Cogénération biomasse

Transcription

ETUDE SUR L’ANALYSE ECONOMIQUE DES
INSTALLATIONS DE COGENERATION BIOMASSE EN
EUROPE
Novembre 2011
Synthèse publique
Etude réalisée pour le compte de l’ADEME par Enertime SAS
Auteurs : Marine Chambon et Valentin Pasquiou – Enertime SAS
Coordination technique : Sylvain Bordebeure et Marina Boucher - Service Bioressources –
ADEME (Angers)
Remerciements :
Les auteurs remercient chaleureusement Sylvain Bordebeure et Marina Boucher du Service
Bioressources de l’ADEME pour leur confiance et leur disponibilité tout au long de l’étude, ainsi que
les autres membres du Service Bioressources.
Les auteurs remercient également tous les représentants des marques de chaudières et les
exploitants d’installations de cogénération qui lui ont ouvert leurs portes et permis de récolter des
données donnant toute sa pertinence à cette étude.
En français :
Toute représentation ou reproduction intégrale ou partielle faite sans le consentement de l’auteur ou de ses
ayants droit ou ayants cause est illicite selon le Code de la propriété intellectuelle (art. L 122-4) et constitue une
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En anglais :
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En français :
L’ADEME en bref :
L'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie (ADEME) est un établissement
public sous la triple tutelle du ministère de l'Ecologie, du Développement durable, des Transports et du
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l’Economie, des Finances et de l’Industrie. Elle participe à la mise en œuvre des politiques publiques
dans les domaines de l'environnement, de l'énergie et du développement durable.
Afin de leur permettre de progresser dans leur démarche environnementale, l'agence met à
disposition des entreprises, des collectivités locales, des pouvoirs publics et du grand public, ses
capacités d'expertise et de conseil. Elle aide en outre au financement de projets, de la recherche à la
mise en œuvre et ce, dans les domaines suivants : la gestion des déchets, la préservation des sols,
l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables, la qualité de l'air et la lutte contre le bruit.
www.ademe.fr.
En anglais :
About ADEME :
The French Environment and Energy Management Agency (ADEME) is a public agency under
the joint authority of the Ministry for Ecology, Sustainable Development, Transport and Housing, the
Ministry for Higher Education and Research, and the Ministry for Economy, Finance and Industry. The
agency is active in the implementation of public policy in the areas of the environment, energy and
sustainable development.
ADEME provides expertise and advisory services to businesses, local authorities and
communities, government bodies and the public at large, to enable them to establish and consolidate
their environmental action. As part of this work the agency helps finance projects, from research to
implementation, in the areas of waste management, soil conservation, energy efficiency and
renewable energy, air quality and noise abatement.
www.ademe.fr
Etude sur l’analyse économique des installations de cogénération biomasse en Europe
2
Table des matières
1. INTRODUCTION ET CONTEXTE...................................................................................................... 4
2. OBJECTIFS ....................................................................................................................................... 4
3. LE CONTEXTE EUROPEEN DE SOUTIEN A LA COGENERATION BIOMASSE.......................... 5
4. LES TECHNOLOGIES DE COGENERATION .................................................................................. 6
4.1
LES CENTRALES VAPEUR .................................................................................... 6
4.2
4.1.1 Généralités................................................................................................................. 6
4.1.2 Technologies de chaudière........................................................................................ 8
4.1.3 Condensation et contre-pression : deux philosophies de cogénération différentes 10
4.1.4 Aperçu du marché des centrales vapeurs en Europe ............................................. 11
LES CENTRALES A CYCLE ORGANIQUE DE RANKINE (ORC) ................................. 12
4.2.1 Description de la technologie................................................................................... 12
4.2.2 Chaudière à huile ..................................................................................................... 13
4.2.3 Aperçu du marché des ORC en Europe .................................................................. 14
SYNTHESE ....................................................................................................... 15
4.3
5. CAS REFERENTS ........................................................................................................................... 19
6. ETUDE ECONOMIQUE : RATIOS TYPES ..................................................................................... 20
6.1
6.2
6.3
COUTS D’INVESTISSEMENT DE LA CENTRALE ....................................................... 20
COUTS D’OPERATION ET MAINTENANCE .............................................................. 20
LIMITES DES RATIOS « TYPES » ......................................................................... 21
7. CONCLUSION ................................................................................................................................. 22
8. REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ........................................................................................... 23
3
1. Introduction et contexte
L’ADEME (Agence de l’Environnement et de la Maitrise de l’Energie) soutient la filière
biomasse pour la production de chaleur via le Fonds chaleur renouvelable, doté d’une
enveloppe globale de 1,2 milliard d’euros depuis son lancement en décembre 2008. Les
chaufferies biomasses dans les secteurs industriel, agricole, et tertiaire bénéficient d’une part
importante de cette aide via l’appel à projets BCIAT renouvelé chaque année depuis 2008.
Les objectifs de production « de chaleur renouvelable prévoient l’augmentation de la
production de 10,1 Mtep, y compris la cogénération, entre 2006 et 2020. »1
En 2011, le Service Bioressources de l’ADEME a souhaité approfondir ses connaissances
concernant la cogénération (production combinée de chaleur et d’électricité) à partir de
biomasse solide, et ses leviers de développement dans les gammes de puissance
potentiellement adaptées au contexte français. L’étude de cas référents de centrales –
installations représentatives situées dans certains pays européens en avance en termes de
développement (grand nombre d’installations, variété des puissances installées et des
technologies employées), permet de réaliser un benchmark des principaux ratios
économiques.
Une dizaine d’installations ont été étudiées dans cinq gammes de puissance électrique : 500
kWe ; 1 à 2 MWe ; 3 MWe ; 5 à 7 MWe et 10 MWe. Les installations ont été choisies sur la
base d’un ensemble de critères reflétant la représentativité de ces installations et leur
développement possible dans le contexte français.
Différentes technologies ont été étudiées : la combustion de biomasse en chaudière à grille à
gradins et chaudière à spreader stocker ; la conversion électrique via turbine vapeur et
groupe turbo-alternateur à cycle organique de Rankine (ORC). Ces technologies sont
matures et bien implantées sur le marché européen, chacune avec ses avantages et
contraintes.
2. Objectifs
L’étude porte sur l’analyse économique des cogénérations biomasse en Europe. Elle a pour
objectifs principaux :
• Une sélection de quelques cas référents au niveau européen pour différentes gammes
de puissance électrique.
• Des entretiens avec des constructeurs et exploitants d’installation de cogénération
biomasse.
• Une évaluation des coûts d’investissement et des coûts d’exploitations pour chaque
gamme de puissance.
• La réalisation d’un outil sous forme de tableur permettant l’analyse économique d’une
installation de cogénération en fonction des données du projet (puissances de sortie,
consommations d’entrée, productions de sortie électricité / chaleur, tarif d’achat, durée
de vie de l’installation, prix de la biomasse, coûts d’investissement et d’exploitation,…).
1
Extrait du dossier de presse du Fonds chaleur – Bilan et perspectives. Octobre 2011. P2/20.
4
L’étude doit donner une vue d’ensemble de l’existant en matière d’installations de
cogénération biomasse en Europe, et dégager des données représentatives de centrales
situées dans des gammes de puissance les mieux représentées et les plus pertinentes pour
chaque technologie étudiée.
3. Le contexte européen de soutien à la cogénération biomasse
Le soutien à la production d’électricité à partir de biomasse est très hétérogène dans l’Union
Européenne. Chaque pays membre dispose d’un système de soutien qui lui est propre, et qui
se base sur :
• Un tarif de rachat garanti pour l’électricité produite, avec (Allemagne, France) ou sans
prime (Autriche, Italie) ou ;
•
Un système de certificats verts échangeables sur le marché pour chaque unité
d’électricité produite (MWh) ou chaque unité d’émission de CO2 évitée (cas de la
Belgique).
Certains pays combinent ces deux systèmes en fonction de la puissance de l’installation (cas
de l’Italie qui dispose d’un tarif en dessous de 1 MWe, et de certificats verts au-delà).
Figure 1 : Tarifs de rachat de l'électricité à partir de biomasse pour une centrale avec une efficacité
énergétique de 60% et consommant des plaquettes forestières
Dans l’ensemble, le niveau de tarif instauré en France pour les centrales entre 5 et 12 MWe
est dans la moyenne haute européenne pour les centrales à haut rendement qui bénéficient
de la prime accordée à l’efficacité énergétique au-delà de 50%.
L’efficacité énergétique globale de l’installation n’est une contrainte avérée et fixée dans la
réglementation que dans certains pays (Autriche, Allemagne, France, Espagne, Suède) pour
avoir accès au tarif de rachat.
5
Production électrique
vendue (brute/nette)
Contrainte
minimale
d'efficacité
énergétique
Allemagne (en 2010)
Brute
Oui (NC)
Tarif garanti + primes
20
Allemagne (en 2012)
Brute
Oui (NC)
Tarif garanti + primes
20
Autriche
Brute
Oui (60%)
Tarif garanti
10
Belgique (Wallonie)
NC
non
Certificats verts
15
Belgique (Flandres)
NC
non
Certificats verts
10
Danemark
NC
non
Tarif garanti
20
Espagne
NC
Oui (NC)
Pays
Type de soutien
Durée de
soutien
garanti
(années)
Tarif garanti + prime
15
2
France
5 à 12 MWe : Nette
> 12 MWe : Brute
Oui (50%)
5 à 12 MWe : Tarif garanti + prime
>12 MWe : Appels d’offres
20
Italie
<1MWe : Nette
>1MWe : Nette
Oui (NC)
<1MWe : Tarif garanti
>1MWe : Certificats verts
15
Tarif garanti
12
Pays-Bas
NC
non
Suède
NC
Oui (NC)
Certificats verts
15
Royaume Uni
NC
non
Certificats verts
NC
L’électricité produite peut être rachetée sur la base de :
•
La production brute : avant prise en compte de la consommation des équipements
auxiliaires (pompes, réchauffeurs d’air, etc.). c’est le cas en Allemagne, en Autriche et
en France via les appels d’offres CRE. L’électricité nécessaire au fonctionnement des
auxiliaires est rachetée au prix du réseau.
•
La production nette de la consommation des auxiliaires. C’est le cas en Italie et en
France pour les projets entrant dans le cadre de l’arrêté tarifaire du 27 janvier 2011.
Pour plusieurs pays, ces contraintes ne sont pas connues ou n’ont pas pu être renseignées.
4. Les technologies de cogénération
4.1 Les centrales vapeur
4.1.1 Généralités
Les centrales de cogénération vapeur sont des centrales thermiques classiques produisant
de l’électricité et de la chaleur en cogénération à partir d’un combustible, ici la biomasse.
L’énergie contenue dans la biomasse est convertie en vapeur haute température et haute
pression dans une chaudière. La vapeur ainsi produite est ensuite :
•
2
D’une part détendue au travers d’une turbine transmettant ainsi un travail mécanique
à l’arbre de la turbine. Cet arbre est couplé à un alternateur produisant de l’électricité.
Y compris les scieries à partir de 1 MWe
6
•
D’autre part valorisée à travers un consommateur de chaleur sous forme d’eau
chaude (réseau de chaleur, séchage industriel, chauffage de bâtiments, etc.) ou de
vapeur (procédé industriel).
Figure 2 : Cycle thermodynamique de base
Le cycle thermodynamique utilisé (cf. figure 7) est le cycle de Hirn (cycle de Rankine avec
surchauffe pour éviter toute détérioration de la turbine due à la formation de gouttelettes), où
se succèdent les phases de vaporisation puis surchauffe à pression constante (2→3),
détente isentropique (3→4), condensation à pression constante (4→1) et compression
isentropique (1→2).
Figure 3 : Vue d’ensemble d’une centrale biomasse
(Source Areva R – 2007)
Les principaux composants d’une centrale vapeur biomasse figurent dans le schéma cidessus (cf. figure 8) et sont :
• Le système de stockage et de manutention de la biomasse ;
• la chaudière pour la vaporisation et la surchauffe de la vapeur ;
• Le groupe turbo-alternateur avec un soutirage nécessaire à la production de vapeur
pour les réseaux de chaleur et aux auxiliaires de la centrale tels que les réchauffeurs
d’air de combustion, le réchauffage de la bâche alimentaire, etc. (non représentés sur
le schéma ci-dessus) ;
• Le condenseur pour la condensation de la vapeur à l’échappement de la turbine
(turbine à condensation) ;
• La bâche alimentaire et les pompes alimentaires pour la mise sous pression de l’eau
primaire.
7
4.1.2 Technologies de chaudière
La technologie utilisée pour ces applications est celle de la combustion dans une chaudière
dite à tubes d’eau, c'est-à-dire constituée de parois membranes à tube d’eau et de
surchauffeurs permettant de produire de la vapeur à haute pression et à haute température.
Les technologies de foyer les plus répandus sont : les foyers à grille mobile inclinée (mobile
inclined grate), les grilles rotatives avec spreader stocker et les foyers de type lit fluidisé
bouillonnant (fluidized bubbling bed).
Chaudière à grille mobile inclinée
Le système d’alimentation du foyer est généralement composé d’une trémie tampon et d’un
système d’introduction du combustible dans le foyer par vis d’extraction ou par vérin
poussoir. La trémie est entièrement fermée et est munie d’un clapet coupe feu.
Les foyers à grille mobile et inclinée sont constitués de barreaux moulés en fonte à haute
teneur en chrome. La grille est composée de plusieurs sections indépendantes, dont
l’actionnement est assuré par des vérins hydrauliques (vitesse ajustable). Elles sont
refroidies généralement par air mais peuvent également l’être par eau.
L’air primaire de combustion, préchauffé, est insufflé sous la grille, et est réparti dans des
zones distinctes pour optimiser la distribution de l’air de combustion.
Figure 4 : Représentation schématique d’une grille inclinée à gradins
(Source Vyncke)
Des tubes d’eau sont disposés tout autour du foyer de combustion, protégés par des briques
réfractaires. Ces briques permettent à la fois de protéger les tubes et de former une surface
radiante qui facilite l’allumage de la chaudière et la bonne qualité de la combustion. Le
dimensionnement du foyer est réalisé de manière à obtenir une combustion la plus complète
possible (taux d’imbrûlés très faible), à contrôler la température des fumées et à réduire la
formation de NOx.
8
Chaudière à grille rotative et spreader stocker
Il s’agit de pulvériser, grâce à ce qu’on appelle en anglais des « spreader stockers »
(projeteurs pneumatiques), la biomasse dans la zone de combustion où les petites particules
brûlent en suspension, tandis que les particules les plus larges retombent sur la grille où
elles forment une couche de combustible. La grille est mobile et le mouvement continuel du
tapis transporte la couche de combustible en combustion vers l’avant de la chaudière où les
cendres tombent dans un bac à cendres. La vitesse de rotation de la grille est variable en
fonction des variations de qualité de la biomasse et de teneur en cendres.
Figure 5 : schéma d'une chaudière à spreader stocker à grille rotative
(Source : LLT)
Chaudière à lit fluidisé bouillonnant
Les lits fluidisés ont été initialement développés pour la combustion de déchets ménagers et
industriels. On distingue deux types de technologies qui doivent être différenciés : les lits
circulants et les lit bouillonnants. Nous nous intéresserons dans le cadre de cette étude
uniquement au second type, qui est la technologie utilisée pour les centrales biomasses de
grande puissance (>10 MWe).
La fluidisation est l’état dans lequel les particules solides sont maintenues en suspension
dans un courant de gaz ascendant. La combustion se déroule dans le lit composé de sable,
de combustible et de cendres. Les particules plus grosses sont séchées et gazéifiées pour
9
donner un charbon brûlé de manière quasi-instantanée, tandis que les particules volatiles
brûlent directement dans le lit ou au-dessus. Le taux de combustion élevé permet un
ajustement rapide de la charge en régulant le débit de combustible.
La grille est constituée d’un nombre important de buses d’air qui injectent l’air primaire
servant à la fluidisation. L’inclinaison de la grille et la large évacuation des mâchefers
assurent la circulation des cendres solides. L’air secondaire injecté sur différents niveaux
assure l’homogénéisation de la combustion et la régulation de la température du lit. Trois
niveaux d’injection sont envisagés pour assurer la meilleure combustion possible en vue de
limiter la formation de NOx.
4.1.3 Condensation et contre-pression : deux philosophies de cogénération
différentes
Il existe deux types de turbine à vapeur pour la cogénération : les turbines à contre-pression
et les turbines à condensation avec extraction.
Turbine à condensation
Dans une turbine à condensation avec extraction, la quantité de vapeur requise est soutirée
à un certain endroit entre l’entrée et l’échappement de la turbine au niveau de pression
souhaité. Cette vapeur est envoyée au procédé pour couvrir les besoins thermiques.
La reste de la vapeur poursuit sa détente dans la turbine jusqu’à une pression très basse (se
rapprochant du vide), où la vapeur à l’échappement est alors condensée dans un
condenseur. L’eau ainsi formée est pompée et renvoyée à la chaudière. Suivant les
différents besoins thermiques ou afin d’augmenter le rendement de l’installation (réchauffage
de la bâche alimentaire, préchauffeur haute ou basse pression), on peut prévoir plusieurs
soutirages au niveau de la turbine. Si on a le choix de plusieurs points et donc de plusieurs
pressions de soutirage, avec des débits variables, la machine devient flexible et le rapport
entre chaleur produite et électricité n’est pas fixe.
Figure 6 : schéma de principe d'une centrale avec turbine à condensation
(schéma Enertime)
10
Turbine à contre-pression
Dans une turbine à contre-pression, la vapeur sort de la turbine à une certaine pression, qui
est imposée par le procédé en aval et est mise à la disposition de l’utilisateur final.
La vapeur dans la turbine est donc détendue jusqu’à une pression supérieure à la pression
atmosphérique, puis est envoyée directement au procédé (ou via un échangeur pour des
besoins en eau chaude) qui sert donc de condenseur.
La détente de la vapeur est moins poussée et le rendement électrique est par conséquent
plus faible.
Figure 7 : Schéma de principe d'une centrale avec turbine à contre-pression
(schéma Enertime)
Remarque : Dans le cas d’une turbine à contre-pression, l’utilisateur de chaleur joue le rôle
de condenseur. Aussi, lorsque le procédé s’arrête, la centrale doit également s’arrêter. Alors
que dans le cas d’une turbine à condensation, si l’utilisateur de chaleur n’a, à un moment
donné, plus besoin d’énergie thermique, la centrale peut toujours tourner en mode
électrogène pur.
4.1.4 Aperçu du marché des centrales vapeurs en Europe
Selon EurObserv’ER, le nombre de centrales utilisant la biomasse solide en Europe était de
800 installations en 2010, pour une puissance installée cumulée de 7,1 GWe.3 L’Allemagne,
l’Autriche et les pays scandinaves (Finlande et Suède) sont aux premiers rangs européens
en termes de puissance installée avec des centrales de taille importante, de plusieurs
dizaines de mégawatts électriques. La très grande majorité de ces installations sont des
centrales vapeurs.
Des particularités sont à relever selon les pays : l’Allemagne produit un tiers de l’électricité à
partir de biomasse (3,5 TWh/an en 2009) dans des centrales de cogénération, les deux tiers
restants provenant de centrales électrogènes pures. La Suède, à l’inverse, utilise
3
EurObserv’ER, 2010. P72/200.
11
exclusivement la cogénération (10 TWh/an) et la Finlande presque exclusivement (90% des
8 TWh/an).4
La France produisait, en 2009, 378 ktep/an d’électricité à partir de biomasse (environ 4 400
GWh/an).5 Les objectifs fixés pour 2020 sont de produire 1,4 Mtep/an d’électricité.
Dans les gammes de puissance ciblées par l’étude (3 ; 5 et 10 MWe), 94 installations
utilisant la technologie vapeur ont été recensées en Europe.
Le marché des technologies liées aux centrales vapeurs est mature et la concurrence est
riche. On trouve en effet de nombreux acteurs sur le marché, en fonction de la gamme de
puissance, de la technologie de foyer (grille inclinée, grille rotative, lit fluidisé, etc.) pour les
chaudiéristes, du type de turbine, de la nature de la biomasse traitée (bois, paille ou autres
résidus agricoles) ou même du système de traitement souhaité.
4.2 Les centrales à Cycle Organique de Rankine (ORC)
4.2.1 Description de la technologie
Les centrales thermiques classiques utilisent l’eau liquide/vapeur comme fluide
thermodynamique. Celles-ci sont particulièrement adaptées à la production centralisée
d’énergie, pour des tailles conséquentes et disposant d’une source de température très
élevée.
Pour des unités alimentant des applications d’eau chaude (réseau de chaleur, séchage
industriel, serres, séchage de bois) et/ou ayant à leur disposition des sources de température
plus faibles, des applications utilisant d’autres fluides thermodynamiques (notamment
organiques) ont été développées. Aussi, la technologie des cycles organiques de Rankine
(ORC) est très proche de la technologie utilisée dans les cycles vapeur : un fluide de travail
est chauffé et vaporisé grâce à une source chaude. La vapeur est ensuite détendue dans
une turbine pour produire de l’électricité. Le fluide est enfin condensé pour fermer le cycle
thermodynamique. La différence entre les cycles classiques vapeur et les cycles organiques
réside donc dans le choix du fluide de travail : un fluide organique est préféré à l’eau pour
bénéficier de caractéristiques (température de vaporisation, pression, etc.) mieux adaptées
aux applications visées.
Ces modules ont la particularité d’être compacts, extrêmement fiables et compétitifs sur le
plan économique pour la production d’électricité jusqu’à 2 MWe. Les procédés de type ORC
fonctionnent de manière totalement automatisée, en cycle fermé. Une chaudière à huile est
alors utilisée pour réaliser le transfert d’énergie contenu dans la biomasse en énergie
thermique au fluide. L’utilisation d’huile permet de se passer d’une chaudière pressurisée de
type chaudière à vapeur, ce qui présente plusieurs avantages (cf. §3.4.2).
4
Ibid. P77/200.
Chiffres 2009 du Ministère du Développement Durable (MEDDTL) consultables sur :
http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Energie-de-biomasse-et-biogaz-.html.
D’autres sources (EurObserv’ER, 2010. P73/200) annoncent 1300 GWh/an dont 900 GWh/an issu de la
cogénération en 2009.
5
12
Circuit huile thermique
Système de
refroidissement
Fluide organique
Turbine
Générateur
G
300-350°C
Evaporateur
BIOMASSE
Récupérateur
250°C
Condenseur
Réseau de chaleur/
Aéroréfrigérants
Figure 8 : Schéma de principe d’une centrale de cogénération biomasse avec cycle ORC
(©Enertime)
Une centrale biomasse ORC se décompose en 6 parties principales :
•
Alimentation et stockage du combustible biomasse
•
Chaudière
•
Module ORC
•
Système de refroidissement /condenseur
•
Equipements électriques (panneaux de contrôle, transformateur)
•
Instrumentation et contrôle
Les éléments différents d’une centrale biomasse conventionnelle sont essentiellement la
chaudière, le module ORC (cycle thermodynamique et générateur) et le système de
refroidissement.
4.2.2 Chaudière à huile
Une centrale biomasse ORC nécessite un échangeur de chaleur entre le fluide thermique
(qui sort de la chaudière) et le fluide thermodynamique (qui effectue les transformations
physiques dans le module ORC). Il est donc particulièrement intéressant d’opter pour un
fluide thermique de type huile, qui ne nécessite pas de changement de phase complexe
(évaporateur, surchauffeur) et qui permet de ne pas travailler en pression, l’huile ne se
dilatant pas et restant sous forme liquide à la température de 350°C. La conception est ainsi
plus compacte et moins onéreuse.
Dans une chaudière thermique à huile, l’échange de chaleur entre la combustion et le fluide
peut se faire selon une conception simple en serpentin alors que la géométrie d’un
échangeur de chaudière vapeur est plus complexe.
13
De par son principe de fonctionnement, un module ORC est apte à valoriser de manière
efficace de l’énergie à plus faible température. En pratique, une chaudière thermique
chauffant un fluide à 350°C sera soumise à moins de stress mécanique qu’une chaudière
vapeur fonctionnant sous pression et à très haute température, ces deux conditions étant
nécessaires pour avoir un rendement significatif. Ces conditions plus souples permettront
également à l’échangeur d’être moins sensible à la corrosion et à la formation de points
chauds. La géométrie simplifiée d’une chaudière à huile permet un nettoyage plus facile et
réduit les possibilités d’encrassement.
4.2.3 Aperçu du marché des ORC en Europe
Zoom par pays
Le développement de la technologie des ORC remonte à plus de 40 ans. Cette technologie
connait actuellement de forts développements, notamment dans la biomasse et la
géothermie, et plus récemment dans la récupération de chaleur.
Le marché européen se décompose de la manière suivante6 :
Pays
Allemagne
Autriche
Italie
7
Autres
Total
Puissance cumulée
Sites
ORC
Installations en
service
Installations en
construction
90
30
45
28
193
83
30
24
14
151
153,8 MWe
7
0
21
14
42
48,1 MWe
On remarque que l’Allemagne est le pays le plus équipé avec 90 sites, soit près de la moitié
des installations européennes. L’Autriche, avec 30 installations en fonctionnement, est
également un des pays les plus équipés, mais le développement des ORC dans ce pays
semble aujourd’hui se ralentir considérablement.
L’Italie semble au contraire être un marché très porteur. En effet, sur les 45 sites recensés,
21 sont en construction et 20 sites ont été mis en service récemment, entre 2008 et 2011. La
présence du constructeur Turboden, leader européen, et une politique forte en faveur des
énergies renouvelables traduite dans un tarif très incitatif pour les puissances jusqu’à 1MWe
semblent contribuer à cette forte croissance.
L’utilisation des ORC dans les autres pays européens reste marginale. On remarquera
cependant un développement récent de projets ORC en Europe de l’Est avec 3 sites en
service en République Tchèque, 2 en Biélorussie, 3 en Pologne ainsi que 5 sites en
construction en Lettonie, et 1 en Roumanie.
6
Sur la base des listes de références de Turboden, Adoratec et GMK – installations ORC pour des applications
biomasses.
7
République Tchèque, Biélorussie, Danemark, Pays-Bas, France, Pologne, Roumanie, Espagne, Suisse et
Grande-Bretagne.
14
L’Espagne (avec 4 installations en construction) et la Grande-Bretagne (avec 3 installations
en construction) s’ouvrent lentement au marché des cycles organiques de Rankine.
D’autre part, il est intéressant de noter que malgré le développement certain de l’énergie
biomasse dans les pays nordiques, le Danemark est l’unique pays ayant sur son territoire un
ORC en construction. En effet, aucune installation n’a été répertoriée en Norvège, Suède ou
Finlande.
Utilisateur de la chaleur produite
La très grande majorité des installations ORC implantées en Europe et recensées dans le
cadre de cette étude sont associées à des réseaux de chaleur urbains et des installations de
séchage du bois dans les scieries ou usines de production de granulés de bois.
Il existe également quelques références pour la production d’eau froide ou pour divers
besoins de séchage (riz, maraîchage sous serre, etc.). Cette technologie est particulièrement
adaptée pour tout type de procédés nécessitant de l’eau chaude jusqu’à 110°C (tuileriebriqueterie, déshydratation de produits agricoles, etc.).
Panorama des constructeurs visibles sur le marché européen
Les fournisseurs de module présents sur le marché européen dans les applications
biomasse sont par ordre d’importance en nombre de références :
• Turboden (Italie), leader sur le marché avec 165 installations en application biomasse
• Adoratec (Allemagne) avec 22 installations référencées
• GMK (Allemagne) avec 6 installations référencées
Les chaudiéristes les plus visibles sont tous autrichiens : Kohlbach, Polytechnik, V.A.S, Agro
Forst & Energietechnik et Viessmann-Mawera. Les fabricants français de chaudières
biomasse (Compte-R, Weiss France) n’ont pas de référence de ce type. On note que Weiss
Kessel (Allemagne), société « cousine » de Weiss France, a quelques références de
chaudières associées à un ORC en Allemagne.
4.3 Synthèse
Nous observons deux types d’installations principales en Europe pour la production
d’électricité par combustion de biomasse :
•
Les installations ORC, à partir d’une centaine de kWe et jusque 2-3 MWe, pour des
applications eau chaude, implantées principalement en Allemagne, Italie du Nord et
Autriche ;
•
Les installations vapeur, à partir de 3 MWe et jusque plusieurs dizaines de
MWe, pour des applications vapeur ou eau chaude partout en Europe.
15
ORC
Avantages
Investissement
Limites
Avantages
Limites
Investissement très
important au kWe pour
les petites puissances
(en dessous de 3MWe)
Investissement plus
faible que pour le
cycle vapeur à
condensation
Installation sur
mesure pouvant être
conçue pour
n’importe quel
process.
Dimensionnement et
production électrique
imposés par la
consommation de
chaleur
Effet d’échelle
intéressant sur les coûts
d’investissement
Tailles limitées
Limite des projets
de cogénérations
à une fourniture
d’énergie
thermique sous
forme eau chaude
Installation sur mesure
pouvant être conçue
pour n’importe quel
process.
Produits
standardisés
Rendement de
production
électrique faible
Système compact :
temps d’installation
et infrastructure
réduits ;
Délais de livraison
moins longs que
pour les centrales
vapeurs (environ
10 mois)
VAPEUR Contre-pression
Avantages
Choix limité de
fournisseurs
Rendement
électrique
Délais de
livraison
Limites
Produits
standardisés
Cogénération
Implantation
VAPEUR Condensation
Production de vapeur
BP, MP voire HP
Le meilleur rendement
thermodynamique
vapeur (supérieur à
25%)
Production de vapeur
BP voire MP
Rendement électrique
diminue avec la
pression de la vapeur
pour le process
Délais d’installation
importants : l’utilisation
de turbines à vapeur
implique un délai de
l’ordre de 13 à 20
mois.
Production en mode
électrogène pur
impossible
Rendement
électrique faible (10
à 14%) : la détente
dans la turbine est
moins importante
Délais d’installation
importants :
l’utilisation de
turbines à vapeur
implique un délai de
l’ordre de 13 à 20
mois.
ORC
Avantages
VAPEUR Condensation
Limites
Fluide : eau
chaude
Applications de
chauffage : réseau
de chaleur urbain
ou tertiaire,
séchage de
produits industriels
divers, etc.
Utilisations de
la chaleur
Avantages
Limites
Fluide : vapeur
Utilisation directe pour
des applications
industrielles : usine
agro-alimentaire,
papeterie, usine de
tabac, usine de
panneaux de particules,
industrie du pneu, etc.
Les pressions
d’utilisation peuvent aller
de quelques bars à une
quinzaine de bars pour
les centrales jusque 1012 MWe.
VAPEUR Contre-pression
Avantages
Limites
Fluide : vapeur
Utilisation indirecte
pour le chauffage
d’eau (via un
échangeur):
réseau de chaleur
urbain ou tertiaire,
séchage de produits
industriels divers.
La pression en sortie
de turbine se situe en
moyenne autour de
quelques bars.
Utilisation indirecte pour
le chauffage d’eau (via
un échangeur) :
réseau de chaleur urbain
ou tertiaire, séchage
divers industriel,
production de granulés
etc. Dans ce cas,
extraction de vapeur à
basse pression, autour
de 2-3 bars
généralement.
Opération et
Maintenance
Pas d’érosion des
turbines du fait des
Système sous
pression : l’utilisation
Etude sur l’analyse économique des installations de cogénération biomasse en Europe – Synthèse
17
Système sous
pression : l’utilisation
fluides séchant ;
Absence de parties
en pression ;
Faibles coûts de
maintenance et
haut degré
d’automatisation ;
de l’eau comme fluide
de travail implique un
système sous pression
et donc une
supervision importante
Erosion prématurée
possible des turbines
en cas de formation de
gouttelettes
Disponibilité élevé ;
Traitement de l’eau en
admission
18
de l’eau comme
fluide de travail
implique un système
sous pression et
donc une
supervision
importante
Traitement de l’eau
en admission
5. Cas référents
Les 11 cas référents étudiés présentent les caractéristiques suivantes :
Puissance
électrique
(MWe)
Consommateur de
chaleur
Lit de
combustion
Technologie
de chaudière
Technologie
de turbine
0,5
0,6
1,1
2
1,8
2,9
3
7
Scierie
Réseau de chaleur urbain
Granulés de bois
Papeterie (vapeur)
Granulés de bois
Huile
Huile
Huile
Huile
Huile
vapeur
Vapeur
Vapeur
ORC
ORC
ORC
ORC
ORC
vapeur
vapeur
vapeur
7,5
Usine de béton (vapeur)
vapeur
vapeur
9
vapeur
vapeur
10
Scierie et granulés
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille à gradins
Grille rotative et
spreader stocker
Grille et spreader
stocker
Grille mobile
vapeur
vapeur
On retrouve ici différentes typologies de centrales :
•
Une scierie qui valorise la chaleur pour le séchage de ses produits de sciage de
résineux ;
•
Une scierie qui valorise la chaleur pour le séchage des ses sciages et la production
de granulés de bois ;
•
Deux installations qui ne produisent que des granulés de bois, en valorisant les
connexes des scieries alentours, mais sans séchage de sciages ;
•
5 réseaux de chaleur entrant dans trois gammes de puissance électrique différentes
(1-2 MWe, 3 MWe et 10 MWe) dont trois avec une technologie ORC et deux avec
une turbine vapeur ;
•
Deux installations équipées d’une chaudière à grille et d’un spreader stocker et une
majorité d’installations équipées d’une chaudière à grille à gradins ;
•
Deux centrales qui alimentent des usines en vapeur industrielle (papeterie et usine de
béton).
6. Etude économique : ratios types
A partir des données techniques et économiques collectées lors des entretiens et des visites
de cas référents et de la base de données à disposition, des ratios types ont été déterminés
afin de les intégrer dans un outil de simulation économique permettant d’analyser la
rentabilité de projets de cogénération biomasse.
L’étude des données technico-économiques a permis de mettre en évidence des ratios
économiques moyens (ou « ratios types ») pour les postes suivants :
6.1 Coûts d’investissement de la centrale
Les coûts moyens d’investissement par gamme de puissance et par technologie sont repris
dans le tableau ci-dessous :
Gamme de puissance
(MWe)
Technologie
Fourchettes basse et haute
d’investissement
(€/kWe)
0,5 ≤ Pelec < 1
1 ≤ Pele < 2
2 ≤ Pele < 3
ORC
ORC
ORC
5 000 ≤ Inv < 6 500
4 500 ≤ Inv < 6 000
4 500 ≤ Inv < 5 500
3 ≤ Pele < 5
Vapeur
4 000 ≤ Inv < 5 500
5 ≤ Pele < 7
7 ≤ Pele < 10
Vapeur
Vapeur
3 500 ≤ Inv < 4 500
3 000 ≤ Inv < 4 000
6.2 Coûts d’opération et maintenance
Les coûts d’exploitation et de maintenance des centrales biomasses peuvent être divisés
selon les postes suivant :
• Coût du personnel nécessaire au fonctionnement et à l’exploitation de l’installation ;
• Coût de l’électricité nécessaire au fonctionnement des auxiliaires de l’installation –
appelé P’1 ;
• Coût de maintenance relatif aux postes 2 et 3 (communément appelés P2 et P3) :
o Poste P2 : Conduite simple et surveillance générale de l’installation, incluant :
Mise en route et arrêt
Essais de fonctionnement des dispositifs de sécurité
Entretien courant, préventif et curatif tels que nettoyage, graissage de
pièces, ramonage etc.
Remplacement de pièces de faible valeur
o
Poste P3 : Gros entretien et provision pour le renouvellement des pièces les plus
onéreuses de l’installation.
20
Les coûts moyens pour les postes d’exploitation et de maintenance cités ci-dessus sont
repris dans le tableau suivant :
Poste
Technologie ORC
Technologie VAPEUR
Besoins en
personnel
o De 0,5 à 1 personne pour les
centrales jusque 1 MWe
o De 1 à 3 personnes entre 1 et jusque
3 MWe
o De 4 à 9 personnes pour les centrales
jusque 5 MWe
o De 6 à 12 personnes entre 5 et 10 MWe
Consommation
des auxiliaires
o 13% jusque 2 MWe
o 12% de 2 à 3 MWe
o 12% jusque 5 MWe
o 11% de 2 MWe à 12 MWe
Maintenance
o 1,5%/an de l’investissement
o Entre 2 et 2,6%/an de l’investissement
6.3 Limites des ratios « types »
Malgré les nombreuses similitudes que peuvent présenter les centrales biomasses de taille
et technologie similaires, chaque site est différent et apporte ses contraintes qui lui sont
propres, et chaque porteur de projet (investisseur privé, collectivité etc.) ont des stratégies et
des business modèles qui diffèrent. C’est pourquoi il est important d’utiliser et d’interpréter
ces ratios avec prudence.
En effet, plusieurs éléments peuvent impacter de façon significative l’investissement d’un
projet ou les coûts d’opération et de maintenance tels que :
o
o
o
o
o
o
Gestion du Projet – Degré d’automatisation élevé entraine personnel réduit MAIS
investissement plus élevé / maitrise d’œuvre versus clé en main
Choix du cycle thermodynamique et des performances – cycle vapeur haute
pression / condensation des fumées / pression d’échappement à l’échappement
turbine
Génie civil – qualité du sol / aménagement&VRD souhaités / choix du type de
structure, etc.
Choix technologiques – type de chaudière & de turbine / traitement de fumées, etc.
Nature de la biomasse et type de stockage – qualité de la biomasse / autonomie
souhaité / stockage vrac versus silos, etc.
Mutualisation possible des opérateurs
21
7. Conclusion
La production d’énergie à partir de biomasse est en développement en Europe, et représente
l’un des leviers indispensables pour atteindre, en 2020, l’objectif de 20% de la consommation
primaire d’énergie à partir d’énergie renouvelable à l’échelle de l’Union Européenne. La
France ayant un objectif encore plus ambitieux, à 23%, la biomasse doit d’autant plus
bénéficier de conditions de soutien ambitieuses et incitatives. C’est le cas pour la production
de chaleur depuis la mise en place du Fonds chaleur renouvelable suite au Grenelle de
l’Environnement. Pour la cogénération, la filière française tarde à se mettre en place et à
trouver un modèle de développement viable.
Les installations de cogénération biomasse en Europe sont économiquement viables grâce à
des mécanismes de soutien diversifiés, allant du tarif de rachat subventionné avec ou sans
prime(s) à l’émission de certificats verts rémunérant la production d’électricité ou la réduction
des émissions de dioxyde de carbone. Ces mécanismes diffèrent d’un pays à l’autre, et le
développement de centrales dans certains pays (Allemagne, Autriche, Italie) témoigne de la
pertinence des mécanismes adoptés.
Concernant les technologies, l’étude a mis en lumière que les « petites » cogénérations
biomasses (de 500 kWe à 3 MWe) étaient pertinentes en particulier lorsque la technologie
des cycles organiques de Rankine (ORC) est associée à des industries nécessitant de l’eau
chaude (jusque 110°C). Les solutions offertes par c ette technologie peuvent couvrir les
besoins de diverses applications de séchage (tuilerie-briqueterie, serres, aliment du bétail,
sciure de bois, etc.) ou de réseaux de chaleur urbain (chauffage et eau chaude sanitaire).
Ces installations sont très développées dans les pays européens qui ont mis en place un
mécanisme d’aide incitatif pour cette gamme de puissance (Autriche, Allemagne, Italie). En
France, le tarif existant pour les installations à partir de 1 MWe est relativement récent et
concerne uniquement certaines scieries, ce qui limite son application à un nombre restreint
de sites industriels.
Au-delà de 3 MWe, les centrales vapeurs ont montré leur pertinence économique, tant pour
des applications industrielles que couplées à des réseaux de chauffage urbain. La limite fixée
dans l’étude à 10 MWe maximum ne reflète pas un gap technologique (certaines centrales
atteignent plusieurs dizaines de MWe), mais surtout la réalité de la ressource biomasse
disponible à l’échelle des territoires, qui doit être prise en compte en amont de tout nouveau
projet. En France, le nouveau tarif d’achat étant relativement récent (premier arrêté paru fin
2009), le nombre d’installations comparé aux pays voisins reste encore réduit.
L’étude de cas référents dans ces pays a permis de mettre au point une série de ratios
économiques pour ces deux technologies de centrales et différentes gammes de puissance.
Ces ratios couvrent l’investissement des centrales, les coûts d’opération et maintenance et
les coûts liés à la consommation électrique des auxiliaires. Combinés aux données
techniques et malgré les limites qu’ils peuvent présenter, ces ratios types devraient permettre
de simuler la rentabilité de nouveaux projets de centrale biomasse en France entre 500 kWe
et 10 MWe et d’étudier l’impact d’une aide financière à la production de chaleur sur la
rentabilité du projet.
22
8. Références bibliographiques
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installations utilisant à titre principal l’énergie dégagée par la combustion de matières non
fossiles d’origine végétale ou animale telles que visées au 4° de l’article 2 du décret n° 20001196 du 6 décembre 2000. JORF n°0025 du 30 janvier 2011
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Directive CE n° 2001/77 du 27 septembre 2001, JOCE 27 octobre, n° L 283
Vergütungssätze, Degression und Berechnungsbeispiele nach dem neuen ErneuerbareEnergien-Gesetz (EEG) vom 04. August 2011 (‚EEG 2012’ )
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21 Januar 2011. Article téléchargeable sur http://www.agro-ft.at/news/Holzzentralblatt.pdf
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Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim GmbH.
Loi allemande du 31 mars 2004, appliquée depuis juillet 2004.
Loi espagnole 54/1997 du 27 novembre 1997.
Loi finlandaise du 27 juin 2006.
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consumption of biomass. Svensk Fjärrvärme
Ordonnance sur l’énergie (OEne) 730.01 du 7 décembre 1998 (Etat le 1er juin 2011)
Pfeifer News. Edition 3. December 2006. 28 pp. dont l’article “Full biomass power ahead” p8
et 9/28.
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Sites internet consultés :
23
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http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Energie-de-biomasse-et-biogaz-.html
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Tarifs de rachat de l’électricité à partir de biomasse en Italie sur :
www.gse.it/attivita/Incentivazioni%20Fonti%20Rinnovabili/Pagine/QuadroNormativo.aspx
http://www.windworks.org/FeedLaws/Germany/GermanyPassesNewRenewableEnergyLawfor2012.html
Références de bureaux d’ingénierie :
http://www.gammelduvia.it/Referenze/Progetti
http://www.ing-buero-schuler.com/index.php?projekte-biomasseheizkraftwerke
24

Cogénération biomasse

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