Perte d'exploitation d'une installation de cogénération

 

Eric ALBY

Expert financier

 

 

On compte 860 installations de cogénération en France sur des sites industriels et sur installations de réseaux de chaleurs. 

Avec 2 % de la production d’électricité globale issue de la cogénération, la France est le troisième plus gros parc européen derrière les Pays-Bas (43 % de la production d’électricité) et l’Allemagne (9 %).

L’évaluation d’une perte d’exploitation de ces installations nécessite une approche spécifique.

 

Approche spécifique

 

Suite à un sinistre, une installation de cogénération est mise à l’arrêt pendant une période donnée, dite « période de perturbation.
Pour évaluer la perte d’exploitation pendant la période de perturbation, il faut déterminer quelle aurait été la production thermique et d’électricité pendant la période d’arrêt.

 

Cette production dite « de référence » dépend essentiellement du mode de régulation de l’installation.

 

Description d’une installation de cogénération

 

Une installation de cogénération consiste à produire de l’électricité et de la chaleur à partir d’une même énergie primaire. Elle se base sur le fait que la production d’électricité dégage une grande quantité de chaleur habituellement inutilisée. 

L’installation de cogénération valorise cette chaleur :

 

 

Le rendement d’une centrale de production d’électricité classique se situe autour de 40%. 

Le rendement d’une installation de cogénération est de l’ordre de 85%, dont 45% de rendement thermique et 40% de rendement électrique :

 

 

Cette installation de cogénération peut être associée à d’autres chaudières pour assurer les besoins thermiques.

 

Mode de régulation d’une installation de cogénération

 

Il existe trois modes de régulation :

 

• Fonctionnement constant
• Régulation sur le besoin thermique
• Régulation sur le besoin électrique

 

Dans le premier mode de fonctionnement dit « constant », ce fonctionnement n’est ni modulé en fonction des besoins thermiques ni en fonction des besoins électriques du site.

Si ce mode de fonctionnement présente l’avantage de faire fonctionner l’installation à puissance nominale, elle présente l’inconvénient de limiter la production thermique. Ce fonctionnement est peu courant.

La régulation sur le besoin thermique est le mode de fonctionnement le plus utilisé aujourd’hui. Ce fonctionnement est modulé en fonction des besoins thermiques du bâtiment à chauffer par exemple.

Dans ce cas, la production d’électricité est une conséquence.

Les besoins thermiques sont exprimés par une « monotone de chaleur » qui est la courbe représentant le nombre d’heures durant lesquelles la puissance thermique est appelée au cours de l’année :

 

 

L’installation de cogénération pourra fonctionner entre sa puissance nominale et sa puissance minimale (zone verte sur le graphe ci-dessus).

La régulation sur le besoin électrique est un mode de fonctionnement moins fréquent.  L’installation est modulée en fonction de la puissance électrique appelée ou à fournir.

A noter que l’installation de cogénération a pu être conçu pour que l’électricité produite soit revendue ou autoconsommée.

 

Lorsque la production électrique est revendue, elle est régie par un contrat d’obligation d’achat dont les conditions sont fixées par arrêté ministériel.

 

Contrat d’obligation d’achat d’électricité

Les conditions d’achat d’électricité produite par les installations de cogénération sont réglées par un contrat d’obligation d’achat C13 qui est un contrat d’une durée de 12 ans qui prévoit une revente de l’électricité produite durant 5 mois par an.

L’arrêté du 11 octobre 2013 modifie les conditions du contrat de rachat établies par l’arrêté du 31 juillet 2001. Ainsi, tous les contrats établis après le 19 octobre 2013 respectent les nouvelles modalités. Le nouveau contrat est couramment nommé C0133.

Le producteur d’électricité a le choix entre trois options de production :

 

• Mode continu semaine pleine. Dans ce cas, le producteur doit assurer la puissance électrique sur l’ensemble de la période hivernale de production ;
• Mode continu jours ouvrés. Dans ce cas, le producteur doit assurer la puissance électrique sur l’ensemble des jours ouvrés de la période hivernale de production, hors jours fériés. La période de jours ouvrés s’étend du lundi matin 8 heures au vendredi soir 20 heures.
• Mode mise à disposition du système électrique. La décision de production de l’énergie est alors prise par l’acheteur en fonction des besoins électriques. La durée du préavis d’appel d’électricité est d’au minimum 15 heures.

 

A chaque début de mois, le producteur peut choisir l’option qu’il retient pour le mois à venir.

L’annexe 1 de l’arrêté du 11 octobre 2013 fixe les différents postes de la rémunération du producteur :

 

• Rémunération sur la base de la prime fixe,
• Rémunération sur la base d’une prime proportionnelle,
• Rémunération liée à la prime de l’efficacité énergétique,
• Rémunération couvrant les taxes auxquelles sont assujetties les cogénérations,
• Rémunération sur la base du coût carbone.

 

On notera que la rémunération de la prime proportionnelle dépend de l’option susvisée et est plafonnée. 

 

Détermination de la production thermique et électrique perdue

Il faut déterminer quelle aurait été la production thermique et électrique pendant la période de perturbation.

Si l’installation est réglée sur le mode de fonctionnement « constant », l’installation fonctionne au nominal. Il suffit de calculer la production perdue sur la base de ces valeurs nominales.

Sinon, la perte de production dépend du mode de régulation de l’installation de cogénération.

Si la régulation se fait sur la température extérieure (régulation selon les besoins thermiques), il faut identifier une période de référence identique en termes de température extérieure à celle de la période de perturbation.

Une analyse de la base des données de production de l’installation de cogénération permettra ainsi de mesurer la production thermique et électrique qui aurait été réalisée en l’absence de sinistre.

Une approche similaire sera faite si l’installation de cogénération est régulée selon les besoins électriques.

 

Détermination de la perte d’exploitation

L’arrêt de l’installation de la cogénération a pu être compensée par la mise en route de chaudières pour compenser la perte de production thermique.

La perte d’exploitation d’une installation de cogénération se compose de gains et de pertes qui peuvent être schématisés comme suit :

 

 

Gains	Pertes
Produits en plus   Néant	Produits en moins   Production électrique
Dépenses en moins   Energie primaire (gaz, etc.)	Dépenses en plus   Production thermique de compensation

 

 

Il sera extrait, de la base de données de production de l’installation de cogénération, la production thermique et d’électricité de la période de référence.

Puis, un bilan énergétique sera fait pour vérifier que la production thermique de compensation correspond bien à la perte de production thermique de l’installation de cogénération.

Enfin, les valorisations des pertes de productions électriques seront faites sur la base des paramètres du tarif applicable figurant aux conditions particulières du contrat. Il sera tenu compte de l’éventuel plafonnement de la rémunération de la prime proportionnelle.

Ces paramètres dépendent de l’option de fonctionnement choisi pour le mois considéré.

 

Point de vigilance

La période de référence pour le calcul de la perte d’exploitation d’une installation de cogénération ne se détermine pas en fonction de l’année n-1 mais en fonction du mode de régulation de cette installation.

 

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