Dossier Technique

Autoconsommation et flexibilité : Les nouveaux alliés de la cogénération

Mis à jour le

La fin des dispositifs de soutien à la cogénération sera une réalité en 2021 : le C16 et le CR16 vont disparaître.  Pour autant, lors du webinar du 30 novembre 2020, nos experts vous ont présenté des moyens intéressants pour valoriser l'électricité produite.

Voici les réponses aux questions que vous nous avez posées.

Replay du webinar autoconsommation et flexibilité

Questions générales : 

 

1. Pourquoi le chauffage électrique devrait-il s'intensifier ? Et cela est-il une bonne chose ? 

En France, la production d’électricité est assez décarbonée en moyenne. Ce qui peut inciter à préconiser le recours au chauffage électrique au détriment d’autres énergies dans les politiques publiques. Pour autant, ce raisonnement en moyenne masque le fait que ce sont des moyens de production carbonés qui sont majoritairement déclenchés en période hivernale pour répondre au besoin de chauffage électrique des bâtiments. Le chauffage électrique représente une part non négligeable du chauffage dans le bâtiment. Cela rend notre consommation d’électricité très sensible aux températures extérieures, générant des phénomènes de pointe, fragilisant le système électrique et conduisent au recours à de la production électrique via des centrales thermiques fossiles. Le recours au chauffage électrique direct doit donc être très clairement limité.

2. Est-ce exact de dire que ce sont les cogénérations qui assurent les pointes électriques ? Y a-t-il un lien entre le chauffage électrique et la pointe ? Du coup est-ce que le chauffage électrique est bas carbone ou est-il assuré par des cogénérations au gaz ? 

Les cogénérations contribuent à la production électrique française. Au 1er Janvier 2019, on dénombrait un parc de 4858 MW électrique sur plus de 1000 sites. Cela représente la puissance d’environ 3 EPR. Parmi ces cogénérations, certaines sont en obligation d’achat, d’autres en logique de marché. Certaines sont appelées par le réseau lors des pointes électrique mais ne sont qu’une réponse partielle à ce phénomène de pointe saisonnière. Toutefois, la pointe électrique, notamment causée par le recours au chauffage électrique en fin de journée par temps froid, sollicite également des moyens de production électrique plus carbonés comme le charbon ou le fioul. L’usage chauffage pour l’électricité recourt donc à des moyens de production carbonés.  

 

Production thermique à flamme et solde importateur de la France à la pointe de consommation électrique hebdomadaire

3. Vous parlez de diminuer les pertes mais les pertes électriques sont très faibles (7%). Le rendement des petites cogénérations est moins élevé que les plus grosses. Y a t-il réellement un gain ? 

au transport , à la transformation et à la distribution d’électricité (au sens du Règlement délégué 2015/2402 du 12/10/15 révisant les valeurs harmonisées de rendement de référence pour la production séparée d'électricité et de chaleur en application de la directive 2012/27/UE, les pertes en basse tension sont de 12 à 15%). Mais l’intérêt majeur est de pouvoir valoriser la chaleur , qui serait autrement perdue dans une production centralisée d’électricité. En ce sens, le recours à la cogénération est intéressant sur l’ensemble des segments. Notons également que le rendement thermique des cogénérations de petite puissance est plus élevé que celui des cogénérations industrielles.  

4. Existe-t-il des solutions de cogénération sans gaz ? avec de l'hydrogène ? 

Plusieurs fabricants travaillent sur des cogénérations partiellement ou totalement alimentées en hydrogène. Des adaptations sont nécessaires mais à l’avenir, il sera possible de voir ce type de produits fonctionner, raccordés au réseau de gaz. Des cogénérations biomasse ou biogaz sont également disponibles.  

5. Quelle est la place du gaz vert dans ces mécanismes d'autoconsommation ? 

Le biométhane est déjà une réalité aujourd'hui. Celui-ci connait une importante croissance avec déjà 3TWh de capacité installée, injectant déjà dans le réseau (soit la consommation annuelle de 600.000 logements) et 25 TWh inscrit au registre de capacité de biométhane, qui injecteront donc pour la plupart dans les 3 prochaines années.  

6. Comment développer des installations neuves de cogénération ? Sera-t-il possible avec ces nouveaux mécanismes d'avoir une visibilité suffisante sur le long terme pour garantir la rentabilité de l'investissement ?

Chaque projet est différent. IL est nécessaire de faire une étude avec un bureau d’étude à la fois pour dimensionner la cogénération mais aussi pour vérifier le positionnement technico-économique de la solution. Les mécanismes de valorisation sur le marché, de valorisation de la flexibilité et d’autoconsommation collective sont de nature à assurer une rentabilité suffisante pour une opération. Comme l’explique M. Delmotte, maire de Châteauneuf, les collectivités et les maitres d’ouvrage vont être amenées à penser différemment leur projet, en prenant en compte leur impact environnemental long terme, la résilience des territoires et les retombées locales de disposer ses propres moyens de production. En ce sens, les cogénérations sont tout à fait légitimes quand on pense globalement l’impact d’un projet.  

7. Sera-t-il toujours intéressant de construire une cogé pour alimenter un réseau de chaleur ? Sans autoconsommation a priori. 

En valorisant l'électricité produite grâce au tarif de rachat C16/CR16, les cogénérations permettent aux RCUs d'améliorer leur rentabilité et donc de baisser les coûts de la chaleur pour les clients finaux. Sans ce mécanisme qui disparait au 23/02/2021, l'équilibre économique devra être recherché avec d'autres moyens. l'autoconsommation (individuelle ou collective) est une piste mais le modèle économique associé doit être étudié. 

Valorisation marché

 

8. La valorisation sur le marché long terme : comment se situe-t-elle en termes économiques par rapport aux tarifs d'obligation d'achat ? 

Contrairement au tarif de rachat fixé de manière uniforme, la valorisation économique à long terme dépend très largement du contexte local :  

  • les volumes à valoriser sur les marchés vont dépendre directement du profil anticipé du besoin de chaleur et des installations disponibles pour y répondre : cogénération, mais également ballons de stockage ou chaudières d’appoint pour absorber des pointes et lisser le profil. 

  • Les niveaux de consommation locale vont avoir une influence sur les économies liées à l’autoconsommation 

En fonction de ces éléments, certains projets peuvent afficher une bonne rentabilité à long terme, d’autres, qui auraient pu être viables avec un tarif de rachat n’afficheront pas une rentabilité suffisante, généralement du fait d’un manque d’adéquation de la cogénération au besoin réel en chaleur, et donc d’une faible efficacité énergétique d’ensemble. 

9. On peut lancer une cogé, sans besoin de chaleur ? 

Une cogénération ne s’envisage pas sans un besoin de chaleur à proximité. Ces actifs peuvent être très ponctuellement sollicités pour contribuer à l’équilibre du système électrique au-delà du point de fonctionnement que justifierait le seul besoin chaleur. Si au niveau local cela peut paraître moins efficace, cela contribue à une meilleure efficacité au niveau global et à une forme de solidarité entre acteurs : faire fonctionner la cogénération ponctuellement avec un aérotherme évite la construction d’une centrale dédiée à la production électrique qui ne fonctionnerait que sur des périodes très courtes, et dont la construction et le maintien en fonctionnement serait encore plus énergivore. 

10. A partir de quelle puissance de cogénération mise en œuvre ces procédures (autoconsommation collective et valorisation sur les marchés) sont-elles mises en place ?

Il est difficile de répondre très précisément à cette question. Chaque cas est particulier mais lors du webinar, nous avons donné des ordres de grandeur : au-delà de 1 MW, la valorisation du marché a du sens, en dessous de 100 kW, l’autoconsommation est a priori plus pertinente, entre les deux, c’est une zone grise qui nécessite une étude plus fine. 

11. Quel coût d'investissement entre les deux systèmes ? Pourquoi un rendement si faible sur la chaudière ?

Le rendement d’une chaudière de 1.3 MW comme dans l’exemple donné est traditionnellement de 90-93 %PCI, d’où les 81% PCS. Ces valeurs sont des rendement saisonnier, constatés sur le terrain pour ce type d’actif. 

Les chaudières plus petites de l’ordre de quelques dizaines de kW, comme celle que nous pouvons trouver pour l’habitat individuel ou collectif ont des rendements supérieurs de l’ordre de 105%PCI. 

12. Quels sont les bilans carbones des deux systèmes au périmètre scope 1 et 2 ?

Les émissions des deux systèmes sont prises en compte dans le scope 1. L’impact de la cogénération au scope 1 sera plus important que celui de la chaudière (consommation de gaz plus importante à production thermique comparable) mais l’autoconsommation de la production électrique vient réduire les émissions au scope2. 

NB :  

Scope 1 : émissions directes de GES dues à la production d’électricité et de chaleur.  

Scope 2 : émissions indirectes de GES associées à la production d’électricité, de chaleur et de froid pour les besoins propres du Groupe.  

Scope 3 : émissions indirectes de GES résultant des activités non incluses dans les scopes 1 et 2. 

13. Quels sont les coûts intégrés dans la comparaison (contribution stockage, ATRT.D, TURPE, coûts de gestion, TICGN) ? 

L’exercice est réalisé sur les charges  variables qui dictent le processus décisionnel de fonctionnement, cout de maintenance,  cout de transport et distribution d’électricité et gaz naturel (ATRD, TURPE), frais de gestion (fourniture gaz et agrégation), contribution au stockage et NTR considéré pour un site en région Lyonnaise, Exonération TICGN. 

14. Pourquoi le prix de vente de l'élec est plus élevé pour un fonctionnement sur 12h vs un fonctionnement sur 24h ? 

Il s’agit du prix de vente moyen, qui est structurellement plus élevé sur la période automne/hiver sur la tranche 8h-20h (peak load) que sur du 24h/7j (base load) qui inclut les week-ends et la nuit, où la demande est plus faible et les appels de puissance réduits.  

15. Le législateur multiplie les annonces qui vont à l'encontre des cogé, fin du C16 mais aussi fin de la valorisation des activations grises dans l'AOE. Est-ce que, mis bout à bout, les différents axes de valorisations + le coût de vos services est compétitif face à la tarification C16 ? En d’autres termes, est-ce qu'on sera toujours en mesure de vendre des cogénérations à partir du 23/02 ?

Pour rester compétitif, la cogénération devra effectivement adapter ses modes de fonctionnement en comparaison avec le C16 et C13 qui favorisaient un fonctionnement continu sur la période hivernale uniquement.   

Sur des projets en sortie de contrat d’obligation d’achat avec un réinvestissement  pour maintenir l’installation en fonctionnement sur le marché libre, les cogénérations restent compétitives par rapport à des solutions de chaudière. Sur un investissement neuf, la solution préférable pour la chaleur est moins tranchée et doit être analysée au cas par cas en fonction de la configuration du site (autoconsommation individuelle/collective, besoin thermique du site, puissance à installer…). 

16. Qu'entendez-vous par souplesse sur une cogénération de 1 MW ? Car c'est à priori plus simple d'enclencher 500 cogé de 2kW car une capacité de modulation thermique et électrique plus important donc production allant de 2kW à 1 000 kW alors qu'une cogénération de 1 000 kW ne modulera pas de 2kW à 1 000 kW 

La cogénération a la capacité de moduler à la baisse jusqu’à 50% de charge. Multiplier le nombre de cogénération dont la puissance serait unitairement plus faible permet effectivement de maximiser la capacité de modulation. Toutefois, le cout des systèmes doit être pris en compte : 500 systèmes de 2 kWe couteront nettement plus cher qu’un seul système de 1MWe. De plus chacun de ces systèmes devra être maintenu et rendu pilotable. 

17. Peut-on avoir non pas simplement l'économie sur le P1, mais en bilan global, dans la durée, en intégrant P2 et P3 qui sont importants en Cogé 

En lien avec l’exemple présenté lors du Webinar, il est difficile d’avoir une comparaison quantitative. On peut toutefois identifier plusieurs facteurs qui influencent de manière qualitative le coût de P2 et P3:  

  • Facteur de baisse du P2 : l’agrégateur peut grâce à sa solution de supervision gérer des démarrages, arrêts, en direct. Il est même possible de gérer à distance et de manière automatisée les préchauffages en amont d’un démarrage. Ceci réduit d’autant la part du P2 

  • Facteur de hausse du P2/P3 : les sollicitations plus importantes sur le matériel sont susceptibles d’accélérer l’usure des pièces 

  • Facteur de baisse du P2/P3 : la négociation des contrats de maintenance se fait sur une base marchée, en fonction des besoins réels de l’actif, et non pas (de fait) par indexation sur le prix de rachat de l’énergie.  

Enfin, l’exploitant de la cogénération peut choisir le niveau de risque qu’il prend par rapport à la profondeur de son contrat de maintenance :  en cas d’indisponibilité fortuite de son installation, il est possible de revendre les positions engagées au meilleur prix, ce qui peut constituer une pénalité sur le plan financier. Mais en ne vendant l’énergie qu’au spot, ou à court terme, et pas sur du long terme, l’exposition financière se trouve également réduite.  

Le coût de la maintenance devient donc un élément d’arbitrage, parmi d’autres. Comme c’est le cas dans la vie de tous les jours par rapport au choix d’une assurance, et à son niveau de garantie. 

Technologie Cogénération

 

18. La cogénération peut ELLE également être utilisée en été pour l'"alimentation" de planchers ou murs refroidissants. 

La cogénération produit électricité et chaleur, qui peut être utilisé pour le chauffage, l’eau chaude ou pour un process industriel. Certains fabricants proposent des technologies de trigénération, permettant de produire également du froid. 

19. Je serais intéressée par le côté maintenance d'un système de cogénération (temps + coût) par rapport à des solutions plus classiques. 

Les coûts sont variables en fonction de la puissance , de la technologie (moteur, turbine, pile à combustible …), etc..) Nous vous invitons à vous rapprocher d’un fabricant ou d’un bureau d’étude qui pourra vous accompagner dans cette demande. 

20. Comment vont s'intégrer les mini/micro cogé en maison individuel avec la RE2020 ? 

En RE2020, seule l’électricité autoconsommée est valorisable réglementairement. 

Les dispositions annoncées par le gouvernement sont de nature à exclure la cogénération de la maison individuelle.  

21. Attention, l'arrêté du 9 juin 2020 limite entre autres une cogé triphasée 400V raccordée au réseau (+99%) à 250 kVA 

L’arrêté du 9 Juin 2020 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement aux réseaux d'électricité ne stipule pas de limite de puissance pour le raccordement au réseau Enedis mais le niveau de tension de raccordement : Si la cogénération  fait plus de 250 kVA, il faut la raccorder en HTA et pas en BT.  

Autoconsommation Collective

 

22. Pourquoi un TURPE alors que l’on n’utilise pas le réseau ? pourquoi un TURPE en autoconso individuelle ? 

En autoconsommation individuelle, l’électricité produite reste à l’intérieur du bâtiment. Dans ce cas, l’utilisateur de la cogénération ne paie pas le TURPE. En revanche pour l’autoconsommation collective, l’électricité produite par la cogénération et partagée entre divers consommateurs transite bien par le réseau. Enedis a ainsi mis en place, sur demande de la CRE, un TURPE spécifique à l’autoconsommation collective, qui reste optionnel. Il est intéressant pour une opération d’autoconsommation collective avec cogénération.  

23. Pouvons-nous établir une autoconsommation collective en HTA ?

Au sens de l’arrêté du 21 novembre 2019, les producteurs et consommateurs doivent être raccordés en basse tension. Néanmoins, un projet d’ordonnance est en cours de consultation pour éventuellement supprimer cette exclusion. 

24. Ici on parle autoconso collective pour le tertiaire (immeuble) et quid des autres secteurs : indust etc ? 

L’autoconsommation collective est possible sur l’ensemble des secteurs d’activité du moment que producteurs et consommateurs sont raccordés en basse tension et que la distance maximale séparant deux participants n’excède pas deux kilomètres.  

25. En été : que faire de la chaleur générée par la cogé quand il n'y a pas de demande de chauffage ? 

En été, il est possible d’utiliser la chaleur de la cogénération sous forme d’Eau Chaude Sanitaire, stockée dans un ballon.  

26. La PMO peut-elle être une société tiers (type agrégateur) ou doit-elle être créée avec des acteurs du projet pour chaque opération ?

L’article L315-2 du code de l’énergie ne précise pas qui peut se porteur PMO. En pratique, ce sont généralement des associations dédiées, des syndics ou des bailleurs qui portent la PMO.  

27. Qui peut se constituer PMO ? 

L’article L315-2 du code de l’énergie ne précise pas qui peut se porteur PMO. En pratique, ce sont généralement des associations dédiées, des syndics ou des bailleurs qui portent la PMO.  

28. Dans le cas de l'autoconsommation collective, qui se charge de la revente de l'élec produite ? 

Le producteur fait partie intégrante de la PMO. Il vend l’électricité via un contrat ad hoc aux différents consommateurs faisant partie de l’opération (un accompagnement juridique semble nécessaire pour l’élaboration de ces contrats). L’électricité peut également être cédée à titre gratuit. En cas d’excédent de production, le producteur doit avoir signé un accord avec un acheteur de dernier recours, qui pourra valoriser l’électricité sur les marchés ou sur son périmètre s’il s’agit d’un fournisseur. 

29. Une collectivité locale peut-elle être PMO, si elle est, elle-même, productrice et consommatrice ? 

En principe oui mais il vaut mieux avoir recours à un conseil juridique pour faire le choix le plus adéquat. 

Autonomie/Châteauneuf 

 

30. Les administrés profitent-ils de l'électricité produite ? Ou seulement les bâtiments municipaux ? 

Le projet de la commune concerne dans un premier temps les bâtiments communaux. Mais l’objectif est bien d’ouvrir l’opération à l’ensemble des habitants, ce qui se fera dans un second temps. 

31. Quels sont les tarifs de vente de l'électricité actuels ? 

Ils ne sont pas encore déterminés mais l’objectif est bien que le kWh produit localement soit au même prix voire moins cher que le kWh provenant du réseau. 

32. Si les administrés profitent de l'autoconsommation collective comment avez-vous fait pour les faire adhérer ? 

La commune est en train de réfléchir à une façon d’inciter les administrés à participer à l’opération. Une concertation publique est en cours de lancement. Actuellement sur l’exemple de l’adhésion au projet alimentaire territorial, les habitants de Châteauneuf sont membres d’une coopérative. Le modèle juridique est en cours d’examen.

33. Mr. Delmotte, y a-t-il eu un changement des consommations des consommateurs lorsque ces derniers ont eu accès à une électricité autoproduite ?

L’opération n’est pas encore lancée, mais elle le sera très probablement en 2021. L’autoconsommation collective doit permettre aux citoyens de se réapproprier la question énergétique. 

34. Sur Châteauneuf, la PMO étendue couvre quel périmètre géographique ? 

Le périmètre étendu couvre un cercle d’1 km de rayon . L’objectif étant de rendre l’opération accessible à tous les habitants, une étude a montré que 3 opérations d’autoconsommation collective suffiraient à couvrir la totalité de la commune. 

Définitions
Votre avis sur ce dossier
Notez ce dossier :
Note moyenne :5 notes
5/5
Déposez un commentaire
Votre adresse email ne sera pas rendue publique, mais elle permettra à Cegibat de vous recontacter en cas de besoin.
* Champs obligatoires
** Toute validation est définitive, vous ne pourrez pas rééditer votre commentaire.
0 commentaire sur ce dossier