La cogénération – trigénération - Institut de la Francophonie pour le

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Thématique: Les technologies à haute performance énergétique
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La cogénération –
trigénération
Problématique
Principes de base
Une des technologies prometteuses pour satisfaire les
critères de meilleure efficacité énergétique et de moindres
émissions de gaz à effet de serre est la cogénération, ou
production combinée d’électricité et de chaleur (eau chaude
ou vapeur). Dans plusieurs pays (tableau 1), les applications
des systèmes de cogénération, dans les secteurs industriel et
tertiaire, se multiplient, soutenues par plusieurs motivations
convergentes: libéralisation du marché de l’électricité, favorisant l’émergence de la production décentralisée, indépendante ou non; développement des marchés dans de nouveaux
créneaux, pour les entreprises de services énergétiques (y
compris les producteurs et les distributeurs d’électricité) ;
économies financières et énergétiques pour le consommateur ; triple avantage pour la collectivité (protection de
l’environnement, préservation des stocks d’énergie fossile et
émergence de nouveaux types d’emplois).
La plupart des consommateurs ayant des besoins de chaleur
ont aussi des besoins d’électricité. Ces deux formes d’énergie
finale sont généralement produites séparément:
Dans les pays africains, certaines sucreries et usines de transformation de bois avec séchage ont des besoins simultanés
de chaleur et d’électricité et pourraient faire appel à la
cogénération pour réduire leur facture énergétique. Quant à
la trigénération, c’est à dire la valorisation de la chaleur
cogénérée pour la production de froid, elle est pertinente
pour les pays tropicaux et permettrait de diminuer la
demande d’électricité de pointe dans les villes et les industries
agroalimentaires.
Tableau 1 : Part de la cogénération
dans quelques pays en 2000
Pays
Union Européenne-15
Électricité
cogénérée
(GWh)
258763
Canada
env. 38900
États-Unis
304000
Brésil (voir WADE, 2003)
10 000
Source : Compilation de plusieurs sources par l’auteur
Part de la
production totale
(%)
10,0
(18% visé en 2010)
7,0
8,0
3,0
• La chaleur à partir d’une chaudière à haut rendement
alimentée au gaz ou au gazole;
• L’électricité prélevée du réseau alimenté par des centrales
électriques diverses.
Les centrales électriques présentent un rendement de
conversion d’énergie primaire en électricité limité entre 35
et 40% pour les centrales au charbon, de l’ordre de 55% pour
les centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel et
encore moins pour les centrales alimentées au fuel lourd ou
au gazole. Or, pendant leur fonctionnement, ces centrales
produisent de la chaleur qui n’est pas valorisée : gaz
d’échappement (400-550 °C), intercooler (30-80 °C), eau de
refroidissement du bloc moteur (75-120°C) et du circuit des
lubrifiants (75-95°C). La récupération et la valorisation de la
chaleur perdue, en vue d’améliorer l’efficacité de conversion
de l’énergie primaire, traduisent le principe même de la
cogénération classique, qui consiste en la production
simultanée de chaleur et d’électricité à partir de la même
installation (Figure 1). Un circuit équipé de plusieurs échangeurs récupérateurs en série permet de valoriser la chaleur
disponible sous forme d’eau chaude (90-100 °C), ou parfois
de vapeur basse pression (2 bar). Plusieurs circuits parallèles
d’échangeurs récupérateurs peuvent aussi être utilisés pour
produire de la chaleur pour différents types d’applications :
eau chaude sanitaire (35-45 °C), chauffage (85-95 °C) ou
vapeur (110-120°C). Le choix de la technologie est donc ainsi
orienté par la qualité de chaleur nécessaire.
Les grandeurs caractéristiques d’un groupe de cogénération
sont:
• Le rendement électrique, c’est-à-dire le facteur de conversion de l’énergie primaire consommée en électricité;
• Le rendement thermique, c’est-à-dire le facteur de conversion de l’énergie primaire consommée en chaleur;
• Le ratio électricité/chaleur (souvent noté E/Q), c’est-à-dire
le rapport entre l’électricité et la chaleur produites par le
groupe. Il influence le choix du groupe de cogénération, en
fonction de l’application visée (demandeuse d’électricité
ou de chaleur).
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L’intérêt de la cogénération est l’augmentation du rendement
énergétique de l’unité de production, passant de 24-40% en
production d’électricité uniquement à 80-90 % en cogénération, correspondant à une utilisation plus efficace des
ressources d’énergie primaire.
Figure 1 : Schéma d’une installation de cogénération
basée sur un moteur
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Problèmes observés
et solutions techniques
2
• Turbines à vapeur : La vapeur haute pression générée par
une chaudière est ensuite détendue dans une turbine
(production d’électricité). La chaleur est disponible sous
la forme de vapeur (utilisation directe) ou d’eau chaude
(utilisation indirecte – chauffage).
• Turbines à gaz : Les gaz issus de la combustion, chauds et
d’enthalpie élevée, sont détendus dans une turbine entraînant un alternateur (production d’électricité). La chaleur des
gaz après la détente (de 400 à 600°C) est récupérée pour
produire la vapeur ou l’eau chaude. L’enthalpie des fumées
et donc la chaleur disponible peuvent être augmentées, si
les gaz après détente sont rebrûlés, mais le rapport chaleur/
électricité est aussi modifié.
• Moteurs à combustion interne (gaz, diesel): Les fumées issues
de la combustion sont refoidies jusqu’à 120 °C pour les
moteurs à gaz, et jusqu’à 200°C pour les moteurs diesel.
• Moteurs à combustion externe comme le Stirling: Ces moteurs
sont destinés à être utilisés en combinaison avec les systèmes de gazéification, ce qui permettrait de diminuer le
besoin d’épuration du gaz issus des gazogènes. Les utilisations pour la conversion du biogaz sont aussi envisagées.
Tableau 3 : Classification par la taille (kW)
Toute structure ayant une consommation régulière de chaleur
présente théoriquement un potentiel pour la cogénération :
hôtels, hôpitaux, écoles, piscines, maisons de repos, industries
pratiquant du séchage (bois, laiteries, détergents, etc.), industries
pharmaceutiques et agroalimentaires, immeubles de bureaux et
de logements ou encore réseaux de chaleur (milieu municipal).
Toutefois, le choix et le dimensionnement de la technologie en
fonction des besoins sont cruciaux pour garantir le succès
d’implantation d’une installation de cogénération.
Différentes technologies
disponibles
Le tableau 2 présente les différentes technologies de base
disponibles:
Pays
Micro
Autriche < 50
Belgique 1-10
France
< 36
Mini
–
10-100
36-215
Petite
50-200
100-500
215-1000
Moyenne
200-700
–
–
Grande
> 700
> 500
> 1000
Dimensionnement
d’une installation
Le dimensionnement d’une installation de cogénération
consiste à choisir les équipements susceptibles de couvrir au
mieux les besoins énergétiques du site d’application. Le choix
porte sur le type de technologie, la puissance installée, la
connexion au réseau électrique, la période de fonctionnement.
D’emblée, il doit être décidé si le dimensionnement se fait
selon les besoins électriques ou les besoins de chaleur,
Tableau 2 : Résumé des caractéristiques des technologies
Technologie
Turbines à vapeur
Ratio E/Q
>0
Rendement
> 0,85
0,5-0,8
0,3-0,45
0,6-0,8
0,5-0,7
Industries et secteur tertiaire
Moteurs à combustion
interne (gaz, diesel)
Puissance
Biomasse: jusqu’à 5 MW
Fossiles: jusqu’à
des centaines de MW
500 kW-300 MW
20 kW-1 MW
(en développement)
2,5 kW-6100 kW (gaz)
5 kW-1700 kW (diesel)
0,4 – 0,9
0,8-0,9
Moteurs à
combustion externe
1-15 kW
50 kW (en développement)
0,3 – 0,4
0,5-0,7
Besoins en chaleur à basse température
(résidentiel, hôpitaux, commercial,
bâtiments, certaines industries)
Résidentiel, commercial,
petites industries
Turbines à combustion
Applications appropriées
Besoin élevé en vapeur de procédé
(agroalimentaire, papeteries)
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La cogénération – trigénération
Les données collectées les plus usuelles sont les factures
mensuelles mais des mesures sur site sont parfois nécessaires:
pour l’électricité, enregistrement des impulsions quarthoraires sur période de 2 à 3 semaines, si possible en incluant
les jours fériés; pour la chaleur, enregistrement des impulsions
de démarrage de la chaudière, du débit d’alimentation de la
chaudière en combustibles ou encore du débit instantané
d’eau chaude à la sortie de la chaudière. Dans certains cas, la
consommation de chaleur peut être directement déduite du
profil de température extérieure. Des facteurs correctifs
peuvent être pris en compte pour « normaliser » la
consommation en fonction d’une année climatique type. Dans
le cas d’un nouvel établissement, les besoins thermiques et
électriques sont calculés à partir de la littérature ou sont
simulés sur base des données caractéristiques de l’activité.
Ces données permettent d’élaborer le diagramme de chaleur et
la monotone de chaleur, outil principal orientant le choix de
l’unité de cogénération, représentant la demande de chaleur
horaire ou puissance appelée classée en ordre décroissant.
L’objectif est de choisir entre une puissance thermique élevée
et le nombre d’heures de fonctionnement de cette puissance:
une faible puissance fonctionnera longtemps et de façon
continue, une grande puissance fonctionnera moins longtemps
et de façon plus discontinue. Si le dimensionnement est dirigé
par la demande en électricité, c’est la monotone de l’électricité
300
200
100
0
1
1001
2001
3001
4001
5001
6001
7001
8001
Temps (heures)
Le prix de l’électricité influence le choix du groupe de
cogénération puisqu’un surdimensionnement peut améliorer
le gain annuel grâce à la revente d’électricité supplémentaire,
ou à l’économie réalisée sur l’achat d’électricité (dans un
environnement à coût élevé d’électricité, l’autoconsommation
sera privilégiée). La stratégie retenue dépend de la différence
entre le prix de vente et de rachat d’électricité par le
distributeur local. Par ailleurs, certaines législations conditionnent l’octroi des subventions aux installations de cogénération
à l’utilisation de toute la chaleur cogénérée. Dans ce cas, un
optimum doit être trouvé entre la consommation de chaleur
et la production d’électricité.
Valorisation de la biomasse
Les technologies de valorisation énergétique de la biomasse,
surtout lorsqu’elles passent par une production de gaz (biométhanisation, gazéification) se prêtent bien à la cogénération
d’autant plus que le gain environnemental est plus important,
grâce à l’utilisation de biomasse plutôt que d’énergie fossile
comme énergie primaire. Cette combinaison est envisageable
dans les industries de transformation de bois pratiquant du
séchage et les unités de traitement biologique des déchets
(ménagers, abattoirs, stations d’épuration, industries agroalimentaires, brasseries, etc.) et procure un bilan particulièrement
favorable pour celles situées dans les zones hors réseau
électrique des pays en développement et qui doivent transporter
du diesel sur de longues distances pour alimenter leurs groupes
électrogènes en auto-production. Ces installations ont pour
principal inconvénient le montant élevé des investissements
initiaux requis, mais ceux-ci sont amortis rapidement du fait du
faible coût de combustibles pendant l’exploitation.
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Il est donc nécessaire de bien évaluer les besoins de chaleur
et d’électricité de l’établissement concerné ainsi que leurs
variations journalière, hebdomadaire, mensuelle, si possible à
partir d’une année complète de référence. Il est préférable de
choisir une année de référence de consommation faible si
l’activité de l’établissement est susceptible de diminuer et/ou
si des mesures d’utilisation rationnelle d’énergie sont prévues,
et inversement une année de consommation élevée si l’activité
est susceptible d’augmenter, par exemple si une extension de
l’établissement est envisagée. Une analyse des consommations
d’énergie des dernières années et des projets éventuels
planifiés permet de connaître la tendance à la hausse ou à la
baisse pour les années à venir.
Figure 2: Exemple de monotone de chaleur
dans un immeuble d’appartements
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• Dans les pays visant des gains énergétiques et des réductions
d’émissions, le dimensionnement sur la base des besoins en
chaleur est indiqué parce qu’il procure une meilleure
efficacité énergétique des systèmes de cogénération. Si les
besoins locaux d’électricité sont insuffisants pour consommer toute l’électricité produite, celle-ci doit impérativement
être reprise par le réseau local à des conditions correctes
(prix, prime à la tonne de CO2 évitée, etc.).
• Lorsque le prix de l’électricité est très élevé, le porteur de
projet peut dimensionner son installation de manière à
couvrir le maximum de ses besoins en électricité. Dans ce
cas, il n’est pas rare que toute la chaleur co-générée ne
soit pas consommée, ce qui entraîne une réduction du
rendement utile.
qui devra être utilisée. La Figure 2 montre un exemple de
monotone de chaleur, à partir de laquelle on peut déduire qu’un
cogénérateur de 100 kWth ne fonctionnerait que 1000 heures
par an que deux groupes de 50 kWth chacun fonctionneraient
à puissance nominale l’un pendant plus de 3000 heures, l’autre
pendant 1 000 heures. Puisque les cogénérateurs peuvent
fonctionner jusqu’à 50 % de leur puissance nominale, la
deuxième option permet de couvrir une plus grande partie des
besoins en chaleur, la plage allant, dans ce cas, de 25 à 100 kWth.
Puissance (kWth)
puisqu’un paramètre crucial de la faisabilité et la rentabilité
des systèmes est l’utilisation de la puissance thermique
disponible en cogénération:
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La cogénération – trigénération
Trigénération
La chaleur récupérée lors de la production d’électricité peut
aussi être utilisée, en partie ou totalement, dans les machines
frigorifiques munies d’un cycle à absorption ou à adsorption.
C’est la trigénération, particulièrement intéressante pour les
pays tropicaux où la climatisation contribue largement à la
demande de pointe électrique. Dans les régions à climat
tempéré, les deux modes de fonctionnement peuvent alterner
(production de chaleur en hiver et de froid en été).
Le potentiel de la trigénération concerne tous les consommateurs d’une quantité suffisante et régulière de froid, qu’ils
consomment seulement du froid (entrepôts frigorifiques de
conservation et de conditionnement des aliments) ou de la
chaleur et de froid (abattoirs, industries pharmaceutiques,
chimiques et agro-alimentaires, immeubles de bureaux et
certains parcs de logements).
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La valorisation de l’unité de cogénération pour la production
de froid peut être réalisée de deux manières:
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• Indirecte: La chaleur récupérée de l’unité de cogénération
est utilisée pour produire de la vapeur ou de l’eau chaude
dans une chaudière classique. L’unité de réfrigération est
alors alimentée par l’eau chaude ou la vapeur provenant de
la chaudière. Ce système présente l’avantage de disposer
d’eau chaude ou de vapeur pour d’autres applications.
• Directe: La chaleur récupérée est envoyée directement au
générateur de l’unité de réfrigération. Ce système présente
l’avantage de ne pas utiliser de chaudière, permettant une
économie en frais d’investissement et de maintenance. En
outre, le système est plus compact.
Les machines frigorifiques classiques à compression consomment exclusivement de l’électricité ; leur coefficient de
performance (COP), représentant le rapport entre l’effet
frigorifique utile et l’énergie consommée, est élevé‚ entre 2,5
et 5. Par opposition, les machines frigorifiques à trigénération
consomment quasi-exclusivement de la chaleur; leur COP est
faible, entre 0,6 et 1,2. L’intérêt de la trigénération est mis en
évidence si le rendement global de conversion de l’énergie
primaire en froid est évalué, en tenant compte du rendement de
production de l’électricité consommée par les cycles à
compression (0,25 à 0,55).
La trigénération offre deux types de technologies:
• Les machines à absorption utilisent, comme absorbantréfrigérant : a) Le couple Eau-Ammoniac adapté pour les
moyennes et grandes puissance à des températures de
refroidissement inférieures à 5°C. Les applications sont de
type industriel, pour une puissance frigorifique allant jusqu’à
plusieurs MW. b) Le couple Bromure de Lithium-eau, utilisé
pour le conditionnement d’air (T>5°C) dans les bâtiments.
Le COP est plus élevé (0,7-1,2).
• Les machines frigorifiques à adsorption fonctionnent avec le
couple gel de silice/eau. Les applications concernent les
besoins en eau froide jusqu’à 3 °C (applications dans les
nouvelles constructions). Les machines disponibles sur le
marché répondent à une puissance frigorifique nominale
de 50 à 353 kWf. Par rapport aux machines à absorption
au Bromure de Lithium à un seul étage, elles offrent un
meilleur COP pour de plus faibles températures d’eau
chaude (65-85°C).
Résultats attendus et
stratégies de mise en œuvre
Efficacité énergétique
Le choix de la cogénération répond à plusieurs types de
besoins: satisfaction de besoins en chaleur (froid) et électricité,
volonté d’économie d’énergie et de réduction d’émissions,
production d’énergie décentralisée.
En tant que production décentralisée, la cogénération permet
de réduire les investissements dans les infrastructures de
réseau.Ainsi, elle permet d’optimiser le système de production électrique en tenant compte de la localisation des
besoins et des coûts globaux de production, transport, et
distribution. Par ailleurs, un facteur important de la cogénération est qu’elle permet de réduire les pertes de distribution,
évaluées en moyenne à 7 % dans les pays de l’OCDE, plus
élevées dans les pays en développement. En réduisant la
demande d’électricité du réseau central et parfois en lui
fournissant des surplus, la cogénération contribue à une
augmentation nette de la puissance disponible sur le réseau
et donc à une meilleure fiabilité et sécurité de l’approvisionnement. La trigénération présente également des intérêts
importants, en particulier pour contribuer aux politiques
d’électrification des pays en développement, puisque la
chaleur récupérée sur les installations décentralisées peut
servir à la climatisation des hôtels et immeubles.
Le calcul des économies d’énergie et donc des émissions
évitées mérite une attention particulière, étant donné la
possibilité d’inscrire la cogénération et la trigénération dans le
cadre des projets visant la réduction des émissions de gaz à
effet de serre et encadrés par le mécanisme de développement propre et l’application conjointe du Protocole de Kyoto.
L’encadré ci-joint décrit une méthodologie de calcul des
économies d’énergie.
La figure 3 illustre l’économie d’énergie primaire engendrée
par la trigénération par rapport à la production séparée du
froid dans un cycle à compression (COP=3,5), de la chaleur
dans une chaudière (Q = 90 %) et l’électricité dans une
Turbine Gaz Vapeur (E = 55 %). Dans le cas de la production
séparée, les valeurs entre parenthèses désignent l’énergie
primaire consommée si c’est le rendement moyen du parc
électrique (E = 38 %) qui est considéré. E et Q désignent
respectivement les rendements électrique et thermique du
groupe de cogénération. L’économie d’énergie primaire est
alors, selon la référence, de 10% ou 44%.
Le calcul de l’économie d’énergie primaire, de l’index et par
conséquent des émissions évitées et de la rentabilité
économique dépend du scénario de référence considéré
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La cogénération – trigénération
Figure 3 : Comparaison statique de la production séparée et de la trigénération
I=
Pʼ – P
1
=1–
E COP Q
Pʼ
+
+ (1–) Q
E COPc E
Q
avec:
P et P’ les quantités d’énergie primaire consommées
respectivement en production combinée et
séparée pour satisfaire les besoins de chaleur
(Q), d’électricité (E) et de froid (Pf)
COP le coefficient de performance de l’unité de
réfrigération par ab/adsorption
COPc le coefficient de performance de l’unité de
réfrigération par compression
Q E les rendements thermique et électrique du
groupe de cogénération
Q E les rendements thermique (respectivement
électrique) de la chaudière (respectivement
centrale) de référence
la fraction de chaleur cogénérée utilisée pour
produire le froid ; lorsque le paramètre est
nul, il n’y a pas production de froid et on est en
cogénération chaleur et électricité; lorsqu’il est
égal à l’unité, toute la chaleur cogénérée sert à
la production de froid.
nº 4
Les économies d’énergie primaire engendrées par les
installations de cogénération et trigénération peuvent
être exprimées par un index (I) qui représente le gain
relatif d’énergie primaire par rapport à la production
séparée d’électricité, chaleur et froid. L’index d’économie d’énergie est donné par la relation générale
suivante:
pour la production séparée. Ce scénario doit dans tous les
cas représenter la situation spécifique du contexte
d’application. Le tableau 4 présente des exemples de référence
proposés dans certains pays. Dans la plupart des pays en
développement, la pointe électrique est assurée par des
générateurs diesel. Ainsi, toute unité de cogénération
connectée au réseau électrique substituerait la production de
groupes diesel. Ces derniers peuvent être donc considérés
comme centrale de référence pour calculer les économies de
combustibles diesel réalisées. Cette solution a été aussi
proposée lors des discussions sur l’application du Mécanisme
pour un Développement Propre (MDP).
Tableau 4: Exemples de références proposées
Cas
> 1 MWe
Exemple de référence
Centrale Turbine Gaz Vapeur à Cycle Combiné
de rendement 55% et chaudière à gaz de
rendement thermique 90% (Europe)
100 kWe-1 MWe Production de chaleur :
– Chaudière à gaz de rendement thermique 90%
Production d’électricité :
– Centrale au charbon de rendement 36%
– Ou parc moyen de production électrique
de rendement 38%. (Pays-Bas)
10-100kWe
Rendement moyen du parc de production
(mini ou micro- électrique diminué des pertes de distribution
cogénération)
(environ 5%) et rendement thermique
moyen d’environ 80% (Allemagne)
Nombreux pays Générateurs diesel
en développement
Aspects financiers
L’analyse de rentabilité d’un projet de cogénération se fonde
sur l’évaluation des coûts annuels répartis en investissement,
frais d’exploitation et frais de combustibles (tableau 5).
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Calcul des économies d’énergie
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La cogénération – trigénération
Tableau 5 : Ordre de grandeur des coûts
de la cogénération
Technologie
Turbine à vapeur
Turbine à gaz
Moteur à gaz
Moteur diesel
Coût
d’investissement
(€/kW installé)
900 – 2100
400 – 900
245 – 6800
(formule 5783 P-0,39)
550 – 2650
Coût
d’entretien
(€cents/kWh)
0.15 – 0.23
0.48 – 0.53
0.60 – 3.25
(formule 5.45 P-0,26)
0.44 – 2.66
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L’investissement pour une centrale de cogénération comprend:
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• Le coût des équipements:
– Groupe de cogénération;
– Raccordement du circuit de chauffage au groupe de
cogénération;
– Raccordement électrique;
– Réseau de chaleur (distribution,sous-station,raccordement);
– Tampon de stockage si c’est nécessaire, qui permet le
stockage du surplus d’eau chaude lorsque la production du
cogénérateur est supérieure à la demande; la chaleur ainsi
stockée est utilisée lorsque la demande est supérieure à la
production ou encore pendant les heures d’arrêt;
– Récupérateur sur fumées;
– Chaudières d’appoint, sauf si elles sont déjà disponibles
pour la même utilisation ; les chaudières d’appoint
servent à assurer le surplus de demande lorsque la
puissance demandée est supérieure à celle des groupes
de cogénération ou lorsque celle-ci est inférieure à la
puissance minimale admissible des groupes;
– Système de traitement des fumées, lorsque c’est
nécessaire.
• Le coût d’installation:
– Surcoût d’investissement dû au local abritant l’installation de cogénération;
– Local pour les chaudières d’appoint;
– Génie civil;
– Ingénierie (étude);
– Frais d’autorisation.
• Et les frais généraux.
Les frais d’exploitation englobent les frais d’entretien, de
personnel et éventuellement du coût de la puissance de
réserve, c’est-à-dire celle que la compagnie d’électricité garantit
à l’exploitant pour pallier les pannes. Les frais annuels
d’entretien peuvent être considérés comme pourcentage de
l’investissement ou, dans le cas d’un contrat de maintenance,
comme frais fixe par unité d’énergie négocié avec le
contractant en fonction de la taille de l’installation. Le contrat
de maintenance est, pour l’exploitant d’une installation de
cogénération, le moyen le plus sûr et confortable, mais il est
aussi plus onéreux. Selon le type et la charge du moteur, une
révision générale est nécessaire après 25000 à 65000 heures
de fonctionnement. Le coût de la révision générale des unités
de cogénération à gaz varie entre 15 et 25% du coût d’investissement, ce qui est très positif lorsqu’on sait qu’après une
révision générale, le groupe est capable de fonctionner encore
autant d’heures qu’un nouveau groupe.
Les frais de combustibles comprennent le coût de la puissance
et le coût de l’énergie. Ils englobent la consommation
d’énergie primaire du groupe de cogénération et des
chaudières d’appoint ainsi que la consommation d’électricité
pour le fonctionnement des pompes. Certains utilisateurs
préfèrent des chaudières d’appoint au mazout surtout lorsque
le coût de la puissance pour le gaz est très élevé.
L’intérêt économique de la cogénération est qu’elle permet
une réduction de la facture annuelle d’énergie de l’ordre de 10
à 45 % par rapport à la situation sans cogénération, grâce
principalement aux éléments repris ci-dessous. Le gain annuel
se calcule par l’expression :
Gain annuel = gain sur la facture électrique + gain sur les factures
d’entretien – surcoût frais de combustibles + recette (éventuelle) de
vente d’électricité + autres recettes
Le temps de retour simple est égal au surcoût d’investissement divisé par le gain annuel. Malgré le surcoût d’investissement, les temps de retour observés varient entre 3 et 10 ans
et entre 2,5 ans et 7 ans si certains financements tels que les
aides à l’investissement et les certificats verts sont attribués
comme rétribution pour les réductions d’émissions.
On notera que la rentabilité économique des installations de
trigénération est lourdement pénalisée par le coût d’investissement élevé des machines à absorption ou à adsorption.
Néanmoins, la trigénération améliore la rentabilité de l’unité
de cogénération dans les bâtiments en lui permettant de
fonctionner aussi en été. De plus, ces technologies permettent
de supprimer le recours aux fréons utilisés dans les machines
à compression et qui comptent parmi les gaz à effet de serre,
dont certains, destructeurs d’ozone, ont même été interdits
totalement d’utilisation.
Stratégie de mise en œuvre
L’implantation d’un programme de développement de la cogénération nécessite la disponibilité de professionnels ayant
acquis une expertise dans le diagnostic énergétique aussi bien
dans l’administration de l’énergie, chez les clients bénéficiaires,
que dans les bureaux d’études.Avant de mettre en œuvre la
cogénération dans un établissement, il est absolument nécessaire d’identifier et d’instaurer les mesures d’utilisation
rationnelle de l’énergie afin d’éviter le risque de surdimensionnement de l’installation. Les critères de décision sont la
connaissance des besoins à couvrir, le prix de vente ou de
rachat de l’énergie, la disponibilité des combustibles et la
politique locale en faveur de l’efficacité énergétique. Les
besoins de chaleur doivent être importants et réguliers de
manière à garantir un fonctionnement régulier de l’unité de
cogénération. Un minimum de 5 000 heures de fonctionne-
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La cogénération – trigénération
Conclusion
L’économie d’énergie procurée par la production combinée
dépend fortement de la référence choisie et, en cas de trigénération, de la proportion de chaleur utilisée pour la production
de froid. Chaque cas est spécifique, la décision d’investir dans une
unité de co-/trigénération se basera donc sur une analyse fine
des besoins réels d’électricité, de chaleur et de froid de
l’établissement mais aussi du coût des investissements et du prix
des énergies. La cogénération pourra contribuer à la diminution
de la pression sur la pointe électrique journalière dans les centres
urbains des pays en développement, d’une part parce qu’elle
limite la demande électrique des autoproducteurs, et d’autre part,
parce qu’elle pourrait fournir au réseau le surplus de production.
Dans les industries de transformation de bois, la cogénération
au bois diminuera considérablement la consommation de gazole,
actuellement privilégiée par les installations situées hors du
réseau central. Une autre application intéressante est la
production de vapeur pour le dessalement de l’eau de mer. À
côté des énergies renouvelables, la cogénération permettra à
l’avenir aux pays en développement de contribuer aux efforts
mondiaux de réduction des émissions de gaz à effet de serre dans
l’atmosphère. Comme toute technologie de production
décentralisée d’énergie, elle améliore finalement la fiabilité de
l’approvisionnement énergétique tout en diminuant les coûts de
transport et de distribution de l’énergie électrique.
Références
Eurostat, 2003. Combined Heat and Power Plants Statistics in the
EU, 2000. ISBN 156263106.
Région wallonne, 2003. Réaliser une étude de pré-faisabilité d’une
cogénération dans les Règles de l’Art. http://energie.wallonie.be
Tchouate, P.M. et L. Bolle, 2002. Économie d’énergie en
trigénération. International Journal of Thermal Sciences,
vol. 41, pp. 1151-1159.
WADE, 2003. National Survey of Decentralized Energy in Brazil
2003/02. World Alliance for Decentralized Energy.
Association CogenSud, publications, études de cas et outils de
calcul disponibles en ligne. www.cogensud.be
European Association for the Promotion of Cogeneration .
Voir en particulier la rubrique Projects, EDUCOGEN
(nombreuses publications en ligne). www.cogen.org
Site portail de l’énergie en région wallonne.Voir en particulier
la rubrique Cogénération (publications, informations,
logiciels). http://energie.wallonie.be
Les fiches techniques PRISME
(Programme International de Soutien à la
Maîtrise de l’Énergie) sont publiées par l’IEPF.
Directeur de la publication :
El Habib Benessahraoui, directeur exécutif, IEPF
Comité éditorial :
Sibi Bonfils, directeur adjoint, IEPF
Jean-Pierre Ndoutoum, responsable de programme, IEPF
Supervision technique :
Maryse Labriet, Environnement Énergie Consultants
Rédaction :
Dr.-Ing. Pépin Magloire Tchouate Héteu
Université catholique de Louvain (Belgique)
Édition et réalisation graphique :
Communications Science-Impact
nº 4
Idéalement, la cogénération pourrait être intégrée dans la
définition et l’occupation des nouvelles zones franches industrielles. En effet, les industries susceptibles de s’y installer
peuvent être classées par type et profil d’énergie utile de
manière à optimiser le dimensionnement des installations de
cogénération. De même, l’installation de séchoirs à bois ou le
renouvellement des chaudières et groupes frigorifiques à
compression dans les hôtels et immeubles de bureaux devrait
susciter une étude de faisabilité pour la cogénération.
Sites Internet
L’Institut de l’énergie et de l’environnement
de la Francophonie est un organe subsidiaire
de l’Agence intergouvernementale de la
Francophonie (AIF). Il a été créé en 1988 par
la Conférence générale de l’Agence, suite aux
décisions des deux premiers Sommets des
chefs d’État et de Gouvernement des pays
ayant en commun l’usage du français. Son
siège est situé à Québec, au Canada. Sa
mission est de contribuer au renforcement
des capacités nationales et au
développement des partenariats au sein de
l’espace francophone dans les domaines de
l’énergie et de l’environnement.
Institut de l’énergie et de l’environnement
de la Francophonie (IEPF)
56, rue Saint-Pierre, 3e étage
Québec (QC) G1K 4A1 Canada
Téléphone: (1 418) 692 5727
Télécopie: (1 418) 692 5644
Courriel: [email protected]
Site Web: www.iepf.org
L’Agence de l’efficacité énergétique du
Québec (AEE) est un organisme public dont
la mission est d’assurer la promotion de
l’efficacité énergétique pour toutes les
sources d’énergie et dans tous les secteurs
d’activités. Les mandats de l’Agence portent
sur l’encadrement législatif du domaine de
l’efficacité énergétique, sur la conception et
l’application de programmes de promotion,
sur la réalisation de projets de
démonstration, ainsi que sur le
développement de matériel et d’outils
d’information, de formation et de
sensibilisation à l’intention de tous les
consommateurs d’énergie. L’AEE assume
également un mandat de promotion de
l’expertise québécoise en efficacité
énergétique à l’échelle internationale.
Agence de l’efficacité
énergétique du Québec
5700, 4e Avenue Ouest, B405
Charlesbourg (Québec) G1H 6R1
Téléphone: (1 418) 627-6379
Télécopie: (1 418) 643-5828
Courriel: [email protected]
Site Web: www.aee.gouv.qc.ca
Thématique: Les technologies à haute performance énergétique
F i c h e
t e c h n i q u e
P R I S M E
ment est à conseiller, dépendamment de la tarification en
vigueur pour l’électricité dans le pays ou la région concernée.
Par ailleurs, il est souvent nécessaire de rechercher la
meilleure solution technologique. Cela revient à simuler le
fonctionnement de plusieurs tailles et types de cogénérateur
et du stockage de chaleur pour finalement choisir la solution
la plus rentable mais qui soit adaptée à la demande en chaleur
et en électricité de l’établissement étudié.
7
IEPF-FichePrisme-Cogénération
24/02/04
08:53
Page 8
La cogénération – trigénération
Étude de cas
La cogénération dans un centre aquatique en Belgique
Raisons et description du projet
Après une étude consistant à établir le cadastre énergétique
de la ville, les besoins d’électricité et de chaleur des bâtiments
ont été analysés du point de vue de l’efficacité énergétique
de leur satisfaction. Les résultats de cette étude ont montré
que le centre aquatique (comprenant piscine et autres jeux)
représentait un site pertinent pour l’implantation d’une
installation de cogénération du fait de ses besoins importants
en électricité et chaleur concentrés au même endroit. Un
pré-dimensionnement de l’installation de cogénération a
donné des premiers résultats encourageants, et la Ville a
décidé de commander une étude de faisabilité auprès d’un
bureau d’études spécialisé. Les résultats techniques et
financier de l’étude de faisabilité sont présentés ci-après.
Résultats techniques et financiers
Thématique: Les technologies à haute performance énergétique
F i c h e
t e c h n i q u e
P R I S M E
nº 4
Résultats techniques
Type de l’unité de cogénération
Puissance optimale
Rendement de l’unité de cogénération
Durée de fonctionnement «simulée»
8
Moteur au gaz naturel
200 kWe / 312 kWth
34% (élect.)/51% (therm.)
4752 heures
Résultats énergétiques AVANT cogénération
Consommation de combustible 2801541 kWhp de gaz naturel
Besoin net en chaleur
2521387 kWhth (rendement de 90%)
Consommation d’électricité 1311660 kWhe (pointe max.
de 338 kWé)
Résultats énergétiques APRÈS cogénération
Consommation de combustible 4000 940 kWhp de gaz naturel
soit une surconsommation
de combustible de
1199399 kWhp de gaz naturel
Production de chaleur
par cogénération
1436305 kWhth (57% des besoins)
Achat de chaleur
1083528 kWhth (43% des besoins)
Production d’électricité
par cogénération
950400 kWhe
Auto-consommation
de l’électricité produite
590156 kWhe (45% des besoins)
Achat d’électricité1
721302 kWhe (55% des besoins)
1. Une partie des besoins en électricité est satisfaite par des achats plutôt que
par la consommation de l’électricité produite parce que l’installation a été
dimensionnée selon les besoins de chaleur. Par conséquent, pendant
certaines heures de production, la puissance électrique fournie par le
cogénérateur est supérieure à la demande interne de l’entreprise. Le surplus
est alors vendu sur le réseau électrique local. Par contre, l’entreprise doit
acheter de l’électricité du réseau soit quand la puissance produite par le
cogénérateur est inférieure à sa demande, soit en périodes d’arrêt du
cogénérateur.
Résultats économiques AVANT cogénération
Facture combustible
62383 € HTVA
Facture électrique
94022 € HTVA
Résultats économiques APRÈS cogénération
Facture combustible
90642 € HTVA
Facture électrique (achat)
45710 € HTVA
Facture des entretiens et d’assurance 7603 € HTVA
Vente de l’électricité excédentaire
6867 € HTVA
Rentabilité du projet de cogénération (hors aides)
Investissement net
180000 € HTVA
Hypothèse 1 – Certificat à 65 €1
Vente de 291 certificats verts
18886 €
Gain annuel net2
38202 €
Temps de retour simple3
4,7 années
Hypothèse 2 – Certificat à 100 €1
Vente de 291 certificats verts
29055 €
Gain annuel net2
48372 €
Temps de retour simple3
3,7 années
1. Le prix des certificats verts est fixé par le régulateur, la Commission
Wallonne pour l’Énergie dans ce cas-ci, en tenant compte du marché, du
volume et de la volonté politique d’encourager la production verte.
Au moment de l’étude, le certificat vert valait 65 €. Il vaut à ce jour 83 €.
La valeur de 100 € représente une valeur fictive à des fins de simulation.
2. Factures après cogénération – Factures avant cogénération – Vente
électricité excédentaire – Vente certificats verts
3. Investissement / Gain annuel
Résultats environnementaux
Émissions de CO2 évitées
Nombre de certificats verts
(1 CV = 456 kg CO2)
Économie en énergie primaire1
132492 kg CO2
291 certificats
528600 kWhp de gaz naturel
1. Économie d’énergie primaire = électricité produite par le cogénérateur
divisé par le rendement d’une TGV (ici 55 %) + chaleur cogénérée divisée
par le rendement de la chaudière de référence (ici 90 %) – énergie
primaire consommée par le cogénérateur
Stratégie de mise en œuvre
et financement
Suite à ces résultats plutôt encourageants, le cahier des charges
a été commandé par la Ville, avec l’option d’un financement sur
fonds propre. Le projet final a été présenté en novembre 2003
au Conseil d’administration qui a approuvé le lancement de
l’appel d’offre pour janvier 2004. La mise en service de
l’installation est prévue pour mars 2005.