GAZETTE NUCLEAIRE
DOSSIER ÉNERGIE
II- Le développement récent de la cogénération en France
Brigitte LOUBET Service Électricité DIGEC
Énergies et Matières Premières n° 9 (1999)

     Alors que depuis le début des années 80 la cogénération a connu une croissance importante aux USA et dans la plupart des pays européens, la France est restée jusqu'à une date récente dans une situation atypique de faible développement de cette technique.
     Considérant que la production combinée de chaleur et d'électricité présente de nombreux atouts au titre de notre politique énergétique, les Pouvoirs publics ont pris, au cours de ces dernières années, un ensemble de mesures pour mettre progressivement en place un cadre juridique, fiscal, technique et économique favorable à son développement.
     Ces mesures se sont révélées efficaces puisqu'elles se traduisent aujourd'hui par un nombre important de projets d'installations de cogénération dans l'ensemble des secteurs de l'industrie, du tertiaire et des réseaux de chaleur et ceci pour l'ensemble de la gamme de puissance à partir de quelques centaines de kW électriques jusqu'à une centaine de MW électriques.
(cliquer sur ces 2 images pour taille maxi)

rendement cogénération

et
     Pour fournir les mêmes quantités de chaleur utile et d'électricité qu'une cogénération, une installation à systèmes séparés (chaudière à 90% de rendement et centrale électrique à 52,5% de rendement) consomme 22% de combustible de plus. 		suite:
On distingue trois grandes familles de cogénération:
- la turbine à vapeur: depuis de nombreuses décennies cette technique est utilisée couramment par les industriels qui ont des besoins importants de chaleur et d'électricité (chimie, papeterie, sucrerie, . . .).
- Le moteur thermique: il fonctionne généralement au fioul domestique ou au gaz et est particulièrement adapté au chauffage de locaux pour des puissances limitées.
- La turbine à combustion: c'est à partir du milieu des années 80 que cette technique (turbine aérodérivative) s'est développée, essentiellement dans l'industrie et les réseaux de chaleur ou les hôpitaux ayant des besoins énergétiques importants.
     Ces différentes techniques produisent de façon combinée et simultanée de l'énergie thermique et de l'énergie mécanique:
- L'énergie thermique est récupérée sur les gaz d'échappement et les circuits de refroidissement des moteurs ou turbines à gaz ou sur la vapeur détendue dans les turbines à vapeur.
- L'énergie mécanique qui est aujourd'hui, dans la quasi-totalité des cas, transformée en électricité par couplage avec un alternateur, peut également entraîner directement des compresseurs, ventilateurs, pompes...

Les avantages de la cogénération

     La différence essentielle entre la cogénération et les centrales de production d'électricité thermiques classiques ou nucléaires réside dans le principe de la récupération et de l'utilisation de la chaleur produite par la cogénération alors que, dans le cas des centrales thermiques, la vapeur turbinée pour produire l'électricité est ensuite rejetée dans le milieu naturel.
     De ce fait, la cogénération se caractérise par un excellent rendement énergétique. Elle permet des économies d'énergie primaire par rapport à des productions distinctes d'électricité (centrales électriques) et de chaleur (chaudières des utilisateurs).
     Compétitive par rapport à des moyens de production centralisés, la cogénération présente également un intérêt en terme de diversification du parc de production électrique et peut permettre dans certaines conditions d'éviter des coûts de développement des réseaux électriques et des pertes en ligne.
     Elle constitue un facteur de compétitivité pour les entreprises présentant des besoins de vapeur importants (chimie, industrie papetière, industrie sucrière, industrie automobile...). 

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En conjuguant une production de vapeur à une production d'électricité, soit autoconsommée, soit vendue au réseau, la cogénération peut réduire leur facture énergétique et leurs émissions polluantes, diminuer la sensibilité aux évolutions des coûts énergétiques et assurer le secours électrique en cas d'incidents sur le réseau public.
La cogénération est également une solution énergétique attractive pour le secteur tertiaire (hôpitaux, aéroports, écoles...) ainsi que pour les collectivités locales (réseaux de chaleur alimentant des ensembles immobiliers et valorisation énergétique des ordures ménagères).
La promotion de la production combinée de chaleur et d'électricité s'inscrit dans la stratégie communautaire définie par la résolution du Conseil de l'Union européenne du 8 décembre 1997. Celle-ci souligne en effet que la cogénération peut apporter une contribution importante à la réduction des principaux gaz à effet de serre (1) et fixe comme objectif le doublement, d'ici 2010, de la part globale de la production cogénérée dans l'ensemble de la Communauté, à charge pour les États membres de prendre les mesures nécessaires.

Quelles mesures ont été prises pour favoriser le développement de la cogénération ?
     Si le marché de la cogénération s'est fortement développé aux États-Unis et en Europe du nord dès le début des années 80 et, plus récemment, dans l'Europe du sud, notre spécificité nationale en matière de production d'électricité, marquée par un opérateur dominant (EDF) et une filière de production d'électricité performante (l'énergie nucléaire), avait laissé une place réduite au développement de la cogénération.
     L'intérêt et les enjeux qui s'attachent au développement de la cogénération sur les plans énergétique et industriel ainsi que la situation particulière de la France sur le plan international ont amené les Pouvoirs publics à engager une politique spécifique en faveur du développement de cette filière énergétique.

Un dispositif fiscal favorable
     Parallèlement à un amortissement fiscal accéléré sur un an et à des possibilités d'exonération de la taxe professionnelle, a été mise en place, en 1993, une exonération de la TICGN (taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel) et dé la TIPP (taxe intérieure sur les produits pétroliers) sur les livraisons de gaz et fioul lourd destinées à être utilisées dans des installations de cogénération pendant une durée de 5 ans à compter de la mise en service de ces installations. Cette mesure importante a été reconduite, dans le cadre de la loi de finances pour 1996, pour toutes les installations dont la mise en service interviendrait avant le 31 décembre 2000.

Une obligation d'achat permanente pour EDF d 'acheter l'électricité des cogénérateurs
     La loi de nationalisation de l'électricité de 1946 et un décret de 1955 ont institué une obligation, pour EDF et les entreprises de distribution non nationalisées, de passer des contrats d'achat pour l'électricité produite par, notamment, des installations de cogénération d'une puissance inférieure à 8 MW ou sans limite de puissance pour celles qui fonctionnent par récupération d'énergies résiduaires, qui utilisent des déchets ménagers ou qui alimentent des réseaux de chaleur.
     Le gouvernement a souhaité que la suspension de l'obligation de passer des contrats d'achat avec des producteurs autonomes (prévue par ce décret de 1955), qui peut être décidée par le ministre en cas de surcapacité de production d'électricité constatée sur le territoire, n'entrave pas le développement de la cogénération et des énergies renouvelables. C'est pourquoi un nouveau décret a été pris en décembre 1994 de manière à rendre permanente l'obligation d'achat par EDF de l'électricité produite par les installations de cogénération et les installations utilisant des énergies renouvelables (i).

suite:
Pour bénéficier de ces dispositions, les installations de cogénération doivent obtenir un "certificat de conformité", établi par l'administration, qui atteste le respect des caractéristiques suivantes (ii):
- rendement énergétique global de 65% minimum,
- rapport chaleur / force supérieur à 50%,
- utilisation effective de la chaleur produite.

La définition des conditions techniques de raccordement au réseau public
     Des dispositions techniques sont nécessaires pour limiter les perturbations susceptibles d'être provoquées par les installations de production autonome d'énergie électrique dans l'exploitation des réseaux publics auquel elles sont raccordées. Ces dispositions ne doivent toutefois pas constituer une entrave au développement de la cogénération. C'est pourquoi les Pouvoirs publics ont décidé d'établir, en concertation avec les producteurs autonomes d'une part et les exploitants des réseaux publics d'autre part, des règles qui soient non discriminatoires et publiées (iii).

La mise en place de nouvelles conditions d'achat de l'électricité produite
     Le ministère de l'Industrie a également lancé en 1995 un examen approfondi des conditions d'achat par EDF de l'électricité produite par cogénération, dans le but de rendre ces conditions d'achat plus incitatives.
     Les objectifs poursuivis étaient les suivants:
1) Inciter à un dimensionnement et à un fonctionnement des cogénérations en fonction des besoins de chaleur et non en fonction des opportunités de la tarification de l'électricité.
2) Refléter correctement les coûts de développement évités pour le système électrique, tout en conservant une certaine flexibilité (possibilité d'adapter les conditions d'achat aux évolutions susceptibles d'intervenir sur les coûts de développement, sans pénaliser le stock d'installations existantes).
3) Donner aux cogénérateurs une garantie sur les conditions de rémunération au moment où ils engagent leurs investissements afin qu'ils puissent évaluer la rentabilité de leur projet en toute connaissance de cause.
4) Limiter les risques pesant sur les cogénérateurs (risque en cas de défaillance, risque sur le prix du combustible, risque lié aux évolutions tarifaires...)
     Les travaux réalisés sous l'égide de la DIGEC ont permis d'aboutir, fin 1996, à un accord d'EDF et des représentants des cogénérateurs (industriels et réseaux de chaleur) sur un nouveau dispositif de conditions d'achat comportant des améliorations significatives par rapport au système de tarifs d'achat appliqué jusqu'alors.
     Ainsi un nouveau modèle de contrat d'achat, approuvé par le ministère en mars 1997, a fixé la rémunération des cogénérateurs sur 12 ans, durée cohérente avec la durée d'amortissement des installations. Il comporte des conditions de rémunération approuvées par les pouvoirs publics et proposées de façon identique, à un moment donné, à tous les candidats producteurs, y compris à ceux ne bénéficiant pas de l'obligation d'achat (projets industriels de plus de 8 MW).
     Une innovation importante du nouveau dispositif réside dans la date d'effet du contrat. Un cogénérateur peut signer un contrat dès lors qu'il a pris sa décision d'investissement et obtenu le certificat de conformité délivré par la DRIRE. I1 dispose alors d'un délai de 24 mois pour mettre en service son installation, la mise en service pouvant intervenir à tout moment. Au-delà du délai de 24 mois (et sauf retard imputable à EDF ou dû à un cas de force majeure), le contrat est résilié et le cogénérateur doit passer un nouveau contrat, sur la base des conditions de rémunération en vigueur à ce moment.

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     Par ailleurs, un complément de rémunération est accordé aux cogénérations présentant une bonne efficacité énergétique.
     Enfin, les conditions de rémunération proposées dans les contrats d'achat sont fondées sur les "coûts évités" c'est à dire qu'elles sont calculées à partir du coût du moyen de production qui serait installé par EDF, en l'absence de la cogénération, si le système électrique devait se développer. On retient comme moyen de production évité un cycle combiné au gaz de 650 MW qui peut être considéré comme l'équipement le plus compétitif pour une large plage de durées annuelles de fonctionnement aux prix actuels du gaz.
Une actualisation (2) des conditions d'achat est intervenue début 1999 dans l'attente du dispositif qui résultera de la prochaine loi de modernisation et de développement du Service public de l'électricité; le dispositif transitoire mis en place, qui concerne les nouveaux projets de cogénération relevant de l'actuelle obligation légale d'achat (pour un plafond de 500 MW), a notamment revalorisé l'incitation complémentaire pour les installations les plus performantes.

Le décollage de la cogénération en France
     Jusqu'à une période récente, le parc de cogénération était en quasi-totalité constitué de turbines à vapeur produisant de l'électricité et de la chaleur pour les besoins propres des grandes industries (chimie, sidérurgie, papeterie, sucrerie, ...); il représentait une puissance électrique totale installée stable d'environ 3 000 MW, soit 3% de la capacité totale du parc de production national (à titre de comparaison, la cogénération représentait en moyenne 13% de la production électrique en Europe et même plus de 30% pour certains pays tels les Pays-Bas, le Danemark et la Finlande).
     L'ensemble des mesures prises par les Pouvoirs publics, en particulier le nouveau contrat d'achat de l'électricité en 1997, ont permis le décollage de cette technologie dans notre pays en 1998.
Les certificats de conformité délivrés par les DRIRE (3) ont progressé de la manière suivante
année
nbre installations
puissance électrique
1995
67
249 MW
1996
94
330 MW
1997
149
562 MW
1998
638
4407 MW
total
948
5323 MW

    De nombreux contrats d'achat d'électricité ont été signés ou ont vocation à l'être prochainement: les 309 projets de contrats qui, au 16 avril 1999, ont été soumis à l'approbation du ministère représentent une puissance totale de 1545 MW (inclus dans les 5323 MW ayant obtenu un certificat de conformité). 

 (suite)
 suite:
 Ils se répartissent de la manière suivante:
- 61 contrats de moins de 1 MW représentant 53 MW
- 216 contrats entre 1 et 8 MW représentant 729 MW
- 11 contrats de plus de 8 MW représentant 157 MW pour les réseaux de chaleur
- 20 contrats de plus de 8 MW représentant 606 MW pour le secteur industriel.
     Les techniques de cogénération installées depuis ces dernières années ou en projet sont en général des moteurs fonctionnant au gaz naturel pour les petites puissances et des turbines à combustion au-delà de quelques MW.

Quel avenir pour la cogénération ?
     Le projet de loi relatif à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, adopté en première lecture par l'Assemblée nationale, traduit l'ambition du Gouvernement de conjuguer le renforcement du service public de l'électricité avec l'introduction d'éléments de concurrence, en particulier dans le domaine de la production.
     Ainsi, tout producteur pourra, moyennant l'obtention d'une autorisation, s'installer librement sur notre territoire et accéder au réseau public de transport pour livrer son électricité à des clients éligibles. Les cogénérateurs pourront ainsi accéder à ce nouveau marché.
     Toutefois, il est apparu légitime de prendre en compte, dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements de production décidée les pouvoirs publics, le cas des installations qui ne trouveraient pas de client sur le marché compte tenu notamment de leur petite taille. C'est pourquoi, pour de telles installations, le projet de loi conforte le principe de l'obligation d'achat et prévoit de réglementer les conditions d'achat.
     L'obligation d'achat a vocation à s'appliquer à l'électricité produite:
- par les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés ou qui visent l'alimentation de réseaux de chaleur, sans limite de puissance,
- ou, dans la limite d'une puissance de 12 MW, par les installations qui utilisent des énergies renouvelables ou qui mettent en œuvre des techniques performantes en terme d'efficacité énergétique, telles que la cogénération, lorsque ces installations ne peuvent trouver des clients éligibles dans des conditions raisonnables au regard du degré d'ouverture du marché national de l'électricité.
     Le projet de loi prévoit également que les surcoûts qui peuvent résulter de cette obligation d'achat, par référence aux coûts d'investissement et d'exploitation évités à EDF, font l'objet d'une compensation par un fonds du service public de la production d'électricité, alimenté par un prélèvement sur l'ensemble des opérateurs du secteur.
     Ainsi, la présence des cogénérations de petite puissance devrait continuer à s'affirmer au cours des prochaines années grâce au maintien du système de l'obligation d'achat, d'une part, et à la baisse des prix qui devrait résulter de la standardisation des équipements, d'autre part.
     Parallèlement, les cogénérations de plus forte puissance devraient trouver leur place dans le cadre de l'ouverture du marché de l'électricité et poursuivre ainsi leur développement: des projets industriels de plusieurs centaines de MW ont d'ailleurs déjà fait l'objet de décisions d'investissement, notamment dans les secteurs du raffinage et de la sidérurgie.

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Notes
(1) Sur le plan environnemental, le bilan de la cogénération en termes d'émissions est généralement considéré comme positif: C'est indéniablement le cas lorsque l'électricité produite par la cogénération se substitue à une production électrique à partir de combustibles fossiles. Des études sont actuellement menées par la Mission interministérielle sur l'effet de serre pour évaluer plus précisément le bilan environnemental de la cogénération dans le contexte particulier du système électrique français, où l'essentiel de la production centralisée est assuré par le nucléaire et l'hydraulique non émetteurs de gaz à effet de serre.
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(2) Ces dispositions transitoires peuvent être consultées sur l'espace internet Énergies et matières premières: ICI
En cas de déplacement ou de suppression (ça arrive!...), consulter directement leur site d'accueil
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(3) Évaluation provisoire réalisée en janvier 1999.
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Textes de référence:
(i) Décret n°°94-110 du 20 décembre 1994 modifiant 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.
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(ii) Arrêté du 23 janvier 1995 relatif aux installations utilisant des techniques de cogénération en application de l'article 1er du décret n°55-662 du 20 mai 1955 modifié,
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(iii) - Cahier des charges de la concession à EDF du réseau d'alimentation générale (décret du 23 décembre 1994 et avenant à la
convention de concession du 10 avril 1995)
- Arrêté du 14 avril 1995 relatif aux conditions techniques de raccordement au réseau public des installations de production autonome d'énergie électrique
- Arrêté du 21 juillet 1997 relatif aux conditions techniques de raccordement au réseau public des installations de production autonome d'énergie électrique de moins de 1 MW
- Arrêté du 3 juin 1998 relatif aux conditions techniques de raccordement au réseau public HTA des installations de production
autonome d'énergie électrique de puissance installée supérieure à 1 MW
- Un nouvel arrêté précisera prochainement les conditions applicables aux installations de moins de 120 MW raccordées au réseau haute tension HTB et de nouveaux travaux vont être engagés pour établir les règles qui seront applicables aux installations de production de plus de 120MW.
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Information Complémentaire sur le biogaz
Le biogaz, un gisement d'énergie intéressant pour l'Ile de France
Enerpresse 7457 24 nov 1999
     Quatre décharges situées en Ile de France et accueillant chaque année quelques 2,3 millions de tonnes d'ordures ménagères soit les deux tiers des quantités produites par la région, valorisent déjà le biogaz qu'elles produisent. Elles fournissent ainsi quelques 180.000MWh (mégawatts-heures) et 1250 tonnes équivalent pétrole (tep) par an. Pour autant, un important gisement demeure, que l'Agence régionale de l'environnement et des nouvelles énergies (Arene), l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et Gaz de France (GDF) ont demandé au cabinet Solagro-Planétude d'étuduer.
     Les conclusions de cette étude font apparaître l'existence d'un potentiel valorisable total de 100.000 à 150.000 tep sur la période 2000-2009, avec une puissance disponible de l'ordre de 21 MW en énergie primaire. La taille respective des sites potentiels (ils sont une dizaine) irait de 1,1 à 5,5 MW. Quatre d'entre eux pourraient engager rapidement des projets, soulignent les auteurs de l'étude, par exemple dans le cadre de l'appel à propositions EDF-Ademe. Certains pourraient produire, outre du courant, de la chaleur pour le chauffage ou du carburant. 		 Autre avantage, écologique celui-là, la suppression d'une bonne partie du brûlage aux torchères, surtout quand on sait que le méthane est vingt fois plus nocif que le gaz carbonique (CO2) en termes de production de CO2.
     Deuxième filière intéressante, la méthanisation de la fraction fermentescible des déchets, qui connait actuellement un essor considérable en Europe et notamment en Allemagne. Une seule usine existe en France, à Amiens, depuis 1986. S'agissant de l'Ile de France, le procédé pourrait concerner, à l'horizon 2020, entre 1 et 2 Mt de déchets par an, qui pourraient produire annuellement entre 110.000 et 250.000 tep. D'ici-là, la production cumulée serait comprise entre 1,2 et 2,2 Mtep. Intérêt de la méthanisation, le gisement de biogaz qui en est issu est durable et renouvelable, à l'inverse de celui produit par les décharges, qui ne dure qu'une dizaine d'années après leur fermeture. Il devrait donc s'éteindre vers 2012, compte tenu de l'obligation insturée par la loi de 1992 de limiter à compter de 2002 le stockage en décharge aux seuls déchets ultimes. A noter que le coût de la méthanisation s'établit à 150 à 300 francs la tonne de déchets traités, soit un chiffre égal à celui du compostage et nettement inférieur à celui de l'incinération.
Complément d'info
La lettre de Rhônealpes Energie

Que fait-on des déchets fermentescibles :
Enfouissement 47%, incinération 45%
compostage 7,7%, méthanisation 0,3%
En Rhône Alpes, le gisement de déchets organiques est de 14 millions de tonnes/an. Compte tenu des possibilités (environ 250 kg de carbone par tonne fournissant environ 330 m3 de gaz par tonne contenant 55ù de méthane) et des rendement on peut récupérer 100 m3 de méthane par tonne. Le gisement rhônealpin s'élève à 1,4 milliard de m3 de méthane par an soit 1,3 million de tep/an. Pour le moment il existe une réalisation à Vienne où la station d'épuration sera alimentée par de l'électricité provenant de biogaz et à Rillieux la Pape 172 logements sont reliés au biogaz.

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