ce qu'on entend par petite cogeneration | quelle énergie primaire | douze secteurs étudiés
une méthode en 5 étapes | caractéristiques du marché français | impact sur le réseau de distribution
operations pilotes et analyse économique
Presmaco, en développé “Promotion of small scale cogeneration in rural areas”, est une étude européenne financée dans le cadre du programme SAVE et initiée dans le droit fil de la politique communautaire de développement de la cogénération. La directive qui est en préparation prévoit, rappelons-le, que la part moyenne de la cogénération dans la production d’électricité européenne devrait passer de 9% aujourd’hui à 18% dans dix ans. Cette étude a été menée par des bureaux d’étude et des entreprises ou organismes émanant de quatre Etats-membres, l’Autriche, la Belgique, la Grèce et la France, et d’un pays candidat à l’intégration, la Pologne. Les partenaires français étaient l’INESTENE, coordinateur de l’étude, FR2E et Primagaz. Tous trois ont ensuite décliné l’étude spécifiquement pour le marché français, avec un financement du département MDE de l’ADEME.
Ce qu'on entend par "petite cogénération"
La première question étant de savoir ce qu’on entend par “ petite ” cogénération, les auteurs ont recensé les diverses dénominations utilisées dans les différents pays et ont décidé de la situer dans la gamme de 20 kWe à 1 MWe. Dans cette tranche de puissance, les turbines à vapeur s’avèrent généralement trop chères, sauf dans les scieries où l’énergie primaire est gratuite ; les moteurs Stirling et les cycle organiques de Rankine (voir notre article précédent) ne sont pas encore suffisamment éprouvés et il en est de même pour les piles à combustible. Le marché fera donc essentiellement appel aux moteurs et aux turbines classiques, en particulier sous forme de modules tout intégrés. L’offre de matériels, illustrée par le tableau ci-contre, est assez large en France. Les équipements proposés présentent d’excellents rendements globaux, le plus souvent supérieurs à 80%, et respectent tous les valeurs limites d’émission de polluants imposées par l’arrêté 2910 du 25 juillet 1997 (modifié par l’arrêté du 15 août 2000), bien qu’ils ne soient pas, par leur puissance, soumis dans leur majorité à cet arrêté. ↑
Avec quelle énergie primaire ?
Tous les modules ont été développés pour fonctionner au gaz naturel, mais les sites ruraux sont souvent, par nature, des sites isolés ou du moins éloignés et un grand nombre d’entre eux n’ont pas accès au réseau de distribution. Le propane est la première énergie alternative qui vient à l’esprit. Son utilisation nécessite cependant des réglages préalables, en particulier celui de l’avance à allumage, en raison de son indice de méthane et de son PCI élevé qui provoquent le phénomène appelé cliquetis. Il faut en outre vérifier les caractéristiques métallurgiques des chambres et pistons qui seront soumis à des températures plus élevées. Le biogaz produit par méthanisation de déchets, de lisier ou de boues de stations d’épuration offre une autre possibilité en bonne adéquation avec les applications visées : il est produit sur place ou à proximité et en quantités relativement réduites. Sa combustion dans les moteurs ou les turbines implique de le désulfurer au préalable, afin d’éviter les problèmes de corrosion, et de bien analyser les fluctuations éventuelles de son PCI afin d’optimiser la régulation. On peut également envisager d’utiliser des alcools, méthanol et éthanol, mais ils sont beaucoup plus chers et si leur combustion génère sensiblement moins de particules et de NOx, elle entraîne cependant une forte augmentation de celles de CO, d’hydrocarbures et d’aldéhydes. Reste enfin le diester, de colza ou de tournesol, qui est utilisable sans problème avec les moteurs. Malgré l’exonération de TIPP dont il bénéficie depuis 1992, il est plus cher que les carburants classiques, mais son bilan économique pourrait être plus avantageux si l’on tenait compte des externalités positives liées à la protection de l’environnement et au développement agricole. ↑
Douze secteurs étudiés
Les auteurs ont ensuite réalisé une étude fondée sur les besoins de chaleur et leur répartition au cours de l’année afin de déterminer les applications les plus intéressantes de la petite cogénération. Ils ont ainsi sélectionné les douze secteurs suivants, classés par ordre décroissant d’importance (les indications entre parenthèses représentent l’unité spécifique du secteur permettant de caractériser le volume d’activité) : élevage porcin (tonne de viande) ; serres pour tomates (m2) ; serres pour concombres (m2) ; serres horticoles (m2) ; scieries (m3 de bois produits) ; hôtels (nombre de lits) ; hôpitaux (nombre de lits) ; piscines (m2 de bassin) ; petite industrie (tonnes de produits) ; établissements militaires (nombre de lits) ; écoles professionnelles (nombre d’élèves) ; traitement des boues d’épuration (nombre de fois 1000 équivalents logement). Les élevages, les stations d’épuration et les serres sont typiquement ruraux. En revanche, les établissements des autres secteurs peuvent se situer indifféremment en ville ou à la campagne. Les statistiques européennes disponibles, fournies par Eurostat, ne permettent pas de les différencier. Une analyse plus fine sera donc nécessaire ultérieurement.↑
Une méthode en cinq étapes
Pour chaque secteur, l’évaluation quantitative du potentiel de petite cogénération repose sur le principe de la discrétisation des besoins thermiques. Cette méthode consiste à décomposer la monotone des besoins thermiques par paliers en supposant que, étant donné la diversité des puissances unitaires des modules disponibles, chaque palier peut être pris en charge par une cogénération, la pointe étant assurée par le mode initial de production thermique. Les auteurs ont considéré par ailleurs que toute l’électricité produite était vendue au réseau, nonobstant les diverses législations nationales en vigueur. La méthode complète se déroule en cinq étapes : analyse thermique et électrique de la demande par an et par facteur déterminant (unité caractéristique du secteur) ; estimation de la part de la cogénération dans la demande ; estimation du nombre d’heures de fonctionnement de l’unité ; calcul de la taille de la cogénération par facteur déterminant ; recoupement avec les données européennes sur les facteurs déterminants, ce qui fournit le potentiel en puissance installée.
Prenons l’exemple des élevages porcins, activité typiquement rurale, pour illustrer la démarche. Le besoin thermique unitaire moyen s’élève à 337 kWh par tonne de viande de porc produite. Une petite unité de cogénération devrait pouvoir couvrir 60% de ce besoin annuel, soit 202,2 kWh par an en fonctionnant 4500 heures. La puissance de l’unité s’établit ainsi à 45 W par tonne de viande de porc et comme il s’en produit environ 19 Mt dans l’Union Européenne, le potentiel de la petite cogénération atteint 718 MWe installés. Le même calcul aboutit à un potentiel de 8 687 MWe pour les serres à tomates, avec un fonctionnement de 5 000 heures par an, et de 27 MW pour les stations d’épuration, avec un fonctionnement de 3 000 heures par an. L’estimation n’a pas été effectuée pour les autres secteurs, dans l’ignorance de la répartition de leurs activités entre sites ruraux et sites urbains. ↑
Caractéristiques du marché français
En France, on trouve trois catégories d’élevages porcins : les naisseurs-engraisseurs (gestation, maternité, post-sevrage et engraissement), les engraisseurs avec post-sevrage et les engraisseurs. La première catégorie est celle qui consomme le plus de chaleur et d’électricité et elle est la plus nombreuse. L’une des particularités françaises est que la plupart de ces établissements sont équipés de chauffages radiants électriques. On dénombre quelques installations de radiants gaz et très peu de chauffage à eau chaude qui, seul, permettrait le couplage à une cogénération. L’analyse effectuée avec l’Institut technique du porc montre qu’en moyenne le besoin thermique annuel s’élève à 337 kWh par tonne de viande et le besoin électrique annuel à 146 kWh toujours par tonne, les courbes de charge des besoins électriques (essentiellement la ventilation) et thermiques étant opposés au cours de l’année. La méthode appliquée à un élevage de 400 truies situé dans l’ouest de la Bretagne indique que l’unité de cogénération à installer aurait une puissance thermique de 23 kW pour un fonctionnement de 4 500 heures par an. Même pour de gros élevages, on se situe donc tout en bas de la fourchette des puissances considérée ici. Deux types d’élevage seraient néanmoins intéressants et permettraient de justifier l’installation d’une petite cogénération : d’une part, ceux qui produisent sur place les aliments, ce qui augmente les besoins électriques ; d’autre part ceux qui possèdent ou prévoient d’installer un méthaniseur pour traiter leurs lisiers, ce qui augmente les besoins de chaleur et fournit une énergie primaire bon marché. On peut enfin ajouter que les sites équipés de radiants électriques pourraient avoir intérêt à faire de la production d’électricité seule.
Les serres, qu’elles soient maraîchères ou horticoles, ont des besoins thermiques importants : 480 kWh/m2.an pour les tomates, 600 kWh/m2.an pour les concombres, 420 kWh/m2.an pour les roses et les œillets, mais d’une manière générale, leurs besoins électriques sont faibles. Elles ne pourront donc constituer un potentiel important pour la cogénération que si la vente de courant en basse tension est facilitée (tarif suffisant et conditions de raccordement simples). Il existe en France quelque 2000 scieries équipées d’une chaufferie, dont la moitié d’une puissance inférieure à 1 MW, pour assurer le séchage ou l’étuvage du bois, éventuellement le séchage après vernissage. Elles brûlent du gaz, du fuel, et bien sûr du bois. D’après l’enquête réalisée auprès d’elles, leurs besoins annuels moyens s’élèvent à 514 kWth et 269 kWhe par m3 de bois séché. Ces besoins sont stables en cours d’année et les séchoirs fonctionnent généralement 24 h/24 et 365 jours par an. Les scieries représentent donc un excellent marché potentiel pour la cogénération, à condition qu’elles puissent consommer leurs déchets de bois. Pour les plus grosses, qui souscrivent actuellement des puissances de l’ordre du MVA, les turbines à vapeur seraient applicables ; pour les plus petites, les systèmes à base de cycle organique de Rankine seraient une solution attractive, si leur coût baissait suffisamment.
Les autres secteurs, pour lesquels se posent les mêmes problèmes qu’à l’échelle européenne, ont fait l’objet d’analyses moins poussées. L’étude fournit néanmoins des évaluations des besoins thermiques et électriques, d’après des enquêtes en France ou à l’étranger, qui laissent penser que la petite cogénération peut y trouver des débouchés intéressants. Certains d’entre eux, comme les petits hôpitaux ou les maisons de retraite, qui ont des besoins de chaleur importants et quasi-permanents, sont déjà largement explorés. En revanche, les partenaires français ont étudié en supplément le secteur des 169 petites stations de ski françaises (moins de 5 remontées mécaniques) en se fondant non plus sur les besoins thermiques, impossibles à évaluer, mais sur les besoins électriques des remontées mécaniques, avec l’hypothèse que la production de chaleur pourrait être utilisée par les locaux et équipements techniques de la station. Le gisement n’atteint que 1,2 MW, mais il s’agit de toutes petites unités de 3,6 kWe par remontée mécanique, ce qui représente quelques centaines d’unités. ↑
L’impact sur le réseau de distribution
Qui dit site rural dit raccordement à une antenne locale du réseau de distribution électrique, souvent même raccordement en bout d’antenne. Cette situation limite la puissance à laquelle un utilisateur peut souscrire et lui fait subir le désagrément de fréquentes chutes de tension. C’est pourquoi, dans le cadre de la politique gouvernementale et de l’accord entre l’ADEME et EDF, le FACE peut financer des actions de maîtrise de la demande d’électricité (MDE) afin de retarder ou éviter des renforcements de réseaux. Apportant une puissance supplémentaire à des antennes sous contrainte, la cogénération peut tout à fait être considérée comme partie intégrante de la MDE. Cependant, son comportement est à l’opposé des réductions d’appels de puissance habituellement visées par la MDE.
L’INESTENE avait développé un logiciel de simulation EVE (Evaluation des possibilités de Valorisation et d’optimisation des consommations et des puissances Electriques dans le milieu rural), conçu pour l’analyse préalable d’un réseau. Après saisie des données caractéristiques d’une antenne B.T. donnée, il permet d’en simuler la charge pour évaluer les chutes de tension et les consommations chez les différents abonnés. Les calculs permettent de déterminer, entre autres, la pointe synchrone sur l’antenne, qui produit généralement les chutes de tension les plus fortes. La détermination des abonnés et des matériels qui produisent cette pointe oriente le choix de l’emplacement et du type de propositions de MDE susceptibles de résoudre la contrainte. La mise en place de scénarios permet alors de valider les solutions choisies en déterminant leur impact sur les chutes de tension et/ou les consommations. L’acquisition du logiciel EVE, dont les commanditaires sont l’ADEME et EDF, ne peut se faire qu’en adhérant au “ club des utilisateurs ” animé par l’INESTENE.
La version standard d’EVE ne permettant pas de prendre en compte une cogénération, ainsi que les caractéristiques de son fonctionnement annuel, le logiciel a été adapté à cette tâche particulière, devenant CogenEVE. Ce logiciel se compose de deux éléments : COGENexcel, dédié au dimensionnement de la cogénération à partie des besoins thermiques et fournissant les données d’entrée pour EVE, et une version spécifique de EVE, permettant d’évaluer l’impact sur le réseau basse tension d’une petite cogénération. L’hypothèse adoptée est que l’ensemble de l’antenne BT absorbera la puissance électrique délivrée par l’installation et que le passage sur le réseau HTA n’est pas nécessaire. La tension sera alors maintenue en tout point du réseau BT dans les limites admissibles.
Nous n’allons pas ici entrer dans le détail des exemples d’application ou de simulation décrits dans l’étude. Globalement, l’impact de la petite cogénération sur le réseau s’avère positif, en permettant d’abaisser les pointes synchrones et donc la contrainte sur les antennes. Selon son implantation, une petite cogénération a en effet la capacité de réduire les pertes liées au transport de l’électricité, d’augmenter la sécurité de la fourniture locale (comme l’a démontré la tempête de décembre 1999), d’éviter la transformation HT/BT et donc les pertes dues aux transformateurs, de contribuer à fournir des services auxiliaires tels que l’énergie réactive et de différer, éviter ou réduire les investissements en infrastructures haute tension, dommageables à l’environnement. Il faut savoir qu’en France, la construction de nouvelles lignes aériennes coûte entre 300 et 600 F/m (2 000 F/m si elles sont enterrées) et que notre réseau est celui, après le portugais, qui enregistre les plus fortes pertes de l’Union européenne (9,4% en 1998 poue moyenne européenne de 6,8%).
Opérations pilotes et analyse économique
L’étude a enfin porté sur l’analyse de la rentabilité économique de la petite cogénération dans les différents secteurs choisis. Les cas analysés correspondent soit à des opérations pilotes réelles (l y en a six), soit à des cas d’école représentant une situation typique du secteur. A partie de la méthode décrite pour le dimensionnement des unités de cogénération, les auteurs calculent les coûts d’investissement et, en fonction de la durée annuelle de fonctionnement, les coûts de maintenance et d’exploitation (le combustible). En regard, ils évaluent la valeur de la chaleur récupérée, en supposant qu’elle a été produite par une chaudière, et celle de l’électricité vendue au réseau ou autoconsommée. Ils en déduisent ainsi le temps de retour de l’investissement. Les résultats de ces analyses sont indiqués dans le tableau synthétique ci-contre, sachant que les trois types de serres ont été regroupés en une seule catégorie. Précisons que les serres (1000 m2) se situent en Grèce, l’hôtel dans les montagnes autrichiennes, l’hôpital (764 lits) en Pologne, la petite industrie (mécanique) en Autriche, la caserne en Belgique et la station d’épuration en Belgique. Nous nous contenterons ici de décrire rapidement les trois cas français étudiés.
* Scierie : La scierie est implantée en Vendée. Elle traite chaque année 20 000 m3 de bois et en sèche 5 700 m3 dans des séchoirs de 470 m3 au total, fonctionnant 346 jours par an, 24 heures/24. Elle doit en outre chauffer 2300 m2 d’ateliers et 400 m2 de bureaux. Sa consommation annuelle d’énergie atteint 1 435 MWh d’électricité (puissance souscrite 400 kW) et 2 540 MWh de chaleur (puissance thermique de 1,8 MW). La cogénération analysée se compose d’une chaudière à bois et d’une turbine à vapeur de 140 kWe et 280 kWth destinée à fonctionner pendant 7800 heures par an. Elle va produire 1 092 MWhe et 2 184 MWh thermiques. En considérant que le coût d’investissement s’élève à 196 000 Euros et celui de maintenance à 32 760 Euros par an, et que le combustible utilisé est gratuit, léconomie annuelle réalisée atteint 65 520 Euros, ce qui donne un temps de retour brut de 3 ans.
* Piscine: La piscine de Matour, une petite ville de 1000 habitant située à 40 km de Macon, est ouverte du 1er mai au 30 septembre, soit 160 jours par an. Elle possède deux bassins représentant une surface totale de 438 m2 et un volume d’eau de 800 m3. Elle est couverte de 8 h du soir à 8 h du matin afin de réduire les pertes de chaleur nocturnes. Ses besoins énergétiques moyens sur la saison sont de 635 kWh thermiques par jour, fournis par une vieille chaudière au fuel, et de 42 kWh électriques par jour pour le fonctionnement des auxiliaires. Elle consomme en outre 4600 kWh thermiques pendant les six jours précédant l’ouverture afin de chauffer le volume d’eau de 12 à 23°C. La cogénération proposée se compose d’un moteur alimenté au GPL de 100 kWe et 167 kWth, destiné à tourner pendant 3768 heures par an, produisant ainsi 99 MWh électriques et 162 200 MWh thermiques. Avec un coût de maintenance de 5230 Euros par an et un coût de combustible de 20 000 Euros par an, l’économie dégagée de 8937 euros par an conduit à un temps de retour de 2,8 ans.
* Lycée professionnel : Le lycée Roland Garros, à Le Tampon dans l’île de la réunion, accueille 2400 élèves, dont 450 internes. Les seuls besoins thermiques sont pour le chauffage de l’eau chaude sanitaire. La cogénération étudiée est basée sur ne microturbine de 75 kW électriques et 130 kW thermiques, alimentée au kérosène. Pour 3000 heures de fonctionnement par an, elle fournira 225 MWhe et 390 MWhth pour un coût de maintenance de 3 150 Euros par an et un coût de carburant de 28 855 Euros par an. Compte tenu d’un investissement de 84 000 Euros, les économies de 30 500 Euros par an dégagent un temps de retour de 2,8 ans.↑
L’étude se termine par une discussion sur les cinq méthodes de financement par tiers partie (FTP) utilisables dans les différents pays concernés. Les auteurs constatent que malgré sa parfaite adaptation au financement de la petite cogénération, le FTP est très peu utilisé en France, au contraire par exemple de l’Autriche où tous les types de FTP sont courants.
Article publié dans ENERGIE PLUS n°277 du 15 décembre 2001
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