Conçu par DEIAFA, 20/08/2015

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1 Businessplan Conçu par DEIAFA, 20/08/2015 Intitulé du projet : [title] Nom et prénom, adresse et téléphone de l exploitant : [farmer] Nom et prénom de l expert : [Deliverable #] Date de réalisation du businessplan : [date] 1

2 1 OBJECTIFS DE L INVESTISSEMENT 1.1 Raisons générales pour investir Ces dernières années l intérêt de produire de l énergie renouvelable grâce à la méthanisation des déjections animales s est développé de plus en plus au sein des exploitations de la région de <#Region(BIOGAS)#>, principalement du fait des incitations nationales pour ce type de production. <Indiquez ici les raisons d investir dans votre pays > 1.2 Raisons d investir pour l agriculteur L exploitation <#Name location/company(biogas)#> est intéressée d investir dans la méthanisation pour valoriser sa propre biomasse et ses déjections animales par la production de biogaz. Le digestat, après une période de stockage appropriée, est ensuite épandu sur les terres de l exploitation permettant un retour au sol des fertilisants. <Indiquez ici les raisons d investir pour l agriculteur>. 2 ASPECTS NON TECHNIQUES 2.1 Information générale sur l exploitation Raison sociale L exploitation <#Name location/company(biogas)#>, numéro de TVA <indiquez ici le numéro de TVA> située à <#City(BIOGAS)#>. Les exploitants associés sont: 2

3 <indiquez ici l administrateur unique>, administrateur unique. <indiquez ici les partenaires>, partenaire < indiquez ici les partenaires>, partenaire Système de production <Indiquez ici une introduction sur le système de production>. La Surface Agricole Utile (SAU) est approximativement de <indiquez ici le nombre d hectares [ha]>. L exploitation <#Name location/company(biogas)#> produit, pour alimenter le digesteur, les déjections suivantes: Le cheptel comprend un total d environ: <#Cattle_no_1(BIOGAS)#> of <#Cattle_type_1(BIOGAS)#> <#Cattle_no_2(BIOGAS)#> of <#Cattle_type_2(BIOGAS)#> <#Cattle_no_3(BIOGAS)#> of <#Cattle_type_3(BIOGAS)#> <#Cattle_no_4(BIOGAS)#> of <#Cattle_type_4(BIOGAS)#> <#Cattle_no_5(BIOGAS)#> of <#Cattle_type_5(BIOGAS)#> <#Cattle_no_6(BIOGAS)#> of <#Cattle_type_6(BIOGAS)#> Pour améliorer la capacité de production de l unité de biogaz, l exploitation peut se procurer la biomasse suivante: <#Cattle_supply_1(BIOGAS)#>de déjection de <indiquez ici le type de cheptel> pour un prix de <#Cattle_supply_costs_1(BIOGAS)#> <#Cattle_supply_2(BIOGAS)#> de déjection de <indiquez ici le type de cheptel> pour un prix de <#Cattle_supply_costs_2(BIOGAS)#> <#Cattle_supply_3(BIOGAS)#> de déjection de <indiquez ici le type de cheptel> pour un prix de <#Cattle_supply_costs_3(BIOGAS)#> 3

4 <#Cosub_supply_1(BIOGAS)#> de <#Cosub_type_1(BIOGAS)#> pour un prix de <#Cosub_costs_1(BIOGAS)#> <#Cosub_supply_2(BIOGAS)#> de <#Cosub_type_2(BIOGAS)#> pour un prix de <#Cosub_costs_2(BIOGAS)#> <#Cosub_supply_3(BIOGAS)#> de <#Cosub_type_3(BIOGAS)#> pour un prix de <#Cosub_costs_3(BIOGAS)#> <#Cosub_supply_4(BIOGAS)#> de <#Cosub_type_4(BIOGAS)#> pour un prix de <#Cosub_costs_4(BIOGAS)#> <#Cosub_supply_5(BIOGAS)#> de <#Cosub_type_5(BIOGAS)#> pour un prix de <#Cosub_costs_5(BIOGAS)#> Pour résumer, <#Manure_input_total(BIOGAS)#> de déjection animale et <#Cosub_supply_total(BIOGAS)#> de cosubstrats peuvent être utilisées pour alimenter l unité de méthanisation Situation L unité sera construite au sein de l exploitation, située à <#City(BIOGAS)#>. La zone d implantation n est pénalisée par aucune contrainte environnementale ou hydrologique et se situe hors zone protégée. 4

5 3 ANALYSE DE MARCHE ET ASPECTS SOCIAUX 3.1 Analyse de marché L exploitation dispose de tous les substrats nécessaires à l alimentation de l unité. En ce qui concerne le digestat produit par le méthaniseur, il sera épandu sur les terres de la ferme et permettra d améliorer le rapport coût efficacité en termes d acquisition d engrais minéraux. 3.2 Subventions Pour apprécier le coût total de l acquisition il est nécessaire de préciser les aides ou subventions existantes pour les différents types d énergie produites par le digesteur. Celles-ci résultent de choix politiques et varient d un pays à l autre. Le soutien financier est généralement accordé au niveau: 1) de la production d énergie ( /kwe, /kwht) et 2) de la construction de l unité. Actuellement les tarifs de rachat de l électricité produite sont fonction de différentes classes de puissance installée. Les aides varient suivant les pays entraînant des règles différentes pour des emplacements différents. Ces différences sont prises en compte dans l analyse du système. Les aides pour ce type d unité <indiquez ici le système de valorisation du biogaz choisi > est d environ <indiquez ici les aides concernant ce businessplan> /kwh. 3.3 Aspects sociaux et écologiques L unité est loin des centres urbains de moyenne ou de grosse dimension. En ce qui concerne les émissions d odeur, d une grande importance dans les relations avec le voisinage, il doit être précisé que les unités de méthanisation ont l énorme avantage environnemental de détruire une grande partie des émissions durant le processus de digestion, et sont considérées comme utiles pour garder sous 5

6 contrôle l impact des émissions olfactives. Dans tous les cas le digestat résiduel est stabililisé et dégage une odeur significativement plus faible que celle les déjections. En substance, l unité affiche un bilan environnemental positif. 4 ASPECTS TECHNIQUES ET DE DIMENSIONNEMENT 4.1 Description technique de l unité (à adapter pour d autres options) L unité sera composée des stuctures suivantes: 4.2 Stockage des substrats liquides Le réservoir V0 aura un volume de <indiquez ici le volume du réservoir> [m3], et sera utilisé pour le chargement des matières liquides dans le système de digestion. Le réservoir V1 aura un volume de <indiquez ici le volume du réservoir> [m3], et sera utilisé pour le chargement de <indiquez ici le type de matière > dans le système de digestion. La capacité totale de préstockage est de <#Storage_prestorage_capacity(BIOGAS)#>, pour une période de <#Storage_prestorage_period(BIOGAS)#>. 4.3 Silos pour la biomasse solide Le stockage de la biomasse solide se compose de < indiquez ici le nombre de silos> silos pour une capacité totale de <indiquez ici la capacité des silos>[t]. <Ils sont déjà présents au moment de l installation de l unité donc aucun investissement supplémentaire n est nécessaire<ils n existent pas encore donc doivent être construits pour l installation de l unité >. 6

7 4.4 Le digesteur Le système de digestion sera organisé en <indiquez ici le nombre de digesteurs> digesteurs <indiquez ici la forme de digesteur> pour un volume total de <#Digester_volume(BIOGAS)#>. Le réservoir sera fait en béton et sera équipé d une couverture, isolé thermiquement, étanche et résistant aux agents physiques et chimiques. 4.5 L unité de purification du gaz L unité de purification du gaz est composée de <indiquez ici le type de système de purification>. 4.6 L unité de cogénération Le gaz collecté dans les réservoirs sera envoyé vers l unité de cogénération, composée de <indiquez ici le nombre de moteurs> moteurs endothermiques à combustion interne; la puissance maximale du moteur, en considérant un rendement électrique de 37% et un rendement est thermique de 48% est égal à <#CHP_e_capacity(BIOGAS)#>et <#CHP_th_capacity(BIOGAS)#>. L unité de cogénération sera équipée d un système de commande et de contrôle centralisé de tous les équipements nécessaires pour l opération. 4.7 Traitement des déjections Le digestat provenant du digesteur via un <#Manure_System#> sera séparé en une phase fine et une phase grossière. Dans une étape ultérieure, les deux fractions peuvent être transformées par exemple en engrais minéral ou en compost. 7

8 4.8 Structures de stockage des coproduits Stockage de la fraction grossière Après la séparation de phase, la fraction épaisse du digestat sortant du séparateur mécanique aura un volume de <#Separator_solid_volume(BIOGAS)#> et sera stockée dans une fosse spéciale Stockage de la fraction fine La fraction fine du digestat sortant du séparateur mécanique aura un volume de <#Separator_liquid_volume(BIOGAS)#> et sera stockée dans une fosse Torchère L unité sera équipée d une torchère de sécurité avec un débit de <#Flare_capacity(BIOGAS)#>. Cette torchère aura pour fonction de brûler le gaz et d empêcher son relargage dans l atmosphère en cas de défaillance prolongée du module de cogénération. Sa mise en route sera automatique. 4.9 Les productions de l unité <en fonction du scénrario choisi> Le Biogaz L unité produira <#Biogas_prod(BIOGAS)#> de biogaz. <insérez ici si le biogaz est brûlé dans un équipement ou une unité de proximité> La chaleur Le biogaz produit servira à produire de la chaleur <à la ferme>/<à proximité>. La chaleur utilisée sera de <#Heat_prod(BIOGAS)#>. 8

9 4.9.2 L électricité L unité produira <#CHP_electricity_prod(BIOGAS)#> d électricité et <#CHP_heat_prod(BIOGAS)#> de chaleur, avec une puissance nominale de <#CHP_electricity_prod(BIOGAS)#> et de <#CHP_th_capacity(BIOGAS)#>. L électricité sera <vendue>/<utilisée à la ferme>. La chaleur sera <vendue> à un utilisateur final situé à <#Distance_to_user(BIOGAS)#> km de l unité de méthanisation /<utilisée à la ferme> Le biométhane Le méthane purifié pouvant être produit est de <#Biomethane_prod(BIOGAS)#> au niveau de purification requis. Pour le vendre une canalisation de <#Gasgrid_distance(BIOGAS)#> km doit être installée. 9

10 5 LOGISTIQUE DES SUBSTRATS, COSUBSTRATS ET DIGESTAT L unité de méthanisation sera alimentée quotidiennement par un mélange d environ <#Manure_input_total(BIOGAS)#> de déjection et de <#Cosub_supply_total(BIOGAS)#> de cosubstrats. Annuellement la masse sortant du système de digestion sera approximativement de <#Digestate_output_volume(BIOGAS)#>, représentant <#Digestate_nitrogen(BIOGAS)#> d azote à épandre. Après stockage le digestat liquide sera épandu sur les champs de l exploitation avec le digestat solide. <#Digestate_area(BIOGAS)#> seront nécessaires pour l épandage du digestat. L exploitant <possède assez de terres en propre>/<épandra le digestat sur des terres du voisinage et a l accord pour le faire>. 6 BESOINS EN MAIN D OEUVRE Le temps d exploitation attendu pour l unité de cogénération est de <indiquez ici les heures de travail attendues > [heures par an] maximum, et environ <indiquez ici les heures de maintenance attendues> [heures par an] sont nécessaires pour la maintenance du système. A cela s ajoutent les heures passées à la gestion des tâches manuelles (collecte de la biomasse, chargement des digesteurs, etc.) et celles pour les tâches administratives et bureaucratiques. En tout, environ <#Manpower(BIOGAS)#> sont nécessaires pour le fonctionnement complet de l unité. 10

11 7 ANALYSE FFOM 7.1 Forces Faible période de retour sur investissement Nouvelle source de revenu. Réutilisation du digestat, diminuant les dépenses d engrais minéral. Autonomie d approvisionnement 7.2 Faiblesses Coûts élevés des investissements. Formation nécessaire pour le pilotage du digesteur 7.3 Opportunités Aides disponibles Attente sociétale 7.4 Menaces Impact négatif sur les bénéfices si les coûts des matières premières sont en hausse. Suite à l analyse FFOM, on peut estimer que le système présente une série d éléments suffisamment positifs, tant du point de vue pratique qu économique, pour initier la construction de l unité. 11

12 8 VIABILITE ECONOMIQUE Le bénéfice annuel de l unité de biogaz sera de: Scénario Biogaz: <#Yearly profit(biogas)#> Scénario Chaleur: <#Yearly profit(heat)#> Scénario cogénération: <#Yearly profit(chp)#> Scénario biométhane: <#Yearly profit(biomethane)#> Le temps de retour sur investissement simple sera de: Scénario Biogaz: <#Simple payback time excl interest(biogas)#> Scenario Chaleur: <#Simple payback time excl interest(heat)#> Scénario cogénération: <#Simple payback time excl interest(chp)#> Scénario biométhane: <#Simple payback time excl interest(biomethane)#> 8.1 Coûts d investissement (seule l option choisie apparaîtra ici) (valeurs données à titre d exemple) Traitement des Investissements Biogaz Chaleur Cogénération Biométhane déjections Digesteur 94,000 94,000 94,000 94,000 94,000 Stockage 73,000 73,000 73,000 73,000 73,000 Cogénération , ,000 12

13 Chaudière sur site 2,000 5, Chaudière chez l utilisateur final 5, Installation d épuration du gaz ,000 0 Réseau de gaz 24, Réseau de chaleur Connexion au réseau ,000 0 Séparateur de phase Struvite Stockage Struvite Colonne de stripping Stockage d azote UFRO Séchoir Torchère 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000 Pasteurisation Total matériel 240, , , , ,000 Terres Travaux de genie civil Conseils et permis 26,000 26,000 27,000 30,000 27,000 13

14 Imprévu 24,000 21,000 30,000 55,000 30,000 Coûts de démarrage Total des investissements 291, , , , ,000 Subvention Autofinancement 291, , , , ,000 14

15 8.2 Recettes annuelles (seule l option choisie apparaîtra ici) Biogaz Chaleur Cogénération Biométhane Traitement des déjections Achat de combustible fossile évité 59,700 40,000 17, ,600 Vente d électricité , ,500 Achat d électricité évité Vente de biométhane ,000 0 Export de déjection évité Achat de fertilisant évité Ventes de fertilisants VVO's Aides au fonctionnement 43,900 29,400 16, ,600 16, ,70 Total des recettes 0 69,400 55, ,600 55, Coûts annuels (seule l option choisie apparaîtra ici) Biogaz Chaleur Cogénération Biométhane Traitement des déjections Achat d électricité 1,800 1, ,

16 Achat de copeaux de bois 4, ,300 0 Charbon actif Achat de biomasse Export du digestat Coûts additionnels Main d oeuvre 2,300 2,300 2,300 2,300 0 Maintenance 10,200 4,200 8,900 18,700 5,400 Assurance 1,200 1,000 1,400 2,500 1,400 Total des coûts 20,100 9,200 12,600 33,000 6,800 Annuité 10,500 9,400 12,700 22,700 12, Synthèse financière (seule l option choisie apparaîtra ici. Les valeurs sont juste données à titre d exemple) Aide à l investissement Contribution personnelle 291, , , , ,000 Amortissement/dépréciation 24,200 21,800 29,500 52,700 29,500 Profit annuel 83,600 60,200 42, ,600 48,600 Temps de retour sur investissement simple (intérêt exclus) Valeur actuelle nette 409, ,600 4, ,900 53,500 16

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18 9 ADDITIONAL EXPLANATIONS BY THE BIOENERGY FARM EXPERT (PLEASE DO NOT TRANSLATE THIS CHAPTER!) Notice: This is NOT PART of the farmer s business plan, but demanded for reporting to EU and has to be filled in by the expert in English. Please fill in all the blanks using notes, short sentences, etc. Project Overview Bioenergy project title in English: XXXXXXXXXX Location and country: ITALY XXXXXXXXXX Motivation for project initiation (Mark one or more with an X): Financial X Available subsidies X Additional source of income Option of a shared capital investment Non-Financial X Availability of manure/biomass producing electricity and heat with a CHP installation gas upgrading for gas grid feed-in producing heat in a biogas boiler upgrading of the manure to (improved) fertilizers X Contribute to environmental or climate protection Others: General technical concept 18

19 Electric capacity (kw el) Thermal capacity (kw th) X X Type and amount of energy per year and share of sold heat in percentage: Heat Electricity Biomethane production Others xxx GJth/yr % (Share of sold heat) _xxx kwhel/yr 100 % (Share of sold el.) _xxx m³/yr % (Share of sold gas) Substrates Mass Manure_input_total: xxx (ton/yr) Cosub_supply_total: xxx (ton/yr) Overview of cost data Currency conversion (if relevant): Planned total investment costs for the project: X Biogas Heat CHP Biomethane Manure treatment xxx Estimation of the benefits per year: X Biogas Heat CHP Biomethane Manure treatment xxx /a 19

20 Costs per year Cost for Biomass input: Cost for energy and heat consumption: Cost for maintenance: Other costs (insurance, ect.): Expenditures 0 /yr xxx /yr xxx /yr xxxx /yr Supporting role of the BioEnergy Farm expert First contact with farmer [YYYY MM DD]: Last contact with farmer [YYYY MM DD]: Estimation of the working hours spent on supporting (total amount): XX/XX/XXX XX/XX/XXX _XX hours Short description of the support given by the expert (1 or 2 short sentences!): 1. optimize the use of the biomass produced in the farm to minimize costs and focuses on the farm's autonomy Reasons for the farmer to invest (1 or 2 arguments, only if the project is going to be realized): 1. National subsidy attractive for the farm 2. Reuse of animal waste and lower environmental emissions 20

21 Reasons for the farmer not to invest (1 or 2 arguments, only if the project is not going to be realized): Comments (using notes or short sentences, etc. - only if relevant): 21