Présentation
Auteur(s)
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Claude LEVY : Ingénieur de l’École centrale de Paris - Ingénieur-conseil en thermique et énergétique
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Jean-Pierre TABET : Ingénieur de l’École centrale de Paris - Chargé de mission à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe)
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Lire l’articleINTRODUCTION
Toute étude détaillée de cogénération doit être précédée d’un calcul de rentabilité.
Il faut en premier lieu faire un diagnostic précis des principaux postes qui interfèrent dans un tel projet et qui sont :
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les besoins de chaleur, en précisant leur forme (vapeur, eau chaude, eau surchauffée), leur niveau de température, leurs puissances moyennes et de crête aux différentes périodes de fonctionnement ;
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les combustibles et leur prix (ainsi que la pression disponible pour le gaz naturel).
Il s’en déduira, à partir des valeurs moyennes fournies dans les articles précédents :
-
la ou les filières les mieux adaptées ;
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la puissance électrique engendrée. Cette valeur, comparée aux besoins électriques propres de l’établissement, définira s’il y aura ou non possibilité de vente de courant à EDF.
La deuxième partie du travail consistera en des études techniques sommaires de rentabilité pour laquelle il est nécessaire de déterminer approximativement dans chaque cas :
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les investissements et le loyer annuel de l’argent correspondant aux sommes investies ;
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les gains et dépenses prévisionnelles d’électricité qui vont dépendre du tarif EDF choisi et peuvent demander des calculs d’optimisation financière ;
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les autres dépenses d’exploitation dont les frais de combustible, de conduite, d’entretien, de renouvellement du matériel ; les assurances ; les frais, charges et taxes particulières ; etc.
Ces coûts, comparés à ceux de l’installation sans cogénération, vont permettre de se rendre compte de la validité financière d’une cogénération comme présenté dans les exemples traités dans cet article :
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le premier, tiré d’une étude réelle réalisée en 1995, concerne une chaufferie de grande puissance au FOL (TBTS) pour laquelle la filière chaudière + turbine à vapeur s’avérait a priori la plus logique. Mais le passage au gaz naturel et l’utilisation de turbines à combustion ont montré des solutions plus rentables ;
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le deuxième exemple est relatif à des chaufferies moyennes ; il montre comment effectuer un calcul de dégrossissage rapide, pour juger s’il y a intérêt à entreprendre une étude plus poussée.
Ces exemples ne doivent être considérés que comme des modèles des calculs nécessaires, calculs qui doivent dans tous les cas être actualisés en fonction des performances des matériels et des prix toujours variables des différentes énergies. Par ailleurs, il faut garder à l’esprit que les installations de cogénération sont exposées aussi à des aléas spécifiques liés principalement aux conditions d’achat et de vente de l’électricité ainsi qu’aux réglementations sur les rejets gazeux en continuelle évolution.
Pour de plus amples renseignements sur les aspects techniques de la cogénération en génie climatique, le lecteur se reportera à l’article Cogénération en génie climatique- Aspects techniquessujets traités dans ce second volet sur la cogénération.
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Exemples de calculs de rentabilité2. Aspects réglementaires
2.1 Revente de l’électricité au réseau
Comme il a été indiqué précédemment, une installation de cogénération doit être dimensionnée d’abord sur les besoins de chaleur de l’établissement ou du réseau de chaleur. Dans ces conditions, il est clair que la production d’électricité attenante peut fort bien ne pas correspondre exactement aux besoins électriques.
Si la production d’électricité réalisée par la cogénération n’est pas suffisante pour les besoins du site, il faut souscrire un contrat d’achat complémentaire au distributeur gérant le réseau public [EDF dans 96 % des cas, ou l’une des 140 régies ou SEM préexistantes à la loi de 1946, appelées aussi distributeurs non nationalisés, (DNN)]. Si la production d’électricité réalisée par la cogénération est trop élevée pour la consommation propre du site (cas des réseaux de chaleur, par exemple), il faut alors souscrire un contrat de vente au distributeur. Dans la presque totalité des cas, on est amené à souscrire les deux types de contrats.
Dans le cadre actuel, régi par la loi de nationalisation du gaz et de l’électricité (loi de 1946, décret de 1955 et suivants), la cession d’électricité par un autoproducteur ne peut s’effectuer vers un tiers, mais exclusivement vers le réseau et en deçà d’un seuil de 8 MVA. La règle des 3 points, qui permet à une entreprise de céder de l’électricité à trois de ses filiales, en versant un péage à EDF, n’est en pratique pas utilisée.
La directive européenne du 19 décembre 1996, concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, va modifier des points importants du système électrique de notre pays, lorsqu’elle sera retranscrite en droit français, au courant de l’année 1999. En ce qui concerne la vente d’électricité par un autoproducteur, et sans préjuger des dispositions exactes de la loi qui sera votée, la directive impose qu’un certain nombre de consommateurs, dits éligibles, pourront choisir le producteur qui les approvisionnera. Un cogénérateur pourra alors vendre son électricité soit au réseau (l’obligation d’achat devrait être maintenue), soit à un consommateur éligible. En 2003, fin de...
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