.net.ma