ÉTAT DES LIEUX ET CONTEXTES SOCIO ÉCONOMIQUE ET RÉGLEMENTAIRE DE LA COGÉNÉRATION GAZ, BIOGAZ ET BIOMASSE EN FRANCE
LES ATOUTS DE LA COGÉNÉRATION
la cogénération représente : Environ 5,2 GW électriques cumulés, soit ~3 à 4 tranches nucléaires EPR, dont : 89% cogé gaz, 5% Biogaz, 6% biomasse LA COGÉNÉRATION : UNE FILIÈRE PRÉSENTANT DES EXTERNALITÉS SIGNIFICATIVES ~15 TWh d électricité (répartitions respectives approximatives : 70% 15% 15%) Environ 8 Mtonnes/an de réduction des émissions de CO 2 (électricité partiellement autoconsommée par le site) : ~0,5 tonnes CO 2 évitées/mwh électricité une sécurisation d approvisionnement de l alimentation en électricité en pointe : déficit de capacités de pointe pouvant atteindre 2 GW pendant l hiver 2016-2017 (bilan RTE 2014) 3
LA COGÉNÉRATION EST UN MOYEN DE PRODUCTION COMBINÉE D ÉLECTRICITÉ ET DE CHALEUR PERFORMANTE QUI GARANTIT ENTRE 10% ET 25% D EP VS LES MEILLEURES TECHNIQUES DE PRODUCTIONS SÉPARÉES Cogénération CCG E*1,055 * /0,54 100 Energie primaire Électricité 35 à 43 Chaleur 44 Energie primaire C/0,9 Energie primaire 62 à 84 111 à 133 49 Pertes 21-13 Pertes 38 à 46 Chaufferie GN Économies d énergie primaire réalisées de (111 à 133-100)/(111 à 133), soit 10% à 25% 4
LE SERVICE RENDU SUR LES POINTES ÉLECTRIQUES EST MAXIMUM, GRÂCE AU PILOTAGE DES COGÉNÉRATIONS CLIMATIQUES PAR LES BESOINS THERMIQUES DES SITES CONSOMMATEURS DANS UN MIX THERMOSENSIBLE (MÉTROPOLE ) La production des cogénérations climatiques est concomitante des besoins de pointes électriques 5
UNE SOLUTION À LA POINTE SAISONNIÈRE CARBONÉE EN AUGMENTATION CONSTANTE ET CONTRAIGNANT LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE Sensibilité au froid du parc de production Puissance appelée (MW) 90000 85000 80000 75000 70000 65000 60000 55000 50000 Le parc thermique à flamme est sollicité en raison de la sensibilité hivernale Température de non chauffage -5 0 5 10 15 20 Température extérieure moyennée sur la France métropolitaine( C) Thermique centralisé à flamme et importations : Charbon ~ 953 gco 2 /kwh Fioul ~ 850 gco 2 /kwh Gaz ~ 408 gco 2 /kwh VS CHP à 80% de rendement : Gaz naturel ~ 256 gco 2 /kwh µchp à 95% de rendement : Gaz naturel ~ 215 gco 2 /kwh Nucléaire+hydraulique Données RTE - 2010 Demande Une réduction des émissions de CO 2 conséquente est donc réalisée : 8 Mtonnes la cogénération bois-énergie et biogaz (actuelle de ~ 5TWh) accentuera ce bilan d ici 2020 6
IMPLANTATION RÉGIONALES DES COGÉNÉRATIONS EN MÉTROPOLE Une forte implantation régionale et délocalisée, sur les lieux de consommations d électricité et de chaleur Une filière créant des emplois non délocalisables : environ 30 000 emplois/an 7
ÉTAT DES LIEUX DE LA COGÉNÉRATION ALIMENTÉE EN GAZ NATUREL 8
SEGMENTATION DU PARC FRANÇAIS DES COGÉNÉRATIONS GAZ VERSUS PUISSANCES/TECHNOLOGIES/CONTRATS P élec en kva <36 kva de 36 kva à 250 kva de 250 kva à 1 000 kva de 1 000 kva à 12 000 kva >12 000 kva Segment Micro Mini Petite Moyenne Grosse Seuils de puissances électriques / technologies 1 kw à 50 kw Moteurs cycles Stirling/Rankine/MCI, micro/mini turbines 50 kw à 1 MW Modules MCI & mini turbines 1 MW à 6 MW MCI & Turbines Turbines 5 MW à 125 MW Capacités : ~4,6 GW (~900 sites) Tension de raccordement (~) Mode de valorisation <0,20 MW <100 sites <5 MW <50 sites ~40 MW ~62 sites ~2350 MW ~650 sites ~2180 MW ~36 sites BT A/B (50V/500 V - 500/1000 V) HTA (1kV à 50kV) HTA & HTB/C (1 kv - >50 kv) Contrats petites Installations (PI) + AC + CEE +CI Contrat d OA C13 & Autocons + CEE Contrats d OA (C01/R-C13) (<12 MW) ~1720 MW CS13 (>12 MW) ~1000 à 1500 MW avec marché libre/autoconsommation ~1000 à 2000 MW 9
SITUATION ACTUELLE DES COGÉNÉRATIONS DU PARC FRANÇAIS DE COGÉNÉRATIONS ALIMENTÉES AU GN : UN SOUTIEN DEPUIS 1997 VIA L OBLIGATION D ACHAT QUI S EST MAINTENUE SUR CETTE FILIÈRE SOUTENUE PAR L UE ~ 404 MW (6%) (63 sites) ~ 404 MW ~ 1721 MW (34%) (500 sites) Sous obligation d'achat C13 (C01) En logique de marché annoncée (dont 1 à 1,3 GW sous contrat transitoire de capacité jusqu'à fin 2016) En attente de décision (sortie d'oa) Démantelées ~ 2202 MW (44%) (133 sites) ~4600 MW DE COGENERATIONS GN AU 01/01/2015 SUR 5 GW INITIAUX Un développement incité par les différents contrats d OA publiés depuis 1997 : ~10 TWh d électricité 10
RÉMUNÉRATION GLOBALE DU CONTRAT D ACHAT C13 Calcul de la prime fixe PF Contrat C13 = 160,16 /kw PGH = 2000 kw TB = 150,1 /kw CE = 1,0 F(DM) = 1,005 AG = 1,83 Ndispo = 5 Ndem = 0 CD = 0,00 Nature du contrat de vente d'électricité Contrat C13 (PEG Nord - Hiver 2013-2014) Date ou période de référence tarifaire 1/11/13 Efficacité énergétique Ree 18,3% Rémunération moyenne Contrat C13 (PEG Nord - Hiver 2013-2014) 130,1 /MWhe dont part fixe dont part variable dont rémunération proportionnelle RP dont rémunération du prix du gaz en 11/2013 dont Rémunération de l'efficacité énergétique Pe (Ep de 18,3 %) 46,22 /MWh électriques 83,84 /MWh électriques 6,6 /MWh électriques 64,6 /MWh électriques 12,7 /MWh électriques 11
UNE SITUATION DIFFICILE POUR LE SEGMENT > 12 MW COMPTE TENU DU SPREAD COGÉNÉRATION SUR LA PÉRIODE 2011 À 2013 12
ÉTAT DES LIEUX DE LA COGÉNÉRATION BIOGAZ
STATISTIQUES 2012 DU PARC D INSTALLATIONS DE COGÉNÉRATION BIOGAZ 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Nombre d installations en France 2013 Puissance électrique installée (2012) 7% 7% 7% 5% 1% 73% Agriculture Household waste Industrial Territorial Sewer sludge Landfill 400 sites Plus 260 MW connectés au réseau électrique 2,4 TWh d électricité produits Source : Ademe (2012), ERDF (Décembre, 2013), Ministère (2013)
RÉMUNÉRATION DU CONTRAT D ACHAT BG11 Rémunération = Tarif d achat T + Pe ee + Pr Effluents d élevage Valeurs de T en c /kwh (non actualisées) Pour le biogaz issu de décharge Pour le biogaz issu de l agriculture, des OM, ou du traitement des eaux & autres biogaz Valeurs de Pe et Pr Pr = Prime de traitement des effluents d élevage 15
ÉTAT DES LIEUX DE LA COGÉNÉRATION BIOMASSE
Cartographie des sites de production d électricité à partir de biomasse solide à fin octobre 2014 (Source : Observ ER 2014) 28 sites de production électrique en fonctionnement à fin octobre 2014 ~304 MWe de capacité installée & 2,400 TWh de production électrique (2013) (potentiel complémentaire de 243 MW sur 8 sites en construction) La majorité des sites fonctionnent en cogénération Le premier secteur industriel d application de ces sites est celui de la l industrie du papier Une installation démantelée (Felletin 3,7 MW) 17
CONTRAT D ACHAT BM11 Sites éligibles : P installée de 5 à 12 MW électriques (1 MW e pour les scieries) : 4 sites actuellement sous OA cumulant 28,5 MW e + 2 sites cumulant 13 MW e en cours Rémunération = Tarif d achat T + X ee : Valeur de T en c /kwh (non actualisée) : 4,340 c /kwh au 27/01/2011 Valeur de X : 7.710 + 0.964 * (V - 50) / 10 c /kwh. formule dans laquelle V est l efficacité énergétique de l installation = [(E th + E élec ) / Ep] x 100 18
4 appels d offres ont permis un développement modeste d un parc d installations d environ 550 MW depuis 2003 Les projets des premiers AO souffrent de l augmentation des prix de biomasse constatés depuis 3 ans et reflétés dans les indices publiés trimestriellement par le CEEB : De ce fait, sur la base de biomasse forestière ou de broyats de palettes, le PV électricité (tarif OA BM11 ou CRE4) des projets ne permet pas de dégager un intérêt économique pour les acheteurs de chaleur, d où le très faible taux de concrétisation notamment des CRE4. CEEB = Centre d Études de l Économie du Bois Total des projets retenus dans les 4 AO CRE (nb et P e )* : 84 / 1267 MW Total des projets réalisés dans les 4 AO CRE (nb et P e )* : 35 / 550 MW Total des projets en OA : 7 / 49 * Chiffres réajustés vs Observ ER 19
QUEL AVENIR POUR LES TROIS FILIÈRES DE COGÉNÉRATION? UNE ÉVOLUTION RÉGLEMENTAIRE EN 2016 QUI REPRÉSENTE UNE PÉRIODE DE TRANSITION INCERTAINE
Cadre de cohérence : Article 23 du Projet de loi sur la transition énergétique et la croissance verte Favoriser l'intégration au marché des énergies renouvelables, nécessaire dans la perspective de leur plus ample développement en instituant le dispositif de vente sur le marché associée à une prime complémentaire ex-post (système anglais) Limiter les périodes de prix négatifs sur le marché S'inscrire dans le cadre des lignes directrices de la Commission européenne (LD) du 28 juin 2014 en matière d aides d Etat dans le domaine de l environnement et de l énergie 21
Évolution des modalités d aides à la cogénération au 1/1/2016 Application des lignes Directrices CE du 28/6/14 1. Règle de proportionnalité > TRI de 8-12% 2. Ep>10% (suivant décision CE de 12/11) 3. Autres critères spécifiques : Dispo, autoconso, etc. P e Garantie 12 MW 5 MW 1 MW 0,5 MW 0,036 MW Contrat transitoire de capacité CS13, CS15? Contrat d'achat C13, BG11, BM11 Contrats d achat C13, BG11 Contrat PI,BM11 Vente imposée sur le marché + Certificats + Prime complémentaire ex-post CR + Prime de gestion Seuil haut à fixer Marché de capacité Services système + vente directe sur le marché + Prime complémentaire à définir Dans le cadre d Appels d offres dédiés Seuil haut/bas à fixer Contrats d OA nouveaux (sur les 2 segments micro et mini cogés) ou maintien des contrats actuels (C13 & PI, CB) + CEE (hors OA) + Crédit d impôt 1,5 kw (~15%) 1/1/2015 1/1/2016 1/1/2017 Période 22
Textes pris en application de l article 23 de la LTECV 23
Prime complémentaire de marché définie par Décret en Conseil et arrêté par filière d état au 1/1/2016 au-delà de 500 KWe proposée par la DGEC Rémunération par une prime complémentaire ex-post À confirmer en discussions CR = Min (Prod réelle ; Prod référence ) x (α T e M 0 ) P Certificats (origine, capacité) + P Gestion - α = coefficient de dégressivité de la prime, valant en moyenne 1 sur la période - T e = tarif d achat de référence (actuel) en /MWh (CAPEX + OPEX d une installation performante), dégradé pour les installations rénovées - M 0 = niveau de revenu standard, calculé ex-post pour chaque filière (prix spot positifs sur l année pondérés par les volumes) 24
RECOMMANDATIONS PAR FILIÈRE
Recommandations du Club Cogénération : - pour le segment basse tension (0-250 kva) en matière d évolution des contrats PI et C13 existants - pour le segment HTA (> 1 MW) 26
Préconisations du Club Cogénération pour l évolution du contrat Petites installations sur la plage des micro-cogénérations (0-36 kva) Contexte Meilleure intégration de la micro-cogénération dans le système électrique valorisant la concomitance de la production thermique à la pointe de consommation Déploiement du compteur Linky (> plages tarifaires) Respect des nouvelles lignes Directrices européennes publiées le 28 juin 2014 (Ep > 10% suivant norme EN50465, ratio C/E > 0,5 et critères de rentabilité) Financement actuel hors CSPE (LTECV) Adaptations souhaitables du contrat Petites Installations (PI) : Maintien du seuil haut de 36 kva, jugé pertinent Mode de fonctionnement avec modulation actuelle, sans garantie de disponibilité sur la période d hiver (~contrat PI) Rémunération de l énergie produite (injectée et/ou autoconsommée) suivant un profil multi-plages (~option tarif Tempo : HP, HC 3 couleurs jours par exemple) avec niveaux à définir 27
COMME TOUS LES CAS D AUTOCONSOMMATION AVEC REVENTE, 1 COMPTEUR SUPPLÉMENTAIRE SUFFIT (PAS DE BRANCHEMENT SPÉCIFIQUE) C 15-100 : installations intérieures (domaine installateur) C 14-100 : branchement (domaine ERDF) Équipements électriques Micro-cogénérateur (exemple : Écogénérateur intégrant une protection de découplage conforme DIN VDE 0126 1.1) Disjoncteur principal Compteur de soutirage (consommation) et d injection Autoconsommation avec revente du surplus (mesure éventuelle de la production/autoconsommation par un seul compteur Linky à 2 entrées) Installation intérieure Réseau public de distribution d électricité 28
Contexte : Préconisations du Club Cogénération pour l évolution du tarif C13 sur la plage des mini-cogénérations (36-250 kva) Contrat C13 non adapté sur le profil de fonctionnement actuel (Puissance garantie imposée pendant 5 mois d hiver) Même besoin d optimiser l intégration de la mini-cogénération dans les bâtiments et le système électrique Respect des nouvelles lignes Directrices européennes & financement hors CSPE Conditions de base du contrat C13 au 1 er janvier 2016 : Applicable à la gamme de puissance de 36 kva à 250 kva (mini-cogénération), voire 500 kva Des conditions de suspension/résiliation calquées sur le clausier DGEC/DOAAT élaboré fin 2014 Raccordement électrique conforme au référentiel technique ERDF (évoluant suivant Grid Codes européens) Évolutions à étudier : Mode de fonctionnement avec modulation Puissance Garantie sur seule «période de pointe» (HP Jours Rouges du tarif ~Tempo par exemple) Rémunération du contrat : Rémunération actuelle du prix du gaz (c /kwh) (plafonnée quotidiennement) prenant en compte le spread cogé (versus prix de marchés spot Powernext et EEX) + toutes taxes/contributions sur le GN Une prime fixe ( /kw) ~ C13 calée sur la PG x Disponibilité pendant les périodes de pointe («périodes d appel») sans pénalité en cas d arrêt ou de marche partielle pendant les autres périodes 29
SUITES À DONNER
Actions à mener en 2015 Mise en place de 3 ateliers DGEC courant T1 2015 sur la prime complémentaire Critères d éligibilité, montants et dégressivité de la prime complémentaire pour les installations de plus de 500 kw électriques à partir du 1 er janvier 2016 Pour l instant, pas de GT dédié à la révision des contrats d OA applicables au segment basse tension demande de l ATEE d engager la réflexion avec la DGEC sur ce segment Propositions à émettre par les représentants des cogénérateurs en concertation avec les représentants des filières EnR : Pour les évolutions souhaitées des contrats PI et C13 pour le segment BT (< seuil bas de 500 kw max ) Pour le calcul de la prime complémentaire CR : valeurs des production, tarif et marché de référence et de la dégressivité α à fixer pour chaque filière avec une installation de référence performante Propositions à étayer par des modèles économiques adaptés aux nouvelles exigences : durée, rémunération, rentabilité, Ep, etc garantissant dans la durée l équilibre économique Les AO à venir prendront en compte cette évolution réglementaire 31
Merci de votre attention Q/R? patrick.canal@atee.fr 01 46 56 41 47 32