BE9341

Cogénération en génie climatiqu climatique e Rentabilité et réglementation par Claude LEVY Ingénieur de l’École centrale de Paris Ingénieur-conseil en thermique et énergétique et Jean-Pierre TABET Ingénieur de l’École centrale de Paris Chargé de mission à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe)

Exem Ex empl ples es de ca calc lcul uls s de re rent ntab abil ilit ité é ... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ..... 1.1 Géné Généra rali lité téss .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 1.2 Ce Cent ntra rale le th ther ermi miqu quee de cha chau uffa fage ge urb urbai ain.. n.... .... .... .... ...... .... .... ...... .... .... ...... .... .... .... .... ...... .... .... ...... .... .... ..... 1.2 .2.1 .1 Do Donn nnées ées.. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 1.2 .2.2 .2 So Solu luti tion on cl clas assi siqu quee .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 1.2 .2.3 .3 So Solu luti tion on co cogé géné néra rati tion on : fil filiè ière re Ch + TV TV.. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 1.2 .2.4 .4 So Solu luti tion on co cogé géné néra rati tion on : fili filièr èree TAC.. AC.... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 1.2 .2.5 .5 In Influ fluen ence ce du con contr trat at d’ac d’acha hatt cogé cogéné néra rati tion. on... .... ...... .... .... ...... .... .... .... .... ...... .... .... ...... .... .... ..... 1.3 Ch Chau aufffe feri riee de pe peti tite te pu puis issa sanc ncee .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 1.3 .3.1 .1 Do Donn nnées ées.. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 1.3 .3.2 .2 Pro rodu duct ctio ion n au auto tono nome. me... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 1.3 .3.3 .3 Pro rodu duct ctio ion n él élec ectr triq iqu ue op opti tim mis isée ée av avec ec ve ven nte de co cour uran ant.. t.... ...... .... .... ...... .... .... 1.

BE 9 341 - 2 — 2 — 2 — 2 — 3 — 3 — 7 — 8 — 8 — 8 — 9 — 9

Aspe As pect cts s rég régle leme ment ntai aire res s .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 2.11 Reve 2. Revent ntee de l’é l’éle lect ctri rici cité té au au rése réseau au.. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 2.11.1 As 2. Aspe pects cts tec techn hniq ique ues... s..... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 2.11.2 Ce 2. Cert rtifi ifica catt de co conf nform ormit ité... é..... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 2.11.3 Tar 2. arif ifss d’ d’ac acha hatt de de l’é l’éllec ectr tric icit itéé par par le ré rése seau au de di dist stri ribu buti tion on pu publ blic ic .. 2.22 As 2. Aspe pect ctss fis fiscau cauxx .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 2.33 Ré 2. Régl glem emen enta tati tion on en envi viro ronn nnem emen enta tale le.. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. 2.3. 2. 3.11 Lo Loii sur les les insta install llat atio ions ns clas classé sées es .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 2.3. 2. 3.22 Di Disp spos osit itif ifss co comp mplé léme ment ntai aire ress .. .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... 2.3. 2. 3.33 Co Conc nclu lusi sion. on... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... ..

— — — — — — — — — —

Pour en savoir plus ...................... ........................................... .......................................... .......................................... ........................... ......

Doc. BE 9 342

2.

10 10 10 10 11 12 12 12 12 13

oute étude détaillée de cogénération doit être précédée d’un calcul de renta-

bilité .

Il faut en premier lieu faire un diagnostic précis des principaux postes qui inter- inter- fèrent dans un tel projet et qui sont : — les besoins de chaleur, en précisant leur leur forme (vapeur, eau chaude, chaude, eau surchauffée), surchauffée), leur niveau de température, leurs puissances moyennes et de crête aux différentes périodes de fonctionnement ; — les combustibles et leur prix (ainsi que la pression disponible pour pour le gaz naturel). Il s’en déduira, à partir des valeurs moyennes fournies dans les articles précédents : — la ou les filières filières les mieux mieux adaptées adaptées ; — la puissance électrique électrique engendrée. Cette valeur, comparée comparée aux besoins besoins électriques propres de l’établissement, définira s’il y aura ou non possibilité de vente de courant à EDF.

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BE 9 341 ! 1

COGÉNÉRATION EN GÉNIE CLIMATIQUE ____________________________________________________________________________________________________

La deuxième partie du travail consistera en des études techniques sommaires de rentabilité pour laquelle il est nécessaire de déterminer approximativement dans chaque cas : — les investissements et le loyer annuel de l’argent correspondant aux som- mes investies ; — les gains et dépenses prévisionnelles d’électricité qui vont dépendre du tarif EDF choisi et peuvent demander des calculs d’optimisation financière ; — les autres dépenses d’exploitation dont les frais de combustible, de conduite, d’entretien, de renouvellement du matériel ; les assurances ; les frais, charges et taxes particulières ; etc. Ces coûts, comparés à ceux de l’installation sans cogénération, vont permettre de se rendre compte de la validité financière d’une cogénération comme pré- senté dans les exemples traités dans cet article : — le premier, tiré d’une étude réelle réalisée en 1995, concerne une chaufferie de grande puissance au FOL (TBTS) pour laquelle la filière chaudière + turbine à vapeur s’avérait a priori la plus logique. Mais le passage au gaz naturel et l’utilisation de turbines à combustion ont montré des solutions plus rentables ; — le deuxième exemple est relatif à des chaufferies moyennes ; il montre comment effectuer un calcul de dégrossissage rapide, pour juger s’il y a intérêt à entreprendre une étude plus poussée. Ces exemples ne doivent être considérés que comme des modèles des calculs nécessaires, calculs qui doivent dans tous les cas être actualisés en fonction des performances des matériels et des prix toujours variables des différentes éner- gies. Par ailleurs, il faut garder à l’esprit que les installations de cogénération sont exposées aussi à des aléas spécifiques liés principalement aux conditions d’achat et de vente de l’électricité ainsi qu’aux réglementations sur les rejets gazeux en continuelle évolution. Pour de plus amples renseignements sur les aspects techniques de la cogénération en génie climatique, le lecteur se reportera à l’article BE 9 340 de ce traité. Il y trouvera en particulier un tableau de notations et symboles utiles à la compréhension des sujets traités dans ce second volet sur la cogénération.

1. Exemples de calculs de rentabilité 1.1 Généralités Le processus à suivre pour mener à bien le calcul de rentabilité qui doit précéder toute étude détaillée de cogénération est donné dans la référence [1], article paru dans ce traité. Les éléments à prendre en compte sont les suivants : — les besoins en chaleur Q pour connaître : • leur forme (ou niveau de température) : • vapeur ou eau surchauffée (ES) imposant des turbines à vapeur (TV) ou des turbines à combustion (TAC), • eau chaude (EC) ou vapeur basse pression (BP) mieux adaptées aux moteurs alternatifs (MA) ; • leur puissance moyenne et la durée de fonctionnement : • sur 3 000 à 4 000 h (cogénération totale d’hiver), • sur 400 à 1 500 h (cogénération limitée aux périodes d’électricité chère) ; — le combustible : • gaz et/ou fioul domestique FOD (MA ou TAC),

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• fioul lourd FOL ou ordures ménagères OM (TV ) ; — la filière qui en découpe (parfois MA et TAC sont tous deux valables) ; — la puissance électrique ; elle résulte des données précédentes et du coefficient CF ; elle conduit à la puissance utile W u de la cogénération, qu’il faut comparer aux besoins de puissance W b de l’établissement : • si W u < W b, il y aura seulement autoconsommation, • si W u > W b, il peut y avoir vente à EDF (cas le plus courant actuellement).

1.2 Centrale thermique de chauffage urbain 1.2.1 Données

Soit une chaufferie classique située à la périphérie d’une v ille, produisant de l’eau surchauffée et alimentant, par un réseau et des sous-stations, un ensemble d’environ 20 000 équivalents logements. Elle assure le chauffage environ 220 jours par an et la production d’ECS (eau chaude sanitaire) toute l’année.

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COGÉNÉRATION EN GÉNIE CLIMATIQUE

La puissance nécessitée en pointe d’hiver par une température extérieure t e de ! 10 °C est de 100 MW(th). La chaufferie comprend 5 générateurs, dont 3 de puissance unitaire 30 MW(th), au fioul, et 2 de puissance 15 MW(th), mixtes fioul-gaz. Ils fonctionnent l’hiver au fioul lourd très basse teneur en soufre (TBTS) ; l’été, pour la préparation d’eau chaude sanitaire, au gaz naturel. L’eau surchauffée part de la chaufferie à température variable en fonction de la température extérieure (+ 170 °C par ! 7 °C) s’abaissant à 100 °C (par + 17 °C), soit un débit en pointe de 1 075 t/h. Les régulations des échangeurs sont du type à 2 voies. Ayant été à l’origine largement calculés, les retours se maintiennent au-dessous de 90 °C. La monotone des puissances appelées est semblable à celle de la figure 4, article [BE 9 340] de cette rubrique. L’énergie thermique fournie au réseau est d’environ 230 0 00 MWh pour toute l’année dont 200 000 MWh sur les 7 mois de chauffage (octobre à avril). L’électricité est achetée à EDF au tarif A5 base TLU avec une puissance souscrite de 780 kW. Les consommations annuelles moyennes sont de 4 400 MWh se décomposant en : — pointe : 220 MWh ; — heures pleines d’hiver (HPH) : 1 200 MWh ; — heures creuses d’hiver (HCH) : 1 030 MWh ; — heures pleines d’été (HPE) : 1 100 MWh ; — heures creuses d’été (HCE) : 850 MWh. La chaufferie est équipée d’un groupe électrogène de secours de 800 kVA permettant un fonctionnement à 90 % de puissance en cas de panne EDF. Les deux premiers générateurs [un de 15 et un de 30 MW(th)] ont plus de 30 ans d’âge et au moins l’un d’entre eux doit être remplacé. Le problème consiste à comparer les deux solutions : — remplacement simple du générateur de 30 MW(th) par un appareil de même type mais moderne ; — mise en place d’une cogénération donnant sur l’échangeurcondenseur une puissance de l’ordre de 20 à 30 MW(th).

Compte tenu des pertes calorifiques, il faudra une chaudière capable, en marche continue normale, de produire 50 t/h de vapeur et 55 t/h environ en marche poussée continue.

1.2.2 Solution classique

Pour le débit considéré de 50 t/h, le groupe aura donc une puissance de :

Elle ne demande que des travaux très simples de démolition du générateur existant et de mise en lieu et place d’un appareil neuf. Les seules difficultés proviennent du fait que le nouvel appareil, du type monobloc, nécessite une démolition partielle d’une paroi du bâtiment pour son introduction en chaufferie. Le coût global (hors TVA) de l’opération comprenant : — le nouveau générateur avec un nouveau brûleur au fioul, le dépoussiéreur et les gaines de raccordement à la cheminée ; — la régulation et les appareils de contrôle ; — les raccordements ES, fioul, électriques, etc. ; — le montage et la mise en route ; — les travaux de génie civil ; — l’ingénierie, ont été chiffrés à environ 11 MF (± 15 %).



Circuit basse pression BP : pression d’échappement

La monotone des puissances montre que la cogénération pourra fonctionner à pleine puissance environ 4 000 h soit 175 jours, sous réserve que l’eau surchauffée soit réchauffée par le condenseur à température suffisante. La température de départ doit être alors d’environ 120 °C, ce qui impose une température de vapeur supérieure d’au moins 5 K, soit 125 °C, correspondant à une pression de saturation de 2,25 bar absolu. 

sion

Circuit haute pression HP : pression et température à l’admis-

Plus ces caractéristiques sont élevées et plus on produit d’électricité à la turbine. Mais les prix des matériels a ugmentent très rapidement en fonction de ces paramètres. Dans un avant-projet détaillé (APD), il sera nécessaire de faire une optimisation pour choisir au mieux ces caractéristiques. Pour une chaudière de 50 t/h, les constructeurs conseillent les valeurs moyennes suivantes : — entrée turbine : 40 bar à 400 °C (enthalpie 892 kWh/t) — sortie chaudière : 41 bar à 410 °C (enthalpie 899 kWh/t) et un timbrage à 45 bar. 

Turbine à vapeur

À la lecture du diagramme de Mollier correspondant, la chute isentropique entre le point B (40 bar, 400 °C) et l’isobare 2,25 bar est de 172 kWh/t. Avec un rendement interne de 83 %, chaque tonne de vapeur produira 143 kWh qui, compte tenu des rendements mécaniques, d’alternateur et de transformateur (92 % environ), donneront aux bornes de ce dernier 132 kWh.

W =

6 600 kW (e)

Il sera dimensionné pour le débit de vapeur maximal, soit une puissance de pointe de 7 250 kW. 

Échangeur-condenseur

La vapeur sortante aura une enthalpie de : 892 ! 143 = 749 kWh/t Elle se condensera à 124 °C (enthalpie 144 kWh/t), cédant à l’ES : 749 ! 144 = 605 kWh/t Le condenseur aura donc une puissance nominale de :

1.2.3 Solution cogénération : filière Ch + TV

0,605 x 50 soit Q = 30,25 MW (th) Chaudière

1.2.3.1 Détermination sommaire du matériel



L’installation sera réalisée suivant le schéma de la figure 1 de l’article [BE 9 340] : les retours d’ES, admis à 90 °C, passeront d’abord dans l’échangeur-condenseur récupérant 30 MW(th), puis dans un ou plusieurs des autres générateurs.

Elle produira de la vapeur à 899 kWh/t ; elle se ra alimentée en eau à 125 °C (enthalpie 145 kWh/t), soit, pour 50 t/h, une puissance utile de 37,7 MW (th). En supposant un rendement de 90 %, sa consommation de combustible sera de :

Caractéristiques de la vapeur Une tonne de vapeur de contrepression à environ 2 bar cède à l’eau en se condensant environ 608 kWh. Le débit de vapeur à turbiner sera donc d’environ 30 000/608 = 49,3 t/h de vapeur. 

C = 41,8 MW (th)

soit, avec un fioul de PCI de 11,2 MWh/t, un débit d’alimentation de 3,73 t/h.


BE 9 341 ! 3




Critères spécifiques à la marche nominale : Ils sont résumés dans le tableau suivant :

Puissance entrante : C = 41,8 MW Production électrique : W = 6,6 MW Production de chaleur : Q = 30,5 MW Rendement global : R g = 88,7 % Rapport chaleur/force : CF = 4,62 Consommation spécifique équivalente : CE = 1,2 MW(th)/ MW(e) Rendement électrique équivalent : R ee = 83,4% 1.2.3.2 Investissements

Les travaux peuvent se chiffrer, à 20 % près, de la manière suivante (valeurs hors taxes 1995) :

! chaudière de 55 t/h complète avec brûleur FOL, dépoussiéreur, économiseur, régulation, auxiliaires, raccordement cheminée, etc. ! déminéralisation, pompes, service alimentaire ! turboalternateur de 7,2 MW et ses armoires ! condenseur, pompes, tuyauteries, calorifuge ! électricité comprenant : raccordement BT, transformateur et équipements HT ; liaison à sous-station EDF située à 500 m ! automatisation de la centrale ! génie civil dont extension de 600 m 2 du bâtiment ! divers ! ingénierie TOTAL

: 14 MF : 3 MF : 12,5 MF : 3,5 MF : 4,5 MF

: : : : :

2,5 MF 3,5 MF 2 MF 6 MF 51 MF

Soit, par rapport à la solution classique, un surcoût d’environ I =

40 MF

Annuités de remboursement P 4 Afin d’établir un premier bilan économique de ce projet, on peut admettre que le financement des investissements est réalisé par un prêt bancaire couvrant le montant total des travaux. Avec un prêt accordé pour une durée de 20 ans, au taux de 9 %, et en admettant des remboursements constants pendant les 20 ans du prêt, le montant des annuités de remboursement P 4 à prendre en compte dans le bilan, est de :

40 MF x 0,1095 = 4,380 MF porté, pour tenir compte des frais divers, à

P 4 = 4,5 MF

Nota : la notation P 4 fait référence aux contrats types des exploitants de chauffage.

1.2.3.3 Gains d’exploitation

Par rapport à la solution classique, la cogénération va apporter des recettes et des dépenses supplémentaires.  Vente d’électricité à EDF On se reportera au paragraphe 2 pour les tarifs de vente au réseau. En 1996, EDF proposait 3 tarifs d’achat : — A5 option de base (ou A8 à peu près semblable) ; — A5 (ou A8) option EJP ; — et A option modulable. Le premier point consiste à choisir le plus intéressant financièrement. Pour chacun de ces tarifs, il faut donc effectuer une simulation

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des caractéristiques prévisibles pour chaque période tarifaire afin de calculer la rémunération attendue. Les détails sont donnés dans le tableau 1 suivant le calcul effectué pour le tarif A5-EJP. Les valeurs sont calculées à partir des tarifs EDF de 1996. Les hypothèses de fonctionnement de l’installation, pour la période d’hiver HH hors pointes mobiles, sont les suivantes : — fonctionnement 3166 h sur 3228, soit 62 h d’arrêt ; — puissance nominale aux bornes de l’alternateur : 6,6 MW ; — consommation des auxiliaires : 0,1 MW ; — puissance utile : 6,5 MW ; — autoconsommation de la chaufferie : 0,92 MW ; d’où une puissance disponible pour la vente de : 5,58 MW. Nota : sans cogénération, la chaufferie consomme en hiver environ 780 kW, mais les auxiliaires de la cogénération augmentent cette valeur de 950 kW en pointe.

Pour la détermination de la prime fixe, il a été tenu compte d’une disponibilité garantie de 90 % en pointe mobile, 75 % en HH, 0 % aux autres périodes. Afin d’effectuer la comparaison entre les tarifs, il faut retrancher de la recette brute de vente d’électricité le coût du combustible consommé et de la maintenance. Pour cela, on calcule les consommations spécifiques à la fabrication des mégawattheures (e) vendus en multipliant la quantité d’énergie cédée par le coefficient de consommation spécifique équivalente CE = 1,2 MW(th)/MW(e) calculé précédemment, puis les dépenses correspondantes à partir du coût du fioul lourd consommé. On obtient ainsi le tableau comparatif 2. Cette comparaison rapide montre que le tarif « Modulable » est financièrement le plus intéressant. Mais ce tarif présente un inconvénient : EDF peut placer une semaine d’hiver modulable HM en plein été. Avec la filière TV, comme le réseau de chauffage est arrêté (ou à très faible charge), il n’y a pas de possibilités d’évacuer la chaleur et, consécutivement, de produire du courant, d’où des risques de pénalités importants. Avec les moteurs alternatifs et les turbines à compression, on peut toujours envoyer les gaz d’échappement à l’atmosphère, donc produire avec un moins bon rendement mais sans risques de fortes pénalités. C’est pourquoi, dans la suite de cette étude, c’est le tarif EJP qui fut pris en compte.  Suppression des factures actuelles La puissance souscrite actuelle est de 780 kW sur toutes les périodes tarifaires et les consommations totales annuelles de 4 500 MWh conduisant à des dépenses totales de 2 050 kF. Dépenses  Achats à EDF Pendant toutes les périodes d’arrêt de l’équipement de cogénéra tion (programmées ou accidentelles), il faut prévoir d’être alimenté par le réseau EDF avec un tarif obligatoirement le même que celui de vente. Pour réduire la prime fixe, on souscrit 780 kW en continu mais aucune puissance en heures EJP, admettant l’absence d’incidents pendant cette période courte et, à la rigueur, l’utilisation du groupe électrogène de secours. Le calcul classique conduit à un coût total du poste de 430 kF.  Dépenses de combustible La production totale d’électricité sera égale à : — vente à EDF : 23 940 MWh ; — autoconsommation : 3 958 MWh ; — total : 27 898 MWh. La consommation spécifique étant de 1,2, la consommation correspondante de combustible sera de : 33 478 MWh(th), soit en fioul : 3 054 t/an. Au prix moyen de 1995 de 1 100 F/t, les dépenses correspondantes étaient de : 3 360 kF. 


___________________________________________________________________________________________________


Tableau 1 – Turbine à vapeur de 6,6 MW Simulation de vente d’électricité à EDF (tarif A5, option EJP) Périodes horotarifaires (1) Heures totales ...................................................... Heures d’arrêt ...................................................... Heures de marche ............................................... Puissance turbo ........................................ (MW) Autoconsommation .................................. (MW) Puissance vendable .................................. (MW) Énergie vendable ...................................... (MW) Prix du MWh ................................................... (F) Montant énergie .......................................... (kF) Disponibilité .................................................. (%) Puissance garantie .................................... (MW) Coefficient de pondération de la période .......... Puissance garantie disponible ..................(MW) Prime fixe ................................................ (F/MW) Montant prime fixe ...................................... (kF) Total vente brut .......................................... (kF) Prix moyen du MWh ..................................... (F)

PM 396 8 388 6,64 0,95 5,69 2 208 783,3 1 729 0,90 5,12 0,72 3,7

HH 3 228 62 3 166 6,50 0,92 5,58 17 666 283,3 5 005 0,75 4,19 0,20 0,8

Sous-total 3 624 704 3 554

19 874 6 734

HPE 2 935 2 511 424 5,60 0,80 4,80 2 035 169,5 345

HCE 2 201 1 778 423 5,60 0,80 4,80 2 030 112,2 228

0,06

0,02

Sous-total 5 136 4 289 847

Année 8 760 4 359 4 401

4 066

23 940

573

7 307

4,5 643,8 2 913

2 913 9 647 485,4

573 140,9

10 220

426,9

(1) PM : pointe mobile ; HH : heures d’hiver (HH = HPH + HCH) ; HPH : heures pleines d’hiver ; HCH : heures creuses d’hiver ; HPE : heures pleines d’été ; HCE : heures creuses d’été ; EJP : effacement jour de pointe.

Tableau 2 – Turbine à vapeur de 6,6 MW Optimisation du tarif de vente d’électricité à EDF Tarif

A5

A5

A

A

Option

Base

EJP

Modulable

Modulable

Heures de marche annuelles • hiver • été • total Énergie vendable ..................................................................... (MWh) Puissance garantie disponible ................................................ (MW) Ventes brutes ............................................................................... (kF) • énergie • prime fixe Prix moyen du MWh ...................................................................... (F) Consommation en combustible ............................................ (MWh) FOL ................................................................................................ (t) Prix de la tonne ............................................................................ (F) Coût en combustibles ................................................................... (kF) Frais de maintenance ........................................................... (F/MWh) Total ............................................................................................ (kF) Dépenses totales ........................................................................... (kF) Gain brut annuel ........................................................................ (kF)

3 401 1 000 4 401 23 811 4,1 9 711,6 7 097,2 2 614,5 407,9 29 037,8 2 649,4 1 100 2 914,4 25,0 595,3 3 509,7 6 201,9

3 554 847 4 401 23 940 4,5 10 220 7 307 2 913 426,9 29 195,1 2 663,8 1 100 2 930,2 25,0 598,5 3 528,7 6 691,3

1 522 2 879 4 401 22 355 4,4 10 610 7 805 2 882 474,6 27 262,2 2 487,4 1 100 2 736,2 25,0 558,9 3 295,0 7 315,0


1 522 0 1 522 8 535 4 7 474 2 340 3 371 532,7 10 408,5 949,7 1 100 1 044,7 25,0 213,4 1 258,0 6 216,0

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Dépenses d’exploitation Les frais correspondants ne peuvent être qu’estimés e n se basant sur l’expérience d’installations semblables. En première approximation, on peut admettre des frais annuels é gaux à 2,5 % des investissements, soit environ 1 250 kF. Pour s’assurer contre d’éventuelles pénalités EDF, cette valeur peut être portée à 1 500 kF. Si l’exploitation est réalisée par un exploitant de chauffage extérieur à l’entreprise, il faut ajouter ses frais généraux et bénéfices, soit un montant porté à 2 000 kF . 



Gains totaux Ils s’expriment par la valeur E = Recettes ! Dépenses =

10 220 + 2 050 ! 430 ! 3 360 ! 2 000

1.2.3.4 Rentabilité économique

Temps de retour T = I /E C’est une notion simple donnant l’ordre de grandeur du temps nécessaire pour amortir les investissements grâce aux gains bruts d’exploitation : 

I = 40 000 kF E = 6 480 kF T =

Taux de l’emprunt .......... (%) Durée d’amortissement du prêt ............................ (an)

8

9

10

11

12

9

9,8

10,5

11,3

11,8

Influence du coût des énergies Les coûts de l’électricité peuvent être considérés comme sûrs, augmentant peu dans le temps, alors que le prix du fioul peut être sujet, pour des causes politiques, à de fortes variations. Le tableau 3 montre la variation du temps de retour en fonction de quelques prix du fioul. 

Soit E = 6 480 kF.

d’où

bénéfice d’exploitation B = 1 980 kF Ce bénéfice dépend, bien entendu, du taux et de la durée de l’emprunt. L’annuité maximale doit être inférieure au gain financier, soit un rapport P 4 / I de 6 480 : 40 000 = 0,16, ce qui donne les conditions d’emprunt maximales pour que l’opération soit valable :

6,2 ans

Équilibre financier B = E − P 4 Cette notion tient compte du loyer de l’argent correspondant aux investissements. Les gains financiers doivent être supérieurs à ce loyer pour laisser un bénéfice et donner un intérêt à la solution, soit ici : gain financier : 6 480 kF loyer de l’argent : 4 500 kF (taux 9 % sur 20 ans) 

Influence de la puissance Si la puissance thermique de la chaufferie P T et, consécutivement, celle de la cogénération envisagée diminuent, la rentabilité va décroître très rapidement. En effet, si certains postes restent proportionnels à la puissance (vente et achat d’électricité, dépenses de combustible), d’autres comprennent des parties fixes et décroissent moins rapidement. Avec des données similaires à celles admises précédemment, on obtiendrait les valeurs approximatives du tableau 4, fonctions de la puissance thermique nécessitée en pointe par le réseau. Quoique ces valeurs soient non significatives vu l’imprécision générale des calculs précédents, on peut donc conclure que, avec les données envisagées, ce type de cogénération n’est rentable que pour des chaufferies dont les puissances thermiques sont supérieures à 50 MW(th). 

Tableau 3 – Variation du temps de retour en fonction du prix du fioul Prix de la tonne ...................................................... (F)

900

1 000

1 100

1 200

1 500

2 000

Dépenses de combustible ................................... (kF)

2 748,6

3 054

3 359,4

3 664,8

4 581

6 180

Gains d’exploitation ............................................ (kF)

7 091,4

6 786

6 480,6

6 175,2

5 259

3 732

Temps de retour .................................................. (an)

5,6

5,9

6,2

6,5

7,6

10,7

Tableau 4 – Rentabilité de la cogénération en fonction de la puissance thermique Puissance thermique ................................................................ (MW)

40

60

80

100

2 100

4 000

4 100

6 600

Surinvestissement I ...................................................................... (kF)

24

31

37

40

Annuités P 4 .................................................................................... (kF)

2 640

3 410

4 070

4 500

Gains par électricité ...................................................................... (kF)

4 550

6 960

9 280

11 840

Coût du combustible ..................................................................... (kF)

1 340

2 020

2 690

3 360

Autres frais .................................................................................... (kF)

1 100

1 500

1 800

2 000

Gains nets ...................................................................................... (kF)

1 810

3 440

4 790

6 480

Puissance électrique ................................................................. (kW)

Bénéfices annuels ......................................................................... (kF)

BE 9 341 ! 6

! 830

30

720


1 980

___________________________________________________________________________________________________


1.2.4 Solution cogénération : filière TAC

1.2.4.2 Investissements

1.2.4.1 Caractéristiques de l’installation

Les travaux ont été chiffrés à ± 20 % aux valeurs hors taxes suivantes (1998).

Par rapport à la solution précédente, la filière TAC apporte un certain nombre d’avantages : — elle est beaucoup plus simple d’installation et d’exploitation, autorisant une automatisation totale de la centrale ; — elle donne une meilleure fiabilité : en moyenne 94 à 98 % contre 4 pour-cent de moins pour la filière Ch + TV ; — elle permet une implantation aisée, le groupe étant placé à l’extérieur dans la cour et la chaudière de postcombustion montée en lieu et place d’un des générateurs obsolètes ; — elle permet de fonctionner même aux basses charges du réseau et en particulier au cas où EDF placerait une semaine d’heures d’hiver modulable HM en plein été. On peut donc envisager une vente au tarif A option modulaire, la plus intéressante financièrement ; — elle n’oblige pas à fontionner sur le réseau de distribution aux températures les plus basses possibles, donc donne plus de souplesse dans la conduite. Par contre, elle entraîne l’inconvénient de nécessiter du gaz naturel comme combustible, ce qui peut amener, si le prix du mégawattheure de gaz est plus élevé que celui du fioul lourd, à « déplacer » de la chaleur produite au fioul lourd par les générateurs, par de la chaleur produite au gaz par récupération sur la TAC. Le groupe TAC a été choisi pour donner des caractéristiques électriques semblables à celles de la turbine à vapeur et pour donner, sur un générateur de postcombustion, la même puissance thermique. La TAC Tornado de GEC-Alsthom répondait à ces conditions, donnant, à une altitude de 30 m, par une température extérieure de 7 °C, avec des pertes de charge amont de 100 mm et aval de 250 mm CE, à l’allure nominale, les caractéristiques suivantes : Production électrique : bornes alternateur ............................................... 6 40 0 kW consommations auxiliaires ..................................... 35 kW rendement transformateur ..................................... 99,5 % nette utile ............................................................. 6 330 kW ramenée par sécurité à ....................................... 6 300 kW Consommation d’énergie primaire : 21 450 kW (PCI) relevée par sécurité à ................. 22 100 kW Rendement électrique R e .............................................. 28,5 % Production de chaleur : débit de gaz d’échappement : 28,4 kg/s = 102,2 t/h température ....... sortie turbine .............................. 475 °C entrée batterie ............................ 470 °C sortie batterie ............................. 135 °C différence .................................... 335 °C énergie récupérée : 102,2 x 0,305 x 33 5 = ...... 10 860 kWh Rendement global R g .................................................... 79,4 % Rendement électrique équivalent R ee ............................. 68 % La postcombustion sera réalisée par un jeu de deux batteries pa rcourues en série par les retours du réseau d’ES. Le brûleur, du type à veine d’air, sera placé dans un caisson entre ces deux batteries. La première batterie abaissera les exhaures vers 150 °C ; le brûleur les remontera jusqu’à 700 °C (suivant la puissance demandée), et la deuxième batterie les refroidira à 135 °C, donnant au total : Puissance thermique au brûleur ..................................... 20 MW Puissance utile ...............................................................19,6 MW Consommation totale : 21,45 + 20 ............................. 41,45 MW Chaleur produite : 10,86 + 19,6 .................................. 30,46 MW Rendement global R g ....................................................... 88,7 % Rendement électrique équivalent R ee ............................ 82,8 %

Sans postcombustion Groupe Tornado complet monté et essayé ......................... 15,2 MF Échangeur simple ................................................................... 1,6 MF Circuit aérolique ..................................................................... 2,4 MF Circuit hydraulique ................................................................. 2,8 MF Cheminée, passerelles, serrurer ie ......................................... 1,5 MF Électricité (BT : 0,9 MF, HT : 3,0 MF, liaison EDF : 1,8 MF) ..... 5,7 MF Automatisation ....................................................................... 1,8 MF Génie civil (sans extension du bâtiment) .............................. 1,5 MF Ingénierie ................................................................................. 5,0 MF Frais généraux, divers ............................................................ 3,5 MF Total .................................................................................. I = 41,0 MF soit, avec les mêmes conditions que précédemment, des annuités de P 4= 41,0 x 0,1095 ............................................................. P 4 = 4,5 MF 

Avec postcombustion Supplément chaudières et gaines ......................................... 2,7 MF Brûleur et régulation ............................................................... 1,5 MF Électricité, automatisme, divers ............................................ 0,8 MF Ingénierie, frais généraux ...................................................... 1 MF Sous-total ................................................................................ 6,0 MF d’où les investissements admis ................................ Total I ’ = 47,0 MF et les annuités ................................................................... P’ 4 = 5,15 MF 

1.2.4.3 Bilan d’exploitation

Les calculs d’exploitation ont été menés comme pour la turbine à vapeur en chiffrant successivement : — les ventes et les achats de courant à EDF ; — les dépenses de combustibles ; — les autres dépenses d’exploitation. Pour disposer d’un bilan financier global et complet, la vente de chaleur au réseau a aussi été chiffrée, en considérant un prix du mégawattheure produit de 150 F et une fourniture annuelle de 228 000 MWh. Trois solutions de postcombustion ont été calculées avec des puissances au brûleur de : — solution B : 0 ; — solution C : 20 MW ; — solution D : 25 MW (cette solution correspondant au maximum de puissance réalisable avec un brûleur à veine d’air) ; la solution A correspondant à la turbine à vapeur. Les achats et ventes à EDF ont été chiffrés avec le tarif A, option Modulable qui s’avère le plus intéressant (cf. tableau 2). Pour chaque solution, des simulations de vente ont été établies, sous forme de tableaux, sur les mêmes principes que les calculs du tableau 1 effectués pour la turbine à vapeur. Les calculs correspondant à ces différentes solutions sont à consulter en [Doc. BE 9 342] tableau E. Ces calculs font apparaître que la solution financièrement la plus avantageuse est la TAC sans postcombustion. Elle donne des gains annuels supérieurs de plus de 1,0 MF à ceux obtenus avec la filière TV, et de 0,24 MF supérieurs à ceux de la postcombustion. C’est pourquoi ce schéma est actuellement celui le plus fréquemment retenu.


BE 9 341 ! 7


Toutefois, dans cette étude, comme il est nécessaire de renforcer la puissance thermique, c’est la solution C avec postcombustion de 20 MW qui a été choisie. L’étape suivante consiste à optimiser le temps de marche de la cogénération. Trois cas ont été comparés : — 1 538 h, correspondant aux seules heures d’hiver du tarif A, option Modulable ; — 3 624 h, correspondant aux 5 mois d’hiver (novembre à mars inclus) ; — 4 600 h, correspondant à la durée pratique de fourniture de chaleur. Les résultats du calcul sont donnés en [Doc. BE 9 342] tableau F. Ils montrent qu’avec le tarif EDF choisi le temps de fonctionnement le plus long donne le meilleur profit et qu’il faut donc faire fonctionner la cogénération tant que la chaleur qu’elle génère est bien utilisée sur le réseau. 1.2.4.4 Influence de divers facteurs

Chaque étude a ses particularités où les différents facteurs entrant dans la composition du bilan peuvent modifier les résultats et affecter la rentabilité. La qualité de l’équipement installé et sa fiabilité sont des éléments primordiaux pour éviter les incidents et les arrêts inopinés de l’installation qui peuvent coûter très chers en pénalités EDF. Les frais de maintenance, le coût de l’argent, etc. en sont d’autres. Mais le poste principal reste les prix des combustibles dont l’expérience des dernières décennies montre qu’ils peuvent subir de fortes fluctuations en fonction d’élements politiques ou impondérables. Les valeurs du tableau G en [Doc. BE 9 342, page 7], calculées à partir du tableau E, donnent les gains annuels réalisables, en fonction des prix des deux combustibles considérés : FOL TBTS pour les générateurs d’ES et la chaudière à vapeur de la filière TV, gaz naturel pour la TAC. On voit que, à prix du gaz constant, si celui du FOL monte, on a de plus en plus d’intérêt à cogénérer, surtout avec des TAC. Si le prix de la thermie FOL devient supérieur à celui de la thermie gaz, on peut aussi, avec des brûleurs mixtes, faire fonctionner la chaudière à vapeur au gaz et profiter des plus bas prix (ou obtenir des contrats gaz dits « effaçables » et moins coûteux). À prix du FOL constant, si celui du gaz monte, la filière TV devient vite plus intéressante que la TAC.

producteurs, de supprimer les « pénalités » et donc les risques financiers correspondants, en liant la prime fixe à la disponibilité réelle de fourniture pendant les périodes contractuelles. Il permet des contrats de longue durée (avec des formules de révision) assurant aux souscripteurs la pérennité des résultats. Par contre, il donne, pour des conditions normales d’exploitation, des gains nettement moins élévés que les anciens tarifs, qui restent toujours en vigueur (cf. § 2). Le tableau H [Doc. BE 9 342, page 6] donne les calculs des gains obtenus avec ce nouveau contrat, pour la solution TAC avec postcombustion de 20 MWh, dans les conditions économiques admises dans les calculs précédents. Quatre cas pour le nouveau tarif sont comparés à la solution optimisée au tarif A, option Modulable avec 4 600 h de fonctionnement. Le nouveau contrat d’achat cogénération laisse au producteur la faculté soit de livrer à EDF la totalité de sa production (ce qui l’amène à souscrire un contrat d’achat pour la totalité de ses besoins), soit de ne livrer que le complément d’énergie non autoconsommé (ce qui l’amène à souscrire un contrat d’achat réduit comme avec les tarifs précédents). D’où les deux cas étudiés : fourniture totale avec puissance garantie P G de 6,3 MW et fourniture partielle avec P G limitée à 5,6 MW. Par ailleurs, la charge de combustible est le poste principal qui intervient dans le prix de l’énergie. Elle est saisonnalisée et fonction de la durée de marche. D’où l’examen de deux sous-cas : 3 624 et 4 600 h de marche. Le tableau H [Doc. BE 9 342, page 6] permet de tirer les conclusions suivantes : — la solution financièrement la plus intéressante avec le nouveau tarif est la fourniture totale à EDF (avec souscription d’un contrat d’achat EJP ou Modulable pour la totalité des besoins propres de la centrale) et pour un fontionnement limité strictement aux 3 624 h d’hiver ; — le nouveau contrat conduit à une baisse de revenus de l’ordre de 15 %. Son intérêt ne réside donc que dans les avantages et les sécurités qu’il apporte dans la pérennité de l’exploitation.

1.3 Chaufferie de petite puissance 1.3.1 Données

1.2.5 Influence du contrat d’achat cogénération

Le développement de la cogénération a amené GDF et EDF a créer des contrats de vente de gaz d’une part, d’achat d’électricité d’autre part, mieux adaptés aux caractéristiques de celle-ci. GDF a introduit 3 nouveaux tarifs appelés : — TEP à enlèvements programmés ; — TEL à enlèvements libres ; — TES à enlèvements de secours. Ils permettent aux gros consommateurs de réduire leurs dépenses en choisissant le tarif le mieux adapté à leurs besoins et à leurs fluctuations dans les différentes périodes de l’année. Ainsi, pour une chaufferie de chauffage centralisé, on aura intérêt à souscrire un TEP, à fonctionner au gaz pour la puissance de base et à produire le complément au FOL pour les besoins supplémentaires de pointe d’hiver. Pour un cogénérateur, la constance des consommations sur toute la durée de fontionnement qui, on l’a vu pour la TAC, s’avère être de l’ordre d’au moins 3 600 h, conduit à des prix du gaz nettement inférieurs à ceux des tarifs B2. EDF a mis au point un contrat spécial d’achat de l’électricité cogénérée, qui a été agréé par les pouvoirs publics en 1997. Ses caractéristiques principales sont de lier les prix d’achat aux prix réels de revient du courant produit dans une centrale moderne à cycle combiné consommant du gaz. Il présente le grand avantage, pour les

BE 9 341 ! 8

Soit une chaufferie de 10 500 kW (th) composée de trois chaudières de 3 50 0 kW. Elles produisent de l’eau à 105 °C et alimentent, par un réseau à 105 °C ! 70 °C, un ensemble de 1 300 équivalents logements. La chaufferie fonctionne environ 210 jours par an. Les besoins thermiques sont en pointe, par t e = ! 7 °C, de 9 MW ; la courbe monotone est semblable à celle présentée figure 4 de l’article [BE 9 340], la consommation annuelle est de 18 800 MWh(th) ; le rendement moyen de la chaufferie est de 90 %. Le combustible est le gaz naturel qui revient à 0,11 F/kWh PCI. Le FOD est conservé en secours. Un contrat A5 LU avec une puissance de 60 kW en toutes saisons a été souscrit auprès d’EDF. Les dépenses d’électricité (valeurs 1995) sont décomposées dans le tableau 5 avec une prime fixe (cf. [3]) de 60 kW x 478,8 = 28 728 F. Les dépenses annuelles totales sont donc de : 28 728 + 92 620 = 121 350 F, soit un coût moyen de 49,1 cF / kWh Deux solutions peuvent être envisagées : — soit limiter la puissance de la cogénération envisagée à 60 kW et ne produire que l’électricité autoconsommée ; — soit optimiser le rendement thermodynamique de l’ensemble et vendre le surplus d’électricité fabriquée à EDF.


___________________________________________________________________________________________________


Tableau 5 – Chaufferie de petite puissance. Dépenses d’électricité (valeurs 1995) Période (cf. tableau 1)

Pointe

HPH

HCH

HPE

HCE

Total

Fonctionnement .................................................... (h) Puissance moyenne ........................................... (kW) Énergie ............................................................ (MWh) Prix du MWh .......................................................... (F) Total ....................................................................... (F)

309 55 17 773 13 140

1 762 50 88 500 44 050

1 553 50 78 320 24 850

944 45 43 188 7 990

472 45 21 122 2 590

5 040

1.3.2 Production autonome

On installera un moteur alternatif MA à allumage commandé à gaz de 70 kW. Il assurera tous les besoins électriques à l’exception de 5 % d’arrêt pour entretien et divers (sauf durant les heures de pointe). Il fournira donc : 17 + (247 ! 17) x 0,95 = 236 MWh par an. Pour la marche moyenne entre 60 et 40 kW, son rendement électrique sera de 30 % et la chaleur totale récupérée de 47 %, donnant un rendement global de 77 %, un rapport chaleur/force de 1,57 et une consommation spécifique de 1,6 kWh(th)/kWh(e). Le secours sera assuré en souscrivant un contrat EDF A5 CU pour les puissances suivantes : pointe 30 kW ; autres périodes 60 kW, soit une puissance réduite P r = 48 kW. Le coût de l’installation complète peut être estimé à 350 kF. Le bilan sommaire est le suivant : Achat d’électricité à EDF : — sans cogénération ............................................. 121,35 kF/an — avec cogénération ................................................. 9,56 kF/an (prime fixe 48 kW x 119 = 5,712 kF, énergie 11 MWh x 0,350 = 3,850 kF) soit un gain de 111,8 kF/an pour la solution cogénération. Dépenses de combustible : 1,6 x 236 MWh x 110 F/ MWh ..................... soit 41,530 kF/an Dépenses d’exploitation : 90 F/MWh x 236 MWh ................................. soit 21,240 kF/an Gain global de la solution cogénération E : (111,8 ! 41,53 ! 21,24) ...................................... = 49,03 kF/an Investissements I ............................................................ 350 kF Temps de retour brut ..................................... T = I / E = 7,1 ans

Le temps de retour se réduit alors à 4,7 ans et la cogénération s’avère tout à fait rentable. 1.3.3 Production électrique optimisée avec vente de courant

On décide une cogénération avec plusieurs moteurs MA à gaz. Le rapport chaleur/ force de cette filière est d’environ 1,6. La puissance continue thermique de base avoisinant 3 MW(th), il est possible d’installer avec utilisation quasi totale de la chaleur : 3/1,6 = 1,9 MW(e). Les calculs ci-après sont basés sur une offre réelle d’un constructeur pour une installation complète d’une centrale comprenant trois groupes de 960 kW(e) unitaires, soit une puissance totale pouvant atteindre en pointe 3 MW(e). Elle permet de fonctionner normale-

92 620

ment, en continu avec 2 MA, en conservant donc une sécurité de 50 %. Pendant les 396 heures de pointe, les trois moteurs tourneront, d’où un léger risque (contre lequel on pourra s’assurer). Aux faibles charges thermiques, on n’utilisera qu’un se ul moteur. Le constructeur propose un contrat de maintenance complète, avec assurance contre les risques financiers dus à son équipement et renouvellement du matériel en temps voulu, au prix de 7 F l’heure de marche effective, soit environ 80 F par MWh(e) produit. Compte tenu des frais annexes, les dépenses d’exploitation ont été estimées à une valeur de 90 F/MWh. Le fonctionnement est automatisé et ne demande pas de main-d’œuvre supplémentaire. Caractéristiques techniques Elles sont établies pour un moteur à gaz en fonctionnement continu à 900 kW : Consommation .................................................................... 2 760 kW Puissance nette utile ........................................................... 860 kW Échappement : 5,48 t/h refroidies de 454 °C à 100 °C .......... 590 kW Refroidissement HT ............................................................ 600 kW soit chaleur nette utile ..................................................... 1 190 kW Consommation spécifique ................................... 1,71 kW(th)/kW(e) 



Investissement Moteurs ................................................................................... 5,3 MF Équipements électriques ........................................................ 2,5 MF Batteries, tuyauteries .............................................................. 0,8 MF Raccordement à EDF ............................................................. 0,45 MF Automatisation ................................................................... 0,45 MF Montage .................................................................................. 0,5 MF Ingénierie .................................................................................... 1 MF Génie civil ................................................................................ 0,8 MF Total .................................................................................. I = 11,8 MF



Gain annuel d’exploitation a) électricité autoproduite non achetée à EDF (cf. calcul précédent) ............................................................ 121 kF b ) achats à EDF (cf. [Doc. , Tableau Tableau I –]) .................... 23 kF c ) vente à EDF (cf. [Doc. , Tableau Tableau I –]) ................... 3 867 kF d ) dépenses de combustible : consommation spécifique 1,74 production d’électricité 6 945 MWh consommation de gaz 11 876 MWh prix du MWh (PCI) 110 F soit dépenses de combustible ........................................ 1 306 kF e ) dépenses d’exploitation 90 F/MWh x 6 945 ...................... 625 kF f ) gain total d’exploitation E = a + c ! (d + e ) = 2 057 kF/an

Si, par ailleurs, il s’avère né cessaire d’installer, dans cette chaufferie, un groupe électrogène de secours coûtant 120 kF, la cogénération ne sera plus qu’un surinvestissement pouvant s’évaluer à : I ’ = 350 ! 120 = 230 kF

247


BE 9 341 ! 9


On aboutit ainsi à un temps de retour brut (11,8/2,06) = 5,7 ans . Le calcul effectué ci-dessus est une première évaluation. Afin d’améliorer encore le temps de retour, on peut envisager, par exemple : — de réduire les investissements en installant seulement deux moteurs à gaz, un troisième fonctionnant au fioul (cf. cas concrets n° 5 et 7 dans l’article [BE 9 340]) ; — de baisser le prix d’achat du gaz, en souscrivant un contrat avec le tarif à enlèvement programmé (TEP).

2. Aspects réglementaires 2.1 Revente de l’électricité au réseau Comme il a été indiqué précédemment, une installation de cogénération doit être dimensionnée d’abord sur les besoins de chaleur de l’établissement ou du réseau de chaleur. Dans ces conditions, il est clair que la production d’électricité attenante peut fort bien ne pas correspondre exactement aux besoins électriques. Si la production d’électricité réalisée par la cogénération n’est pas suffisante pour les besoins du site, il faut souscrire un contrat d’achat complémentaire au distributeur gérant le résea u public [EDF dans 96 % des cas, ou l’une des 140 régies ou SEM préexistantes à la loi de 1946, appelées aussi distributeurs non nationalisés, (DNN)]. Si la production d’électricité réalisée par la cogénération est trop élevée pour la consommation propre du site (cas des réseaux de chaleur, par exemple), il faut alors souscrire un contrat de vente au distributeur. Dans la presque totalité des cas, on est amené à souscrire les deux types de contrats. Dans le cadre actuel, régi par la loi de nationalisation du gaz et de l’électricité (loi de 1946, décret de 1955 et suivants), la cession d’électricité par un autoproducteur ne peut s’effectuer vers un tiers, mais exclusivement vers le réseau et en deçà d’un seuil de 8 MVA. La règle des 3 points , qui permet à une entreprise de cé der de l’électricité à trois de ses filiales, en versant un péage à EDF, n’est en pratique pas utilisée. La directive européenne du 19 décembre 1996, concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, va modifier des points importants du système électrique de notre pays, lorsqu’elle sera retranscrite en droit français, au courant de l’année 1999. En ce qui concerne la vente d’électricité par un autoproducteur, et sans préjuger des dispositions exactes de la loi qui sera votée, la directive impose qu’un certain nombre de consommateurs, dits éligibles, pourront choisir le producteur qui les approvisionnera. Un cogénérateur pourra alors vendre son électricité soit au réseau (l’obligation d’achat devrait être maintenue), soit à un consommateur éligible. En 2003, fin de la période de transition, les consommateurs éligibles seront ceux dont la consommation annuelle d’électricité dépasse 9 GWh. Il s’agira alors d’environ 3 000 sites, principalement industriels, dont la consommation cumulée représentera 33 % de la consommation totale en France. On examinera dans la suite les aspects techniques, réglementaires et contractuels de la connexion et de la vente d’électricité, dans le cadre actuel de la législation. Le lecteur est invité à recueillir tous les éléments nouveaux introduits par la future loi, ses décrets d’application et textes réglementaires, auprès des DRIRE (délégations régionales de l’Industrie, de la Recherche et de l’Environnement), des centres EGS (EDF-GDF Services) et de la nouvelle « Autorité de régulation » qui sera mise en place en 1999.

BE 9 341 ! 10

2.1.1 Aspects techniques

Le couplage au réseau d’une installation de production autonome en général, et donc de cogénération en particulier, doit être conforme aux normes en vigueur. Celles-ci sont encadrées par les textes suivants : — le cahier des charges de concession par l’État à EDF du réseau d’alimentation général (RAG), publié au JO du 02/05/95, et plus particulièrement son article 27 ; — l’arrêté du 14/04/95 relatif aux conditions techniques de raccordement, qui s’applique à toutes les installations de plus de 1 MW. Les aspects essentiels de ces textes, et des spécifications techniques attenantes, concernent les dispositifs de coupure, l’ensemble des protections au découplage (tensions, fréquences, contre-courants), la compatibilité avec les protections des ouvrages EDF, le passage des télécommandes 175 Hz, les règles concernant l’énergie réactive et le refoulement d’énergie. Les installations de puissance inférieure à 10 MW sont normalement raccordées en HTA (< 40 kV), celles comprises entre 10 et 40 MW en HTB (63 à 90 kV), celles supérieures à 40 MW en HTB (225 kV). Des dérogations peuvent être obtenues auprès de la DRIRE, en cas d’accord des deux parties. Une convention de raccordement est établie entre le cogénérateur et le distributeur (le plus souvent EDF), précisant les limites physiques des systèmes, les consignes d’exploitation de part et d’autre, ainsi que les conditions financières du raccordement. Les frais éventuels d’installation d’ouvrage, d’exploitation et d’entretien des dispositifs spécialement mis en place par EDF pour le raccordement sont à la charge du cogénérateur, ainsi que les frais de comptage. En cas de désaccord entre les deux parties, l’arbitrage est assuré par la DRIRE. On ne saurait trop insister sur le fait que les coûts de connexion au réseau, de mise aux normes techniques et de comptage d’énergie doivent être estimés avec attention. Des erreurs de conception technique au départ peuvent également avoir, par la suite, des conséquences financières importantes. 2.1.2 Certificat de conformité

Le loi de nationalisation de 1946 prévoit l’obligation d’achat, par le concessionnaire du réseau de distribution publique d’électricité, du courant livré par un autoproducteur, sous la limite d’une puissance livrée de 8 MVA (sauf pour les productions d’électricité provenant de l’incinération de déchets en vue d’alimenter un réseau de chaleur d’une collectivité locale, loi du 15/07/1980). Au-delà de ce seuil de 8 MVA, la revente du courant est conditionnée à une autorisation ministérielle spécifique. Nota : depuis 1997, plusieurs autorisations ont été accordées à des installations de 20 à 100 MW. Le seuil d’obligation d’achat pourrait être relevé dans la nouvelle loi en préparation, à 20 ou 40 MW.

Le décret du 20 décembre 1994 a rendu cette obligation d’achat permanente pour les installations de cogénération (et celles utilisant les énergies renouvelables, eau, vent, soleil, biomasse, déchets). Nota : le décret de 1955 prévoyait que l’obligation d’achat pouvait être suspendue. Elle l’a été effectivement (sauf évidemment pour la cogénération et les énergies renouvelables EnR) en 1994 et 1997, pour 3 ans à chaque fois.

Il a été institué dans le même temps un certificat de conformité d’installation de cogénération, dont les conditions d’obtention sont spécifiées dans un arrêté du 23/01/1995. Ces conditions s’appliquent à tout contrat passé à partir de cette date, qu’il s’agisse d’une installation nouvelle ou de l’expiration d’un contrat antérieur. Le certificat de conformité est délivré sous respect des conditions suivantes : — rendement global moyen sur la période de fonctionnement supérieur à 65 % ; — rapport énergie thermique / électrique (CF ) supérieur à 0,5 ;


___________________________________________________________________________________________________

— utilisation « effective et justifiable » de la chaleur prise en compte dans le rendement global. La demande de certificat est transmise à la DRIRE, qui instruit le dossier et attribue (ou refuse) le certificat dans un délai maximal de 3 mois. La décision s’effectue sur un dossier technique, la DRIRE étant habilitée à tout moment à vérifier la conformité de l’installation aux conditions requises. Un délai de 18 mois après le démarrage de l’installation est observé avant le premier contrôle. En cas de non-respect des conditions, le certificat peut être retiré et l’obligation d’achat cesse immédiatement. En outre, en application du décret du 15/05/1991, toutes les installations de production d’électricité utilisant des produits pétroliers (FOD, FOL ou GPL), et donc celles de cogénération utilisant ces combustibles, nécessitent une autorisation particulière délivrée par le préfet (puissance < 10 MW) ou par les services du ministère de l’Industrie (puissance >10 MW). 2.1.3 Tarifs d’achat de l’électricité par le réseau de distribution public

Les tarifs décrits ci-après s’appliquent partout en France, que le distributeur soit EDF ou une régie. Le niveau des tarifs est identique sur le territoire métropolitain continental, et différencié pour la Corse et les DOM, où la rémunération est supérieure. Le prix de l’électricité vendue au réseau est très souvent un élément clef de la rentabilité d’une installation de cogénération. Un calcul précis de la rémunération attendue est donc indispensable, en fonction des différents tarifs proposés et des fonctionnements possibles de l’installation. 2.1.3.1 Tarifs d’achat généraux

Ces tarifs s’appliquent à toute production d’électricité autorisée par la réglementation, et donc également à la cogénération. Les installations hydrauliques et éoliennes sont concernées par un tarif où seul le kilowattheure est rétribué « au fil de l’eau » (tarif monôme). Les autres installations d’autoproduction, dont la cogénération, utilisent un tarif binôme dit « pour fournitures partiellement garanties » : le producteur s’engage sur la fourniture, pendant une période donnée, d’une puissance électrique minimale. Le s kilowatts garantis font l’objet d’une prime fixe, les kilowattheures fournis sont rétribués, mais des pénalités conséquentes, par kilowattheure défaillant, sont appliquées en cas de non-respect de la garantie de puissance. Les cogénérateurs peuvent choisir entre ce tarif et le contrat cogénération (cf. § 2.1.3.2), en fonction de leur spécificité. Les différents paramètres du tarif pour « fournitures partiellement garanties » sont : — la puissance P de la fourniture : « A » si P < 10 MW, « B » si P > 10 MW ; — l’option choisie par le cogénérateur, liée à son fonctionnement : • tarif Base : postes horosaisonniers fixes (5 ou 8 pour A, 8 pour B), • tarif EJP : postes horosaisonniers fixes (4 ou 6 pour A, 6 pour B) sauf 396 heures de pointe mobile, • tarif Modulable : semaines mobiles réparties en quatre groupes (pointe, hiver, demi-saison, saison creuse). Pour de plus amples renseignements sur les tarifs EDF, le lecteur se reportera aux références [2] [3]. Ainsi, on parlera d’un tarif A8-Base, ou d’un tarif B-EJP ou AModulable. À noter que la version des tarifs de vente (moyennes utilisations MU, très longues utilisations TLU ...) n’est pas prise en compte dans les tarifs d’achat. La durée du contrat est laissée au choix du cogénérateur, par tranche de 3 ans, pour une durée maximale de 12 ans. Une brochure coéditée par le ministère de l’Industrie et EDF en 1994 « Bien connaî-


tre son tarif d’achat » est disponible auprès des DRIRE et des centre s EGS. Le niveau des rémunérations des tarifs de vente au réseau est publié annuellement par EDF, à la suite du décret du gouvernement fixant l’évolution générale des prix de l’électricité. En 1996, la rémunération des cogénérateurs fonctionnant pendant les périodes d’hiver (environ 4 000 h/an) était comprise entre 38 et 45 cF/kWh (HTVA, prime fixe incluse). Pour chaque tarif, un tableau annuel indique les rémunérations : celle (PF), liée à la prime fixe annuelle (en F/kW), celle liée au kilowattheure fourni, pour chaque tranche horosaisonnière (en cF/kWh), ainsi que la pénalité retenue en cas de killowattheure défaillant. À titre illustratif, on donne ci-dessous l’exemple du tarif A8-Base en date du 26/04/1997 avec une prime fixe PF = 600,59 F/kW.

Tranche horosaisonnière (1) P HPH HPD HCH HCD HPE HCE J/A

kWh fourni (cF) 43,77 37,36 28,77 27,93 19,23 19,60 11,50 10,04

kWh défaillant (cF) ! 158,20 ! 86,50 ! 24,70 ! 21,40 ! 15,20 ! 4,90 ! 5,10 ! 2,40

(1) P : pointe ; HPH : heures pleines d’hiver ; HPD : heures de pointe de demi-saison ; HCH : heures creuses d’hiver ; HCD : heures creuses de demi-saison ; HPE : heures pleines d’été ; HCE : heures creuses d’été ; J/A : juillet/août.

On peut noter, à partir de ce tableau, deux ca ractéristiques importantes de ce tarif d’achat : — la part substantielle de la prime fixe : entre 35 et 45 % de la rémunération moyenne ; — l’importance des pénalités en cas de défaillance. 2.1.3.2 Contrat d’achat cogénération

Un nouveau contrat d’achat par le réseau, spécifique à la cogénération, a été mis en place par EDF, à la demande des pouvoirs publics, en avril 1997. Découplé des tarifs de vente au public, il s’agit d’un contrat à prix fixe sur 12 ans. La rémunération (prime fixe et kWh) est calculée sur le coût évité d’une centrale gaz cycle combiné de 600 MW et est indexée annuellement sur l’inflation et le prix de vente du gaz (tarif STS grand transport, assorti d’un plafond). Cette rémunération est donc indépendante des variations tarifaires annuelles d’EDF et permet une lisibilité accrue de la rentabilité prévisionnelle. Nota : on appelle « coût évité », le coût qu’auraient représenté l’investissement, l’exploitation et l’alimentation en combustible d’un cycle combiné gaz.

Cette sécurité de rémunération pour le cogénérateur, sur longue période, est « compensée » par un prix moyen plus faible, en 1997, du kilowattheure vendu à EDF par rapport au tarif général. Cependant, la baisse des tarifs prévue dans le contrat de plan État-EDF (diminution de 14 % d’ici 2001 du tarif moyen) rendra ce contrat de plus en plus attractif avec le temps. Ce contrat est également avantageux quant aux pénalités en cas de défaillance. Il reste toutefois optionnel et les anciens tarifs en vigueur continuent à être accessibles. Le contrat cogénération prévoit la fourniture de la puissance garantie pendant toute la période allant du 1 er novembre au


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1er avril. Pour obtenir la pleine rémunération de la prime fixe, le cogénérateur doit assurer cette fourniture pendant au moins 95 % de cette période (on parle d’un taux de disponibilité supérieur à 95 %). En cas de dépassement ou d’insuffisance de ce taux de disponibilité, un système de bonus-malus est établi et tient lieu de pénalité de défaillance. Le calcul précis de la prime fixe (en F/kW) dépend de la puissance fournie, du niveau de tension de raccordement et du taux de disponibilité. Le calcul précis de la rémunération du kilowattheure dépend principalement du prix du gaz, mais également de la puissance (économies de réseau générées) et du rendement électrique équivalent (R ee) de l’installation de cogénération. On donne dans le tableau suivant, à titre indicatif, les valeurs HT correspondant à une installation de 5 MW raccordée en HTA, de R ee = 60 %, au prix du gaz de mai 1997.

Prime fixe 887 F/kW

kWh d’hiver (entre 01/11 et 01/04) 22,09 cF/kWh

kWh d’été (entre 02/04 et 31/10) 17,27 cF/kWh

Ainsi, la rémunération moyenne s’établit, dans ce cas, à une valeur de 39,85 cF/kWh pour une période de fonctionnement de 4 700 h/an, et de 46,56 cF/kWh pour un fonctionnement de 3 624 h (uniquement du 01/11 au 01/04).

2.2 Aspects fiscaux Les installations de cogénération bénéficient de plusieurs conditions fiscales particulières : — le bénéfice de l’amortissement exceptionnel en 12 mois [article 39AB du code général des Impôts (CGI) et arrêté du 30/07/91] ; — la réduction de 50 % de la valeur locative entrant dans le calcul de la taxe professionnelle, pour les installations de cogénération faisant l’objet de l’amortissement exceptionnel en 12 mois (article 1518A du CGI) ; — l’exonération, pour le combustible entrant, de la taxe intérieure sur le gaz naturel (TICGN, actuellement de 0,72 cF/kWh) pendant les 5 premières années d’exploitation de l’installation de cogénération (date limite de mise en service : 31/12/2000) [article 266-5 du CGI et décret 93-974 du 27/07/93]. Exonération également de la taxe intérieure sur les produits pétroliers (actuellement de 107,20 F par tonne de FOL BTS) (TIPP) en cas d’utilisation de fioul lourd de teneur en soufre inférieure à 2 %. L’activité de vente d’électricité du cogénérateur est soumise, comme toute activité industrielle et commerciale, à la TVA, à l’impôt sur les bénéfices et à la taxe professionnelle. Pour les établissements relevant du secteur public, les hôpitaux par exemple, cette situation peut provoquer dans certains cas des problèmes administratifs et fiscaux spécifiques.

2.3 Réglementation environnementale

révisions périodiques. La loi de 1976 a été complétée et modifiée par la suite, entre autres par les lois du 13/07/1992 et du 02 /02/1995. Les services des DRIRE sont chargés de l’application de cette loi, ainsi que des contrôles et des éventuelles sanctions, sous la responsabilité du préfet. Les installations de cogénération ne font pas l’objet d’une caté gorie particulière, elles sont incluses dans la rubrique 2910 « Petites installations de combustion », tout au moins pour celles dont la puissance thermique entrante est inférieure à 50 MW . Les installations de puissance supérieure relèvent d’une directive européenne, reprise en droit français par l’arrêté du 27/06/1990. Cette directive européenne est elle-même en cours de refonte aujourd’hui. Comme pour chacune des rubriques de la nomenclature sont définies, pour la rubrique 2910, trois classes d’installations, en fonction du type de procédure administrative : — aucune procédure particulière : puissance entrante inférieure à 2 MW ; — procédure de déclaration : puissance entrante comprise entre 2 et 20 MW ; — procédure d’autorisation : puissance entrante comprise entre 20 et 50 MW (excepté pour les installations utilisant des combustibles soufrés (fioul lourd > 2 % et charbon > 1,5 %) pour lesquels le seuil d’autorisation est fixé à 100 kW). Les prescriptions mises en place par ces procédures abordent entre autres les aspects de sécurité relatifs à l’incendie et aux explosions, de disposition des locaux et de hauteur des cheminées, de limites de rejets des effluents gazeux et liquides et de normes d’émissions sonores. La procédure de déclaration , relativement légère, est constituée de la transmission d’un dossier descriptif de l’installation à la DRIRE, la mise en conformité s’effectuant par rapport à un arrêté type national, qui peut être exceptionnellement adapté aux conditions locales par le préfet. Les valeurs du tableau 6 sont issues de l’arrêté type de déclaration du 25 juillet 1997. 

La procédure d’autorisatio n, plus conséquente, nécessite une étude d’impact de l’installation, ainsi qu’une étude de dangers. Une enquête publique est obligatoire, conduisant à des délais de 6 mois à 1 an. Les normes sont fixées par un arrêté préfectoral spécifique, construit à partir d’un arrêté type ministériel. Cet arrêté est encore en projet, on peut toutefois signaler que les normes indiquées précédemment pour la procédure de déclaration seront notablement plus contraignantes. Il est important de rappeler que les puissances de seuils indiquées (2 MW, 20 MW, 50 MW) s’entendent comme des puissances thermiques entrantes : ainsi, par exemple, pour une installation de cogénération par TAC de rendement électrique 30 %, les seuils en puissance électrique sortante seront de 0,6 MW(e) pour la déclaration et 6 MW(e) pour l’autorisation. 

2.3.2 Dispositifs complémentaires L’arrêté du 01/02/1993 réglemente « l’exploitation des générateurs de vapeur ou d’eau surchauffée sans présence humaine permanente », sous réserve de conformité des dispositifs de sécurité à des normes précises. Ses dispositions s’appliquent de fait à la plupart des installations de cogénération. 

Les zones de protection spéciale (ZPS) ont été créées par la loi du 13/05/1974, modifiée par le décret du 18/04/96. Des dispositions spécifiques s’y appliquent, en particulier pour les seuils d’émissions polluantes. Elles sont régies par des arrêtés particuliers. Actuellement, cinq ZPS sont effectives : région Île-de-France (arrêté du 22/07/97), départements du Nord et du Rhône, agglomérations de Strasbourg et de Marseille. Dans le cadre de la loi sur l’air, de nouvelles zones sont en projet dans toutes les agglomérations de plus de 250 000 habitants. 

2.3.1 Loi sur les installations classées

La loi du 19/07/1976 sur les installations classées pour la protection de l’environnement a institué un contrôle sur tous les établissements, publics ou privés, susceptibles de présenter des dangers ou des inconvénients pour la santé, la sécurité, la salubrité publiques ou pour la protection de la nature et de l’environnement. Pour ce faire, une nomenclature de classement a été établie et fait l’objet de

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___________________________________________________________________________________________________


Tableau 6 – Seuils pour les installations neuves (P < 20 MW) en mg/Nm3 de gaz d’échappement, ramenés au pourcentage d’oxygène (1) O2 (%)

SOx (mg/Nm3)

NOx (mg/Nm3)

CO (mg/Nm3)

Poussières (mg/Nm3)

Chaudières gaz

3

35

100 ou 150 (2)

-

5

Chaudières charbon

6

2 000

550

-

100 ou 150

Chaudières fioul lourd

3

3 400

500 ou 550 (2)

-

100 ou 150

Moteurs gaz

5

3 000

350 ou 500 (2)

800

50

Moteurs fioul

5

3 000

1 500 ou 2 400 (2)

800

100

Turbines gaz

15

1 100

150

100

15

Turbines fioul

15

1 100

200

100

15

Polluant

(1) Pour les installations existantes, la mise à ces normes doit être effective dans un délai de 3 ans pour les NO pour les poussières. (2) Les seuils sont différenciés en fonction de caractéristiques techniques plus précises (température, vitesse).

La loi sur l’air, du 30/12/1996 prévoit, en outre, la définition, des valeurs limites nationales de pollution de l’atmosphère. Des plans de protection de l’atmosphère (PDPA) doivent être élaborés dans un délai de 18 mois pour toutes les agglomérations de plus de 250 000 habitants. En cas de dépassement des seuils, le préfet est habilité à imposer des restrictions et/ou des suppressions temporaires ou définitives d’activité aussi bien aux établissements industriels et tertiaires, publics et privés, qu’à la circulation des véhicules automobiles.

x (coeff.

1,5) et le SO 2, et dans un délai de 8 ans



2.3.3 Conclusion

De plus, la loi sur l’Air prévoit dans son Titre VII « Mesures techniques nationales de prévention de la pollution atmosphérique et d’utilisation rationnelle de l’énergie » un ensemble de dispositifs nouveaux applicables aux installations de combustion en général, et de cogénération en particulier ; les principaux concernent des obligations renforcées de mesures de polluants, soit triennaux, soit en continu, aux frais de l’exploitant. On ne sera pas plus précis sur ce point, les décrets d’application sont en cours de rédaction.

Depuis plus de 10 ans maintenant, les préoccupations e nvironnementales sont devenues majeures, au moins dans les pays à économies développées. Des normes de plus en plus exigeantes se sont mises en place, d’abord dans les pays du nord de l’Europe, puis, via la Communauté européenne, dans l’ensemble du continent. Parallèlement, le dépassement des normes est devenu un argument commercial pour les constructeurs et équipementiers, voire un élément clef de leur stratégie industrielle. Cela est particulièrement vrai pour les matériels de cogénération, qui bénéficient déjà d’un avantage et d’une image de marque environnementale de par l’économie d’énergie réalisée. Comme on l’a compris dans le rapide descriptif esquissé ci-dessus, les textes sont en refonte rapide, et évoluent très vite. Souvent, l’impulsion européenne est prédominante, mais la loi sur l’air, unique en son genre en Europe, montre qu’il existe également en France une dynamique propre. On ne peut donc qu’inciter le lecteur à se rapprocher des DRIRE au moment où il envisage son projet de cogénération, afin de disposer de l’ensemble des textes en vigueur .

Références bibliographiques Dans les Techniques de l’Ingénieur

[1]

LEVY (C.). – Les techniques de cogénération B 8910. Traité Génie énergétique, vol. B2 III (1996).

[2]

PINTA (J.C.). – Système tarifaire de l’électri- cité en France D 4930. Traité Génie électrique, vol. D5I (1995).

[3]

PINTA (J.C.). – Tarifs actuels de l’électricité en France : Barème des prix D 4935. Traité Génie électrique, vol. D5I (1999).


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