Capacity Development for CDM - Maroc - Atelier sur les Lignes de base Casa, 28-29 Janvier 2004 1...

Capacity Development for CDM - Maroc - Atelier sur les Lignes de base Casa, 28-29 Janvier 2004

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Capacity Development for CDM

Casablanca, 28-29 Janvier 2004

Les Lignes de Base approuvées parLes Lignes de Base approuvées parle Conseil Exécutif du MDPle Conseil Exécutif du MDP

Samir Amous, APEX, TunisiaSamir Amous, APEX, TunisiaRegional Centre for North Africa and Middle-EastRegional Centre for North Africa and Middle-EastTel : +216 71 848 094 --- Fax : +216 71 843 453Tel : +216 71 848 094 --- Fax : +216 71 843 453

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Contenu de la présentation

4 Lignes de base parmi les 9 approuvées à ce jour par l’Executive Board (EB)

Une Ligne de base en cours d’examen par l’EB


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9 Lignes de base approuvées

1. Incineration of HFC 23 waste streams - Korea (AM0001)1400 kteCO2/an

2. Récupération et torchage du CH4 de la décharge de Salvador da Bahia - Brésil (AM0002) 800 kteCO2/an

3. Récupération du CH4 et production d’électricité de la décharge Nova Gerar - Brésil (AM0003) 300 kteCO2/an

4. Grid Connected biomass power generation - Thailand (AM0004) 400 kteCO2/an


4

9 Lignes de base approuvées5. Recyclage du CH4 des décharges pour la

génération d’électricité – Afrique du Sud400 kteCO2/an

6. Substitution énergétique – Graneros, Chili18 kteCO2/an

7. Recyclage du CH4 des décharges pour la génération d’électricité – Brésil/CERUPT70 kteCO2/an

8. Projet hydroélectrique - Mexique70 kteCO2/an

9. Recyclage du CH4 des décharges pour la génération d’électricité – Brésil300 kteCO2/an


5

4 Lignes de base approuvées à présenter

1. Substitution énergétique – Graneros, Chili

2. Torchage du méthane de la décharge de Salvador De Bahia, Brésil

3. Cogénération Bagasse – Val de Rosario/Brésil

4. Recyclage du CH4 des décharges pour la génération d’électricité – Afrique du Sud


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Lignes de base en cours d’examen

1. Ferme éolienne de Zafarana, Egypte


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Présentation de quatre LB

approuvées par l’EB


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Les options de la LB

17/CP7, Para 48:a. Émissions actuelles ou historiques

b. Émissions d’une technologie représentant l’option la plus attractive sur le plan économique, tenant compte des barrières à l’investissement

c. Émissions moyennes de projets similaires mis en place lors des 5 dernières années, dans des conditions sociales, économiques, environnementales et technologiques similaires, et qui se situent parmi les 20% les performants de leurs catégorie


9

1. Substitution

énergétique – Graneros,

Chili


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Substitution énergétique – Graneros, Chili

Méthodologie: Titre : Méthodologie de Ligne de Base pour la

substitution énergétique du charbon par les produits pétroliers dans l’industrie

Combinaison de deux options préconisées par la décision 17/CP7

a. Émissions actuelles ou historiques



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Description/action du projet : Usine Nestlé de production de nourriture

pour bébé, de café soluble, etc.

Substitution du charbon par le gaz naturel pour la production de la vapeur et de la chaleur de processconversion de 2 chaudières et de 2 fours

18.000 teCO2 évitées par an


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Raisons justifiant l’additionalité : Charbon largement plus compétitif:

• US$ 2,55 par million Btu, contre

• US $ 3,50 par million Btu pour le gaz naturel

Aucun appui de l’Etat Chilien pour ce genre d’opération


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Hypothèses LB : DYNAMIQUE: Croissance de la demande de

charbon de 4,12% par an (reprise de 1999-2002)

LB dynamique: les consommations réelles serviront à calculer le nombre de CERs (via Monitoring)


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Principes de la LB: Le besoin utile de chaleur est

calculé à partir de la consommation réelle de gaz

Ce besoin utile est traduit en charbon, en passant par le rendements des équipements de charbon


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Croissance de la consommationde Graneros (base 100 en 1999)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Gaz naturel

Charbon


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Actions du projet: Investissement : US$ 550.000 Emissions évitées dues au

différentiel de rendement des équipements entre charbon et gaz

Emissions évitées dues au différentiel de facteur d’émission entre charbon et gaz


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Principe de calcul des émissions:1. Consommation réelle de gaz à partir de

2004 (suivie)calcul des émissions

2. Energie utile (chaleur) consommée découlant de la ligne 1

3. Energie utile traduite en charbon, étant donné les rendement connus des chaudières à charboncalcul des émissions


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Formule générale de calcul:

1. Emissions directes sur site (gaz naturel) + émissions fugitives hors site (traitement du gaz, transport du gaz, etc.)

2. Emissions directes sur site (si charbon) + émissions fugitives hors site (production du charbon, transport du charbon, etc.)


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2. Torchage du méthane

de la décharge de

Salvador De Bahia, Brésil


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Torchage du méthane de la décharge de Salvador De Bahia, Brésil

Méthodologie: Titre : Récupération des gaz de décharge sur la

base de contrats de concession

Options préconisées par la décision 17/CP7b. Émissions d’une technologie représentant l’option la

plus attractive sur le plan économique, tenant compte des barrières à l’investissement

c. L’EB considère aussi qu’il y a un peu de c (parmi les 20% meilleures de sa catégorie)


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Description/: Décharge d’ordures ménagères situé à 20 km de

Salvador (Brésil) Reçoit 850.000 tonnes de déchets par an (65%

organique) Contrat de concession pour l’exploitation de la

décharge octroyé par appel d’offre à Vega Bahia (le titulaire du projet)

300.000 teCO2 évitées par an 7 ans renouvelables


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Raisons justifiant l’additionalité : La concession préconise la récupération-

destruction de 19-24% du CH4

Au Brésil, il n’existe pas de réglementations pour la récupération-destruction du CH4quasiment 0%

Vega n’est pas tenue de faire plus que ce que le conrat lui demande


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Hypothèses LB Quantités de CH4 devant être récupérées-

détruitecalculées par formule et indexées sur les quantité de déchets reçues

Conditions de génération du méthane inchangées (fraction organique, humidité, températures, etc.)


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Actions du projet: Investissement pour augmenter les

canalisations de collecte de méthane sur le site de la décharge, ainsi que des capacités de destruction menées dans des conditions contrôlées (brûleurs)

Le projet permet de torcher 75%-80% du CH4, au lieu des 19-24% contractuels


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Principe de calcul des émissions:

1. Quantités de CH4 devant être détruites selon le contrat (19-24%)

2. Quantités de CH4 devant être détruites selon le le projet (75-80%)

3. Le processus de validation devra confirmer les conditions de génération de CH4 (fraction organique, taux de putréfaction, etc.) + que les 19-24% figurent tjrs parmi les 20% les plus performants


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Suivi: Mesures directes du CH4 récupéré

et détruit

Quantité d’ordures reçues effectivement


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3. Cogénération Bagasse

– Val de Rosario/Brésil


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Cogénération Bagasse - Brésil

Méthodologie: Nouvelle méthodologie adaptée du projet

thailandais utilisant les résidus de riz « Methodologie d’Econergie pour la

réduction des émissions découlant de la cogénération reliée au réseau, utilisant de la bagasse »

Bagasse: partie ligneuse de la canne à sucre, restant dans les moulins après l'extraction du jus sucré


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Hypothèses : La cogénération utilisant la bagasse vient en

substitution à une combinaison d’énergie fossile et d’hydroélectricité utilisées pour la production d’électricité, dans le scénario de réference (ou ligne de base)

En plus, le développement futur du secteur électrique au Brésilquantités croissantes de combustibles fossiles (essentiellement gaz naturel)utilisation de la bagasseremplace en partie l’usage de centrales marginales utilisant, plus particulièrement, du gaz naturel


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Raisons justifiant l’additionalité: Les retombées économiques du projet, sans les

ventes de CERs, sont insuffisantes pour lever les barrières techniques, institutionnelles, et financières: Le Brésil mise actuellement beaucoup sur le gaz naturel

importé pour satisfaire ses besoins croissants en électricité, et pour celà, est en train de mettre en plan de grands investissements d’infrastructure. Le production thermique d’électricité passera de 9% en 2001 à 17% en 2004

L’Etat brésilien n’est pas propriétaire des usines de cannes à sucreil faudrait envisager un nouvel esprit basé sur la libéralisation du secteur électrique


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Raisons justifiant l’additionalité:: Le coût de la cogénération: US$ 35 à US$

105/MWh Coût marginal de l’électricité au Brésil: US$

33/MWh Le coût d’investissement doit être apprécié par

rapport au coût d’opportunitécomparaison par rapport à d’autres types d’investissement à risque égal

Taux Interne de Rentabilité 2004-200716% (sans CERs), et 22% (avec CERs=US$5)


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Raisons justifiant l’additionalité:: Coûts de transaction prohibitifs bureacuracie pour

obtenir les agréments liés aux impacts sur l’environnement

Absence d’arrangements contractuels standards et reconnus pour la cession d’électricité au réseau (garantie de durée, garantie de paiement effectif, etc.)

Le Décret présidentiel pour l’encouragement de la cogénération est attendu depuis 1997, mais n’a jamais été promulgué

Absence de garanties de performances des cogénérateurs à Bagasse


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Ligne de base: Les réseau Sud/Sud-Est et Midwest qui

devront accueillir l’électicité du cogénérateurévitement des émissions de la solution thermique alternative

La bagasse aurait été brûlée (hypothèse prudent) au lieu de mise en décharge (CH4 - putréfaction)


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Ligne de Base:

CH4 dû à l’incinération de la biomasse en plein air + Eq. CO2 pour la production alternative d’électricité (réseau)


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Ligne de Base:

Facteur d’émissioncombiné entre (i) FE des centrales marginales opérant dans le réseau (moyenne pondérée excluant hydro) et (ii) centrales susceptibles d’entrer dans le réseau dans le futur (base: les 20% les plus performants ou les 5 plus récentes centrales)0,644 tCO2/MWh

L’EB a recommandé l’inclusion d’une proportion d’hydro dans le premier terme


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Ligne de Base: LB: N2O exclu pour simplification

LB: Incinération de la biomasseCO2 non comptabilisé, N2O exclu pour simplification


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Activités du projet

CH4 due à la génération d’électricité=

Quantité de biomasse utilisée x contenu énergétique x t-CH4/Tj x GWP


38


Activités du projet : Activité du projet: CO2 non

comptabilisé, N2O exclue pour simplification

Activité du projet: CH4 dû au stockagemineur car durée de stockage limitée


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Emissions évitées: EE=

+ Emissions de la LB- CH4 due à la génération d’électricité- Emissions CO2, CH4 et N2O dues au

transport (à la centrale de cogénération st sur site)

- Emissions CO2, CH4 et N2O pour les démarrages et auxiliaires


40

4. Recyclage du CH4 des

décharges pour la

génération d’électricité –

Afrique du Sud


41

Recyclage du CH4 des décharges Af. Sud

Méthodologie: Nouvelle méthodologie : « Analyse de

coût et d’investissement pour l’autoproduction d’électricité »

Basée sur option 48(b) Émissions d’une technologie représentant l’option la plus attractive sur le plan économique, tenant compte des barrières à l’investissement


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Principe du projet: Collecte CH4

Torchage

Combustion et génération d’électricitéréseau

Installation de 180 puits d’extracion de CH4

10 MW électriques (68 GWh/an)

83% de récupération de CH4 à l’horizon 2012


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Decription du projet : Coût d’Investissement: US$ 12,2

millionscrédit sur 8 ans à 10%

3 décharges concernées: 5.000 tonnes de déchets solides par jour

400.000 teCO2 évitées par an

Durée 7 ans renouvelables


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Raisons expliquant l’additionalité: Le coût de la production d’électricité par le

projet: US$ 42/MWh

La Municipalité de Durban paie actuellement entre US$ 15,6/MWh (ponite) et US$ 6/MWh (hors pointe)

Coût marginal de l’électricité à long terme en Af. Sud: US$ 22,5/MWh sur les 10 prochaines années

Le projet n’est pas économiquement opportun


45


Raisons justifiant l’additionalité: La législation actuelle ne requiert pas la

collecte systématique du méthane


46


Ligne de base: Torchage partiel du CH4 pour des raisons

de sécurité (actuellement seulement 7% du CH4)

Pas de production d’électricité Puits d’extraction ajoutés seulement pour

raisons de sécurité Electricité ESKOM : essentiellement

basée sur le charbon


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Ligne de Base:- Emissions moyennes de CO2 sur

tout le réseau interconnecté (source ESKOM)

- 0.89 tCO2 /MkWh


48


Activités du projet

Récupération du CH4: 83% en 2012

CH4 due à la génération d’électricité=

Quantité de biomasse utilisée x contenu énergétique x t-CH4/Tj x GWP


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50

5. Ferme éolienne de

Zafarana, Egypte


51

Ferme éolienne de Zafarana, Egypte

Méthodologie: Production d’électricité éolienne

connectée au réseau Option combinant:

a. Émissions actuelles ou historiques

c. Émissions moyennes de projets similaires mis en place lors des 5 dernières années…

120 MW 227.000 teCO2 par an


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Description: Réseau Egyptien: 20% Hydro-80%

Thermique (essenetiellement gaz nature)


53


Méthodologie BL prudente :

Centrales les plus médiocres 0,640 tCO2/MWh, ou 0,818 tCO2/MWh


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Ligne de base marginale combinée (AIE/OCDE)

A. Le moyenne du réseau sauf hydraulique (0,556 tCO2/MWh)

B. La moyenne des 5 centrales les plus récentes, et qui représentent parmi les 20% les plus performantes

Moyenne marginale combinée=(A + B)/2 Moyenne marginale combinée=(A + B x

0,6)/1,6


55


Le choix se portera sur la quantité la plus faible (prudente)

Les émissions évitées : GWh livrés au réseau (suivi par compteur) x facteur d’émission calculé ci-dessus


56

Les principes de développement

de la ligne de base


57

Les options de la LB

17/CP7, Para 48:a. Émissions actuelles ou historiques


c. Émissions moyennes de projets similaires mis en place lors des 5 dernières années, dans des conditions sociales, économiques, environnementales et technologiques similaires, et qui se situent parmi les 20% les performants de leurs catégorie


58

Les principes de la LB

Action/mesures: Transparence

Crédibilité

Prudence

Applicabilité


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