DEGRÉMONT INDUSTRY LIVRE BLANC INDUSTRIE DE LA DISTILLATION Le vrai coût du développement durable : est-il possible de réduire les rejets et de produire de l énergie verte tout en faisant du profit?
Le vrai coût du développement durable : est-il possible de réduire les rejets et de produire de l énergie verte tout en faisant du profit? Par Vinod Ramachandran et Diana Gates Résumé Le développement durable, c est la capacité à endurer. On utilise souvent ce terme exclusivement dans le contexte de l environnement. Toutefois, une solution réellement durable doit être financièrement et écologiquement saine avant de devenir viable. Mais est-ce possible? Aujourd hui, l industrie de la distillation est confrontée à de nombreux défis en termes d eau et d énergie. Ces défis sont liés au poids toujours plus important de la législation, à l augmentation des coûts tels que ceux de l énergie, de l eau brute et des rejets d effluents, ainsi qu à la nécessité de réduire l utilisation de l eau et de l énergie. Pour relever ces défis, les progrès technologiques ont conduit à un certain nombre de façons alternatives de traiter les effluents et les co-produits du processus de distillerie. Les traitements tels que ceux effectués par les digesteurs anaérobies ou les chaudières à biomasse existent depuis un certain temps, mais ils sont encore dans les premières phases de développement en termes de production de biocarburants à partir de co-produits de distillerie. Il peut être difficile de savoir quelle est la meilleure technologie pour chaque site sans examiner pleinement tous les facteurs qui y contribuent. Ceci est particulièrement important si l option proposée a des implications financières. Par conséquent, des alternatives doivent être explorées afin de garantir que le traitement optimal a été identifié. Le gouvernement du Royaume-Uni souhaite qu à l horizon 2020, 15 % de la production d énergie provienne de sources renouvelables. Cet objectif a donné lieu à une forte augmentation des mesures incitatives gouvernementales consistant à accorder des primes à tous les producteurs d énergie provenant d une source renouvelable ainsi qu a ceux qui vendent cette énergie au réseau. Des mesures incitatives telles que le programme de tarif de rachat (FIT, Feed-in Tariff) ou la prime de production de chaleur issue de sources renouvelables (Renewable Heat Incentive) peuvent constituer le facteur déterminant dans la décision de produire du biocarburant sur site ou pour envisager une méthode alternative de traitement des effluents. D un autre côté, les modifications de la législation et de la réglementation sont susceptibles d avoir une incidence négative sur les coûts. La plupart des distilleries cherchent à s assurer que leurs co-produits sont gérés de manière durable en termes de coût sur la durée de vie, d énergie et d impact sur l environnement. Ce document traite des
technologies actuelles, des incitations financières disponibles, des risques associés et de l importance d établir un mécanisme d aide à la prise de décision tout en utilisant des exemples pratiques pour déterminer s il est à la fois possible et utile de réduire les rejets d effluents tout en produisant de l énergie verte en générant du profit. Introduction Au cours des dernières années, le terme «développement durable» a évolué pour passer d un mot à la mode bizarre à une partie intégrante de la stratégie d entreprise de nombreuses sociétés. Le plus souvent, il est utilisé pour désigner des solutions à la fois financières et écologiques, plutôt que dans son contexte purement environnemental où des fabricants cherchent à mieux gérer leurs co-produits et leurs effluents afin de réduire les coûts d évacuation ou de mise au rebut en constante augmentation. Le processus de distillation utilise de grands volumes d eau qui sont nécessaires pour des applications telles que le refroidissement, le chauffage et pour le produit lui-même. Ce processus génère un effluent à haut débit très chargé présentant des valeurs de densité énergétique relativement élevées, densité énergétique dont la majeure partie peut être récupérée. Sa charge est mesurée en termes de demande chimique en oxygène ou DCO et peut être utilisée pour estimer la quantité d énergie chimique qui pourrait être captée et transformée en électricité ou en énergie thermique (voir Tableau 1). [TABLEAU 1] Pour encourager la récupération de cette énergie chimique captée, le gouvernement a mis en place de nombreuses initiatives économiques et législatives qui ont créé un marché pour la valorisation énergétique des sous-produits et des déchets. Ce document traite de façon plus approfondie des technologies actuelles, des incitations financières disponibles, des risques associés et de l importance d établir un mécanisme d aide à la prise de décision tout en utilisant un exemple pratique pour déterminer s il est à la fois possible et utile de réduire les rejets d effluents tout en produisant de l énergie verte en générant du profit. Incitations financières L industrie de la distillation s est engagée à atteindre les objectifs britanniques visant à réduire la consommation d énergie et les émissions de CO 2 en ligne avec l engagement du gouvernement britannique de faire en sorte qu à l horizon 2020, 15 % de la production totale d énergie provienne de sources renouvelables (Secretary of State, 2009). Ces décisions ont suscité une combinaison d initiatives financières et législatives qui ont créé un marché émergent pour les technologies centrées sur la récupération de l énergie. Parmi les dispositions incitant à la récupération d énergie à partir des effluents
de brasserie et de distillation, il faut citer les programmes Feed-in Tariff (tarif de rachat), Climate Change Levy (taxe sur le changement climatique), Climate Change Agreements (contrats sur le changement climatique), Renewable Heat Incentive (prime de chaleur issue de sources renouvelables), Enhanced Capital Allowance (programme d amortissement accéléré), Renewable Obligation Certificates (certificats d obligation en faveur des énergies renouvelables) et Capital Grant (programmes de subvention d investissement). Programme Feed-in Tariff (tarif de rachat) Le programme Feed-in Tariff (FIT) (Secretary of State, 2011) a été introduit en 2010 par le gouvernement britannique pour encourager les entreprises à investir dans la production d électricité à petite échelle (moins de 5 MW) et à bas carbone en échange d une garantie de paiement pour l électricité qu elles produisent et exportent. La période de tarif de production d électricité et le délai de récupération varient en fonction de la technologie utilisée. Le tarif relatif à l export est fixe pour toutes les applications et se monte actuellement à 3,1 p/kwh. Le tarif de production d électricité à partir d une unité de méthanisation nouvellement installée est de 12,1 p/kwh pour une puissance inférieure à 500 kw et de 9,4 p/kwh pour une puissance supérieure à 500 kw. Ce tarif serait conclu pour 20 ans avec réactualisation annuelle en fonction de l inflation. Les installations éligibles devaient être opérationnelles après le 15 juillet 2009, les tarifs en vigueur devant être revus en avril 2012, ce dernier point ne devant pas affecter les installations inscrites dans le programme avant cette date. Le programme FIT est désormais le principal soutien pour les installations à petite échelle (moins de 5 MW), les initiatives d installations utilisant les sources d énergie renouvelable à grande échelle étant soutenues par le programme Renewables Obligation Certificates (ROC)(certificats d obligation en faveur des énergies renouvelables). Obligation en faveur des énergies renouvelables et certificats associés L obligation en faveur des énergies renouvelables (RO, Renewable Obligation) est le principal programme de soutien des projets d électricité utilisant des sources d énergie renouvelable au Royaume-Uni (Secretary of State, 2010). Ce programme oblige les fournisseurs britanniques d électricité à utiliser une proportion croissante de sources d énergie renouvelables pour produire leur électricité, cette proportion étant actuellement de 12,4 % (5,5 % en Irlande du Nord). En avril 2010, la date de fin du programme RO a été prolongée de 2027 à 2037 pour soutenir de nouveaux projets. Les certificats Renewable Obligation (ROC) sont émis par l Ofgem pour les gros producteurs utilisant les sources d énergie renouvelables (> 5 MW) et sont vendus sur le marché pour que les fournisseurs donnent suite à leur obligation. Si le fournisseur ne remplit pas son obligation, il doit payer une indemnité appelée «buy-out» qui alimente le «fonds buy-out» dont bénéficient ensuite les détenteurs de certificats ROC. Actuellement, l indemnité «buy-out» l élève à 36,99 /MWh. Cela
signifie que le montant de l indemnité «buy-out» représente environ 70 % du prix du certificat ROC (actuellement autour de 50 /MWh par certificat). Le reste du prix est piloté par le «fonds buy-out». Auparavant, un certificat ROC était émis pour chaque mégawatt-heure (MWh) de production remplissant les conditions requises, indépendamment de la technologie. Mais, en avril 2009, de nouvelles réformes ont donné lieu à la mise en place d une structure de tarification dans laquelle les nouveaux producteurs devaient recevoir un nombre différent de certificats ROC en fonction de la technologie appliquée, dans le but d encourager un déploiement à grande échelle. Les technologies émergentes telles que la méthanisation, la gazéification et les technologies alternatives ou avancées donnent droit à 2 certificats ROC, tandis que les installations de digestion existantes pour la valorisation énergétique des déchets avec production combinée de chaleur et d électricité ne donnent droit qu à 1/2 certificat ROC. Les tranches sont en cours de révision et devraient être confirmées à l automne 2011. Renewable Heat Incentive (prime de chaleur issue de sources renouvelables) La prime de chaleur issue de sources renouvelables (RHI, Renewable Heat Incentive) est une initiative du gouvernement britannique mise en place en juillet 2011 pour fournir un soutien financier visant à encourager les entreprises à utiliser des sources de chaleur renouvelables (Department of Energy and Climate Change, 2011a). Cette prime est introduite en deux phases. La première offrira un soutien à long terme à des clients industriels qui auront installé une technologie réunissant les conditions requises après le 15 juillet 2009. La prime RHI prend en charge une gamme de technologies et de combustibles, notamment la biomasse, l énergie solaire thermique, les pompes à chaleur, le biogaz sur site, la géothermie profonde, l énergie produite à partir de déchets et l injection de biométhane dans le réseau de gaz. Le tarif RHI, délivré par l Ofgem, dépend de l application et de la taille de l installation, bien que tous les tarifs bénéficient d un délai de récupération de 20 ans. Par exemple, les installations de biomasse donnent lieu à trois tarifs : moins de 200 kwth, entre 200 et 1000 kwth, plus de 1000 kwth, et les aides financières vont de 1,9 p/kwh à 7,6 p/kwh. Climate Change Levy (taxe sur le changement climatique) La taxe sur le changement climatique (CCL, Climate Change Levy) est une taxe sur la consommation d énergie non renouvelable d un montant de 4,85 /MWh (HM Revenue and Customs, 2011) pour l électricité et de 1,69 /MWh pour le gaz. Elle est indexée sur le taux d inflation. Toute énergie produite sur site remplacera essentiellement la consommation d énergie provenant des fournisseurs de services publics, ce qui réduira la part de la taxe CCL/MWh payée par le site.
Climate Change Agreement (contrat sur le changement climatique) Les entreprises ayant conclu un contrat sur le changement climatique (CCA, Climate Change Agreement) avec le gouvernement peuvent obtenir une réduction de 65 % sur la taxe CCL, réduction qui est appelée à augmenter jusqu à 80 % sur l électricité à partir d avril 2013, l ensemble du programme étant en vigueur jusqu en 2023 (Department of Energy and Climate Change, 2011b). Les contrats CCA sont négociés par les associations professionnelles de secteurs, puis par les entreprises individuelles. Le développement des énergies renouvelables pourrait contribuer à la réalisation de ce contrat CCA, lequel permettra d obtenir des remises sur la taxe CCL pour toute utilisation de combustibles non renouvelables résiduels. Les distillateurs de Scotch Whisky participent au contrat CCA de la SEEC (Spirits Energy Efficiency Company) et ils ont par ce biais amélioré leur efficacité énergétique de 18 % et réduit les émissions de dioxyde de carbone de 10 % par rapport aux niveaux de 1999 (Scotch Whisky Association, 2010). Ces progrès ont été obtenus grâce à des investissements dans des technologies visant l efficacité énergétique et la réduction des émissions. Capital Grant Schemes (programmes de subvention d investissement) Des agences de développement régional ou des programmes d entreprise peuvent accorder des subventions pour investir dans la production d énergie à partir de la biomasse. Le programme Bio-Energy Capital Grants Scheme du gouvernement britannique accorde des subventions pour des projets de production combinée de chaleur et d électricité à partir de la biomasse (co-génération), notamment pour des digesteurs anaérobies. Ces subventions peuvent représenter jusqu à 40 % de la différence entre le coût d investissement de l installation utilisant la biomasse et celui d une installation comparable utilisant les énergies fossiles (Department of Energy and Climate Change, 2010). Toutefois, le fait d accepter une subvention entrave fortement la possibilité de bénéficier du tarif de rachat (Feed-in Tariff) et peut avoir une incidence défavorable sur les certificats ROC reçus (prime réduite). Enhanced Capital Allowance (programme d amortissement accéléré) Le programme d amortissement accéléré géré par le gouvernement (ECA, Enhanced Capital Allowance), également appelé «First Year Allowance» (allocation de première année), offre une déduction fiscale de 100 % la première année pour les investissements dans certains équipements permettant d économiser de l eau et de l énergie. La dépense de tout équipement éligible, comme une chaudière à biomasse, peut être déduite des bénéfices imposables de l année considérée (Business Link, 2011). Options de gestion et technologie disponible Aliments pour animaux Les co-produits ont aussi une valeur commerciale pour l alimentation animale, domaine pour lequel ils peuvent être vendus comme aliment humide ou sec. La teneur en eau d un matériau humide d aliments
pour animaux est d environ 90 % tandis que celle des croquettes sèches est d environ 10 à 12 %, le prix du produit variant avec cette valeur. Les technologies utilisées pour éliminer l humidité sont énergivores et, avec la hausse des prix de l énergie, un examen de toutes les options devient de plus en plus important. Les prix des aliments pour animaux varient selon la quantité et l emplacement des co-produits et selon l économie du marché. Ainsi, avant de décider de produire des aliments sous forme sèche ou humide, il est nécessaire de prendre en compte leur valeur prévue ainsi que les questions de développement durable liées au transport. Méthanisation Technologie éprouvée et établie, bien adaptée au traitement des effluents provenant de nombreux processus industriels, la méthanisation produit une énergie précieuse. Le biogaz généré dans le procédé est généralement riche en CH 4, (60 à 75 % environ) et son énergie chimique peut être récupérée à l aide d un moteur à gaz, d une turbine à gaz ou d une chaudière à gaz. Un certain nombre de critères doivent être pris en compte lors du choix d un digesteur anaérobie, notamment la composition des effluents, la DCO et la teneur en solides en suspension (SS), le volume et la température de l effluent à traiter, l espace disponible pour l équipement, le cheminement de l évacuation de l effluent final, les options disponibles pour l élimination des boues et l utilisation du biogaz. En outre, il est nécessaire d éliminer les contaminants du biogaz avant de récupérer son énergie. Étant donné qu il existe de nombreuses technologies de méthanisation, la priorité devra être donnée à celle qui prendra en compte les contraintes du site et les paramètres liés aux déchets. Chaudière à biomasse La biomasse peut être convertie en énergie utile (chaleur ou électricité) par des technologies de conversion thermochimique. Celles-ci sont à divers stades de développement, la combustion étant la plus développée et la plus souvent appliquée. D autres technologies de conversion thermochimique, telles que la gazéification et la pyrolyse, prennent de plus en plus d importance. Le processus de combustion de la biomasse implique un certain nombre d aspects physico-chimiques très complexes. La nature de la combustion dépend à la fois des propriétés du combustible et de son application. Moteur à gaz Les moteurs alternatifs à combustion interne constituent la technologie de production d énergie la plus répandue (World Alliance for Decentralized Technologies (WADE), 2003). Parmi les systèmes de cogénération, les moteurs à gaz sont connus pour présenter le coût le moins élevé et pour fournir des rendements élevés en fonctionnement sous charge partielle. Ces avantages donnent aux utilisateurs une source d énergie flexible qui autorise toute une gamme d applications différentes. En outre, avec de faibles temps de démarrage à pleine charge, les moteurs alternatifs constituent une source intéressante
pour les systèmes d alimentation de secours et les applications de lissage des pointes de consommation. Par ailleurs, avec plusieurs moteurs alternatifs, il est possible de renforcer la capacité et la disponibilité de l installation. Les inconvénients incluent la difficulté à recycler des flux de chaleur de faible qualité et les vibrations relativement élevées qui nécessitent un support et des fondations spéciales avec protection antibruit. En outre, le grand nombre de pièces en mouvement augmente les coûts de maintenance, ce qui contrebalance les avantages liés à l efficacité énergétique. Turbine à gaz Les turbines à combustion ou à gaz constituent une technologie de production d électricité bien établie (Environmental Protection Agency, 2002a). Elles peuvent produire de la chaleur de haute qualité pour générer de la vapeur et peuvent utiliser le gaz naturel, un large éventail d hydrocarbures, du gaz de décharge ou du biogaz. Elles sont également capables d utiliser deux combustibles différents. Les turbines à gaz sont bien adaptées à la co-génération car les gaz d échappement à haute température peuvent générer de la vapeur de process à 82 bar et 540 C, des caractéristiques très intéressantes. L es moteurs à gaz sont plus faciles à installer que les turbines à vapeur et que les chaudières à haute pression. En outre, ils sont moins volumineux et requièrent un investissement moins important. Les gros systèmes ont des rendements élevés et produisent de la vapeur à haute température. Cependant, les turbines à gaz nécessitent des combustibles propres présentant un pouvoir calorifique relativement constant. Les températures élevées limitent le type des matériaux qui peuvent être utilisés, ce qui augmente les coûts de production. Il peut y avoir des problèmes de diminution du rendement à charge partielle. Le rendement d une turbine diminue considérablement lorsque l altitude ou la température ambiante augmente. Le coût par kw installé des systèmes de petite capacité est relativement élevé et les rendements sont inférieurs à ceux offerts par d autres systèmes de génération. Turbine à vapeur Produisant de l électricité à partir de la chaleur de la vapeur produite dans une chaudière, les turbines à vapeur convertissent l énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique (Environmental Protection Agency, 2002b). Cette énergie est transférée à la turbine par la vapeur à haute pression qui alimente la turbine et l alternateur. Les turbines à vapeur peuvent ainsi fonctionner avec différents combustibles, notamment le gaz naturel, les déchets solides, le charbon, le bois, les déchets de bois et les sousproduits agricoles. Les applications idéales pour les systèmes de co-génération à base de turbine à vapeur sont les installations industrielles ou institutionnelles de taille moyenne ou de grande taille avec des charges thermiques élevées, ainsi que les sites où des combustibles solides ou issus de déchets sont facilement disponibles pour l utilisation de la chaudière. Les turbines à vapeur ont des rendements de co-génération globaux élevés pouvant aller jusqu à 80 % et produisent de la vapeur à haute température et haute pression. Les inconvénients sont les faibles rendements électriques, le besoin de
chaudières et d équipements haute pression coûteux, les longs délais de démarrage et les performances médiocres sous charge partielle. Considérations opérationnelles Outre la sélection de la technologie appropriée, divers points techniques sont à prendre en considération. Les paramètres liés aux déchets varient en fonction de facteurs tels que la qualité des matières premières, la qualité de l eau utilisée, la chaîne de production et bien d autres encore selon le site. Il convient de compiler et d évaluer les données appropriées sur les paramètres influents et sur les objectifs de rendement. Les risques techniques type sont des niveaux élevés de H 2 S attendus dans le biogaz, la teneur en eau et en traces et l adéquation des systèmes de récupération d énergie, le matériau de construction des équipements de traitement, une bonne compréhension des paramètres de qualité de l eau traitée et des produits livrables après traitement, les coûts supplémentaires pour la gestion de l électricité tels que les raccordements au réseau pour l exportation d électricité, les contrats d achat d énergie, les frais de raccordement et l application des directives d incinération des déchets, la sélection du fluide de transfert de chaleur, le type de raccordement et la taille du générateur. Tous ces éléments détermineront les modifications à apporter au réseau de distribution sur site. Il convient aussi d étudier les problèmes éventuels liés à la circulation et au transport afin d évaluer l incidence du transport de déchets tels que les boues. Méthodologie de prise de décision Il est possible d utiliser une combinaison d approches pour gérer les effluents et les co-produits. Outre la sélection de la technologie en fonction des capacités de traitement, il est important d examiner la chaîne de technologie et de traitement par rapport aux objectifs des parties prenantes, aux risques commerciaux, aux résultats attendus en matière de développement durable, aux incitations financières, au cadre législatif et à l ensemble de l économie du site dans le cadre d un mécanisme de prise de décision. Dans une perspective à long terme, la mise en place de critères appropriés de sélection des technologies et de normes de conception dès le départ contribue grandement à la valeur du projet et à la gestion des co-produits. Ondeo Industrial Solutions, une branche du groupe mondial SUEZ ENVIRONNEMENT, encourage ses clients à passer par un processus de prise de décision afin de mettre au point la solution la mieux adaptée au(x) site(s) en question. La première étape consiste à définir le problème et à fixer les objectifs. Parmi les tâches impliquées, on peut citer la collecte de données sur les opérations existantes, l énumération des technologies et des techniques potentielles de gestion des déchets, la réalisation d une analyse des parties prenantes, la description de l emplacement et de l environnement du projet et l examen de la source des déchets et des cheminements d évacuation et de sortie. Cette étape fournit
une liste exhaustive des chaînes de technologies et de traitement qui peuvent être mises en œuvre pour récupérer l énergie provenant d une source de déchets particulière. Un mécanisme de notation est mis au point avec les parties prenantes du projet et est divisé en critères clés. Pour chaque option, il est produit un bilan approché de masse et d énergie qui intègre toutes les entrées de matières premières, les productions attendues et le rendement des équipements. En utilisant une évaluation des modifications de la valeur actualisée nette (VAN) qui prend en compte les estimations des dépenses d exploitation (opex), les dépenses d investissement (capex), les revenus de la production et les incitations financières telles que le tarif de rachat, il est possible d estimer un ordre de grandeur du modèle financier. Celui-ci est ensuite utilisé pour comparer chaque option tout en tenant compte des performances de l installation existante. Un examen de la réglementation et de l environnement est mené en parallèle pour évaluerla législation environnementale, les problèmes de planification et d autorisation, les émissions polluantes dans l atmosphère, la gestion de l eau, les rejets vers la terre, les déchets, le bruit et les odeurs, l incidence sur le paysage et sur la vue, et le développement durable. On utilise également une analyse de Monte Carlo pour examiner l incidence de la sensibilité des prix afin de vérifier que l approche choisie supportera les variations du marché. Étude de cas L exemple pratique ci-après vise à montrer les possibilités et l incidence financière de la production de vapeur et d électricité dans une distillerie. Ne pas perdre de vue que cet exemple est simplifié à l extrême et est fondé sur une analyse approfondie d un site, de conditions d exploitation et d autres facteurs d influence spécifiques. La distillerie de cet exemple est équipée d une installation de traitement des effluents sur site qui ne nécessite que des modifications de ses systèmes existants pour générer de la vapeur et de l électricité. Ces modifications comprendraient l installation de nouveaux équipements pour traiter la drêche avec une technologie mettant en œuvre une pompe à vis et des séchoirs, et des modifications de l unité de méthanisation afin de pouvoir produire de l électricité à partir du biogaz produit. En termes de taille d installation, le débit provenant des résidus de première distillation est d environ 360 m 3 /jour et celui provenant des lies épuisées est de 180 m 3 /jour. La distillerie produit également 126 tonnes de drêche par jour. Les revenus sont basés sur les incitations financières actuelles concernant la chaleur provenant de sources renouvelables et sur les tarifs de rachat. La mise en œuvre des modifications nécessaires demanderait un investissement de l ordre de 6,5 millions de livres, qui génèrerait des coûts d exploitation supplémentaires de 140 k par an environ. La nouvelle technologie permettant la production d énergie renouvelable génèrerait des revenus de
l ordre de 1,14 millions de livres par an grâce aux tarifs de rachat et à l initiative sur la chaleur issue de sources renouvelables, et permettrait d économiser 0,73 millions de livres par an environ sur les coûts de l énergie existants. D après ces chiffres simplifiés, l installation serait amortie en 4 ans environ. Les autres incitations financières non incluses dans cet exemple et qui pourraient être considérées sont Enhanced Capital Allowance (programme d amortissement accéléré) et une réduction de la Climate Change Levy (taxe sur le changement climatique) des sites concernés. Conclusions Au cours des années à venir, compte tenu de la pression gouvernementale pour réduire l empreinte carbone des industries et améliorer la durabilité des opérations, la valorisation énergétique des déchets offre une grande opportunité de répondre et de contribuer aux objectifs sectoriels et nationaux. Dans ce secteur, la densité énergétique relativement élevée des matières formant les résidus se prête bien aux technologies de récupération d énergie. Une combinaison des nombreuses technologies disponibles peut être utilisée pour développer des stratégies de traitement pour la récupération d énergie. Il est par conséquent important d établir une méthodologie de prise de décision et d évaluation des technologies spécifique au site pour développer et mettre en œuvre une stratégie de gestion des coproduits. Les critères devraient adopter une approche holistique de l économie du site pour développer la meilleure solution technico-commerciale. Étant donné que les tarifs de rachat (FIT) et la prime de chaleur issue de sources renouvelables (RHI) contribuent le plus aux revenus générés par l énergie produite par une installation de valorisation des déchets, une bonne compréhension et une bonne prise en compte de l incidence économique de ces deux types d incitations pendant le processus de prise de décision à un stade précoce du projet assurent une viabilité à long terme. En développant des programmes de récupération d énergie dans ce cadre avec une approche méthodique, il sera possible de développer la meilleure solution technico-commerciale et créer ainsi une proposition viable pour les opérations à long terme. Il convient d effectuer une modélisation financière en termes de variance des paramètres importants de coûts et de revenus pour garantir que l approche retenue en matière de récupération d énergie à partir de déchets résiste à ces variations. L incidence des facteurs de marché, des prix et d autres fluctuations sera ainsi réduite. Ondeo Industrial Solutions travaille en étroite collaboration avec ses clients au développement de la récupération d énergie à partir de déchets et de co-produits dans un cadre de prise de décision prenant en compte l économie de l ensemble du site. Cette approche fournit également à nos clients, aux parties prenantes et aux organismes de financement des informations sur les risques techniques, commerciaux et autres impliqués dans un projet et sur les mesures permettant de les atténuer. La mise en place de tels
critères apporte ainsi une énorme valeur ajoutée à un projet et garantit les performances techniques et commerciales de la solution développée. En réponse à la question posée, nous pensons avoir montré qu il est possible de réduire les rejets et de produire de l énergie verte tout en faisant du profit, mais généralement avec une période de récupération de plusieurs années. Toutefois, en raison des nombreuses variables en jeu, la réponse devrait toujours être fondée sur une évaluation individuelle du site, qui permettra d identifier puis de mettre en œuvre la meilleure solution globale. Références 1. Business Link (2011). First-year allowances - Enhanced Capital Allowances (2011). http://www.businesslink.gov.uk/bdotg/action/layer?r.l1=1073858808&r.l2=1086692188&r.l3=1086445219&r.s=tl&topicid=1 086445242 (consulté le 23 juillet 2011) 2. Department of Energy and Climate Change (2011a). Renewable Heat Incentive. Mars 2011. 3. Department of Energy and Climate Change (2011b). Climate Change Agreements. http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/emissions/ccas/ccas.aspx (consulté le 23 juillet 2011) 4. Environmental Protection Agency (2002a). Technology Characterization Gas Turbines, Washington, février 2002. 5. Environmental Protection Agency (2002b). Technology Characterization Steam Turbines, Washington, mars 2002. 6. HM Revenue and Customs (2011). Climate Change Levy 2011. http://customs.hmrc.gov.uk/channelsportalwebapp/channelsportalwebapp.portal?_nfpb=true&_pagelabel=pageexcise_ ShowContent&id=HMCE_PROD_009791&propertyType=document (consulté le 23 juillet 2011) 7. Scotch Whisky Association (2010). The Scotch Whisky Industry: Environmental Strategy Report 2010. 8. Secretary of State (2009). The UK Renewable Energy Strategy. p4. 9. Secretary of State (2010). The Renewables Obligation (Amendment) Order 2010. 10. Secretary of State (2011). Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) Order 2010 modifié par Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment) Order 2011. 11. Department of Energy and Climate Change (2010). Bio-energy Capital Grants Scheme, Round 6. http://www.bioenergycapitalgrants.org.uk (consulté en mars 2010) 12. World Alliance for Decentralized Technologies (WADE) (2003). Guide to decentralized energy Technologies, Edinburgh, Royaume-Uni. Tableau 1 : Énergie type récupérée dans les effluents et co-produits de distillation Produit Unités Plage Résidus de première DCO en mg/l 40 000-60 000 distillation Lies épuisées DCO en mg/l 3000-6000 Drêche Pouvoir calorifique (Kcal/Kg) 10-16