La cogénération - Cogénération Biomasse Rhône

La cogénération
Etat des lieux en Rhône-Alpes
Ce document constitue un état des lieux et une base de réflexion
permettant de débuter les travaux des instances d'élaboration du
SRCAE. Toutefois il ne préjuge en rien des conclusions qui
ressortiront des travaux de ces instances. Il constitue un
document de travail et n'a aucune valeur réglementaire
Contributions de la DREAL Rhône-Alpes
La cogénération en Rhône-Alpes
Février 2011
La cogénération
Une installation de cogénération
produit
simultanément
de
l’énergie thermique et de l’énergie
mécanique.
L’énergie
thermique
est
récupérée
sur
les
gaz
d’échappement et les circuits de
refroidissement des moteurs ou
turbines à gaz, ou sur la vapeur
détendue dans les turbines à
vapeur ; elle est valorisée dans
des réseaux de chaleur ou des
Trois principales techniques de cogénération :
procédés industriels.
-
L’énergie
mécanique
est
généralement
transformée
en
électricité par couplage avec un
alternateur ; elle est ensuite
vendue à EDF et/ou consommée
sur le site de production.
Tr
le moteur thermique, adapté au chauffage des locaux pour
des puissances limitées,
la turbine à combustion, répondant à des besoins
énergétiques importants : industrie, réseaux de chaleur,
hôpitaux,
la turbine à vapeur, répondant à des besoins importants de
chaleur : chimie, papeterie, sucrerie.
La cogénération est un procédé très efficace d’utilisation rationnelle de l’énergie
puisque l’énergie thermique, rejetée dans le milieu naturel dans le cas des centrales
électriques thermiques classiques, est ici récupérée. De ce fait, la cogénération permet
d’obtenir un rendement global (électrique plus thermique) de 65 à 85 %, plus élevé que
celui résultant de productions séparées dans des centrales électriques et des chaudières
chez les utilisateurs de chaleur.
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Février 2011
L’économie d’énergie primaire ainsi réalisée par une installation de cogénération peut
atteindre de 5 à 20 %.
La région Rhône-Alpes, région dynamique dans la production d’électricité par
cogénération.
Plus de 21 757 GWh d’électricité ont été produits en 2008 en France, par des installations
de cogénération. La région Rhône-Alpes a produit 2 044 GWh, soit 9,4 % de la
production nationale, se classant ainsi 3ème région productrice derrière l’Ile-de-France
(17,2 %) et la Haute-Normandie (10 %).
Seulement 2 % de l’électricité produite dans la région est issue de cogénération, alors
qu’au niveau national, la filière cogénération représente 4 % de la production
d’électricité.
Source : SOES – Edition 2008
Répartition géographique et sectorielle
En 2008, 73 installations de cogénération sont réparties sur l’ensemble du
territoire de la région Rhône-Alpes. Elles représentent une puissance électrique totale
installée de 613 MWe.
Plus de 40% de la puissance électrique cumulée revient aux départements
du Rhône et de l’Isère.
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Février 2011
Les deux tiers de la puissance électrique installée sont destinés à alimenter
le secteur de l’industrie, et un quart sera utilisé par le secteur résidentiel.
Mais le nombre d’installations qui appartiennent au secteur industriel représente
seulement un quart du nombre total d’installations de cogénération alors que le secteur
résidentiel occupe plus de la moitié des installations de la région.
Répartition des installations par département
100%
40
44
22
45
12
5
75%
47
388
334
Haute-Savoie
Savoie
Rhône
61
50%
19
55
Loire
Isère
Drôme
315
188
25%
25
10
3
11
Ain
82
91
9
8
49
38
0%
Nombre
d'installations
Ardèche
Puissance électrique Puissance thermique
totale (MWe)
totale (MWth)
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Principales caractéristiques
La
majorité
des
centrales
de
cogénération sont de faibles puissances :
plus de 75 % des installations de la région
ont une puissance électrique inférieure à
4.5
MW.
Mais
elles
correspondent
seulement à un quart de la puissance totale
du parc.
Les centrales de forte puissance (de 40
à 100 MW) ne représentent que 3% du
nombre total d’installations, mais 39 % de
la puissance électrique installée leur
revient.
En 2008 :
-
Leur production totale d’énergie atteint les
4744 GWh, dont 57 % concerne la
production de chaleur.
-
Leur consommation de combustible est de
5899 GWh, dont 97,1 % concerne le gaz,
2,8 % le charbon et 0.1 % les produits
pétroliers.
Un développement lié aux évolutions réglementaires
Le développement de la cogénération en Rhône-Alpes est fortement lié aux évolutions
réglementaires, notamment concernant les certificats d’obligation d’achat.
- Fin 1994 et début 1995 : instauration de l’obligation permanente d’achat par EDF de
l’électricité produite par cogénération et délivrance des premiers certificats.
- 1997 : mise en place du premier contrat d’achat par EDF de l’électricité produite par
cogénération.
- 1999 : révision du contrat d’achat par EDF.
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- 2000 : adoption de la loi relative à la modernisation et au développement du service
public de l’électricité abrogeant le décret de 1955 qui réglait les rapports entre EDF et les
producteurs autonomes d’électricité.
- 2001 : définition du nouveau cadre réglementaire et tarifaire s’appliquant aux
cogénérations.
- 2007 : les contrats délivrés en 1995 arrivent à leur terme (12 ans) et commencent
donc à être renouvelés.
Le graphique ci-dessous permet de mettre en évidence l’effet des mesures prises
par les pouvoirs publics.
Evolution du nombre de certificats délivrés en Rhône-Alpes
60
certificats de rénovation
50
certificats d'obligation d'achat
40
30
20
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
0
1993
10
Les certificats de conformité et d’obligation d’achat délivrés
Entre 1994 et 2008, 162 certificats d’obligation d’achat de l’électricité et de
conformité ont été délivrés par la DREAL Rhône-Alpes. Le délai moyen de construction et
de mise en service des installations après obtention des certificats est d’un an et demi à
deux ans selon la puissance des installations, même si certains projets sont abandonnés.
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Les perspectives d’évolution de la cogénération
Etant donnée la très grande proportion d'installations de cogénération sous contrat
d'obligation d'achat, le cadre réglementaire aura un fort impact sur l'évolution du parc
installé. Les scénarios nationaux ci-dessous sont extraits du rapport de la PPI électricité
période 2009-2020.
« La FG3E a proposé deux scénarios d'évolution du parc à l'horizon 2020 selon deux
scénarios :
-
un scénario à cadre inchangé
-
un scénario qu'elle qualifie d'objectif.
Dans le premier scénario à cadre inchangé, le parc installé décline progressivement
pour atteindre 2,2 GW en 2020 dont 0,9 GW fonctionnerait sans contrat d'obligation
d'achat. Dans ce cas, 10 MW d'installations de moins de 12 MW seraient construits
chaque année en moyenne et 45% des sorties d'obligation d'achat seraient rénovées. De
plus, 40 % de la production des cogénérations de plus de 12 MW serait valorisée sur le
marché.
Projection de la FG3E du parc installé de cogénération à l'horizon 2020 dans le scénario à cadre inchangé
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Dans le second scénario, considéré par la FG3E comme un objectif à atteindre, un
nouveau cadre incitatif est mis en place afin que la puissance du parc installé soit de 6
GW dont 1,5 GW fonctionnerait sans contrat d'obligation d'achat. Dans ce cas, 200 MW
d'installations de moins de 12 MW seraient construits chaque année et 80 % des sorties
d'obligation d'achat seraient rénovés. De plus, la valorisation de la production des
installations de plus de 12 MW sur le marché serait portée à 70%.
Projection de la FG3E du parc installé de cogénération à l'horizon 2020 dans le scénario objectif
A l'occasion de la fin des contrats d'obligation d'achat des installations de
cogénération au gaz naturel, il conviendra d'étudier pour chaque site les options de
poursuite de l'exploitation des installations par valorisation sur le marché, rénovation de
l'installation avec le bénéfice d'un nouveau contrat d'obligation d'achat, remplacement de
l'installation par une cogénération biomasse ou par une chaudière biomasse ou au gaz
naturel. Néanmoins, la cogénération biomasse ne pourra pas se développer sur la totalité
des sites actuellement équipés en cogénération au gaz naturel pour des raisons
techniques de disponibilité de terrain de stockage de la biomasse et d'accès pour
l'approvisionnement. Par ailleurs, certains réseaux de chaleur pourront envisager de faire
évoluer leur bouquet énergétique en ajoutant une installation biomasse (chaufferie ou
cogénération), tout en rénovant leur cogénération gaz. »
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