ATEE - Etat des lieux et perspectives Cogénération en France

ÉTAT DES LIEUX ET CONTEXTES SOCIO ÉCONOMIQUE ET
RÉGLEMENTAIRE DE LA COGÉNÉRATION GAZ, BIOGAZ ET
BIOMASSE EN FRANCE
Forum ENR – Conférence sur la cogénération du 4 mars 2015
LES ATOUTS DE LA COGÉNÉRATION
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LA COGÉNÉRATION :
UNE FILIÈRE PRÉSENTANT DES EXTERNALITÉS SIGNIFICATIVES
 la cogénération représente :

Environ 5,2 GW électriques cumulés, soit ~3 à 4 tranches nucléaires EPR, dont :




89% cogé gaz, 5% Biogaz, 6% biomasse
~15 TWh d’électricité (répartitions respectives approximatives : 70% 15% 15%)
Environ 8 Mtonnes/an de réduction des émissions de CO2 (électricité
partiellement autoconsommée par le site) : ~0,5 tonnes CO2 évitées/MWh électricité
une sécurisation d’approvisionnement de l’alimentation en électricité en pointe :

déficit de capacités de pointe pouvant atteindre 2 GW pendant l’hiver 2016-2017 (bilan RTE
2014)
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3
LA COGÉNÉRATION EST UN MOYEN DE PRODUCTION COMBINÉE D’ÉLECTRICITÉ ET DE CHALEUR PERFORMANTE
QUI GARANTIT ENTRE 10% ET 25% D’EP VS LES MEILLEURES TECHNIQUES DE PRODUCTIONS SÉPARÉES
Cogénération
CCG
E*1,055*/0,54
Energie primaire
Électricité
35 à 43
100
111 à 133
Energie primaire
C/0,9
Chaleur
44
Pertes
21-13
Pertes
38 à 46
62 à 84
Energie primaire
49
ChaufferieGN
Chaufferie
Économies d’énergie primaire réalisées de (111 à 133 -100)/(111 à 133), soit 10% à 25%
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LE SERVICE RENDU SUR LES POINTES ÉLECTRIQUES EST MAXIMUM,
GRÂCE AU PILOTAGE
DES COGÉNÉRATIONS CLIMATIQUES PAR LES BESOINS THERMIQUES DES SITES
CONSOMMATEURS DANS UN MIX THERMOSENSIBLE (MÉTROPOLE )
La production des cogénérations climatiques est concomitante des besoins
de pointes électriques
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UNE SOLUTION À LA POINTE SAISONNIÈRE CARBONÉE EN AUGMENTATION
CONSTANTE ET CONTRAIGNANT LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE
Puissance appelée (MW)
Sensibilité au froid du parc de production
90000
85000
80000
75000
70000
65000
60000
55000
50000
Le parc thermique à flamme est sollicité en
raison de la sensibilité hivernale
Thermique centralisé à
flamme et importations :
•Charbon ~ 953 gCO2/kWh
•Fioul ~ 850 gCO2/kWh
•Gaz ~ 408 gCO2/kWh
VS
-5
Température de non chauffage
CHP à 80% de rendement :
• Gaz naturel ~ 256 gCO2/kWh
0
5
10
15
20 µCHP à 95% de rendement
Température extérieure moyennée sur la France métropolitaine(°C) • Gaz naturel ~ 215 gCO2/kWh
Nucléaire+hydraulique
:
Demande
Données RTE - 2010
• Une réduction des émissions de CO2 conséquente est donc réalisée :
• 8 Mtonnes
• la cogénération bois-énergie et biogaz (actuelle de ~ 5TWh) accentuera ce bilan d’ici 2020…
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IMPLANTATION RÉGIONALES DES COGÉNÉRATIONS EN MÉTROPOLE
Une forte implantation régionale et
délocalisée, sur les lieux de consommations
d’électricité et de chaleur
Une filière créant des emplois non
délocalisables : environ 30 000 emplois/an
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ÉTAT DES LIEUX DE LA COGÉNÉRATION
ALIMENTÉE EN GAZ NATUREL
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SEGMENTATION
FRANÇAIS DES COGÉNÉRATIONS
PUISSANCES/TECHNOLOGIES/CONTRATS
DU PARC
GAZ VERSUS
P élec en kVA
<36 kVA
de 36 kVA à
250 kVA
de 250 kVA à
1 000 kVA
de 1 000 kVA
à 12 000 kVA
>12 000 kVA
Segment
Micro
Mini
Petite
Moyenne
Grosse
1 kW à 50 kW
Seuils de
puissances
électriques /
technologies
Moteurs cycles Stirling/Rankine/MCI,
micro/mini turbines
50 kW à 1 MW
Modules – MCI & mini turbines
1 MW à 6 MW
MCI & Turbines
Turbines
Capacités : ~4,6
GW (~900 sites)
<0,20 MW
<100 sites
Tension de
raccordement (~)
BT A/B (50V/500 V - 500/1000 V)
Mode de
valorisation
Contrats petites
Installations (PI)
+ AC + CEE +CI
<5 MW
<50 sites
Contrat d’OA C13 &
Autocons + CEE
5 MW à 125 MW
~40 MW
~62 sites
HTA (1kV à 50kV)
~2350 MW
~650 sites
~2180 MW
~36 sites
HTA & HTB/C (1 kV - >50 kV)
Contrats d’OA (C01/R-C13) (<12 MW) ~1720 MW
CS13 (>12 MW) ~1000 à 1500 MW
avec marché libre/Autoconsommation ~1000 à 2000 MW
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SITUATION
ACTUELLE DES COGÉNÉRATIONS
GN : UN SOUTIEN DEPUIS 1997 VIA
SUR CETTE FILIÈRE SOUTENUE PAR L’UE
DU PARC FRANÇAIS DE COGÉNÉRATIONS ALIMENTÉES AU
L’OBLIGATION D’ACHAT QUI S’EST MAINTENUE
~ 404 MW (6%)
(63 sites)
~ 404 MW
~ 1721 MW (34%)
(500 sites)
Sous obligation d'achat C13 (C01)
En logique de marché annoncée (dont 1 à
1,3 GW sous contrat transitoire de capacité
jusqu'à fin 2016)
En attente de décision (sortie d'OA)
Démantelées
~ 2202 MW (44%)
(133 sites)
~4600 MW DE COGENERATIONS GN AU 01/01/2015 SUR 5 GW INITIAUX
Un développement incité par les différents contrats d’OA publiés depuis 1997 : ~10 TWh d’électricité
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RÉMUNÉRATION GLOBALE DU CONTRAT D’ACHAT C13
Calcul de la prime fixe
PF Contrat C13 = 160,16 €/kW
PGH
TB
CE
F(DM)
AG
Ndispo
Ndem
CD
Nature du contrat de vente d'électricité
Date ou période de référence tarifaire
Efficacité énergétique Ree
Rémunération moyenne Contrat C13 (PEG Nord - Hiver 2013-2014)
=
=
=
=
=
=
=
=
2000 kW
150,1 €/kW
1,0
1,005
1,83
5
0
0,00 €
Contrat C13 (PEG Nord - Hiver 20132014)
1/11/13
18,3%
130,1 €/MWhe
dont part fixe
46,22 €/MWh électriques
dont part variable
83,84 €/MWh électriques
6,6 €/MWh électriques
64,6 €/MWh électriques
12,7 €/MWh électriques
dont rémunération proportionnelle RP
dont rémunération du prix du gaz en 11/2013
dont Rémunération de l'efficacité énergétique Pe (Ep de 18,3 %)
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UNE SITUATION
DIFFICILE POUR LE SEGMENT > 12 MW
COMPTE TENU DU SPREAD COGÉNÉRATION SUR LA PÉRIODE
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2011 À 2013
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ÉTAT DES LIEUX DE LA COGÉNÉRATION BIOGAZ
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STATISTIQUES 2012 DU PARC D’INSTALLATIONS
Nombre d’installations en
France 2013
160
140
120
100
80
60
40
20
0
DE COGÉNÉRATION BIOGAZ
Puissance électrique installée (2012)
7%
7%
7%
5%
1%
73%
Agriculture
Territorial
Household waste
Sewer sludge
Industrial
Landfill
400 sites
Plus 260 MW connectés au réseau électrique
2,4 TWh d’électricité produits
Source : Ademe (2012), ERDF (Décembre, 2013), Ministère (2013)
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RÉMUNÉRATION DU CONTRAT D’ACHAT BG11
Rémunération = Tarif d’achat T + Peee + PrEffluents d’élevage
Valeurs de T en c€/kWh (non actualisées)
Pour le biogaz issu de décharge
Pour le biogaz issu de l’agriculture, des OM,
ou du traitement des eaux & autres biogaz
Valeurs de Pe et Pr
Pr = Prime de
traitement des
effluents d’élevage
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ÉTAT DES LIEUX DE LA COGÉNÉRATION BIOMASSE
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Cartographie des sites de production d’électricité à partir de biomasse
solide à fin octobre 2014 (Source : Observ’ER 2014)
•
28 sites de production
électrique en fonctionnement à
fin octobre 2014
•
~304 MWe de capacité installée
& 2,400 TWh de production
électrique (2013) (potentiel
complémentaire de 243 MW sur 8
sites en construction)
•
La majorité des sites
fonctionnent en cogénération
•
Le premier secteur industriel
d’application de ces sites est
celui de la l’industrie du papier
•
Une installation démantelée
(Felletin – 3,7 MW)
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CONTRAT D’ACHAT BM11
• Sites éligibles : Pinstallée de 5 à 12 MW électriques (1 MWe pour
les scieries) :
•
4 sites actuellement sous OA cumulant 28,5 MWe + 2 sites cumulant
13 MWe en cours
• Rémunération = Tarif d’achat T + Xee :
•
Valeur de T en c€/kWh (non actualisée) : 4,340 c€/kWh au 27/01/2011
•
Valeur de X : 7.710 + 0.964 * (V - 50) / 10 c€/kWh. formule dans laquelle V
est l’efficacité énergétique de l’installation = [(Eth + Eélec) / Ep] x 100
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4 appels d’offres ont permis un développement modeste
d’un parc d’installations d’environ 550 MW depuis 2003
Les projets des premiers AO souffrent de l’augmentation des prix de biomasse constatés depuis 3 ans et
reflétés dans les indices publiés trimestriellement par le CEEB : De ce fait, sur la base de biomasse
forestière ou de broyats de palettes, le PV électricité (tarif OA BM11 ou CRE4) des projets ne permet
pas de dégager un intérêt économique pour les acheteurs de chaleur, d’où le très faible taux de
concrétisation notamment des CRE4.
CEEB = Centre d’Études de l’Économie du Bois
Total des projets retenus dans les 4 AO CRE (nb et Pe)* : 84 / 1267 MW
Total des projets réalisés dans les 4 AO CRE (nb et Pe)* : 35 / 550 MW
Total des projets en OA : 7 / 49
* Chiffres réajustés vs Observ’ER
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QUEL AVENIR POUR LES TROIS FILIÈRES DE COGÉNÉRATION ?
UNE ÉVOLUTION RÉGLEMENTAIRE EN 2016 QUI REPRÉSENTE
UNE PÉRIODE DE TRANSITION INCERTAINE
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Cadre de cohérence : Article 23 du Projet de loi sur la transition
énergétique et la croissance verte
 Favoriser l'intégration au marché des énergies renouvelables,
nécessaire dans la perspective de leur plus ample développement en
instituant le dispositif de vente sur le marché associée à une prime
complémentaire ex-post (système anglais)
 Limiter les périodes de prix négatifs sur le marché
 S'inscrire dans le cadre des lignes directrices de la Commission
européenne (LD) du 28 juin 2014 en matière d’aides d’Etat dans le domaine
de l’environnement et de l’énergie
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Évolution des modalités d’aides à la cogénération au 1/1/2016
Application des
lignes Directrices
CE du 28/6/14
1. Règle de proportionnalité > TRI de 8-12%
2. Ep>10% (suivant décision CE de 12/11)
3. Autres critères spécifiques : Dispo, autoconso, etc.
Pe Garantie
Contrat transitoire de capacité CS13, CS15 ?
12 MW
5 MW
Contrat d'achat
C13, BG11, BM11
Vente imposée sur le marché +
Certificats + Prime
complémentaire ex-post CR
+ Prime de gestion
Marché de capacité
Services système + vente
directe sur le marché +
Prime complémentaire à
définir
Dans le cadre d’Appels
d’offres dédiés
1 MW
Contrats d’achat
C13, BG11
Seuil haut/bas à fixer
0,5 MW
Seuil haut à fixer
0,036 MW
Contrat PI,BM11
1/1/2015
Contrats d’OA nouveaux (sur les 2 segments micro et
mini cogés) ou maintien des contrats actuels (C13 & PI,
CB) + CEE (hors OA) + Crédit d’impôt 1,5 kW (~15%)
1/1/2016
1/1/2017
Période
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Textes pris en application de l’article 23 de la LTECV
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Prime complémentaire de marché définie par Décret en Conseil et arrêté
par filière d’état au 1/1/2016 au-delà de 500 KWe proposée par la DGEC
 Rémunération par une prime complémentaire ex-post
À confirmer – en discussions
CR = Min (Prodréelle ; Prodréférence) x (α Te – M0) – PCertificats (origine, capacité) + PGestion
-
-
α = coefficient de dégressivité de la prime, valant en moyenne 1 sur la période
Te = tarif d’achat de référence (actuel) en €/MWh (CAPEX + OPEX d’une installation performante), dégradé pour
les installations rénovées
M0 = niveau de revenu standard, calculé ex-post pour chaque filière (prix spot positifs sur l’année pondérés par
les volumes)
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RECOMMANDATIONS PAR FILIÈRE
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Recommandations du Club Cogénération :
- pour le segment basse tension (0-250 kVA) en matière d’évolution des contrats PI et C13
existants
- pour le segment HTA (> 1 MW)
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Préconisations du Club Cogénération pour l’évolution du contrat Petites
installations sur la plage des micro-cogénérations (0-36 kVA)
 Contexte



Meilleure intégration de la micro-cogénération dans le système électrique
valorisant la concomitance de la production thermique à la pointe de consommation
Déploiement du compteur Linky (> plages tarifaires)
Respect des nouvelles lignes Directrices européennes publiées le 28 juin 2014
(Ep > 10% suivant norme EN50465, ratio C/E > 0,5 et critères de rentabilité)

Financement actuel hors CSPE (LTECV)
 Adaptations souhaitables du contrat Petites Installations (PI) :



Maintien du seuil haut de 36 kVA, jugé pertinent
Mode de fonctionnement avec modulation actuelle, sans garantie de disponibilité sur la période
d’hiver (~contrat PI)
Rémunération de l’énergie produite (injectée et/ou autoconsommée) suivant un profil multi-plages
(~option tarif Tempo : HP, HC – 3 couleurs jours par exemple) avec niveaux à définir
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COMME TOUS LES CAS D’AUTOCONSOMMATION
AVEC REVENTE,
1 COMPTEUR SUPPLÉMENTAIRE SUFFIT (PAS DE BRANCHEMENT SPÉCIFIQUE)
C 15-100 : installations
intérieures
(domaine installateur)
C 14-100 :
branchement
(domaine ERDF)
Équipements
électriques
Compteur
de
soutirage
(consommation)
Disjoncteur
et d’injection
principal
Micro-cogénérateur
(exemple : Écogénérateur
intégrant une protection de découplage
conforme DIN VDE 0126 1.1)
Autoconsommation
avec revente du surplus
(mesure éventuelle de la production/autoconsommation par un seul compteur Linky à 2 entrées)
Installation intérieure
Réseau public de distribution d’électricité
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Préconisations du Club Cogénération pour l’évolution du tarif C13
sur la plage des mini-cogénérations (36-250 kVA)
 Contexte :



Contrat C13 non adapté sur le profil de fonctionnement actuel (Puissance garantie imposée pendant 5 mois d’hiver)
Même besoin d’optimiser l’intégration de la mini-cogénération dans les bâtiments et le système électrique
Respect des nouvelles lignes Directrices européennes & financement hors CSPE
 Conditions de base du contrat C13 au 1er janvier 2016 :




Applicable à la gamme de puissance de 36 kVA à 250 kVA (mini-cogénération), voire 500 kVA
Des conditions de suspension/résiliation calquées sur le clausier DGEC/DOAAT élaboré fin 2014
Raccordement électrique conforme au référentiel technique ERDF (évoluant suivant Grid Codes européens)
Évolutions à étudier :
Mode de fonctionnement avec modulation
 Puissance Garantie sur seule « période de pointe » (HP Jours Rouges du tarif ~Tempo par exemple)
Rémunération du contrat :
 Rémunération actuelle du prix du gaz (c€/kWh) (plafonnée quotidiennement) prenant en compte le spread cogé
(versus prix de marchés spot Powernext et EEX) + toutes taxes/contributions sur le GN
 Une prime fixe (€/kW) ~ C13 calée sur la PG x Disponibilité pendant les périodes de pointe (« périodes d’appel »)
sans pénalité en cas d’arrêt ou de marche partielle pendant les autres périodes
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SUITES À DONNER
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Actions à mener en 2015
 Mise en place de 3 ateliers DGEC courant T1 2015 sur la prime complémentaire
 Critères d’éligibilité, montants et dégressivité de la prime complémentaire pour les installations de
plus de 500 kW électriques à partir du 1er janvier 2016
Pour l’instant, pas de GT dédié à la révision des contrats d’OA applicables au segment basse tension
demande de l’ATEE d’engager la réflexion avec la DGEC sur ce segment
 Propositions à émettre par les représentants des cogénérateurs en concertation avec
les représentants des filières EnR :

Pour les évolutions souhaitées des contrats PI et C13 pour le segment BT (< seuil bas de 500
kWmax)

Pour le calcul de la prime complémentaire CR : valeurs des production, tarif et marché de
référence et de la dégressivité α à fixer pour chaque filière avec une installation de référence
performante
Propositions à étayer par des modèles économiques adaptés aux nouvelles exigences : durée, rémunération,
rentabilité, Ep, etc… garantissant dans la durée l’équilibre économique
Les AO à venir prendront en compte cette évolution réglementaire
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Merci de votre attention
Q/R ?
[email protected]
01 46 56 41 47
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