Pertinence d`une installation de cogénération

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Réglementations
et
Procédures d’installation
concernant les installations
de
cogénération
en France
LES PROCÉDURES ET POLITIQUES LIÉES À LA MISE EN ŒUVRE
D'UNE USINE CHP EN FRANCE ET EN AnglETERRE
--------------------------------Document de synthèse
Michaël MARION
Université de Caen Basse-Normandie
LUSAC
Version du mardi 29 octobre 2013
1
Octobre 2013
Sommaire
1
Introduction
2
Développement de la réglementation concernant les installations de cogénération.
3
La réglementation thermique et environnementale
4
Procédures et démarches accompagnant un projet de cogénération en France
5
4-1
Cas des installations soumises à autorisation : Etude d’impact environnemental
4-2
Démarches pour raccorder une installation sur le réseau électrique.
4-2-1
Démarches de raccordement auprès d’EDF.
4-2-2
Démarches auprès d’EDF OA ( EDF Obligation d’Achat).
4-3
Cas des unités de production de biogaz valorisé par cogénération.
4-4
Tableau résumant les principales démarches
Situation actuelle et future des aides de l’état
2
1 Introduction
Ce document est une synthèse constituée à partir d’extraits, d’adaptations d’interprétations
de textes publics publiés et d’informations mises en lignes sur les sites des différentes
structures nommées. Il ne constitue donc pas le résultat d’une réflexion d’experts mais il peut
être utilisé comme base de réflexion.
La production et la distribution d’électricité en France ont fait l’objet d’une reforme en
2000 de la réglementation. Cette réforme reprend les dispositions de la directive européenne
du 19 décembre 1996 concernant les règles communes pour le marché intérieur de
l’électricité. Cette directive européenne définit les modalités d’organisation et de
fonctionnement du secteur de l’électricité, l’accès au marché, les critères et procédures
applicables en ce qui concerne les appels d’offre et l’octroi des autorisations ainsi que
l’exploitation des réseaux.
La mise en place de cette directive a débuté en France par l’adoption des principes de
l’obligation d’achat de l’électricité d’origine renouvelable. Ces principes figurent dans
l’article 10 de la loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au
développement du service public de l’électricité qui pose les bases de l’organisation du
marché de l’électricité. Cette loi introduit dans son premier article la notion de service public
d’électricité qui a pour objet de garantir l’approvisionnement en électricité sur l’ensemble du
territoire national dans le respect de l’intérêt général. Elle abroge ainsi le décret N° 55-662 du
20 mai 1955 réglant les rapports entre les établissements visés par les articles 2 et 23 de la loi
du 8 avril 1946 et les producteurs autonomes d’énergie électrique.
Les tarifs d’achat de l’électricité ont désormais vocation à assurer une rentabilité normale
aux investissements de production d’électricité d’origine renouvelable. Pour ce faire, le
niveau de prix auquel le distributeur d’énergie doit racheter l’électricité est fixé par arrêté à un
niveau supérieur au niveau du prix de marché. Cette loi offre l’avantage d’une bonne visibilité
à moyen terme des tarifs de vente de l’électricité produite et a ainsi permis le développement
d’installations de cogénération au début des années 2000. L’enquête annuelle sur la
production
d'électricité
du
Service
de
l'observation
et
des
statistiques
(http://www.statistiques.equipement.gouv.fr/) indique ainsi dans son rapport de 2010 qu’en
3
France, il existe environ 800 installations de cogénération pour une puissance électrique
installée de 5 000 MWe. Elles produisent en moyenne annuellement 16 TWhe d’électricité et
22 TWh de chaleur. Ces installations de cogénération sont concernées par plusieurs textes
réglementaires relevant de plusieurs domaines coexistants et qui peuvent être classés de la
manière suivante :
-
réglementation spécifique à la production autonome d’électricité, incluant les textes
relatifs à la fiscalité et aux tarifs d’achat et de vente.
-
réglementation thermique
-
réglementation environnement
-
réglementation relative à la sécurité des équipements ( appareils à pression, appareils
électriques)
-
réglementation relative à la sécurité des travailleurs ( code du travail)
Les trois premiers points constituent un ensemble de règles qui s’appliquent aux différents
acteurs impliqués dans un projet de cogénération. Ce document présente une synthèse de ces
règles. Les points 4 et 5 concernant plus spécifiquement les constructeurs d’appareils et le
code du travail, ils n’entrent pas dans la synthèse présentée ici.
2 Développement de la réglementation concernant les installations de cogénération.
Les textes réglementaires résumés ici apparaissent principalement par ordre de parution et
prennent en considération les applications des lois du 10 février 2000 et de la loi Programme
des Orientations de la Politique Energétique n° 2005-781 du 13 juillet 2005 (loi POPE). Afin
de simplifier la lecture, seuls les points clé des textes sont présentés ici. La majeure partie des
textes complets est disponible en ligne à partir du site du ministère de l’écologie, du
développement durable et de l’énergie. http://www.developpement-durable.gouv.fr/Lacogeneration.html.
La loi du 10 février 2000 évoquée précédemment a été suivie par le décret du 29 mai 2000
relatif à l’éligibilité des consommateurs d’électricité. Ainsi, un consommateur d’électricité est
dorénavant autorisé, pour alimenter un de ses sites, à s’adresser à un ou plusieurs fournisseurs
d’électricité de son choix, dans son pays ou ailleurs. Un seuil maximum de 16 GWh e par an
est fixé.
4
Puis, le décret du N°2000-877 du 7 septembre 2000 relatif à la procédure d’autorisation
d’exploiter les installations de production d’électricité a été publié. Ce décret fixe plus
particulièrement un seuil de puissance installée à 4,5 MWe au-delà duquel le producteur doit
fournir des éléments détaillés sur son coût de production. Ce seuil correspond à la capacité de
production de 16 GWhe sur une base de 3500 heures.
Le décret N° 2000-1196 du 6 décembre 2000 fixe par catégorie d’installation les limites de
puissances des installations qui bénéficient de l’obligation d’achat. Ainsi, pour être éligible, la
puissance installée doit rester inférieure à 12MWe. On notera en particulier l’article 3 qui
précise et inclus dans la liste des installations éligibles les installations de cogénération. Ce
texte été a ensuite modifié par le décret n°2007-1307 du 4 septembre 2007. On constate
aujourd’hui que cette limite de 12 MWe concerne exclusivement les très grosses installations
de cogénération du secteur industriel ou des réseaux de chaleur. Le secteur résidentiel-tertiaire
ne possède pas d’unité de cogénération atteignant une telle taille. (2).
Le décret du 10 mai 2001 : N° 2001-410 précise les obligations des producteurs et fixe par
arrêté ministériel les conditions d’achat de l’électricité produite par les producteurs
bénéficiant de l’obligation d’achat. L’arrête du 3 juillet 2001: fixe les caractéristiques des
installations de cogénération bénéficiant de l’obligation d’achat et fixe en particulier des
critères de performances minimum. Ce texte abroge ainsi l’arrêté du 23 janvier 1995 relatif
aux installations utilisant des techniques de cogénération. Puis, l’arrête du 31 juillet 2001, par
la suite modifié par les arrêtés du 26 mars 2003, du 23 décembre 2004 et du 23 août 2005,
fixe les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations de cogénération et les
installations utilisant les énergies renouvelables ou les déchets ménagers. Ces conditions ont
permis d’établir des contrats d’obligation d’achat valables 12 ans. En pratique, les contrats
sont les suivants : 97-01 ; 99-02 ; C01 et C01-R. Dans ces contrats, les tarifs d’achat
comportent :
-
Une prime fixe fonction de la tension de raccordement de l’installation et du
respect de la puissance électrique garantie pendant les 5 mois d’hiver (du 1er
novembre au 31 mars) par le producteur.
-
Une rémunération de l’énergie active, somme de trois composantes :
o Une rémunération fonction de la puissance électrique garantie et de la
tension de raccordement
o Une rémunération fonction du prix du gaz
5
o Une prime fonction de l’économie en énergie primaire
Par exemple, dans le cas du contrat C01, le producteur perçoit une prime à l’efficacité
énergétique, fonction de l’économie d’énergie primaire réalisée par l’installation. L’économie
relative d’énergie primaire Ep procurée par l’installation par rapport à des installations de
production d’électricité et de chaleur séparées est égale à :
Ep  1 -Q/ [ E / [ (1 - ) élec ]  C / th ]
avec :
Q est l’énergie primaire consommée en kWh PCI
E est l’énergie électrique produite en kWh
C est l’énergie thermique utilisée en kWh
 représente les pertes en lignes lorsque l’électricité produite doit être transportée sur de
longues distances. On admet implicitement ici que la tension de raccordement rend compte de
ces pertes. Ainsi,

7 % si l’installation est raccordée en BT (230 ou 400 V),
4 % si l’installation est raccordée en HTA (20 kV),
2,5 % si l’installation est raccordée en HTB (63 et 90 kV)
0 si l’installation est raccordée en 225 kV
élec représente le rendement électrique d’une centrale à cycle combiné au gaz (CCG) de
référence de 650 MW électrique. élec = 54 %. (Le dernier arrêté du 9 Octobre 2013 porte
cette valeur à 56%).
th représente le rendement moyen d’une installation de production thermique classique. Ce
rendement tend naturellement à diminuer lorsque la température au départ de la chaudière
tend à augmenter. Ainsi, plusieurs valeurs sont possibles :
th =
91 % si l’installation produit de l’eau chaude en moyenne à 80 °C ou moins,
th = (107 – 0,2 x température (°C)) % si l’installation produit de l’eau chaude entre
80 et 110 °C,
th = 85 % si l’installation produit de l’eau chaude à plus de 110 °C ou de la vapeur
(températures mesurées au point de livraison de chaleur du producteur).
6
Pour être éligible, il est nécessaire d’une part que l’économie en énergie primaire soit au
minimum de 5%. Autrement dit : Ep>5%. (Le dernier arrêté du 9 Octobre 2013 porte cette
valeur à 10%).
D’autre part, la valeur minimale du rapport entre l’énergie thermique produite et
effectivement utilisée sur l’énergie électrique produite soit de 50 % Autrement dit : C/E > 0,5.
L’énergie thermique produite par l’installation et utilisée dans les calculs des valeurs
précédentes correspond soit aux besoins propres du producteur, soit aux besoins de tiers en
application de contrats commerciaux.
L’arrêté du 13 mars 2002 fixe les conditions d’achat plus particulièrement pour les
installations d’une puissance inférieure ou égale à 36 kVA, généralement appelées microcogénération. Ces conditions d’achat sont nettement moins favorables ( 8 à 9 c€/kWhe) et
généralement, ces unités de production sont destinées à l’autoconsommation.
Le parc d’installation de cogénération s’est ainsi essentiellement développé sur la base
d’unités fonctionnant au gaz naturel. Toutefois, quelques installations de cogénération
utilisant la chaleur d’incinération des ordures ménagères ont été mises en service. L’arrêté du
19 janvier 2005 qui modifie l'arrêté du 2 octobre 2001 fixe ainsi les caractéristiques
techniques de certaines installations utilisant à titre principal certaines énergies renouvelables
ou des déchets et pouvant utiliser une fraction d'énergie non renouvelable. En particulier, cet
arrêté fixe à 15 % maximum la fraction d’énergie primaire non renouvelable consommée
annuellement par l’installation.
Le décret n° 2005-1149 du 7 septembre 2005 relatif à la rénovation des installations et
modifiant le décret du 10 mai 2001 permet de considérer comme nouvelle installation, donc
éligible pour l’obligation d’achat, une installation rénovée en ayant bénéficié d’un
investissement suffisant. Cette mesure visait avant tout à pérenniser le développement de la
filière de production d'électricité par cogénération. L’arrêté du 14 décembre 2006 relatif à la
rénovation des installations de cogénération, pris pour l’application du décret du 7 septembre
2005, pose désormais le principe du bénéfice de l'obligation d'achat pour les installations
rénovées pour un montant minimum de 350 €/kWe installé.
Afin de favoriser le développement des installations de cogénération raccordées sur des
réseaux de chaleur, la loi du 13 juillet 2006 prévoit dans son article n°76 que les réseaux de
7
chaleur alimentés à plus de 60% par des énergies renouvelables bénéficient de la TVA au taux
réduit sur la part abonnement (qui représente généralement la moitié de la facture de
chauffage des logements concernés). Par la suite, le décret du 5 septembre 2006 suivi de
l’arrêté du 8 novembre 2007 fixent le cadre permettant d’établir des certificats garantissant
que l’électricité vendue a été produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou par
cogénération.
Puis, le décret 2007-1058 du 29 juin 2007 relatif à l’éligibilité des consommateurs
d’électricité mentionne désormais que tout consommateur final d'électricité est éligible pour
chacun de ses sites de consommation d'électricité.
3 La réglementation thermique et environnementale
Ces réglementations sont essentiellement établies par la loi N° 80-531 du 15 juillet 1980
relative aux économies d’énergie et à l’utilisation de chaleur modifiée et par la loi N° 96-1236
sur l’air et l’utilisation rationnelle de l’énergie du 30 décembre 1996. La première est
complétée de décret d’application N° 84-542 du 13 mai 1981 relatif à l’alimentation des
réseaux de distribution de chaleur et au classement des réseaux de distribution de chaleur et de
froid. Ainsi, sont déclarés d’intérêt général les canalisations de transport et de distribution de
chaleur.
Dans leurs applications, le décret du 11 septembre 1998 relatif aux rendements minimaux
et à l’équipement des chaudières de puissance utile comprise entre 400 kW et 50 MW
renforce les exigences concernant :
- Le respect de rendements minimum de chaudière selon combustible utilisé,
- La mise à disposition d’appareils de contrôle en bon fonctionnement,
- La tenue à jour d’un livret de chaufferie.
Le décret du 16 septembre 1998 relatif aux contrôles périodiques des installations
consommant de l’énergie thermique ( > 1MW) vise à renforcer la conformité réglementaire du
rendement de la chaudière, le bon fonctionnement des appareils de mesure et de contrôle, le
bon état des installations de distribution de l’énergie thermique, la qualité de combustion et du
bon fonctionnement de la chaudière, la tenue à jour d ’un livret de chaufferie.
8
Par ordonnance du 18 septembre 2000, le gouvernement a procédé à l’adoption législative
du Code de l’Environnement. Ce code rassemble toutes les lois relatives à l’environnement.
Parmi elles, figurent les lois dites sélectives dans le domaine de l’air, du bruit, des déchets, de
l’eau, de la protection de la nature et les produits chimiques. Les lois dites intégrées du 19
juillet 1976 relatives aux installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE)
qui réglemente les usines, ateliers, dépôts ou toutes installations susceptibles de présenter des
dangers ou inconvénients pour l’environnement, la santé, la sécurité ou la salubrité publique (
titre premier du livre V du code de l’environnement).
Le code de l’environnement classe les installations, y compris les installations de
cogénération, de la façon suivante :
Si la puissance thermique consommée P > 2 MW, une installation de cogénération est une
Installation Classée pour la Protection de l’Environnement (ICPE) visée par la rubrique
N°2910. Elle est soumise à déclaration si P < 20 MW et elle est soumise à autorisation
préfectorale si P > 20 MW (installations dites Seveso).
L’arrêté du 25 juillet 1997 est relatif aux installations de combustion soumises à
déclaration (y compris moteurs et turbines). Il fixe désormais des seuils maximums
d’émission pour par catégorie de technologie, de puissance et de combustible. Les polluants
concernés par ce texte sont les oxydes de soufre, les oxydes d’azote, les poussières, les
Composés Organiques Volatils non méthaniques (COV NM), le monoxyde de carbone (CO).
Les valeurs limites de rejets diffèrent suivant le type d’installation : Chaudières, moteurs,
Turbines, autres installations. Ces normes d’émissions évoluent comme l’indique par exemple
l’arrêté du 11 août 1999, relatif à la réduction des émissions polluantes des moteurs et
turbines à combustion ainsi que des chaudières en postcombustion soumises à autorisation.
A ces textes s’ajoutent d’autres contraintes comme par exemple celles concernant
l’aménagement et l’exploitation des installations de cogénération : hauteur de cheminée,
valeurs limites de bruit, sécurité incendie,... Pour les unités exploitant par exemple du bois,
l’installation comporte habituellement un stockage. Elle est alors concernée par la rubrique
1450.2a (emploi ou stockage de solides facilement inflammables dont la quantité totale est
supérieure ou égale à 1 tonne) et par la rubrique 1532.2 ( dépôt de bois secs ou matériaux
combustibles analogues d’un volume de stockage supérieur à 1000 m3 mais inférieur à 2000
m3). Le projet peut également nécessiter une demande d’assimilation de déchets biomasse à
9
un combustible commercial, comme c’est le cas pour les mélanges de broyats de palettes et
plaquettes forestières.
D’autres réglementations, comme par exemple l’arrêté du 15 mars 2000, concernent plus
particulièrement l’exploitation des appareils sous pression. Les arrêtés du 1er février 1993 et
du 15 mars 2000 concernent plus spécifiquement l’exploitation de générateurs sans présence
humaine et l’arrêté du 10/10/2000 concerne l’exploitation des appareils électriques.
4 Procédures et démarches accompagnant un projet de cogénération en France
Les démarches nécessaires accompagnant un projet d’implantation d’unité de cogénération
dépendent essentiellement de la puissance de l’installation. Ces installations sont destinées à
produire de l’énergie électrique et de la chaleur et sont donc soumises, si elles dépassent 2
MW, à la réglementation sur les installations classées pour la protection de l’environnement
(ICPE). Si la puissance thermique est inférieure à 20 MW (si la puissance électrique est
supérieure à 4500 kW), l’installation est soumise à déclaration et les démarches sont plus
simples, notamment de puis janvier 2012. Si la puissance thermique dépasse 20 MW (si la
puissance électrique est supérieure à 4500 kW), l’installation est soumise au régime
d’autorisation prévu par l’article L512-1 du code de l’environnement. Elles relèvent plus
précisément de la rubrique 2910 A1 (installations de combustion d’une puissance thermique
supérieure ou égale à 20 MW). Un dossier complet, dont le contenu est résumé dans le
paragraphe 4-1 ci-après est à préparer pour obtenir l’autorisation d’exploitation.
Il sera nécessaire de prévoir une demande de Kbis (voir ci après) si le projet s’inscrit dans
le cadre de la création de société. De même, il sera nécessaire de réaliser une demande de
permis de construire et une demande d’autorisation d’exploiter. L’autorisation d’exploiter est
délivrée par la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC).
Le Kbis est un document officiel attestant de l'existence juridique d'une entreprise
commerciale, délivré par le registre du commerce et des sociétés ( c’est à dire au greffe du
tribunal de commerce ), et qui est la "carte d'identité" de l'entreprise. L'extrait K-bis énonce
les caractéristiques de l'entreprise : Greffe d'immatriculation, numéro d'identification (numéro
SIREN), raison sociale, sigle, enseigne, forme juridique (SARL, SA, GIE, SCI...), devise et
montant du capital social, adresse du siège, durée de la société, date de constitution, code
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NAF, activité détaillée (texte), adresse du principal établissement. Il énonce également les
caractéristiques relatives à l’administration de l’entreprise : fonction, nom, prénom, date de
naissance, commune de naissance, nationalité et adresse du dirigeant principal, des
administrateurs et des commissaires aux comptes.
4-1 Cas des installations soumises à autorisation : Etude d’impact environnemental
(dossier à déposer auprès du préfet de région).
L’article R122-13 du code de l’environnement précise que le projet doit être approuvé par
l’autorité administrative de l’état compétente en matière d’environnement. Ainsi, le projet doit
être présenté dans un dossier comportant une étude d’impact environnemental. L’avis de
l’autorité est donné dans les deux mois suivant la réception du dossier. Selon l’article R122-11 du code de l’environnement, le préfet de Région est l’autorité administrative compétente en
matière d’environnement.
En pratique, le projet doit prévoir des études d’impact sur différents points. Le dossier doit
prendre en compte les incidences directes et indirectes, permanentes et temporaires sur
l’environnement. L’installation devra être équipée des dispositifs réglementaires et des
accessoires nécessaires au contrôle des rejets en continue. Le programme de surveillance
périodique des différents rejets devra être conforme à la réglementation. Parmi les points
indiqués ci après, il peut être nécessaire d’inclure une analyse des effets cumulés des rejets
avec ceux d’une autre installation voisine. L’étude de risques sanitaires sur les rejets
atmosphériques cumulés avec les données connues de la qualité de l’air existante est à mener,
notamment en intégrant les paramètres NOx, SO2, benzène, dioxines, poussières…. Elle doit
conclure à un risque acceptable pour les populations potentiellement exposées (présence
d’écoles, établissements de santé…). Le dossier de demande comprend habituellement :
- Une justification du projet. Cette partie indiquera ce qu’apportera le projet comme la
valorisation de biomasse, la production d’électricité et de chaleur…au niveau local : la
création d’emplois, l’amélioration de services, une baisse des coûts pour les usagers. Il sera
nécessaire de justifier le choix du site.( Possibilités de raccordements et d’approvisionnement,
réduction de nuisances…). Le projet devra être compatible avec l’ensemble des plans
nationaux ou locaux concernés.
11
- Une étude sur le sol, sa constitution avant projet, les éléments particuliers devant être
soulignés comme la consommation des espaces naturels et agricoles.
- Une présentation de la façon dont fonctionnera l’installation, et plus particulièrement
l’approvisionnement énergétique du site et son impact sur le trafic routier. Notamment, la
fréquence de passage des camions que nécessite l’activité et sa relation avec l’infrastructure
routière existante. Le ou les stockages de matière dangereuse ou combustible et le risque que
cela représente.
- Une étude hydrologique. Cette étude permet d’appréhender l’impact sur l’eau. Pour cela, il
est nécessaire de connaître la situation hydrographique du site, les besoins en eau potable, les
effluents : de quoi seront-ils composés, les volumes annuels estimés, leur retraitement, les
eaux pluviales et la conformité de ces rejets. Les mesures de prévention et de réduction du
risque d’impact sur l’eau. Il est nécessaire d’indiquer si les installations et les zones de
stockage de produits dangereux pour l’environnement sont équipées de bac de rétention
adapté.
- Une étude des rejets atmosphériques (fumées, odeurs. Cette étude évalue ce qui sera émis
par les fumées et précise si un traitement, par exemple à l’aide de filtres, est prévu. Ce type de
traitement concerne par exemple les NOx, ou encore les quantités de poussières émises et
récupérées. La présence d’analyseurs en continue ( SO2, O2, NOx, CO…) permet par exemple
de justifier le niveau de maîtrise des émissions atmosphériques. Ces rejets devant
normalement être inférieurs aux limites fixées par l’arrêté du 23 juillet 2010 relatif aux
installations de combustion d’une puissance supérieure à 20 MW. Par exemple, pour les
poussières, le seuil maximal est de 20 mg/Nm3.
- Une étude concernant l’état initial du lieu d’implantation : un diagnostic du site du projet
doit être effectué par un bureau d’études qui précise en quoi consiste la végétation présente,
indiquer la présence de friches, la présence de lieux humides ou de zones déjà
aménagées…Un inventaire floristique et faunistique montrant qu’aucun habitat ou espèce
sensible ou à valeur patrimoniale n’a été recensée sur le site. L’impact du projet sur la flore et
sur la faune devra être extrêmement réduit.
12
- Une étude paysagère dont un recensement des environs paysagers du site et l’impact visuel
paysager du projet ( hauteur des bâtiments, couleurs des façades, matériaux…). Ces éléments
permettent normalement d’appréhender l’intégration des futurs bâtiments dans le paysage. En
tenant compte du patrimoine architectural et historique.
- Une étude concernera le traitement des déchets produits. Elle précisera la nature de ces
déchets et de quelle façon ils seront traités. Cela permet d’évaluer si le traitement envisagé
respecte les normes en vigueur.
- Une étude d’impact sur la qualité de l’air. Il est nécessaire de présenter les différentes
sources de rejets atmosphériques qui seront émises par l’installation, les points d’émissions.
Normalement, le projet doit respecter les normes de l’arrêté du 23 juillet 2010.
- Une étude d’impact sonore. Une étude acoustique doit être menée, par exemple par un
bureau d’ingénierie compétant sur ce domaine. A ce titre, l’arrête du 23 janvier 1997 relatif au
bruit émis dans l’environnement par les installations ICPE soumise à autorisation s’applique.
Une campagne de mesures acoustiques devrait ainsi être réalisée dans l’environnement
proche, ce qui permettra d’évaluer l’émergence sonore lors de l’activité. Cette étude doit
permettre d’évaluer si l’installation respecte les normes.
- Une étude d’incidence du projet sur le climat. Un bilan prévisionnel d’émissions de gaz à
effets de serre ( GES) doit être réalisé par un bureau d’études compétant. Ce bilan doit prévoir
les émissions prévues pour la construction, l’exploitation et le démantèlement.
- Une présentation des mesures prises pour réduire si possible les impacts ou les compenser.
Par exemple, le projet prévoit dès le départ des plantations, un traitement adapté des rejets
atmosphériques ou des émissions et acoustiques, il précise la part de l’investissement dédiée à
l’environnement puis à la remise en état du site après démantèlement.
- Une étude des dangers présentera une analyse complète des différents risques potentiels de
l’installation de cogénération tels que les risques liés à un incendie, les risques sanitaires….
Elle décrit de façon détaillée les mesures techniques, opératoires et organisationnelles
destinées à maîtriser la totalité de ces risques. Cette étude est normalement complétée d’un
volet « hygiène et sécurité » complet et détaillé.
13
4-2 Démarches pour raccorder une installation sur le réseau électrique.
Ce chapitre ne concerne que les installations injectant de l’énergie électrique sur le réseau
public de distribution géré par le distributeur EDF. Il ne concerne donc pas les autoproducteurs qui consomment la totalité de leur production.
Raccorder une installation de production sur le réseau de distribution la soumet aux
conséquences des contraintes qu’elles pourraient générer. Ce raccordement doit donc faire
l’objet d’une étude préalable. Au même titre que les installations éoliennes, photovoltaïques
ou hydrauliques, les unités de cogénération suivent la même procédure de raccordement.
Deux démarches sont à réaliser, la première concerne l’autorisation du raccordement, la
seconde concerne le contrat d’obligation d’achat. Ces démarches sont résumées ci-après.
4-2-1 Démarches de raccordement auprès d’EDF.
D’une façon générale, la demande initiale de raccordement au réseau public de distribution
se situe en amont de l’obtention, par le demandeur, des autorisations administratives lui
permettant de réaliser son projet. Toutefois, le demandeur a dès le départ du projet besoin
d’évaluer objectivement le montant de son investissement incluant donc les frais de
raccordement. Lorsque seules les grandes lignes du projet sont connues, le demandeur adresse
à EDF une « demande de renseignement » à laquelle EDF répond sous 6 semaines par une
« étude de faisabilité ». Cette démarche s’applique normalement pour les installations de
moins de 2,5 MWe et permet de savoir où le raccordement pourra se faire et quelle en sera
l’enveloppe approximative.
Si le matériel est déjà bien identifié, il est possible de demander à la charge du demandeur
une « étude détaillée » (prévoir 3 mois), ce qui raccourcira les délais d’attente dans la suite de
la procédure.
Dans tous les cas, il est nécessaire de faire une demande de PTF (Proposition Technique et
Financière). Cette demande correspond à l’évaluation du coût de raccordement, ce qui inclus
les éventuelles modifications nécessaires du réseau. Cette demande est à faire une foi le projet
administrativement autorisé. Le demandeur entre alors dans la logique dite de « la file
d’attente » et cette demande donne lieu à la réalisation d’une « Proposition Technique et
14
Financière » détaillée sous 3 mois. A sa réception, on dispose alors de 3 mois de réflexion
pour accepter la PTF et payer l’acompte demandé. (Si une étude détaillée a été faite au
préalable, le délai passe à 1 mois). EDF réalise alors des études complémentaires permettant
d’évaluer plus finement les opérations qu’il doit engager pour réaliser le raccordement. Cette
étude permet d’élaborer la « convention de raccordement » qui précise plus finement les coûts
et délais de raccordement.
A compter du paiement de l’acompte, les délais d’attente annoncés dans la PTF commencent :
Ils sont en principe fermes lorsque la convention de raccordement est signée mais variables en
fonction des travaux à réaliser. Une fois les travaux de raccordement réalisé, le producteur
dispose de deux ans pour mettre en service son installation.
4-2-2 Démarches auprès d’EDF OA ( EDF Obligation d’Achat).
Ce paragraphe résume les démarches administratives en vigueur pour réaliser une demande
de contrat d’obligation d'achat pour les cogénérations de moins de 12 MWe.
Pour celles de taille supérieure, la logique de marché de l’électricité prévaut. Etant en
général raccordées au réseau de transport électrique (RTE), ces dernières peuvent participer
au marché de l'ajustement, et également, si elles sont post obligation d’achat en 2014, elles
pourront bénéficier du contrat transitoire de capacité actuellement en cours d'élaboration.
Une demande complète de contrat d’achat (DCC) doit être déposée au près de l’agence
EDF-OA supervisant les demandes du département concerné. La date de la DDC est la date
du cachet de la poste figurant sur le courrier d’envoi; elle joue un rôle important car elle
détermine le tarif applicable à la date d’effet du contrat d’achat. La puissance maximale
d’achat indiquée sur la DCC doit être identique à celle mentionnée sur le Certificat Ouvrant
Droit à l’Obligation d’Achat CODOA. Ce certificat est délivré par la DREAL (Direction
Régionale de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement). Il n’est pas requis pour
les installations valorisant les déchets ménagers. Le titulaire du CODOA sera également
titulaire du contrat d’achat. Lors de la demande de contrat d’obligation d’achat, par exemple
le contrat C01 actuellement en vigueur, les documents à joindre sont :
Le PC (permis de construire)
Le Kbis
Le CODOA
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Cette demande nécessite également d’obtenir un accord de rattachement au « périmètre
d’équilibre ». La demande d’accord de rattachement au périmètre d’équilibre doit également
être adressée pour signature à EDF OA.
Suite à cette demande, un accord de principe est délivré par courrier. Cet accord inclus
notamment la valeur du coefficient K utilisé dans la formule de calcul du tarif d’achat.
Le titulaire de l’autorisation d’exploiter doit être également titulaire du CODOA. La date de
publication de droit d’exploiter doit être communiquée par le producteur à EDF OA.
Le contrat est établi à partir du modèle approuvé par le ministère chargé de l’énergie et
applicable à la filière de production considérée. Il est conforme à la réglementation en
vigueur. Le prix applicable au contrat est fixé par arrêté tarifaire et dépend de la date de la
demande complète de contrat. Il est subordonné à la fourniture à EDF OA de tous les
documents et informations nécessaires, à minima 2 mois avant la date prévisible de la mise en
service du raccordement au réseau public. Il est subordonné à la signature du contrat d’accès
au réseau public. La déclaration de mise en service de l’installation doit s’effectuer par lettre
recommandée avec AR, dans le délai indiqué aux conditions générales du contrat. Passé ce
délai, la durée du contrat sera réduite d’autant. Les certificats de contrôle des comptages sont
indispensables pour la rédaction du contrat.
4-3 Cas des unités de production de biogaz valorisé par cogénération.
Au titre de l'arrêté du 19 mai 2011 et du décret du 21 novembre 2011, les installations de
valorisation du biogaz doivent remettre un dossier de demande d'identification à l'ADEME.
Cette identification a lieu préalablement à la demande de raccordement complète auprès des
gestionnaires de réseau public (principalement ErDF). L’ADEME délivre un récépissé
justifiant de la complétude du dossier.
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4-4 Tableau résumant les principales démarches
Demande
Organisme concerné par la demande
Autorisation d’exploiter
DGEC
Direction Générale de l’Energie et du Climat
CODOA
Certificat Ouvrant Droit à l’Obligation d’Achat
DREAL
Direction Régionale de l’Environnement, de
l’Aménagement et du Logement
Autorisation (ICPE)
(uniquement pour les installations de plus de
20 MW)
Accord de raccordement au périmètre
d’équilibre
Contrat d’achat complet
(uniquement pour les installations de moins de
12 MWe)
Préfecture
ErDF
EDF OA
EDF Obligation d’Achat
ADEME
Agence de l’Environnement et de la Maîtrise
de l’Energie
Identification
(uniquement pour les unités biogaz)
Tableau 1 : Principales demandes à réaliser et organismes concernés
La Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) est une direction d'administration centrale française
relevant du ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie.
La DREAL assume des missions majoritairement dédiées à la mise en œuvre du Grenelle Environnement. Elle
est sous l’autorité du préfet de région.
L'ADEME participe à la mise en oeuvre des politiques publiques dans les domaines de l'environnement, de
l'énergie et du développement durable. Établissement public à caractère industriel et commercial, il est placé
sous la tutelle conjointe des ministères en charge de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie et de
l'Enseignement Supérieur et de la Recherche.
Dans le cadre des missions de service public confiées à EDF par la loi du 10 février 2000, EDF achète
l'électricité aux producteurs particuliers et professionnels. EDF OA est l'agence qui gère les contrats d'achat
d'énergie, dans le cadre réglementaire de l'obligation d'achat.
5 Situation actuelle et future des aides de l’état
Depuis un peu plus de 12 ans, le soutien public visant les installations de cogénération est
réalisé via l’achat d’électricité aux environs de deux fois le prix du marché. Ces installations
représentent un investissement total d’environ 5 milliards d’Euros et produisent environ 5%
de l’électricité française, soit environ la puissance de 3 EPR. La CRE indique que le soutien à
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la filière cogénération représente une part significative des charges de service public de
l’électricité (22,5 % des charges constatées au titre de l’année 2011, soit 838,5 M€).
Concernant les installations de cogénération utilisant la biomasse, un soutient particulier
est apporté en France principalement par deux mécanismes distincts :
- Les appels d’offres dits « CRE », le dernier en date (CRE4) portant sur des installations de
puissance supérieure à 12 MWe.
- Le tarif d’achat selon l’arrêté du 27 janvier 2011 portant sur des installations de puissance
supérieure à 5 MWe.
Ainsi, l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie (ADEME) indique que
dans le cadre des appels d’offres CRE (CRE1, CRE2, CRE3, CRE4), une dizaine de projets
sont en fonctionnement sur 83 retenus (14 CRE 1, 22 CRE2, 32 CRE3, 15 CRE4). Le tarif
d’achat a évolué en moyenne de 86 €/MWhe pour le CRE1 à 130 €/MWhe pour le CRE4.
Les installations fonctionnant au gaz et produisant de l’électricité sont par ailleurs,
exonérées de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN).
La durée des contrats d’achat étant de 12 ans, le dispositif arrive actuellement à échéance
pour un grand nombre d’installations de cogénération. Ainsi, le soutien apporté aux
installations anciennes diminue et devrait atteindre 200 millions en 2015.
Une fois le contrat d’obligation d’achat arrivé à échéance, plusieurs options se présentent
au cogénérateur :
1-Le renouvellement du contrat pour 12 ans (C01R). Il faut pour cela réunir les conditions
suivantes : la puissance de l’installation ne doit pas dépasser 12 MWe, il faut garantir
contractuellement l’exploitation de la chaleur en aval sur toute la durée du contrat renouvelé
et investir un minimum d’environ 350€/kWe de capacité dans la remise en état de
l’installation.
2-L’exploitation de l’installation et la revente d’électricité sur le marché ; ce qui ne
dispense pas le générateur de devoir investir dans la remise à niveau de son équipement.
3-Le démantèlement de l’installation si aucune des deux premières options n’est retenue.
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On comptait en 2011 45 installations de cogénération de plus de 12 MWe réparties sur 35
sites industriels et produisant une puissance de 1 900 MWe. En 2013, une trentaine d'unités
réparties sur vingt site subsistent et produisent 1.500 MWe.
Le marché dit « de capacité » de la loi NOME doit être mis en place d’ici 2016. Il prévoit
un achat d’électricité à un prix de marché majoré d’environ 10%. D’ici 2016, les centrales de
cogénération pourront bénéficier du contrat transitoire de capacité actuellement en cours
d'élaboration.
Deux arrêtés, publiés le 18 octobre 2013 au Journal officiel, viennent modifier la
réglementation applicable aux installations de cogénération de moins de 12 MWe qui peuvent
bénéficier de l'obligation d'achat d'électricité. Le premier est l’arrêté du 9 octobre 2013
modifiant les caractéristiques techniques des installations de cogénération pouvant bénéficier
de l'obligation d'achat d'électricité. Il modifie les caractéristiques techniques des installations
éligibles. Le second est l’arrêté du 11 octobre 2013 modifiant les conditions d'achat de
l'électricité produite par les installations de cogénération. L'arrêté s'applique aux nouvelles
installations de cogénération de moins de 12 MWe mais aussi à celles bénéficiant déjà d'un
contrat d'achat. Pour les installations bénéficiant de contrats existants, la part fixe de la
rémunération et la rémunération proportionnelle (ces éléments sont présentés dans le
paragraphe 2) ne sont pas modifiées. La rémunération du gaz et la prime à l'efficacité
énergétique le sont en revanche. Pour les nouveaux contrats dont la demande complète est
postérieure au 19 octobre 2013, le rendement de référence est porté de 54 à 56% et l’efficacité
exigée est dorénavant Ep>10%. Il sera pris en compte une nouvelle définition de la
disponibilité moyenne pour le calcul de la prime fixe.
Les installations de cogénération de plus de 12 MWe, quant à elles, bénéficient d'une
disposition votée dans le cadre de la loi portant diverses dispositions d'adaptation au droit de
l'Union européenne (Ddadue). Elle permet à ces installations, qu'elles soient industrielles ou
urbaines, de bénéficier de contrats d'obligation d'achat transitoires.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) indique que les dispositions de l'arrêté
tarifaire précédant ne permettaient qu'un mode de fonctionnement dit « continu pleine
semaine » pendant l'hiver tarifaire. Les nouveaux contrats de capacité permettront au
cogénérateur de choisir entre trois modes de fonctionnement et modifier ce choix
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mensuellement. Ces trois modes sont les suivants : "continu semaine pleine", "continu jours
ouvrés" et "mise à disposition du système électrique". Le nouveau texte contient également
des dispositions relatives au plafonnement de la composante "rémunération en fonction du
prix du gaz" dans le calcul du prix de l'électricité produite. Le marché de capacité offrira une
rémunération complémentaire aux cogénérations en sortie d’obligation d’achat. Une
obligation de capacité portant sur les fournisseurs d’électricité sera ainsi désormais traduite en
montant de « garanties de capacité ». Chaque exploitant de capacité (de production ou
d’effacement) pourra se voir attribuer des « certificats de capacité » témoignant de la
contribution réelle de la capacité à la réduction du risque de défaillance du réseau électrique.
Bibliographie
(1)
http://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/environnement-securite-energiethematique_191/un-futur-incertain-pour-la-cogeneration-article_81827/
(2) Analyse du potentiel national de la cogénération à haut rendement . (Rapport réalisé à la
demande de la DGEC par I Care Environnement). http://www.developpementdurable.gouv.fr/IMG/pdf/101015_Rapport_potentiel_coge_pour_UE-1.pdf.
(3) Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 12 septembre 2013 portant
avis sur le projet d’arrêté modifiant les conditions d’achat de l’électricité produite par les
installations de cogénération - P. de LADOUCETTE, O. CHALLAN-BELVAL, H. GASSIN,
J. P. SOTURA, CRE-2013. http://www.cre.fr/documents/deliberations/avis/installations-decogeneration.
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