TFE. Etude de rentabilité globale d une cogénération pour des copropriétés avec financement de type tiers-payant. Par Ir.

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1 TFE P r é s e n t é e n v u e d e l ' o b t e n t i o n d u M a s t e r C o m p l é m e n t a i r e e n G e s t i o n i n d u s t r i e l l e e t t e c h n o l o g i q u e Etude de rentabilité globale d une cogénération pour des copropriétés avec financement de type tiers-payant Par Ir. Matthieu Loos Directeur: Professeur Olivier Mortehan Assesseur: Professeur Jean-Claude Maun A n n é e a c a d é m i q u e

2 Merci à toutes les personnes ayant aidé à la réalisation de ce travail Plus particulièrement, je tiens à remercier : Olivier Mortehan pour sa supervision et sa relecture Cédric Moentack pour m avoir partagé son expertise sur les réseaux de chaleur 2

3 Table des matières 1 INTRODUCTION LA TECHNOLOGIE COGENERATION Introduction Le principe de fonctionnement Les différentes technologies de cogénération Le dimensionnement Le profil de consommation Le classement et la maximisation de l énergie fournie Le réseau de chaleur Quel réseau? La technologie VALORISATION D UNE COGENERATION Introduction La génération de valeur d une cogénération Etude d un cas Smart City Block Le projet et la sélection de l ilot L extrapolation des données Simulation et sélection des cogénérations Calcul des paramètres économiques Résultats Etude de sensibilité sur un cas de Smart City Block Influence des différents paramètres Analyse par simulations de Monte-Carlo FINANCEMENT PAR UN TIERS Introduction Systèmes existants L installation appartient au consommateur L installation appartient au tiers Suggestions de système pour SCB 39 3

4 5 CONCLUSIONS ET PERSPECTIVES BIBLIOGRAPHIE ANNEXE A MODÈLE D EXTRAPOLATION ANNEXE B EXTRAPOLATION DE LA CONSUMMATION DE GAZ ET ÉLECTRICITÉ ANNEXE C RÉSULTAT DE L ANALYSE DE RENTABILITÉ DES COGÉNÉRATIONS ANNEXE D CODE MATLAB POUR LA SIMULATION DE MONTECARLO

5 1 INTRODUCTION Ce travail de fin d études fait parti d un projet de rénovation de groupe de bâtiment plus global appelé Smart City Block. Ces groupes de bâtiments, dits ilots, à Bruxelles, sur lesquels travaillent plusieurs personnes du service BEAMS Energy a pour but de les rendre plus «intelligents». Cela se fera principalement par l intégration d une gestion plus centralisée des consommations, productions ou de certains lieux de vivre. Concrètement, la mise en commun des caves où des réfrigérateurs communs seraient utilisés permettrait de réduire la consommation des habitations par une économie au niveau du nombre d appareils suite à la réduction d espace non utilisé. Le partage de certaines salles de vie comme une salle de jeux ou autres pourrait également améliorer le confort de chacun tout en réduisant l émission de polluant par rapport à un système classique. Dans le cadre de ce projet ambitieux, ce travail de fin d études étudie l intégration de la technologie de cogénération de chaleur et d électricité dans un ilot. En effet, cette technologie s intègre très bien dans l idée du projet d une mise en commun pour une amélioration des performances énergétiques globales. Ce travail présente tout d abord la technologie de cogénération de manière générale, quelles sont les différents systèmes utilisés et quelles sont les avantages et les inconvénients de ceux-ci. Des explications sur la mise en place des machines et leurs dimensionnements sont présentées. Enfin, une discussion sur la mise en place d un réseau de chaleur afin de connecter les différentes habitations entre elles est également introduite. Ensuite, la partie valorisation de la cogénération est présentée. Les questions comme le type de combustible à utiliser, le choix de la machine, les méthodes d extrapolation, etc. sont étudiées dans le cadre spécifique de Smart City Block. L analyse de rentabilité avec une étude de sensibilité conclue par des simulations de Monte Carlo termine cette partie. Et pour terminer, une courte discussion sur le système de financement par un tiers investisseur est faite. Les systèmes déjà existants sont présentés et une analyse pour mettre ce financement au point dans le cadre du projet Smart City Block est présentée. 5

6 2 LA TECHNOLOGIE COGENERATION 2.1 Introduction Ce chapitre présente les aspects techniques de la technologie de la cogénération. Il a semblé d abord utile dans ce travail d étudier les principes de fonctionnement et les contraintes techniques généralement rencontrées. Le but de cette première étude est d identifier et comprendre les coûts et revenus générés par une cogénération par rapport à la filière classique de génération séparée. Le fonctionnement de base est expliqué suivi par une comparaison des différentes technologies existantes. Les types de cogénérations sont très diversifiés en fonction de l application et de la taille des besoins en énergie. Un état de l art des différentes technologies et de leur utilisation est fait, avec notamment la présentation des micro-cogénérations, des moteurs, des turbines. Leur fonctionnement est d abord expliqué et puis une sélection en fonction des besoins énergétiques permet de sélectionner le type le plus intéressant. Le dimensionnement de l installation est ensuite présenté. Certaines techniques et règles de bonnes pratiques sont utilisées pour obtenir une première idée de la taille de l installation. Ensuite une étude très détaillée et spécifique à l habitation doit être faite pour choisir la cogénération optimale. La cogénération étudiée comportant une production de chaleur pour des copropriétés, la partie technique d un réseau de chaleur est également étudiée. 6

7 2.2 Le principe de fonctionnement Il est relativement simple de comprendre le but d une cogénération avec de simples notions d étymologies. En effet, une cogénération est une machine qui produit plusieurs choses. On peut de préciser ce sens en déclarant que : «La technologie de la cogénération est un système consommant une seule ressource pour valoriser plusieurs production» La définition est assez large bien qu en général on associe la cogénération avec une production de chaleur et d électricité. Ce n est évidemment pas forcément le cas, des systèmes très différents permettent de générer autre chose comme du froid (si cela est produit en même temps que le chaud, ce qui s appelle alors trigénération [1]) ou encore l utilisation du dioxyde de carbone dans la croissance accélérée de plantes (CO2, combiné aux trois autres, on obtient la quadrigénération) [2]. Dans cette étude, les cogénérations avec production de chaleur et d électricité seront uniquement considérées car ce sont les besoins principaux de logements collectifs bien que des applications peuvent être trouvées avec la chaîne de froid dans le cadre du projet Smart City Block. Un autre argument est que les tri- et quadri- générations sont des technologies beaucoup moins fréquentes et encore très théoriques. Il a donc été choisi de se concentrer sur des technologies déjà bien maitrisées et commercialement disponibles. La figure ci-dessous illustre simplement le principe de fonctionnement des cogénérations étudiées. Figure 1: Principe de la cogénération classique La ressource utilisée est généralement un combustible tel qu un dérivé du pétrole, du gaz, de la biomasse ou encore des sources «gratuites» comme la géothermie, Le but étant de générer de la chaleur et d utiliser un mécanisme qui convertira une partie de cette chaleur 7

8 en électricité. Une source de chaleur naturelle peut également être exploitée comme la géothermie comme le projet «Pôle Star» à Bruxelles. 2.3 Les différentes technologies de cogénération La façon de transformer la chaleur générée par la combustion de la ressource peut se faire de plusieurs façons différentes. La plus récente est la cogénération par pile à combustible, la pile produit beaucoup d électricité mais dégage également de la chaleur qui est valorisée. Cependant cette technique est encore très prototypique et ne sera pas investiguée. Les solutions classiques et bien maîtrisées sont l utilisation d un moteur ou d une turbine. Le moteur est un système où une explosion augmentant la pression crée un mouvement et permet d entrainer un alternateur transformant ce mouvement en électricité. La puissance de ces moteurs varie entre 5 kw électrique ( 25 kw de puissance total) et 350 kw électrique ( 1 MW de puissance total 1 ). Pour information, 100 kw correspond environ à la puissance d un moteur de voiture (137 chevaux moteur européen). Pour des puissances plus importantes que 350 kw électrique, le principe du moteur à combustion est toujours intéressant mais le principe de turbine à gaz vient concurrencer cette solution. Au dessus d un MW de puissance total, les systèmes de turbines sont préférés et ont des puissances pouvant aller jusqu à plusieurs centaines de MW (taille de centrale électrique une tranche nucléaire produisant 1000 MW électrique) [4]. Figure 2: Schéma expliquant le fonctionnement d'une cogénération par moteur [ La technologie des turbines peut-être divisée en deux parties utilisant des cycles thermodynamiques différents. 1 Le rendement électrique est plus élevé pour les grandes puissances 8

9 La première catégorie de plus petite puissance est la turbine à gaz. Le gaz brûlé dans la chambre de combustion est évacué et passe dans une turbine, la différence de pression générée par la combustion du gaz permet à la turbine de tourner et d entraîner une génératrice électrique. Les gaz évacués pouvant contenir encore une certaine énergie, notamment thermique de par leur grande température, de l eau peut être portée à ébullition et être utilisée dans un procédé industriel nécessitant de la chaleur en quantité relativement importante. La figure ci-dessous illustre cette explication par un schéma simplifié de cogénération à turbine à gaz. Figure 3: Cogénération fonctionnant avec un principe de turbine à gaz [ La deuxième catégorie de turbine à plus grande puissance est la turbine à vapeur. Le rendement global est excellent et elle ne peut être utilisée en cogénération que si les besoins en chaleur sont élevés. Le principe est de nouveau la combustion du gaz ou d un autre combustible cependant le résultat de cette combustion ne va pas directement entraîner la turbine (sauf dans le cas des centrales Turbine Gaz-Vapeur TGV), il va d abord être utilisé pour chauffer de l eau et la transformer sous forme vapeur. Ce principe permet d utiliser un cycle thermodynamique différent (cycle de Rankine) de celui de la turbine à gaz (cycle de Brayton), c est d ailleurs pour cela que les centrales électriques combinent ces cycles dans le cas des centrales TGV. La vapeur ainsi formée va entraîner la turbine qui va actionner une génératrice électrique. La figure suivante illustre le principe de fonctionnement de ce genre de technologie. L eau étant sous forme vapeur, une grande quantité d énergie thermique est encore présente et c est pour cette raison que les besoins en chaleur doivent être importants pour utiliser au mieux ce système. 9

10 Figure 4: Illustration du principe de cogénération avec turbine à vapeur [4] Une autre technologie assez récente et plus marginale est la micro-cogénération utilisant un moteur Stirling 2. Un modèle commercial est celui développé par Viessmann Vitotwin de 1 kw électrique et représenté à la figure ci-dessous [3]. Ce type d installation est dimensionné pour un grand appartement ou une maison et semble extrêmement intéressant pour un particulier lorsque la différence entre le prix du combustible et de l électricité est importante comme nous le verrons dans l analyse de sensibilité. Dans le cadre du projet Smart City Block où existe la possibilité de mettre des installations en commun et ainsi de créer des économies d échelle significatives, ce genre d installation n est pas suffisamment intéressant comparée au moteur classique de plusieurs dizaines kw électrique. Figure 5: Schéma descriptif de la technologie Viessmann de micro-cogénération 2 Le moteur Stirling est moteur fonctionnement avec des différences de température extrêmement faibles et ne requérant pas d explosions. Le rendement étant théoriquement celui de Carnot 10

11 2.4 Le dimensionnement Le dimensionnement d une cogénération pour un lieu donné se fait en deux étapes : - le profil de consommation permet de connaitre les besoins et surtout le comportement de l utilisateur (charge régulière ou non). - la maximisation de l énergie produite. Il ne sera pas possible de couvrir tous les besoins du lieu. En effet, la machine possède une plage de fonctionnement avec un minimum et un maximum de fonctionnement. Le but sera donc de placer la plage le mieux possible en fonction du profil de consommation Le profil de consommation La première étape est simple et consiste à connaître les besoins thermiques et électriques de l installation visée. Pour connaître ces besoins, il y a bien sûr le relevé de compteur annuel (ou les factures de mazout ou autres) qui doit être converti en énergie calorifique car un litre de mazout ne produit pas la même quantité de chaleur qu un litre de gaz naturel. Ce besoin annuel est important mais il n est pas suffisant car cette consommation est rarement constante tout au long de l année. La fluctuation de la demande va faire varier la charge que la cogénération doit fournir or le moteur ou la turbine ont des contraintes techniques qui leur permettent de ne fonctionner que dans une certaine gamme de puissance. En effet, l exemple du moteur de voiture permet de comprendre rapidement ce problème, un moteur de voiture ne tourne pas de zéro à sa puissance maximale. Un moteur de voiture «calle» aux alentours de 1000 tours par minutes, c est le même problème pour la cogénération. De plus, le rendement d un moteur de voiture n est pas le même partout, il diminue si on est «haut» dans les tours mais également si on est en régime trop bas. Ce problème a été partiellement résolu en ajoutant une boîte de vitesse ce qui engendre des pertes supplémentaires au système. Cependant, la quantité d énergie embarquée dans une voiture étant énorme par rapport au besoin mobile, ce n est pas un grand problème. La cogénération fait face au même problème mais l effet du rendement est plus grave dans le sens que le système ne va pas améliorer l économie d énergie par rapport à un système classique de chauffage et d achat d électricité sur le réseau. Par conséquent, les contraintes sur une cogénération sont plus sévères et il est admis qu elle ne fonctionne généralement qu entre 50% à 100% de sa puissance nominale. Pour toutes les raisons discutées ci-avant, il est important de connaître le profil de consommation de l installation. Le mieux est de prendre une mesure toutes les 15 minutes 11

12 pendant une année en notant également les températures extérieures 3. Bien que cela prenne toute une année, en cas d installation réelle, il est fortement conseillé de passer par là. Dans une pré-étude, des modèles statistiques et théoriques existent et peuvent constituer un premier pas dans le dimensionnement de l installation. Dans notre cas, l installation concerne des logements collectifs ; c est donc ce modèle qui est décrit dans ce rapport. Le lecteur intéressé trouvera les autres modèles dans l annexe A. Pour les logements collectifs, trois courbes sont proposées par l ICEDD (Institut de conseil et d études en développement durable), la première courbe représente les heures, la deuxième les jours et la troisième les mois. Ce sont des coefficients à appliquer mais ils montrent assez logiquement que la consommation est beaucoup plus importante en hiver qu en été, que ça diminue la nuit et augmente les week-ends. L annexe A donne d autres exemples de modèles d extrapolation. Figure 6: Profil des besoins nets en chaleur par heures, jours et mois Grâce à ce profil, il est donc possible d estimer la puissance demandée à notre système de chauffage à chaque moment de l année. La même chose doit ensuite être faite pour l électricité mais cela concerne alors plus l aspect rentabilité (l électricité pouvant se revendre sur le réseau, cela ne va pas en premier lieu déterminer l allumage et l arrêt de la cogénération). 3 Les pertes augmentent forcément avec la différence de température, il est intéressant de noté la température extérieure pour s adapter en cas d année exceptionnelle 12

13 2.4.2 Le classement et la maximisation de l énergie fournie Lorsque les besoins nets en chaleur sont déterminés, il est possible de déterminer quand la cogénération devra fonctionner et quand elle devra s éteindre. Dans une courbe reprenant les besoins en chaleur du 1 er janvier au 31 décembre comme représentée ci-dessous, il est difficile d identifier la meilleure cogénération. P max P min Figure 7: Le dimensionnement d'une cogénération sur base des courbes classiques est difficile C est donc pour cette raison qu une courbe de besoins décroissante est créée. Cette courbe reprend chaque quart d heure des mesures ou de l extrapolation et les trie par ordre décroissant. Pour les raisons de rendements expliquées au paragraphe précédent, une cogénération ne fournit pas la charge maximale. En effet, si la cogénération est dimensionnée pour fournir tous les besoins en chaleur, son rendement ne sera optimal que pour cette pointe de chaleur. Lors de faibles demandes en énergie thermique, la cogénération ne pourra fonctionner car elle serait à trop bas régime. Une solution est de la faire fonctionner à son régime minimal et d éjecter la chaleur excédentaire produite (le stockage ne pouvant stocker que quelques heures de chaleur), ce qui interdit alors l accès au certificat vert. Une autre raison pour ne pas utiliser la cogénération pour la charge de pointe est qu elle sera énormément surdimensionnée et l investissement à faire sera beaucoup trop important. La figure ci-dessous reprend les besoins en chaleur annuels de la figure 7 mais trié sous forme de monotone décroissant. 13

14 P max P min Figure 8: Monotone décroissant des besoins en chaleur Une cogénération permet de réduire l énergie totale consommée pour la production d électricité et de gaz. Cela ne se fait que lorsqu elle respecte les contraintes de charges P min et P max. Dans ces contraintes, il faut donc maximiser l énergie fournie à l installation. La courbe monotone décroissante est donc facile à utiliser car il suffit de maximiser la surface verte en comparant différentes machines disponibles sur le marché. La puissance maximale de l installation ainsi que le nombre d heures de fonctionnement est désormais connu. Avec cette méthode, l énergie fournie par la cogénération sera optimale au niveau technique. Elle ne l est pas forcément au niveau économique pour plusieurs raisons. La consommation de chaleur n est pas toujours synchrone avec la consommation d électricité, il y aura donc une vente d électricité alors que des besoins en chaleur sont importants ou l inverse. Comme il sera expliqué dans la partie valorisation, il est toujours préférable de consommer l électricité localement. La génération de certificat verts est extrêmement importante également et dépend de la façon dont la cogénération est utilisée, le coût d installation et de maintenance n est pas non plus pris en compte. Tous ces problèmes seront abordés dans le chapitre suivant. 2.5 Le réseau de chaleur Quel réseau? Le réseau de chaleur fait partie à part entière d un projet de cogénération. Dans le cas d un seul bâtiment de logements collectifs par exemple, il y a des chances qu un réseau général de chauffage existe et qu il suffira d installer la cogénération pour pouvoir répondre à une grande partie des besoins énergétiques. Cependant, des modifications devront tout de 14

15 même être faites car la cogénération ne peut fournir toute la demande en chaleur, un appareil de chauffage supplémentaire devra donc être étudié, dimensionné et installé. L auteur est bien conscient que la tendance des vingt dernières années tend à privilégier un chauffage individuel par logement plutôt qu un chauffage central. En effet, de nombreux avantages apparaissent aussi dans le chauffage individuel comme [5] : - Moins de pertes de conduction car réseau de chaleur beaucoup plus petit - Réponse à la demande rapide et bien dimensionnée - Coût d investissement faible et rendement très élevé - Plus grande autonomie (entretiens, pannes) Dans le cas de plusieurs logements désirant un système de cogénération comme dans le cadre de Smart City Block, plusieurs bâtiments devront être reliés par un système de chauffage commun. Cela représente des travaux conséquents et un investissement non négligeable. L avantage d un chauffage collectif est que la puissance maximale requise pour l installation n est pas forcément la somme des puissances maximales individuelles. En effet, les utilisateurs ne vont pas demander le maximum de puissance en même temps et donc on peut réduire la puissance totale. Ce paramètre est appelé «indice de foisonnement» mais ne sera pas utilisé dans cette étude car aucune mesure n a été prise. Dans cette étude, des hypothèses très fortes ont dû être prises ce qui fait de ce mémoire un travail de pré-étude. L étude finale doit se baser sur des mesures précises et des devis pour avoir une idée beaucoup plus fine du coût de l installation La technologie Dans le but de donner au lecteur l information suffisante pour comprendre les problèmes liés aux réseaux de chaleur, cette section décrit les différentes technologies utilisées pour transmettre de la chaleur. Il existe deux types de conduites de chauffage ; les conduites dites flexibles et celles dites rigides [6]. Les premières sont généralement en polyéthylène (polymères simples et bon marché par rapport aux autres) et sont faciles à installer. Cependant elles ne supportent pas des températures supérieurs à 100 C ce qui ne convient pas aux applications de chauffage à haute température. Les hautes températures sont requises dans les grands réseaux de chauffage comme celui du campus du Solbosch à l ULB où la température à l entrée du réseau atteint les 120 C [7]. La puissance maximale que peut véhiculer ce genre de canalisation n excède pas les 3 MW (ce qui correspond malgré tout à la puissance de la 15

16 cogénération du Solbosch). Le deuxième type de conduites est en acier. Elles sont moins coûteuses que celles en polyéthylène car très simple à produire. Cependant leur mise en place est beaucoup plus compliquée et donc augmente énormément le coût d installation (soudures, protection contre la corrosion, etc.). Le tracé des réseaux n est pas sujet à des règles fixes et dépend de chaque projet. Cependant des règles de bonnes pratiques provenant surtout du bon sens sont d application. Par exemple, la distance entre le plus gros consommateur et la cogénération doit être la plus faible pour réduire au maximum les pertes. Le réseau doit également être relativement facilement accessible en cas de dommages. Un réseau de chaleur possède généralement des sous-stations, lieu dans lequel un échange de chaleur est fait entre deux réseaux de chaleur indépendants. Les logements collectifs du projet contiendront probablement un réseau indépendant par bâtiment et donc autant de sous-stations. Ces dernières sont composées d un échangeur de chaleur mais également de vannes, pompes, vase d expansion, etc. pour réguler le système. Le prix de ces installations est variable et n est pas forcément linéairement proportionnel à la puissance de l installation. Une puissance de 19 à 35 kwth coûte environ entre et avec un coût de main d œuvre de 10% [7]. Cependant le prix des puissances supérieures à 36 kwth peut être considéré comme suivant la fonction suivante (P sous-station étant le prix et P la puissance en kwth): Un point technique important au niveau économique concerne les pertes dans le réseau de chaleur. Chaque kwth étant lié à une valeur économique, il est important de comprendre où fuitent ces pertes. Il en existe deux sortes ; les pertes thermiques et les pertes de charges. Les premières concernent les fuites de chaleur vers l environnement extérieur dues simplement à l imperfection des isolations thermiques. Dans les réseaux de cogénération, on peut estimer une perte de 1 C par km de réseau mais elle dépend principalement de la différence de température entre l extérieur et le fluide caloporteur ( 4 ). 4 T B est la température moyenne de service, T E est la température du sol et U est un coefficient de transmission thermique dépend du matériel utilisé 16

17 3 VALORISATION D UNE COGENERATION 3.1 Introduction Ce chapitre a pour premier but d expliquer au lecteur les différents avantages économiques que procure une cogénération. Il est intéressant de comprendre pourquoi ce système va créer de la valeur comparé à la filière de production séparée. Ensuite une application au cas du projet Smart City Block sera présentée. La sélection d un ilot a été faite ainsi que l extrapolation de sa consommation. Plusieurs types de cogénération seront étudiés pour montrer les différents impacts qu ont les paramètres d une installation sur cet ilot. Des calculs de taux de rentabilité interne, temps de retour et de valeur actuelle nette sont présentés. Et enfin, une étude de sensibilité est faite. L étude de l influence des paramètres dans le calcul de rentabilité est montrée. Pour compléter l analyse, il a semblé important d utiliser des simulations de Monte Carlo développées avec le logiciel Matlab pour avoir une analyse plus importante du risque d un tel projet. 17

18 3.2 La génération de valeur d une cogénération Avant d étudier la rentabilité d une cogénération dans le cadre du projet Smart City Block, il est important de comprendre où les gains économiques apparaissent. En effet, ces gains ne sont pas forcément proportionnels à la simple économie de combustible mais sont, en réalité, bien plus diversifiés. Tout d abord, les gouvernements en Belgique comparent le système de cogénération à une filière qu ils appellent classique. Cette filière correspond simplement à la génération d électricité par une centrale TGV classique avec rendement donné correspondant à une centrale de très bonne qualité comparée aux autres technologies utilisant des combustibles fossiles. Cependant cette filière ne correspond pas à la réalité du parc de production électrique belge où des centrales ne produisant pas de CO2 sont présentes (éoliennes, nucléaires, hydrauliques, etc.). Ce point est important à soulever lors du calcul des économies de CO2 lors de la production d électricité. En effet, l économie de CO2 ne correspond pas à l économie faite suite à la production d électricité par la cogénération mais bien à l économie qui aurait été faite si l électricité achetée provenait d une centrale TGV aux caractéristiques définies. Par conséquent, la génération des certificats verts qui représente cette économie de CO2 existe toujours même si la production d électricité en Belgique est 100% verte. C est également le cas pour le système de chauffage, le rendement est fixé mais n est pas le meilleur sur le marché (chaudière à condensation par exemple). La Belgique considère la filière classique telle qu une centrale TGV a un rendement de 55% et un système de chauffage classique 80%. Si on considère une cogénération normale fonctionnant au gaz naturel avec un rendement électrique de 35% et un rendement thermique de 53%, la cogénération consommera 18% de gaz naturel en moins pour produire les mêmes énergies utiles. Ce calcul est illustré à la figure ci-dessous. 18

19 Figure 9: Comparaison des consommations d'une cogénération et de production séparée Une économie de combustible est déjà significative pour cette filière, cette économie conduit directement à une réduction des émissions de CO2 comparé à la production séparée vu que moins de gaz est brûlé. Ces réductions sont valorisées par le mécanisme des certificats verts, bien que ces certificats soient échangés sur un marché, un prix minimal est garanti à Il existe également un prix maximum dû au fait qu une amende de 100 est à payer par certificat vert manquant [9]. L économie de CO2 dépend donc de l efficacité énergétique de la cogénération mais également du combustible utilisé. En effet, pour un 1 kwh d énergie, une quantité différente de CO2 sera produite si du gaz naturel ou du mazout est brûlé. Le tableau ci-dessous reprend la production de dioxyde de carbone par MWh généré pour différent combustible en considérant des systèmes de cogénérations équivalents. Tableau I: Production de CO2 de différents combustibles Combustible η électrique η chaleur kg CO2/MWh Biodiesel Biogaz Bois Gaz Huile Mazout Propane Les détenteurs de certificats verts peuvent ordonner au transporteur d électricité et gestionnaire du marché des certificats verts de racheter les leurs à 65 ce qui donne un seuil minimal au prix du CV. Valable en Wallonie et à Bruxelles, bien que le minimum ne soit jamais atteint à Bruxelles vu l offre faible de la région. 19

20 Ce tableau est une référence qui servira au calcul des certificats verts générés par le système. Une troisième économie non négligeable apparaît lors de l utilisation d une cogénération. Les coûts de transport et distribution de l électricité représentent plus de la moitié de la facture d un particulier 6. Dans le cas optimal où aucune électricité n est revendue au réseau, c est l apport économique le plus important dans la cogénération au gaz naturel. Le tableau suivant donne un exemple des différentes économies sur l utilisation d un MWh de gaz naturel brûlé dans une cogénération. Tableau II: Coût d'un MWh de gaz naturel et économie généré par la cogénération 7 Le tableau indique donc qu une cogénération bien utilisée coûtera le MWh alors que la filière classique coûtera le MWh. 3.3 Etude d un cas Smart City Block Le projet et la sélection de l ilot Smart City Block est un projet sur l ensemble de la région bruxelloise. Le but du projet est d améliorer l efficacité énergétique d un bloc de bâtiments bruxellois tout en augmentant le bien être de l ilot. L idée principale du projet est notamment d utiliser différentes synergies possibles en son sein. Plusieurs idées ont émergé comme la mise en commun de machines à laver, des congélateurs, mais également des espaces de détente, etc. Au niveau de la production d électricité et étant donné la taille des groupes d habitations, des productions locales peuvent être mises en place. Ce projet se base donc sur l installation d un système de cogénération pour l ensemble des habitations d un bloc bruxellois. De nombreux blocs ont été étudiés dans toute la région de Bruxelles. La région a été segmentée en fonction d un très grand nombre de critères socio-économiques, ces 6 Par exemple, chez Lampiris, un compteur mono-horaire, le prix de l électricité est de 7.57 c /kwh, le transport et la distribution prenne c /kwh, à cela s ajoute également des taxes et des cotisations. 7 Ce tableau a été présenté lors d un cours à l école polytechnique de l ULB «Rational Use of the Energy» par l auteur de ce travail. 20

21 segmentations ont conduit à la création de types d ilots. L image ci-dessous montre par exemple le taux d utilisation d une voiture par chacun des ilots. Figure 10: Taux d'utilisation d'une voiture, paramètre pour la sélection des ilots du projet SCB Pour ce travail, un seul ilot a été sélectionné, il a été choisi en fonction de plusieurs critères comme : - Les habitations ne forment qu un seul bloc (facilite le réseau de chauffage). - Il n y a pas de coupure du bloc par une zone public (évite de fastidieuses démarches administratives). - Le bloc doit être assez grand afin d avoir un maximum d économie d échelle et pouvoir placer l installation. Suite à ces critères, l ilot choisi est dénommé I11, c est un ilot situé dans le nord de Bruxelles dans la commune de Schaerbeek. Il correspond aux critères cités précédemment, une zone au centre semble également disponible pour placer la technologie de cogénération. Peu de commerces existent également, la cogénération permettra donc d alimenter beaucoup de logements considérés comme collectifs, ce qui a un intérêt comme il sera expliqué lors de la valorisation des certificats verts. 21

22 Figure 11: Disposition géographique de l'ilot I11 Les données de consommation d électricité et de gaz ont été fournies pour la dernière année. Le bloc a consommé kwh d électricité et kwh de gaz naturel (cela correspond à environ m 3 ). D après l étude, il y a 108 habitations dans l ilot I11, ce qui correspond à une consommation moyenne de kwh d électricité (2 041 kwh de médiane) pour une moyenne de kwh en région bruxelloise et une consommation moyenne de kwh de gaz ( kwh de médiane) pour une moyenne de kwh en région bruxelloise. Le tableau ci-dessous résume les données nécessaires au dimensionnement de l installation avant de passer à l extrapolation : Consommation Type d énergie annuelle (kwh) Electricité Gaz L extrapolation des données Comme expliqué lors du dimensionnement d une cogénération, les données annuelles ne suffisent pas pour déterminer la puissance de l installation. Comme aucune mesure n est possible, il a donc fallu extrapoler les données annuelles. Un modèle de logement collectif a été sélectionné. Les résultats avec les données numériques sont fournis en annexe B. Dans le cas de logements collectifs, une loi belge liée à la dérégulation du marché de l électricité interdit la redistribution de celle-ci vers les logements [10]. Cette loi interdit la fourniture d énergie électrique aux parties non communes des logements car elle empêche le fonctionnement correct de la concurrence. Ceci est un gros problème car comme vu 8 Il est supposé ici que tout le gaz est utilisé pour le chauffage et qu il n y a pas de radiateur électrique 22

23 précédemment, ce sont les économies de transports d électricité qui offrent le plus grand avantage financier. Le gouvernement de la Région de Bruxelles-Capitale a réagi suite à ce problème en publiant l Arrêté du 26 mai 2011 modifiant l Arrêté du 6 mai 2004 relatif à la promotion d électricité verte et de la cogénération. Le but est d améliorer la rentabilité des cogénérations pour les logements collectifs en valorisant plus les certificats verts. Cet Arrêté déclare qu un facteur multiplicatif des certificats verts peut être appliqué pour les cogénérations au gaz naturel dont voici l extrait : «$ 3. Pour les installations de cogénération de qualité au gaz naturel dont la date de mise en service est postérieure au 1 er janvier 2011 qui fournissent leur chaleur utile produite, en terme de MWh fournis, pour plus de 75% à des clients résidentiels, un coefficient multiplicateur de 2 est appliqué au nombre de certificats verts octroyés si la puissance électrique totale de la ou des installations du site est inférieure ou égale à 50 kw, un coefficient multiplicateur de 1,5 est appliqué si la puissance électrique totale de la ou des installations du site est supérieure à 50 kw. Lors de la certification de l installation, le coefficient multiplicateur ne sera octroyé qu à la condition de fournir à la Commission la démonstration du bon dimensionnement de la cogénération de qualité.» Seulement une partie de l électricité produite pourra être directement consommée, le reste devant être revendu au réseau en tant que producteur d électricité. Dans les logements communs actuels, l électricité permettrait donc d alimenter l éclairage des parties communes, les cages d ascenseur, ce qui ne constitue qu une très faible partie de la consommation totale. L idée du projet Smart City Block apporte ici un gros avantage car la mise en commun d outils et matériels permet de centraliser des consommations électriques parfois importantes comme les machines à laver, les laves vaisselles, l alimentation de salles de jeux, les frigos, etc. Dans le cadre de ce projet, il a été considéré que les personnes impliquées partageraient 10 % de leur électricité en commun, ce qui correspond pour un ménage moyen à la mise en commun de machines à laver, de congélateurs (en gardant un frigo privé), d accès à un ascenseur et éclairage commun. 23

24 3.3.3 Simulation et sélection des cogénérations D autres paramètres sont à définir avant de pouvoir dimensionner correctement la cogénération. Combustible utilisé Tout d abord, le choix du combustible doit être fait. A Bruxelles, l accès au gaz naturel est simple et ne demande aucun stockage car un réseau de distribution existe déjà. Cela semble donc être une bonne solution. Le mazout et le propane demandent chacun un espace de stockage, de plus, leur production de CO2 est équivalente ou supérieure au gaz naturel ce qui va réduire la génération de certificats verts. Le seul avantage pourrait être que le prix du mazout ou du propane soit beaucoup plus avantageux que celui du gaz. Une simple recherche montre que le prix du mazout est d environ 0,8 le litre 9 ce qui équivaut à 0,8 pour 10 kwh de chaleur. Comparé au gaz naturel, cela fait 0,58 pour 10 kwh chez Lampiris à Bruxelles 10. Le mazout sera donc clairement évité dans ce travail. Concernant le propane, Primagaz propose 2000 litres à 0,6482 le litre, ce qui fait 0,86 pour 10 kwh. Le propane est donc également exclu de ce travail pour la même raison. Les combustibles bois, huile, biodiesel et biogaz sont beaucoup plus intéressants au niveau valorisation environnementale. Contrairement au gaz, un espace de stockage doit être disponible pour ces combustibles, cela en prenant l exemple du Biogaz, on peut estimer la taille de l installation de stockage nécessaire. En considérant qu il faut le remplir tous les mois et que la consommation est uniforme tout au long de l année (ce qui nécessite le volume le plus faible). Dans ce cas, un bâtiment de forme cubique de 30 m de côté serait nécessaire. C est énorme vu le peu d espace disponible en plus de l installation de la machinerie. Il a donc été décidé dans ce travail de n utiliser que le gaz naturel comme combustible. L auteur trouve cependant dommage qu il ne soit pas possible d acheter du biogaz en passant par le réseau de gaz naturel, comme il est possible d avoir un contrat d électricité verte avec un fournisseur. Aucune investigation n a été faite pour comprendre les problèmes technicolégaux liés à cette lacune. En effet, toutes les installations de cogénération au biogaz en Belgique produisent localement leur combustible comme par exemple [11] c /kwh de gaz c /kwh de distribution et c /kwh de cotisations et taxes. 24

25 Milliers de CV Calcul des paramètres économiques Calcul des certificats verts Le calcul du nombre de certificats verts généré par l installation est proportionnel à la quantité de CO2 économisée par rapport à la filière classique. L économie relative de CO2 doit être supérieure à 5% pour pouvoir commencer à générer des certificats verts. Où G est le gain en MWh, E est la quantité de CO2 produite pour générer l électricité de manière classique, Q la quantité de CO2 produite pour générer la chaleur de manière classique et F correspond à la génération de CO2 de la cogénération. Un certificat vert correspond à l économie de la combustion d un MWh de gaz naturel, ce qui correspond à 217 kg de CO2. Le nombre de certificats verts N générés correspond donc à (à ajouter le coefficient multiplicateur) : Chaque certificat vert est attribué par l organisme BRUGEL et peut être vendu sur le marché. Ce marché est limité entre 65 et 100 par certificat comme expliqué précédemment. Le graphique ci-dessous indiquant le nombre de certificats verts octroyés en région wallonne, le nombre de certificats verts annulés (c est-à-dire rendus à la Wallonie par les émetteurs de CO2) et le nombre de certificats verts vendus à Elia à CV octroyés CV annulés CV Elia Année Figure 12: Evolution du volume sur le marché du CV wallon Ce graphique montre qu un premier problème apparaît en 2012 dans ce marché car le nombre de certificats rachetés par Elia a explosé. Cela indique que le prix s est effondré suite à un surplus d offre et l équilibre naturel d offre/demande ne peut être atteint car bloqué par le 25

26 mécanisme. Le marché a pourtant bien fonctionné pendant 6 ans mais depuis plusieurs années, une disparité s agrandit entre le nombre de CV octroyés et le nombre de CV annulés. Bien que ce problème n est pas bruxellois, l expérience nous montre que ce marché peut être risqué et instable vu les changements de législation qui peuvent arriver. Concernant le marché bruxellois, il n y a pas de problème pour l instant bien que les prix chutent doucement [13]. Bruxelles étant petit, l offre est relativement faible et les fournisseurs d énergie à Bruxelles ont l obligation d acheter en premier les certificats verts à Bruxelles. Cependant, si l offre explose, le même problème peut apparaître car les marchés sont structurellement identiques. L évolution du prix à Bruxelles est indiqué par la figure cidessous. Figure 13: Evolution des prix des CV [13] Cela pose un problème pour notre planification du prix car le marché ne fonctionnant pas correctement, des décisions politiques vont être prises pour remettre le système sur ses rails. Les règles du jeu risquent de changer et si la limite des 65 est maintenue nous pouvons garder cette hypothèse comme hypothèse «worst case» ou alors on peut s attendre à des réductions des avantages des certificats verts et prendre un cas pire. Dans notre cas, le minimum de 65 fixé par l ordonnance du 19 juillet 2001 (article 28) sera considéré. Ce choix est fait car le problème vient principalement de la production d énergie solaire photovoltaïque et donc, on peut supposer que les mesures affecteront à priori que ce secteur. Sélection de la cogénération idéale Le dimensionnement d une cogénération est complexe comme décrit précédemment. Plusieurs cogénérations ont donc été sélectionnées et seront comparés entre elles. La 26

27 comparaison peut notamment se faire sur deux valeurs ; la VAN ou le temps de retour. Il a été choisi d utiliser la VAN comme critère de maximisation car un système tiers investisseur pourrait vouloir maximiser la valeur sur l installation plutôt que de chercher le temps de retour le plus court. En effet, supposons que l investisseur a un portefeuille de projet partout dans Bruxelles, il est vrai qu il pourrait faire de petits investissements et arriver très vite à rembourser son investissement. Ce n est pas ça qui va lui générer le plus d argent car il aurait pu investir un plus gros montant créant des cash-flows plus importants mais plus long à rembourser. Il a donc semblé plus intéressant de prendre les installations produisant le plus de valeur au lieu des installations très vite rentabilisées. Bien que la puissance électrique des cogénérations doive se situer aux alentours de 300 kw, l ensemble des machines suivantes a été sélectionné en commençant par des puissances beaucoup plus faibles. En effet, la consommation d électricité étant faible comparée à la consommation de chaleur, il se peut qu il faille sous dimensionner la cogénération comme cela a été fait dans le projet [14] : Tableau III: Cogénérations sélectionnées pour l'étude de rentabilité Fournisseur Type Combustible P. élec (kw) η élec η élec1/2 η Q Prix ( ) Prix entretien ( /h) Buderus- Loganova Man E0826 Gaz 70 34,3% 28,7% 56,4% ,2 VME- FMB- Mercedes 155-GSK Gaz ,3% 30,3% 56,5% ,46 FMB- VME Mercedes GSMK Gaz ,6% 31,6% 53,8% ,74 FMB- VME Mercedes GSMK Gaz ,5% 32,5% 52,9% ,96 FMB- VME Mercedes GSMK Gaz ,3% 32,3% 52,3% ,41 Eneria- MAN GG383 Gaz ,3% 34,3% 52,7% ,8 Eneria- Caterpillar 3508A Gaz ,2% 35,3% 46,8% ,429 27

28 Prix des combustibles Pour calculer les différentes économies faites, le prix des ressources doit être déterminé. En se basant sur les prix proposés par Lampiris en décembre 2012 : - Gaz naturel : 60,09 /MWh - Electricité : 176,75 /MWh - Electricité vendue : 40 /MWh L électricité est au prix d achat en Belgique pour un particulier, cela contient le prix de la matière première, les taxes et les coûts de transport et distribution. Un particulier avec un système de panneaux photovoltaïques revendra l électricité au même prix que son prix d achat final car le compteur «tourne à l envers». Dans le cadre de ce projet, il ne semble pas réaliste d utiliser cette option vu la puissance de l installation, un contrat de producteur sera probablement d application. Le combustible choisi étant le gaz, il n y a pas de variation de son prix avant et après cogénération. Facteur d indexation L évolution du prix du gaz, de l électricité, des certificats verts et des coûts de maintenance a été fixée comme suit : Tableau IV: Evolution annuelle des prix Paramètres r (%) Electricité 3 Gaz 3 Certificats verts 0 Maintenance 2 Taux d actualisation Résultats Un dernier détail avant d aborder les résultats de la simulation concerne la consommation des auxiliaires (pompes, etc.) ; ceux-ci consomment 2% de la puissance de la cogénération. Les résultats de calcul de VAN, TRI et certificats verts sont affichés ci-dessous. Le détail des résultats du calcul (obtenu par la fiche cogensim.xls) est fourni en annexe C. 28

29 Figure 14: Comparaison de la rentabilité des différentes cogénérations Ce graphique est extrêmement intéressant, la cogénération optimale sélectionnée est celle de 122 kwé, les autres cogénérations génèrent plus de certificats verts mais moins de valeur. En réalité, le projet est même à VAN négative sans le mécanisme de certificats verts. Cela s explique simplement par le surplus d électricité produit par la cogénération ; sa valeur de revente étant plus chère que son coût de production, de l argent est perdu. En effet, si on considère que la cogénération de 122 kwé a un rendement électrique de 34,3%, cela veut dire qu il faut brûler 2,92 MWh de gaz pour produire 1 MWh d électricité, ce qui fait un coût de 175,19 pour une revente à 40. De plus, ce gaz brûlé aura produit 1,65 MWh de chaleur à un coût alors de 135,19 (175,19-40) alors qu une chaudière classique peut produire cette chaleur pour un coût de 123,92. Il y a donc perte de valeur lorsque l électricité n est pas consommée (sans considérer le certificat vert généré). Cette perte de valeur est d autant plus importante que la puissance de la machine est importante car de plus en plus d électricité n est pas autoconsommée. Bien que les certificats verts augmentent vu les économies de CO2 faites par rapport à la filière de référence, le graphique à la figure 14 prouve que ce n est pas suffisant pour contrer cette perte avec du gaz naturel. Une analyse détaillée des résultats permet de bien comprendre où sont les faiblesses de cette technologie dans le cas de figure étudié. Un point important est que le rendement moyen du système est de 90,1 % pour un rendement optimal de 90,8 %. Cela indique que le moteur fonctionne presque toujours à sa puissance optimale. Concernant la fourniture en besoin énergétique, seulement 49% des besoins en chaleur ont été fournis et l entièreté de la demande en électricité a été fournie (pour les communs uniquement) avec un surplus d électricité vendue sur le réseau équivalant à une fois la 29

30 consommation des communs. Il est donc difficile d optimiser la cogénération à ce niveau là à part avoir un rendement thermique plus élevé et un rendement électrique plus faible pour mieux subvenir aux besoins collectifs. A propos des factures énergétiques, le coût total en gaz augmente de 20% pour s élever à 318,005 k par année et le coût de l électricité est lui négatif de -20,995 k par année en comptant la revente ce qui permet de payer les frais d entretien. L économie totale du système sans les certificats verts revient à 33,556 k par année. Cela correspond à 311 par logement sans considérer les coûts liés à l installation d un réseau de chauffage. Le taux d économie de CO2 est de 19,2 % ce qui génère 47,157 k par an sur un marché au plus bas. Le tableau ci-dessous reprend les résultats de l analyse de rentabilité pour cette installation. Tableau VIII: Résultat de l'étude de rentabilité Temps de retour simple Valeur Actualisée Nette Taux de Rentabilité Interne 3,40 années % Concernant le prix d un réseau de chaleur, il est extrêmement difficile d estimer le prix d un tel ouvrage. En considérant 30 maisons et donc l installation de 30 sous-stations de faible puissance à 3000 et une longueur de réseau de 430 mètres, d après les deux sources [6] et [8], le coût du réseau de chaleur a été estimé à ( pour les sousstations du mètre de canalisations de main d œuvre et pré étude). Ce coût rend le projet non rentable. Pour montrer l influence du combustible sur la rentabilité de l installation, l exercice a été fait avec une cogénération de même puissance tournant au biogaz (en considérant le prix du biogaz identique à celui du gaz naturel). Le taux d économie de CO2 passe à 91,9 %. Tableau IX: Résultat de l'étude de rentabilité avec du biogaz Temps de retour simple Valeur Actualisée Nette Taux de Rentabilité Interne 0,09 années % L économie de CO2 est tellement gigantesque qu elle génère 227,168 k de certificats verts (à prix plancher) au lieu 47,251 k par année. Si un moyen était trouvé pour utiliser du biogaz, le réseau de chaleur serait rentabilisé. De plus, vu l économie de CO2 faite, il ne serait pas nécessaire de sous-dimensionner l installation car la production d électricité combinée aux certificats vert serait rentable. 30

31 Intégration du «Demand Size Management» Il a été vu qu une grosse perte de valeur s opère lors de la revente de l électricité sur le réseau. Dans ce cas-ci, toute l électricité des communs est consommée (seulement 17 kwhé est acheté pour les communs). Dans le cas où la partie commune augmente, il pourrait devenir possible que la cogénération ne produise plus assez d électricité pour fournir l ensemble des besoins. Il est alors intéressant de faire appel à des systèmes comme le «Demand Size Management», c est un système intelligent qui permet de contrôler la demande électrique. Il s intègre notamment dans les optiques SmartGrid pour faire face à la fluctuation des producteurs d électricité par énergie renouvelable. Le but n est pas de réduire simplement la charge mais de la déplacer. Par exemple, des congélateurs ont une plage de fonctionnement entre -6 C et -18 C, ainsi quand la température est de -12 C, le congélateur peut attendre avant de s allumer ou il peut s allumer directement pour consommer l électricité directement. L optimisation de ces plages de fonctionnement s adapte à beaucoup d appareils électriques et peut faire l objet d une recherche spécifique (intégration d un système de stockage de l électricité, etc.). Dans le cas de la cogénération, le système est encore plus complexe car le décalage doit s accorder avec la demande en chaleur, s il n y a pas de demande en chaleur mais une demande en électricité, la cogénération ne peut la fournir. Il est alors inutile de déplacer une charge qui consommera malgré tout de l électricité externe. Si ce problème est réglé alors pour chaque MWh électrique récupéré par la cogénération, une économie de 124,08 /MWh sera faite. Ce chiffre est expliqué sur le schéma suivant qui calcule l économie en brulant 1 MWh de gaz naturel dans une cogénération : Tableau X: Economie faite suite à un déplacement de charge électrique Coût cogénération Coût sans cogénération Economie Vendre électricité 46,37 42,36-3,99 Consommation électricité 60,09 102,65 42,56 Le coût de la cogénération avec une vente de l électricité vient de l achat d un MWh de gaz naturel moins la vente de 343 kw électrique produit par celle-ci à 40. Les 42,36 de coût sans cogénération correspondent à la production de 564 kw de chaleur avec un rendement de 80%. Les 102,65 de coût sans cogénération correspondent à cette même production de chaleur plus l achat de 343 kw électrique. Le gain sans compter les certificats verts est de 42,56. Pour 1 MWh électrique, il y a environ une économie trois fois plus importante (sans les CV!). 31

32 3.4 Etude de sensibilité sur un cas de Smart City Block Influence des différents paramètres La section suivante étudie l impact qu ont les différents paramètres sur la rentabilité du projet. Les certificats verts Comme discuté déjà précédemment, les certificats verts contribuent fortement à la rentabilité du projet. Suite au facteur d actualisation chaque année, leur valeur diminue étant donné que leur prix est constant. Figure 15: Comparaison des cash-flows et des certificats verts chaque année Grâce au graphique ci-dessus, on peut dire que les certificats verts contribuent pour un peu plus de 50 % des cash-flows. Concernant l impact des certificats verts sur la valeur actuelle nette, on voit une augmentation de 676,990 k à 879,068 k. La pente de la droite est de 5613, ce qui signifie que l augmentation d un euro du prix du certificat vert augmente la VAN de Figure 16: Impact du prix des certificats verts sur la VAN 32

33 Le prix du gaz naturel Le prix du gaz est une variable extrêmement importante car c est à la fois le combustible utilisé avant la cogénération et par la cogénération. L augmentation du prix du gaz indépendamment du prix de l électricité va rendre plus ou moins attractif la consommation locale d électricité et va donc modifier plus ou moins fortement la valeur actuelle nette. Le graphique ci-dessous montre l influence d une variation du prix du gaz naturel. On voit que la valeur actuelle devient nulle lorsque le prix du gaz atteint les 75 du MWh. Figure 17: Evolution de la VAN en fonction du prix du gaz naturel Si le gaz est acheté sur un marché spot, il est intéressant de savoir quand il ne faut pas acheter ce gaz et laisser les particuliers chauffer eux même leur appartement avec leur contrat fixe ou même variable sur l année. La réponse n est pas simple et ne correspond pas simplement à un prix au dessus de 75 /MWh car il y a la valeur de l électricité, la génération des certificats verts qui peut également être valorisée, etc. Le prix de l électricité L électricité non importée car produite localement à un coût mais a aussi un gain vu qu une économie est possible car l électricité ne doit pas être achetée. Si la différence entre le prix de l électricité et du combustible de la cogénération devient trop importante, il se peut qu il soit plus intéressant d acheter l électricité sur le marché plutôt que de la produire. Ce scénario est exagéré mais il peut être intéressant de voir à quel point il est éloigné de la réalité. C est ce que la figure ci-dessous illustre. On peut noter que la pente de la droite est de 4466 ce qui signifie que pour l augmentation d un euro du prix d achat d un mégawattheure d électricité, la VAN augmente de 4466 euros. 33

34 Figure 18: Evolution de la VAN avec le prix d'achat de l'électricité L économie de l électricité est une chose mais la cogénération peut également produire un excédent et le revendre. La rentabilité de la cogénération est évidemment d autant meilleure que le prix de revente de l électricité est élevé. Comme l indique la figure cidessous, les effets sont plus ou moins identiques car la pente est de Figure 19: Evolution de la VAN en fonction du prix de vente de l'électricité En réalité, on peut s attendre à ce que si le prix d achat d électricité augmente, le prix de revente également ce qui augmente l effet sur la VAN car ces deux variables pourraient être considérées comme corrélées à 100%. Cependant, le prix du gaz est également lié à celui de l électricité, un facteur de corrélation devrait donc être appliqué. Tous ces paramètres peuvent être complètement intégrés dans une simulation de Monte Carlo comme il est décrit à la section suivante. La conclusion de cette analyse montre principalement que plus la différence entre le prix de l électricité et du gaz est élevée, plus la cogénération devient intéressante. 34

35 3.4.2 Analyse par simulations de Monte-Carlo Présentation du principe La méthode de Monte-Carlo est à une estimation d une valeur par des procédés aléatoires. Dans ce travail, elle permet également d aider à la décision financière en apportant une approche statistique du risque. En appliquant une distribution de probabilité à différents paramètres et en appliquant le calcul de manière aléatoire plusieurs centaines de fois, il est possible d observer la distribution des résultats finaux comme la valeur actuelle nette, le taux de rentabilité interne ou encore le temps de retour simple. Dans ce travail, il va donc être possible d évaluer le risque lié à l installation d une cogénération. Il est notamment important d estimer la probabilité de valeur actuelle nette négative connaissant la volatilité des prix de l énergie. Hypothèses Les résultats précédents ont permis de déterminer la cogénération optimale pour le projet avec le profil de consommation extrapolé. Cependant, il est très peu probable que la valeur actuelle nette calculée pour ce projet corresponde à la vraie valeur que le projet rapportera. En effet, le prix de l électricité va fluctuer, le prix du gaz également, des certificats verts et de la maintenance. Il est possible d estimer cette volatilité en se basant sur des volatilités antérieures du gaz et de l électricité. Ces volatilités ont été déterminées et figurent dans le tableau ci-dessous : Tableau V: Détermination des volatilités des paramètres Paramètres Prix Volatilité Gaz naturel 60,09 /MWh 30 /MWh Electricité achetée 176,75 /MWh 10 /MWh Electricité vendue 40 /MWh 10 /MWh Certificats verts 65 /CV Concernant le gaz naturel, l article [15] a mesuré une volatilité d environ 50 % sur une année dans le marché du gaz. Tout ce qui fait varier ce prix du gaz vient notamment le niveau de stock, de production et de livraison au niveau européen. Au niveau de la demande, elle est vite affectée par des variations de température dans un but de chauffage au gaz mais également en cas de forte chaleur car beaucoup de centrales fonctionnent au gaz dans certaines régions. 35

36 La volatilité de l électricité a été fixée d après l article [16] et est considérée comme étant d environ 10 par MWh (sur le prix de l électricité, cela fait environ 20 %). Cette volatilité devrait même augmenter car l augmentation des énergies renouvelables risque de faire fluctuer l offre de manière beaucoup plus importante. Et enfin, concernant les certificats verts, il a été choisi de garder le «worst case» en maintenant les certificats verts à leur minimum, en supposant que le mécanisme sera gardé et que des mesures politiques seront prises pour régler le problème lié aux panneaux photovoltaïques. Le pire des cas serait une suppression totale du mécanisme mais ce scénario n a pas été envisagé car cela résulterait purement et simplement dans l abandon de cette technologie. Une évolution des prix a également été déterminée or ceux-ci ne sont que des estimations et donc une déviation par rapport à cette évolution est très probable. Un écart-type a été déterminé pour chacun de ces taux et est illustré par la figure suivante : Tableau VI: Détermination de l'écart-type pour les taux d'intérêts Taux d intérêt Taux (%) Ecart-type (%) Electricité 3 2 Gaz naturel 3 2 Certificats verts 0 0 Maintenance 2 1 Un code Matlab a été développé pour des simulations de Monte Carlo. Cette simulation calcule, pour 2000 valeurs de taux et de prix différents d après une distribution gaussienne, la valeur actuelle nette, le temps de retour et le taux de rentabilité interne. Ces valeurs changent à chaque itération et possèdent une certaine distribution qui permet d étudier la sensibilité de la valeur actuelle nette par rapport à la volatilité des prix. Ce code est fourni en annexe D. Résultats de Monte-Carlo En prenant en compte les hypothèses développées à la section précédente, la distribution de la valeur actuelle nette du projet est encourageante car il y a très peu de chances que la VAN tombe en dessous de zéro. Cependant le coût du réseau de chaleur n a pas été considéré dans ce calcul vu la grosse incertitude qu il y a dessus. Son coût ne fera que déplacer la gaussienne vers la gauche et ne changera pas la volatilité du projet. L image cidessous illustre la distribution de la VAN. On peut voir que la valeur créée est comprise entre 36

37 et 1,5 million d euros. L écart type de cette variable est de 58,3 %, ce qui est malgré tout élevé et principalement causé par les fluctuations du prix du gaz. Figure 20: Valeur actuelle nette du projet sans considération du réseau de chaleur D autres indicateurs ont également été calculés et sont représentés ci-dessous. Le temps de retour simple montre parfois des temps plus long que la durée du projet et correspond à 10 années et plus. Son écart type est assez important et correspond à 2 ans et 2 mois. Le taux de rentabilité interne lui est parfois inférieur à zéro vu que le projet n est pas rentable, son écart type est de 43%. Figure 21: Temps de retour simple Figure 22: Taux de rentabilité interne En conclusion de cette étude de sensibilité, on voit que le projet est relativement peu risqué avec les hypothèses considérées et si le réseau de chaleur est déjà installé. Cependant un risque existe quand même vu qu il y a 5,4 % de probabilité que le projet soit à valeur actuelle nette négative (108 échantillons sur les 2000 calculés donnent une VAN<0). 37

38 4 FINANCEMENT PAR UN TIERS 4.1 Introduction Maintenant qu une analyse financière a été faite sur la technologie de cogénération dans le cadre du projet Smart City Block, l établissement d un système tiers payant doit être établi. Pour cela, les systèmes existants ont été analysés et sont présentés suivi par une discussion est sur le système applicable au projet. Tout d abord il est intéressant de comprendre pourquoi faire un système de financement par un tiers investisseur. L idée d impliquer un tiers dans un projet permet de répartir les risques, les coûts mais aussi la rentabilité du projet. Les avantages sont notamment les suivants 11 : - Ne pas demander de participation financière au client (il y a donc une réduction des risques). - Permettre au consommateur final un recentrage de son entreprise sur son métier de base (il ne doit pas s occuper de l entretien, etc.). 4.2 Systèmes existants Plusieurs sociétés offrent déjà des mécanismes de tiers investisseurs pour des cogénérations. On peut remarquer deux grandes différences au niveau de la propriété de l installation comme décrit dans [17]. En dehors ces deux grandes tendances, différents détails sont à régler comme la prise en charge de l étude de faisabilité et de la réalisation, les coûts d exploitation et la maintenance, la garantie des économies, etc L installation appartient au consommateur Dans cette formule, le tiers investit dans les équipements et l installation mais ceux-ci ne lui appartiennent pas. Il va alors se payer sur les économies réalisées pour rentabiliser son investissement. En Région Wallonne, cette formule a l avantage de donner accès aux subsides tels que la prime URE, des déductions fiscales et autres. D autres avantages existent comme la garantie par le tiers investisseur d un seuil et d une durée de remboursement. Une fois les investissements amortis, les économies sont au bénéfice du consommateur. 11 ICEDD et DGTRE 38

39 4.2.2 L installation appartient au tiers L autre solution est que le tiers est propriétaire des équipements et installation. Dans ce cas, il s occupe de vendre l électricité et la chaleur au consommateur (c est le cas de la cogénération de l ULB qui appartient à SIBELGA). En général, cela se fait avec un acteur du secteur de l énergie comme un producteur d électricité ou gestionnaire du réseau. Le fournisseur vend donc la chaleur à un tarif avantageux et la tarification de l électricité est inchangée car elle appartient au fournisseur qui en fait ce qu il souhaite. Dans d autres cas, une société indépendante peut jouer le rôle de tiers investisseur. La chaleur est également vendue au client et l électricité est vendue sur le marché. 4.3 Suggestions de système pour SCB Ce travail ne va pas s intéresser à tous les détails légaux liés à la mise au point d un système tiers investisseur mais étudie plutôt quelles sont les types de financement qui peuvent fonctionner pour le projet SmartCityBlock. L investissement étant considéré comme «fonctionner» lorsque la valeur actuelle nette est positive pour les deux partis. L étude de rentabilité a montré que les certificats verts contribuaient à environ la moitié de la rentabilité de l investissement. Plusieurs scénarios peuvent être envisagés La première solution peut être que l investissement initial est assuré par un tiers mais l installation appartient à l ilot. On peut considérer que celui-ci est alors responsable de l entretien, de l achat des matières. Le tiers investisseur récupérerait les certificats verts pour rentabiliser son investissement. Dans ce cas, il est intéressant de voir l impact d une étude de Monte Carlo sur les valeurs actuelles nettes de chaque parti. En effet, avec les hypothèses faites au début de cette étude, on arrive à une répartition de la valeur actuelle nette suivante : VAN ilot VAN tiers Ce résultat divise simplement la VAN en deux parties presqu équivalentes, ce qui semble excellent de la cadre de l ilot. Or une étude du risque montre que la valeur actuelle nette de l ilot n est pas du tout garantie. La figure ci-dessous montre en effet que l investisseur ne prend presque aucun risque si le prix des certificats verts reste bloqué à 65. Cela en considérant que le système de certificats verts restent tel quel, ce qui est loin d être certain vu les problèmes rencontrés récemment. Concernant l ilot, lui est sensible à la 39

40 différence du prix entre l électricité et le gaz ce qui peut rendre les économies financières négative. Figure 23: Etude de la distribution de la VAN En réalité, la personne prenant en charge le coût du carburant subit la volatilité liée à la technologie et subit donc les risques. En effet, dans le cas où le tiers est propriétaire de la cogénération et qu un contrat de chaleur fixe est proposé aux propriétaires des logements dans l ilot alors tout le risque est répercuté sur l investisseur. Des contrats avec coût variable peuvent cependant être imaginés pour partager le risque comme par exemple les contrats à prix variable des fournisseurs d énergie. Il serait également intéressant de connaître le type de contrat négocié par l ULB avec le distributeur SIBELGA. Sinon un système où le tout appartient à un tiers et un contrat fixe est proposé aux locataires semblent le plus intéressant pour l ilot bien que des problèmes légaux doivent être levés. En effet, les règles de concurrence liées à la dérégulation du marché du gaz et de l électricité doivent être respectées. 40

41 5 CONCLUSIONS ET PERSPECTIVES En conclusion de ce travail, la technologie de cogénération a été étudiée dans le cadre du projet Smart City Block. Tout d abord, le fonctionnement fut présenté avec des explications sur les avantages au niveau environnemental par rapport à la filière classique de production de chaleur et d électricité. Les calculs préliminaires au dimensionnement de l installation notamment par l utilisation de courbe de consommation de chaleur ont été présentés. En cas de manque de mesure de consommation, des techniques d extrapolation ont été utilisées en fonction de l utilisation des bâtiments. Ensuite, une courte discussion concernant le réseau de chaleur fut introduite en discutant des types de conduite et des coûts liés à l installation. Ensuite la partie rentabilité a été abordée pour un ilot sélectionné dans Smart City Block. Des calculs de valeur actuelle nette, taux de rentabilité interne et temps de retour simple furent présentés. Il fut montré qu il sera très difficile d obtenir un projet rentable en utilisant du gaz naturel étant donné le coût important du réseau de chaleur. Une étude de sensibilité analysant l impact d une variation des différents paramètres a montré l importance des certificats verts et de l écart de prix entre l électricité et le combustible. Des simulations de Monte Carlo furent également présentées et ont confirmé l impact des variations des prix en ajoutant la notion de risque. La variation de la valeur actuelle nette a montré des risques de valeur négative, ce qui montre que l investissement comporte malgré tout des risques non négligeable. Enfin, une courte discussion sur le moyen de financement par un système tiers investisseur et les systèmes existants et les différentes possibilités ont été présentées. Une simulation de Monte Carlo montrant la distribution du risque entre les partis a montré qu il est difficile de distribuer le risque équitablement. La personne prenant en charge le coût du combustible et l achat de l électricité sera face à la volatilité de ces différents prix. Ce travail de fin d études est cependant loin de terminer l idée d un projet de cogénération dans un ilot de la région de Bruxelles. En effet, le cadre légal peut être approfondi notamment la partie contractuelle liée au financement par un tiers investisseur. La partie réseau de chaleur peut être nettement plus approfondie et peut faire l objet d un mémoire. D autres sources d énergie comme la géothermie peuvent également être étudiées ainsi que l aspect «Demand Side Management». En bref, ce mémoire se veut être une ouverture pour bien d autres sujets plus précis dans le domaine de la cogénération lié au projet Smart City Block. 41

42 6 BIBLIOGRAPHIE [1] Site Web - Clarke Energy, La trigénération, dernière visite le 6 avril [2] P. Mancarella, Multi-energy systems: The Smart Grid beyond Electricity, Lecture in Sustainable Energy Systems, The University of Manchester, August 3 rd, [3] Viessmann, Micro CHP boiler vitowin 300-W: The boiler that generates power, English brochure, [4] IBGE - Bruxelles environnement, Guide Cogénération Comment estimer la pertinence d une installation de cogeneration, version août [5] Site Web - Flandria Heating, Le chauffage individual, dernière visite, le 20 avril 2013 [6] ICEDD, «Avenant à la convention : Etude de caractérisation du potentiel technicoéconomique de la production d énergie renouvelable à partir de biomasse en Région de Bruxelles Capitale», Rapport final du 12 avril [7] IBGE - Bruxelles Environnement, «Cogénération dans une université», infos fiches-énergie [8] Bartosiewicz, Y., Seynhaeve, J.-M., Quadu, F., Neri, P., «Expertises «spécifiques» Les réseaux de chaleur», CPDT Réseau de chaleur, rapport final, octobre [9] Site Web Energie Facteur 4, «Fonctionnement du mécanisme des certificats verts», dernière visite, le 20 avril [10] IBGE Bruxelles environnement, «Note relative au calcul de la rentabilité financière de l auto-production d électricité par une cogénération ou par des panneaux solaires photovoltaïques dans le logement collectif», 20 juillet [11] Lutosa, LUTOSA, the Belgian potato processing factory Leuze-en-Hainaut (Belgium), Biogas Region Shinning Example, ValBiom, CRA-W Gembloux, June [12] M. Loos et Olivier Mortehan, Rational Use of Energy Cours ULB polytechnique, presentation du projet SCB. [13] Brugel, Marché de l électricité verte, Observatoire des prix, 8 février [14] IBGE Bruxelles environnement, Cogénération dans un immeuble à appartements: les floralies B, 16 février [15] E. Mastrangelo, An Analysis of Price Volatility in Natural Gas Markets, Energy Information Administration, Office of Oil and Gas, August

43 [16] J. P. Pereira, The volatility of electricity prices in Portugal, July 11, 2012 [17] Site Web - ICEDD, DGTRE et UCL, Financement par un tiers investisseur, dernière visite, le 19 mai [18] O. Mortehan, Planning et contrôle, Cours donné au Master Complémentaire Conjoint en gestion à la Solvay Business Schools. 43

44 ANNEXE A MODÈLE D EXTRAPOLATION La littérature décrit les comportements des bâtiments en 7 profils de consommation. Chaque profil est divisé en trois parties ; la consommation par heure sur une journée, la consommation par jour sur une semaine et la consommation par mois sur une année. Les deux premiers profils décrivent plutôt des comportements (ce qui explique les grandes différences entre les profils) et la consommation mensuelle est surtout due à une influence externe qui est le climat. Le tableau ci-dessous donne les profils (ces profils sont ceux utilisés par la fiche cogencalc.xls suggérée par la région wallonne et bruxelloise): Profil diurne (bureaux, écoles, services aux personnes), actif 5 jour sur 7 Profil diurne (commerces, cultures), actif 6 jours sur 7 Profil diurne (centre sportifs), actif 7 jours sur 7 Profil continu (soins, horeca), actif 7 jours sur 7 44

45 Profil diurne (PME, Blanchisserie, teintureries, consommation très régulière), actif 5 jours sur 7 Profil diurne (Logement collectif), 7 jours sur 7 Profil spécifique pour les hôtels bruxellois 45

46 ANNEXE B EXTRAPOLATION DE LA CONSUMMATION DE GAZ ET ÉLECTRICITÉ L annexe ci-dessous donne le résultat de l extrapolation de la consommation d électricité et de chaleur quart d heure par quart d heure sur base du modèle de logements collectifs. Les données numériques ne sont pas fournies mais peuvent être fournie par l auteur sur demande mattloos@ulb.ac.be. kw électrique 1,000 Profil électrique - SmartCityBlock I janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre kw thermique 1,200 Profil de chaleur - SmartCityBlock I , janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre 46

47 ANNEXE C RÉSULTAT DE L ANALYSE DE RENTABILITÉ DES COGÉNÉRATIONS Le tableau ci-dessous donne le résultat pour la cogénération générant la plus grande valeur actuelle nette. Les calculs de rentabilité n ont pas bien fonctionné dans les macros Excel, l auteur a donc recalculé correctement les valeurs sur base du script Matlab en Annexe D. FICHE TECHNIQUE DE LA COGENERATION OPTIMALE Chaufferie actuelle Rendement considéré : 80.0% Cogénération Marque : VME - Mercedes Type : FMB-155-GSK Combustible : Gaz/Gas Puissance nominale électrique (hors auxiliaires électriques) : 122 kw é Puissance appelée par les auxiliaires électriques : 2 kw é Puissance nominale thermique : 201 kw th Rendement électrique à charge nominale : 34.3% Rendement électrique à mi-charge : 30.3% Rendement thermique à charge nominale : 56.5% Rendement moyen électrique : 33.5% Rendement moyen chaleur : 56.6% Rendement moyen de fonctionnement : 90.1% Nombre d'heures de fonctionnement : 8, heures/an Nombre de démarrages : 0 démarrages BILAN ENERGETIQUE Energie électrique consommée avant cogénération : 495,655 kwh é /an Combustible consommé avant cogénération : 4,401,862 kwh comb /an Besoins thermiques nets avant cogénération : 3,521,490 kwh th /an Energie primaire consommée par la cogénération : 3,048,959 kwh comb /an Chaleur utile produite par la cogénération : 1,726,929 kwh th /an Economie combustible correspondante pour la chaufferie : 2,158,662 kwh comb /an Chaleur utile encore à produire par la chaufferie : 1,794,560 kwh th /an Consommation correspondante par la chaufferie : 2,243,201 kwh comb /an Energie électrique produite par la cogénération : 1,020,610 kwh é /an dont énergie électrique revendue au réseau : 524,971 kwh é /an dont énergie électrique auto-consommée : 495,639 kwh é /an Energie électrique consommée après cogénération : 17 kwh é /an BILAN ECONOMIQUE Situation actuelle sans cogénération Coûts Montant facture électricité : 87, /an Montant facture combustible : 264, /an Montant facture énergie globale : 352, /an Situation future avec cogénération 47

48 Coûts Montant facture électricité : 3.07 /an Montant facture combustible : 318, /an Montant entretien pour la cogénération : 21, /an Montant facture énergie globale : 339, /an Gain Revente de l'électricité injectée : 20, /an Economie annuelle sans C.V. : 33, /an Taux d'économie en CO2 : 19.2% Certificats verts : 47, /an Economie annuelle avec C.V. : 80, /an Investissement groupe cogéneration & stockage de chaleur éventuel : 129, Facteur de sur-investissement : 40.0% Investissement BRUT : 181, Aide à l'investissement : 38, Investissement NET : 142, Temps de Retour Simple (TRS) : 1.77 années Valeur Actualisée Nette (VAN) des gains : 270, /durée vie Taux de Rentabilité Interne (TRI) : 54% %/an Détails de la facturation électrique après cogénération Pour la puissance appelée : 0.00 /an Pour la consommation d'électricité : 0.00 /an Pour l'utilisation du réseau (+ redevance) : 0.00 /an Pour les surcharges diverses : 0.00 /an Partie pour le fournisseur : 0.00 /an Partie pour le GRD : 0.00 /an Partie pour le GRT : 0.00 /an Ballon tampon Désactivé Volume du ballon tampon : - litres Coût du ballon tampon : - Ecart de température régnant dans le ballon tampon : - C Energie stockable dans le ballon tampon : - kwh th Pertes : - kwh th /an Les figures ci-dessous donnent des détails supplémentaires. 48