La nouvelle vague de la cogénération

La cogénération a retrouvé un statut juridique et des tarifs de rachat. Elle peut donc redémarrer en France, mais elle ne sera plus tout à fait la même : l'efficacité énergétique, et donc le soin tout particulier qu'il va falloir consacrer à la qualité de la récupération thermique à la conception comme à l'exploitation deviennent les éléments clé de sa rentabilité. Quant à son marché, il se situera presque exclusivement entre 0 et 12 MW, avec peut-être une certaine concentration dans la partie basse de cette fourchette. Mais le développement annoncé de la micro-cogénération n'a pas encore eu lieu.

Le 10 février 2000, la cogénération est entrée dans un trou noir dont elle n'est toujours pas sortie. Faute de statut juridique et de conditions tarifaires, les commandes d'équipements se sont écroulées et les seules opérations réalisées résultaient de décisions anciennes prises dans le cadre des contrats 97-01 et, dans une moindre mesure, 99-02. Aujourd'hui cependant, on voit poindre la fin du tunnel : l'arrêté du 3 juillet 2001 a donné à la cogénération un statut en précisant les caractéristiques techniques qu'elle doit respecter ; l'arrêté du 31 juillet a fixé les tarifs de rachat de l'électricité produite. Les conditions de raccordement sont en cours de révision, mais celles qui avaient été définies auparavant sont applicables. Il ne manque plus au dispositif que le contrat d'achat, auquel EDF et les distributeurs non nationalisés (DNN) travaillent et qui devra être agréé par le secrétariat d'Etat à l'Industrie. On nous l'annonce pour bientôt. Les affaires vont donc pouvoir reprendre.
les décrets de base
les caractéristiques techniques et leurs conséquences
Tarifs d'achat : une structure en trois volets Disponibilité : il faudra du doigté

Les décrets de base
En fait, le parcours législatif a commencé bien avant juillet dernier. Le point de départ est le décret du 6 décembre 2000 (JO du 9 décembre 2000) qui fixe, par catégorie d'installations, les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l'obligation d'achat. Pour la cogénération, cette limite de puissance a été, rappelons-le, fixée à 12 MW électriques. Cette puissance, précise l'arrêté, est "la somme des puissances électriques unitaires maximales des machines électrogènes susceptibles de fonctionner simultanément" dans l'établissement. Le plafond de 12 MWe ne peut être dépassé que pour les installations qui valorisent les déchets ménagers et assimilés et pour les cogénérations alimentant un réseau de chaleur, à condition que leur puissance soit "en rapport" avec la taille de ce réseau. Ces dispositions dérogatoires étaient prévues dès le départ dans la loi du 10 février 2000.

Puis est venu le décret du 10 mai 2001 (JO du 12 mai 2001) relatif aux conditions d'achat de l'électricité produite par des producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat. Il fixe en fait les obligations qui s'imposent aux cogénérateurs souhaitant bénéficier de cette obligation d'achat : soumission au préfet (à la DRIRE) d'un dossier descriptif de l'installation projetée permettant d'obtenir le "certificat ouvrant droit à l'obligation d'achat" ; vente de la totalité de l'électricité produite à EDF ou à un DNN (sauf autoconsommation éventuelle) ; signature d'un contrat d'achat conforme aux arrêtés et aux modèles indicatifs approuvés par le ministère ; fourniture à la DRIRE d'un bilan énergétique annuel. L'un des points les plus délicats de ce décret réside dans le fait qu'au-delà d'une certaine puissance, le cogénérateur devra établir qu'il ne peut pas vendre son électricité à un client éligible "dans des conditions économiques raisonnables" en mettant en regard son coût de production prévisionnel et les offres d'achat qu'on lui aura faites. Cette puissance est calculée en divisant le seuil d'éligibilité, actuellement de 16 GWh/an, par une durée théorique de 3500 heures de fonctionnement, ce qui donne aujourd'hui 4,57 MWe.
Ce n'est pas la difficulté de faire la preuve qui est en question, car un consommateur éligible peut accéder par nature à des tarifs privilégiés que la cogénération aura du mal à concurrencer, mais cette décision impose une formalité supplémentaire et donc une perte de temps (prospecter quelques consommateurs éligibles, rédiger la note). On ignore en outre avec quelle rigueur les DRIRE vont contrôler la validité de cette preuve. Il faut enfin se souvenir que le 10 février 2003, le seuil d'éligibilité sera abaissé à 9 GWh, ce qui va élargir cette obligation aux installations de plus de 2,57 MWe.

Au nombre des obligations réglementaires, il ne faut pas oublier non plus la législation des installations classées. Une cogénération de plus de 20 MW PCI, soit environ entre 5,5 et 7,5 MWe selon le rendement électrique de l'équipement, est soumise à autorisation ; une cogénération comprise entre 2 et 20 MW PCI sera, elle, soumise à déclaration, et toutes deux devront respecter les préconisations environnementales des arrêtés dits 2910 correspondants.

Mais revenons à l'arrêté du 10 mai 2001. Outre les obligations du cogénérateur, il précise aussi le principe d'élaboration des tarifs de rachat qui, dit-il, sont "égaux aux coûts de production, incluant investissement et exploitation, évités sur le long terme au système électrique". Il ajoute qu'ils peuvent comporter une rémunération supplémentaire correspondant à la contribution des installations à la réalisation des objectifs définis au deuxième alinéa de l'article 1er de la loi du 10 février 2000. Voila en somme qui pourrait répondre d'office à la consultation de la CRE sur la façon de calculer les charges du service public de production liées à la cogénération. Les tarifs de rachat étant par principe égaux aux coûts évités ne peuvent induire une charge et seule la "rémunération supplémentaire" doit être prise en compte. Dans la structure du tarif d'achat, tel qu'on la connaît maintenant (voir plus loin), la seule rémunération supplémentaire apparente est la prime à l'efficacité énergétique, qui répond effectivement à au moins deux des objectifs de la loi : la qualité de l'air et la lutte contre l'effet de serre ; l'utilisation rationnelle de l'énergie. Comme cette prime apparaîtra dans les factures, la CRE n'aura pas beaucoup de mal à calculer la charge de service public correspondante. On pourrait s'en tenir à cette position de principe, mais il est vrai que la rémunération supplémentaire contient des composantes plus discrètes, par exemple la prise en compte d'économies de réseau qui ne répondent pas strictement à la définition des coûts de "production" évités. On ne peut cependant s'empêcher de remarquer qu'EDF, en bâtissant ses tarifs sur le même principe des coûts marginaux de long terme, aboutit à des prix d'hiver de plus de 60 cF/kWh et à des prix de pointe du double.↑

Les caractéristiques techniques et leurs conséquences
L'arrêté du 3 juillet 2001 (JO du 24 juillet 2001) fixe les caractéristiques techniques que doit respecter une installation pour bénéficier de l'obligation d'achat. Trois critères ont été retenus : une économie d'énergie primaire de 5% au moins par rapport à des productions électrique et thermique séparées ; un ratio énergie thermique produite et effectivement utilisée sur énergie électrique produite au moins égal à 0,5 ; une utilisation effective et vérifiable de l'énergie thermique produite. L'économie d'énergie primaire (Ep) se calcule pour la production électrique par rapport à un cycle combiné au gaz de 650 MWe et de 54% de rendement, en tenant cependant compte des pertes de réseau : 7% en BT (400 ou 230 V) ; 4% en HTA (20 kV) ; 2,5% en HTB (63 ou 90 kV) et 0% pour un raccordement en 225 kV. Pour la production thermique, par rapport à une chaudière dont le rendement est de 91% si on produit de l'eau chaude à 80°C ou moins en moyenne ; (107 - 0,2.t) si on produit de l'eau chaude à une température moyenne t comprise entre 80 et 110°C ; et 85% si on produit de l'eau surchauffée à plus de 110°C ou de la vapeur. Grosso modo, le critère d'économie d'énergie primaire revient à imposer un rendement global de l'ordre de 70%, soit 5% de plus que le critère qui était en usage pour les contrats 97-01 et 99-02, mais les cogénérateurs considèrent qu'il n'est pas techniquement limitant. La chaleur produite devra être utilisée soit pour les besoins propres du producteur, soit vendue à des tiers dans le cadre de contrats commerciaux et l'engagement de ces derniers à enlever la chaleur devra être joint au dossier déposé auprès de la DRIRE. Les exploitants font remarquer que la température moyenne de l'eau à prendre en compte pour le calcul de Ep n'est pas une valeur forcément simple à établir et que cette difficulté s'ajoute aux problèmes de comptage de l'énergie thermique produite et effectivement utilisée. ↑

Tarifs d'achat : une structure en trois volets
Les critères énoncés ci-dessus montrent que les pouvoirs publics ont souhaité orienter la cogénération vers l'obtention de performances énergétiques élevées et cette volonté est encore plus évidente dans l'arrêté du 31 juillet 2001 (JO du 31 août 2001). Lorsque la DIGEC présente les tarifs d'achat, elle ne manque d'ailleurs pas de mentionner que le principe qui a sous-tendu leur élaboration était de "sélectionner les installations les plus performantes en termes énergétiques". Les tarifs comportent donc une "prime à l'efficacité énergétique" qui, quoique plafonnée en valeur annuelle, représente une véritable incitation à l'optimisation énergétique des installations. Il s'avère en effet que la rentabilité des opérations de cogénération va dépendre dans de très nombreux cas de ces quelques centimes supplémentaires par kWh qu'une intégration énergétique soignée va pouvoir dégager. Ces tarifs prévoient également une dégressivité de 1% par an "pour tenir compte des progrès de productivité de la filière", dixit la DIGEC. Cette dégressivité porte sur la rémunération qu'on peut obtenir avec un contrat signé l'année n+1 par rapport au même contrat signé l'année n mais ne s'applique évidemment pas chaque année à la rémunération une fois que le contrat a été signé. Cogénérateurs et constructeurs ont essayé de faire valoir que la filière, technologiquement mature et placée sur un marché plus étroit qu'au cours de ces dernières années, aurait du mal à réaliser ce progrès, mais il semble que les pouvoirs publics aient souhaité les mettre sur un pied d'égalité avec EDF auquel son contrat d'entreprise, signé avec l'Etat, exige un effort de même amplitude.↑

Nous n'allons pas entrer dans le détail des tarifs, mais simplement expliciter leur structure et les illustrer d'un exemple montrant les masses qui sont en jeu. L'arrêté comporte trois tarifs : un tarif qu'on peut qualifier de "principal", un tarif pour les contrats renouvelés à l'issue de la première période et un tarif pour le fonctionnement en mode dispatchable. Le tarif "principal" s'applique aux installations neuves mises en service après la publication de l'arrêté (31 août 2001) dans le cadre d'un contrat de 12 ans, à condition qu'elles soient mises en service dans un délai de deux ans à compter de la date de la demande complète du cogénérateur (en cas de retard, la durée du contrat est réduite d'autant). Il peut également s'appliquer aux installations mises en service entre le 10 février 2000 et le 31 août 2001 si les deux parties se mettent d'accord. A l'issue de ces 12 ans, le contrat peut être renouvelé pour une période identique, mais avec une prime fixe réduite de moitié. Ce contrat est également accessible aux installations existantes soit à l'échéance du contrat antérieur, soit par résiliation de ce contrat à la demande du cogénérateur (article 50 de la loi du 10 février 2000), soit encore, toujours à la demande du cogénérateur, si l'installation n'avait pas de contrat d'achat auparavant (autoconsommation). On se souvient que la CRE avait critiqué le maintien d'une prime fixe, même divisée par deux, au motif que les installations en question seraient largement amorties au bout de 12 ans. Les exploitants signalent cependant que c'est à ce moment - environ 40 000 heures pour une cogénération climatique - que les équipements doivent en général subir une révision lourde entraînant de nouveaux investissements non négligeables. Le tarif dispatchable est enfin une option envisageable si le prix plafond du gaz vient à être dépassé. L'histoire récente montre que cette option semble intéresser peu les cogénérateurs. Au moment où le prix plafond du gaz allait être dépassé (fin 99), seuls 7 à 8% de la puissance installée en cogénération sont passés en mode dispatchable (et encore moins en pourcentage du nombre d'installations) et ces centrales ont été très peu appelées par EDF, certaines même jamais. Il faut dire que quelques cogénérateurs avaient anticipé l'arrivée de la TGAP Energie et n'avaient choisi cette solution que pour avoir une base de taxation plus faible. Pas de chance ! ↑

Disponibilité : il faudra du doigté
Le tarif principal, celui qui nous intéresse le plus ici, se compose :

d'une prime fixe, fonction complexe de la tension de raccordement, de la puissance garantie en hiver (PGH) et de la disponibilité en hiver ;

d'une rémunération de l'énergie active livrée, qui comporte elle-même trois termes :

La grande nouveauté de ce tarif, au demeurant de construction classique, c'est l'existence d'un tarif d'achat en Basse Tension, ce qui fait, du moins en théorie, un place à la micro-cogénération.
Mieux qu'un long calcul, le tableau ci-contre, élaboré par le Club Cogénération, fournit la rémunération que pourrait obtenir aujourd'hui une cogénération climatique de 1 MW, dans l'hypothèse d'une disponibilité de 0,95 et d'une Ep de 10%. On y remarque d'abord que la prime fixe représente près de la moitié de la rémunération totale. Le cogénérateur a donc tout intérêt à "soigner" la disponibilité de sa centrale, définie comme le rapport entre l'énergie effectivement délivrée pendant l'hiver (la puissance instantanée pouvant aller jusqu'à 1,075.PGH) et l'énergie qu'aurait fournie l'installation si elle avait fonctionné à la puissance PGH pendant tout l'hiver. Le terme PGH intervenant au dénominateur, le cogénérateur pourrait être tenté de se garantir en le minimisant un peu. Cependant, ce même terme intervient aussi dans le calcul du taux de base de la prime fixe et de la prime fixe elle-même, cette fois sous forme de fonction croissante. En outre, la rémunération proportionnelle RP, fonction de la tension de raccordement, ne prend en compte que les kWh fournis sous une puissance instantanée inférieure ou égale à PGH (0 au-delà). Cette disposition va d'une part handicaper les turbines, dont la puissance varie en fonction de la température extérieure, d'autre part conduire les cogénérateurs à souscrire une PGH plus élevée, au risque de détériorer la disponibilité et donc la prime fixe. Comme on le voit, trouver le compromis optimal va demander un certain doigté.

Le terme "rémunération du gaz" est lui aussi très important, mais il ne dépend pas du cogénérateur. Il est pour l'instant calé sur le tarif STS de GDF. Si ce tarif venait à disparaître ou si le prix effectif pratiqué venait à se déconnecter de ce tarif, l'arrêté prévoit que "un nouveau paramètre d'indexation du prix du gaz sera défini par arrêté du ministre chargé de l'électricité". Il faudra alors que les cogénérateurs prennent garde aux intentions de l'administration car il est bien évident que le tarif auquel pourra accéder un cycle combiné de 650 MW, qui est la référence tarifaire effective, le STS n'en étant que la traduction actuelle, sera beaucoup plus intéressant que celui qui sera accordé à une cogénération de quelques MW. Ajoutons que cette rémunération du gaz est plafonnée si le prix annuel du gaz, calculé au prorata des durées de fonctionnement en hiver et en été et des tarifs respectifs d'hiver et d'été, dépasse la prix plafond annuel tel qu'il est donné dans le tableau ci-contre. Si le prix plafond est dépassé, le cogénérateur aura trois possibilités : soit fonctionner avec une rémunération du gaz plafonnée, soit - si son installation fait plus de 1 MW et s'il est à plus d'un an de la date d'échéance de son contrat - se placer en mode dispatchable, soit encore, si son installation fait moins de 1 MW, arrêter le fonctionnement ou autoconsommer l'électricité produite.

Article publié dans Energie Plus n°277 du 15 décembre 2001
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