14 d collectivités 22 d dossier 32 d micro-cogénération€¦ · la cogénération du chu de...

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ISSN 0292-1731 Bimensuel d’actualité sur l’énergie et l’environnement MAîTRISER L’éNERGIE DURABLEMENT 15 JANVIER 2012 478 32 D MICRO-COGéNéRATION Les recommandations de l’ATEE pour bien développer la micro-cogénération Énergie Plus est une revue éditée par Dossier Spécial Cogénération 22 D DOSSIER Comment bien négocier la rénovation de son installation de cogénération ? 14 D COLLECTIVITéS Amorce promeut les réseaux de chaleur vertueux

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Page 1: 14 D collectivités 22 D dossier 32 D micro-cogénération€¦ · la cogénération du CHU de Poitiers 28 Entretien avec J.-P. Delafont, directeur matériel énergie chez Novacarb

ISSN

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Bimensuel d’actualité sur l’énergie et l’environnement

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478

32 D micro-cogénérationLes recommandations de l’ATEE pour bien développer la micro-cogénération

Énergie Plus est une revue éditée par

Dossier Spécial Cogénération

22 D dossierComment bien négocier la rénovation de son installation de cogénération ?

14 D collectivitésAmorce promeut les réseaux de chaleur vertueux

Page 2: 14 D collectivités 22 D dossier 32 D micro-cogénération€¦ · la cogénération du CHU de Poitiers 28 Entretien avec J.-P. Delafont, directeur matériel énergie chez Novacarb

H édito

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Conception-réalisation :  Aline Rivraud et Olivier Guin

Imprimerie CHIRAT 744 route de Ste-Colombe 42540 St-Just-la-PendueTél : 01 44 32 05 53 www.imp-chirat.fr

Dépot légal à parution. Commission paritaire n°0611 G 83107

Revue de l’Association technique énergie environnement

47 avenue Laplace 94117 Arcueil Cedex

Rédaction• Tél : 01 46 56 35 44• Fax : 01 49 85 06 27• E-mail : [email protected]

•  Directeur de la publication : Marc Hiégel

•  Rédacteur en chef :Stéphane Signoret (35 42) 

•  Rédactrices : Christelle Deschaseaux (35 43)Sandra Salès (35 44)

•  Ont participé à ce numéro :Méziane Boudellal Idir ZebboudjÉlise Kuntzelmann

•  Secrétaire de rédaction :  Sandra Salès (35 44)

•  Diffusion-abonnements : Jacqueline Préville (35 40)

•  Photo en couverture : Denis Teinturier, responsable  des activités cogénération au  sein d’Eneria devant l’installation  de Nancy. © Philippe Bauduin.

Publicité 

Eureka Industries•  Chef de publicité :  

Olivier TaulierTél : 01 43 97 48 71Fax : 01 42 83 94 [email protected]

Abonnement 

• Tél : 01 46 56 35 4020 numéros par an• France : 140 e• Étranger : 153 e

© ATEE 2011Membre du Centre français d’exploitation du droit de copiewww.cfcopies.com

Tous droits de reproduction réservés.  Les opinions exprimées par les auteurs dans les articles n’engagent pas la responsabilité de la revue.

(Association régie par la loi 1901)Représentant légal : Marc Hiégel

Stéphane Signoret, rédacteur en chef

2012, l’énergie durable pour tous

E n ce début d’année, peut-on dire que 2012 sera meilleure que 2011 ? Et quels critères pour en juger ? Au jeu des pronostics, mieux vaut rester prudent. Les événements imprévus qui ont eu lieu depuis un an le montrent bien : le prix du pétrole est resté élevé mais en bonne partie à cause des révolutions démocratiques dans les pays arabes, et l’accident à la centrale nucléaire de Fukushima

Daiichi au Japon a complètement modifié la perception publique de l’énergie tirée de la fission atomique. Le monde de l’énergie est en fait un nœud com-plexe de données technologiques, économiques, géopolitiques, environnemen-tales, juridiques, etc. qui en rend toute évolution future fort difficile à prévoir. Mais le moindre changement peut avoir des impacts nombreux et significatifs dans nos sociétés modernes, d’où parfois des inerties et des résistances impor-tantes, comme on peut le constater lors des négociations internationales sur le climat (nous reviendrons d’ailleurs sur celles de Durban dans le prochain numéro). En France, l’élection présidentielle va donner l’occasion de débattre de ces questions et d’identifier les points de blocage.Il n’en reste pas moins que des mutations sont nécessaires. L’accès à l’énergie au plus grand nombre à un coût économique raisonnable est une priorité, concomitamment avec la recherche de plus grandes sobriété et efficacité éner-gétiques et d’une production d’énergie non dangereuse pour la santé humaine et pour notre environnement. 2012 a d’ailleurs été proclamée “Année internationale de l’énergie durable pour tous” par l’Assemblée générale des Nations unies (résolution 65/151). Les mou-vements démographiques et les modifications dans les modes de vie font que la consommation d’énergie risque d’augmenter fortement à cause d’un double-ment de l’économie mondiale d’ici 20 ans. L’ONU souhaite sensibiliser tous les pays à cet enjeu crucial, avec trois objectifs principaux d’ici 2030 : permettre l’accès universel aux services énergétiques modernes ; œuvrer à une réduction de l’intensité énergétique mondiale de 40 % ; augmenter de 30 % l’utilisation des énergies renouvelables dans le monde. Entités publiques et entreprises privées peuvent participer à cette démarche onusienne* reposant beaucoup sur le transfert de technologies et leur diffusion sur la planète.Dans cette optique très mondialiste et humaniste, l’équipe de rédaction d’Énergie Plus vous souhaite une très bonne année 2012.

* Voir sur www.un.org/fr/events/sustainableenergyforall/index.shtml

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15 janvier 2012 - n°478 33

H sommaire

Dossier spécial cogénération 1718 Nouveaux horizons pour la cogénération22 La rénovation : une opportunité à bien négocier

26 Retour sur : la cogénération du CHU de Poitiers

28 Entretien avec J.-P. Delafont, directeur matériel énergie chez Novacarb

30 Une directive qui doit aller dans le bon sens32 La feuille de route pour la micro-cogénération

Répertoire des fournisseurs 34

Infos pros4 Rendez-vous ATEE. Les nominations. À lire. En bref5 Elle l’a dit : Sandrine Bélier, députée européenne,

rapporteuse sur la résolution Rio + 20 Agenda du mois6 Veille et réglementations7 Le prix des énergies8 En bref11 Les produits nouveaux vus à Pollutec12 Pollutec, plus green que jamais

Collectivités13 En bref14 La chaleur renouvelable passe (aussi) par les réseaux16 Poitou-Charentes mise sur l’électricité solaire

entreprises et acteurs publics cités dans ce numéro

Ademe _______________________20Alstom trAnsport ___________ 12Amorce __________________ 13, 14AssociAtion frAnçAise de l’éclAirAge _______________ 13Atee ______________________ 32, 34BeAcon power ________________8Bsi frAncecApeB ________________________8cAp ingélec __________________ 14cAterpillAr _________ 19, 21, 24, 26ceelium _____________________ 13centre hospitAlier d’Auch ___20cerquAl __________________ 10, 13cesBron _____________________ 12chAmBre d’Agriculture de BretAgne _________________20chu de poitiers ______________24clArke énergie frAnce _ 23, 24, 36cleAn energy plAnet _________ 12

cluB cogénérAtion Atee _____________ 18, 19, 20, 28, 32cluB rio +20 __________________ 5cogen europe _______________30commission européenne ___8, 30commission de régulAtion de l’énergie __________________ 10comité 21 _____________________ 5conseil générAl de l’Air _______4conseil générAl de meurthe-et-moselle ______ 23conseil européen ____________30dAlkiA _________________ 22, 24, 28edf _____________________8, 28, 29eneriA _________________ 19, 20, 23environnement sA __________ 11ericsson ____________________34feder ________________________ 14gdf-suez ____________________ 13

grAnd roAnne AgglomérAtion _____________ 13holding verte _______________ 12inéo _________________________ 13JenBAcher ___________________ 23Jumo régulAtion ____________ 11lAndes Bois énergie __________ 14megA ________________________ 11nexus srl ____________________ 11novAcArB _____________ 19, 28, 29pArc solAire de JussAc _______ 13pArlement européen _______ 5, 30r&d Bioressources __________ 10refresco ____________________ 12région AquitAine ____________ 14région BretAgne ____________ 32région pAcA _________________ 32région poitou- chArentes ___ 15réseAu de trAnsport d’électricité (rte) ____________20

rozier-en-donzy _____________ 13sAlon energAïA ______________ 13sAlon interclimA+elec _______9sAuerBruch et hutton _______9sidel ________________________ 12solAiredirect _______________ 14sorégies _____________________ 14stirling _____________________34union européenne __________29ville de chAumont ___________ 13ville de hAmBourg __________ 13ville de mAcon ______________24ville de mézos _______________ 14ville de nAncy _______________ 23ville de vitré ________________ 13vAttenfAll __________________ 13wAydip-energiA e AmBient ltd 11

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telex/// Les gestionnaires de réseaux de transport belge, Fluxys, et français, GRT GAz, ont lancé un appel au marché pour le développement d’une nouvelle interconnexion de  transport de gaz entre les deux pays d’ici 2015. /// lA Commission euRoPéenne propose d’allouer 3,2 milliards d’euros sur 2014-2020 au nouveau programme pour l’environnement et l’action pour le climat (LIFE). /// Le cahier des charges de l’appel à projets BCiAT 2012 vient d’être  modifié et il est possible de récupérer la dernière version sur http://www.ademe.fr/. /// Un accord a été trouvé entre les trois principaux financeurs du PRojeT iTeR (Conseil, Parlement européen et Commission européenne) pour l’ajout de 1,3 milliard d’euros au budget initial dans  les deux prochaines années. /// L’ePF de Montpellier (ex-École polytechnique féminine) propose désormais une nouvelle option “Eau, énergie, environnement” à ses élèves. /// La soCiéTé GénéRAle vient de vendre sa participation de 50 % dans le capital de sa filiale Orbéo, dédiée aux  marchés Carbone, à Rhodia, l’autre actionnaire majoritaire, et intègre son offre carbone au sein de ses activités de marchés de matières premières. /// e.on a reçu le “Platts Global Energy Award 2011” dans la catégorie énergéticien vert de l’année pour l’exemplarité de son développement  dans l’éolien. /// Le suisse BKW vient d’adhérer à l’UFE. /// La nouvelle centrale électrique à cycle combiné au gaz naturel gérée par siemens et située à Toul (Meurthe-Et-Moselle) recrute actuellement une vingtaine de collaborateurs expérimentés pour des postes de chefs de quart,  opérateurs et techniciens. 

Rendez-vous ATEERetrouvez le programme de cette manifestation sur www.atee.fr

nouVeAux moyens De PRoDuCTion D’éneRGie :POTENTIELS ET DÉFIS TECHNOLOGIQUES

D Séminaire, 12-13 juin 2012 à Paris

Nominations 3 Chez Total, Philippe Boisseau est nommé directeur général de la branche raffinage et marketing, et membre du comité exé-cutif ; yves-louis Darricarrère, directeur général de la branche exploration et pro-duction assure désormais la responsabi-lité de la direction générale de la branche Gaz et énergies nouvelles.

3 La Fédération française de Combustibles, carburants et chauffage (FF3C) a un nou-veau président : Rémy Guguen. Un nou-veau vice-président a également été élu : Paul mannes.

3 L’énergéticien finlandais Fortum créé sa filiale française et nomme Philippe stohr au poste de directeur général.

3 olivier Appert, le président d’IFP Énergie nouvelles, vient d’être élu membre de l’Académie des technologies.

3 marianne laigneau, DRH du groupe EDF remplace Guy Maugis à la présidence d’honneur de l’association “Elles bou-gent”. Elle apportera son soutien pour promouvoir les formations et les métiers techniques et d’ingénieurs auprès des jeunes filles.

3 Q-cells, un des leaders mondiaux de l’industrie photovoltaïque nomme Ciro Ahumada au poste de directeur Europe et directeur général pour la France.

3 Le conseil des Ministres a nommé François loos président du Conseil d’administra-tion de l’Ademe. Il remplace Philippe Van de Maele.

Observatoire des marchés électricité et gazAu 30 septembre dernier sur le marché du gaz, 57 % de la consommation est en offre de marché, correspondant à 15 % des sites toutes catégories confondues. Le marché de l’électri-cité, quant à lui, reste fortement dominé par les tarifs réglementés : 93 % des sites pour une consommation de 65 %. Sur les mises en service effectuées à l’occasion des emménagements au cours du troisième trimestre 2011, 26 % des consommateurs résidentiels et non résiden-tiels ont choisi un fournisseur alternatif de gaz et 9 % un fournisseur alternatif d’électricité.

À lire

Les énergies – Comprendre les enjeuxPaul Mathis, éditions Quae, 264 pages, 30 euros.Ce livre fort intéressant, offre une présentation croisée des besoins et des ressources en énergie, sans oublier d’évoquer l’efficacité énergétique ni l’importance du soutien à des recherches fonda-mentales. L’auteur qui aborde les problèmes d’une façon concrète s’adresse à un large public cultivé. Il apporte d’intéressantes infor-mations sur les différentes énergies, leur place dans le monde, dans les différentes sociétés, et les problèmes qu’elles posent pour l’avenir. La plupart des questions abordées dans cet opus,

sont l’objet de vives controverses et il y a fort à parier que l’importance de l’énergie dans les débats sociétaux sera durable, notamment avec l’objectif de diviser par quatre d’ici 2050 les émissions de gaz à effet de serre. Un sujet qui mobilise politiciens et économistes de tout bord. L’ouvrage de Paul Mathis, ingénieur agronome et docteur ès sciences physiques, apprend au lecteur lambda à identifier les lobbies et à résister aux discours trop simplistes sur les énergies, à se faire sa propre opinion.

Air : les progrès du plan particulesLe plan particules initié en juillet dernier par Nathalie Kosciusko-Morizet va bon train. L’objec-tif de la France est de réduire de 30 % les particules PM2,5 pour 2015, un objectif supérieur aux exigences européennes. Plusieurs mesures sont actuellement en cours. Dans les transports, il s’agit d’expérimenter des zones d’actions prioritaires pour l’air (ZAPA) par des collectivités volontaires ou encore une meilleure régulation de la mobilité lors des pics de pollution. Le développement des véhicules électriques participe à cet effort. Concernant le secteur indus-triel, les conditions des appels d’offres relatifs aux installations utilisant la biomasse ont été renforcées, notamment en matière de limitation maximale d’impact sur la qualité de l’air. La réglementation nationale des installations de combustion est en cours de révision. Le Conseil national de l’air qui a validé les démarches engagées dans chaque territoire souligne la néces-saire implication de tous les acteurs locaux dans une démarche concertée.

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15 janvier 2012 - n°478 5

Sandrine Bélier, députée européenne, rapporteuse au Parlement européen sur la résolution Rio + 20.

Agenda

telex/// Les gestionnaires de réseaux de transport belge, Fluxys, et français, GRT GAz, ont lancé un appel au marché pour le développement d’une nouvelle interconnexion de  transport de gaz entre les deux pays d’ici 2015. /// lA Commission euRoPéenne propose d’allouer 3,2 milliards d’euros sur 2014-2020 au nouveau programme pour l’environnement et l’action pour le climat (LIFE). /// Le cahier des charges de l’appel à projets BCiAT 2012 vient d’être  modifié et il est possible de récupérer la dernière version sur http://www.ademe.fr/. /// Un accord a été trouvé entre les trois principaux financeurs du PRojeT iTeR (Conseil, Parlement européen et Commission européenne) pour l’ajout de 1,3 milliard d’euros au budget initial dans  les deux prochaines années. /// L’ePF de Montpellier (ex-École polytechnique féminine) propose désormais une nouvelle option “Eau, énergie, environnement” à ses élèves. /// La soCiéTé GénéRAle vient de vendre sa participation de 50 % dans le capital de sa filiale Orbéo, dédiée aux  marchés Carbone, à Rhodia, l’autre actionnaire majoritaire, et intègre son offre carbone au sein de ses activités de marchés de matières premières. /// e.on a reçu le “Platts Global Energy Award 2011” dans la catégorie énergéticien vert de l’année pour l’exemplarité de son développement  dans l’éolien. /// Le suisse BKW vient d’adhérer à l’UFE. /// La nouvelle centrale électrique à cycle combiné au gaz naturel gérée par siemens et située à Toul (Meurthe-Et-Moselle) recrute actuellement une vingtaine de collaborateurs expérimentés pour des postes de chefs de quart,  opérateurs et techniciens. 

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Au cours de l’été 2011, le Comité 21 a créé le Club Rio + 20 pour fédérer les initiatives de l’ensemble des parties prenantes (entreprises, collectivités, associations, institu-tions, établissements d’enseignement supérieur) afin de publier une contribution française riche lors de la conférence des Nations-Unies sur le développement durable (dite Rio + 20) qui se tiendra du 4 au 6 juin prochain à Rio de Janeiro. Un forum préparatoire consacré à la gouvernance, un des deux thèmes majeurs de Rio + 20, s’est tenu à Paris mi-décembre.

Elle l’a dit

«Rio + 20 se prépare maintenant»

«Je suis allée à Durban pour les négociations internationales sur le changement climatique et force est de constater que la solution trouvée est décevante et ce qui a manqué c’est une

volonté politique forte et affirmée. L’Europe se sent un peu seule et pourtant elle continue de donner de l’impulsion. Le Parlement européen a adopté une résolution en septembre 2011 pour réclamer des objectifs chiffrés notamment en matière d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique lors du sommet Rio + 20. Le risque de cette conférence est d’être une redite de Rio 1992 et pire, que ce soit une session de rattrapage de Durban alors que les enjeux de ce sommet sont plus larges que la simple question du climat. En terme de gouvernance, il faut de réelles avancées et pourquoi pas la création d’une organisation mondiale de l’environnement (OME) qui, dans mes rêves les plus fous, surpasserait l’Organisation mondiale du commerce (OMC). Rio 2012, c’est nous, il faut partager nos ambitions le plus largement possible et au plus près des citoyens. Les négociateurs ont besoin de la mobilisation du plus grand nombre pour peser dans les discussions.»

3 Pour en savoir plus : www.comite21.org www.un.org/fr/sustainablefuture/about.shtml

17 janvier – Paris D 9e colloque du Club Energie et développement en collaboration avec Enerpresse : “Le bouquet énergétique dans tous ses états”, maison de la Chimie à Paris.

19 janvier – Paris D Journée CEREN de l’Énergie B.C.T.Mesure, suivi et pilotage de la performance des bâtiments.Quelles offres sur le marché proposées par des fabricants et prestataires de services ?Quels Retours d’expériences des collectivités territoriales ?www.ceren.fr

24/26 janvier – Dunkerque D 13e assises nationales de l’énergie des collectivités territoriales organisés par la Communauté Urbaine de Dunkerque, la METRO de Grenoble, l’ADEME, Energy Cities et autres partenaires.

24/27 janvier – Toulouse D Session de formation de bureaux d’études : Étudier la faisabilité d’une chaufferie biomasse.www.bioenergie-promotion.fr

27/ 29 janvier – BiarriTz D 4e salon de l’écologie Eco’vie.

31 janvier – viTry-le-François D Journée technique “Le réseau de chaleur : un vecteur de développement du bois-énergie” organisée par le Comité Interprofessionnel du Bois-énergie organise avec le soutien de l’Ademe et de Dalkia, la participation de la Région Champagne-Ardenne et en partenariat avec le CRPF et les communes forestières Champagne-Ardenne.

7 Février – Paris D Colloque du Syndicat des énergies renouvelables : Énergies renouvelables, énergies de notre siècle.www.colloque-ser.fr

7/10 Février –Paris D Salon Interclima + elec, Paris, Porte de Versailles. www.interclimaelec.com

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NormeS

Éco-conceptionLa norme NF EN ISO 14006 concerne les systèmes de management envi-ronnemental. Elle prévoit la mise en place de lignes directrices pour incorporer l’éco-conception.

TélérelèveLa norme PR NF EN 13757-4 a été publiée en octobre 2011. Elle définit les systèmes de communication et de télérelevé de compteurs. La partie 4 concerne tout particulièrement les échanges de données des compteurs par radio.

Pompes à chaleurTrois normes viennent d’être publiées sur les pompes à chaleur (PR NF 378-1/A2/A1/A1). Elles définissent les systèmes de réfrigération et pompes à chaleur : exigences de base, définitions, classification et critères de choix ; installation in situ et protection des personnes ; fonctionnement, maintenance, réparation et récupération.

GénérateursLa norme NF EN 1196 établit les exigences et les recommandations pour la mise en place de générateurs d’air chaud à usages domestique et non domestique utilisant les combustibles gazeux. Des exigences complémentaires ont été prévues pour les générateurs d’air chaud à condensation.

ChaudièresLa norme NF EN 12952-4 donne les recommandations et les exigences pour l’installation de chaudières à tube d’eau et installations auxiliaires, calculs de la durée de vie prévisible des chaudières en services.

HydrauliqueLa norme NF EN 62006 définit les exigences des machines hydrauliques, essais de réception de petits aménagements hydroélectriques.

extraitS Du JourNal offiCiel

• Arrêté du 31 octobre 2011 relatif à l’approbation du cahier des charges “Géothermie”.

• Décret n°2011-1411 du 31 octobre 2011 relatif au stockage géologique de dioxyde de carbone afin de lutter contre le réchauffement climatique.

• Décret n°2011-1457 du 7 novembre 2011 relatif à l’autorisation d’exercer l’activité d’achat d’électricité pour revente et à l’autorisation de four-niture de gaz.

• Décret n°2011-1468 du 9 novembre 2011 pris pour l’application de l’ordon-nance portant transposition des directives 2009/28/CE et 2009/30/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 dans le domaine des énergies renouvelables et de biocarburants.

• Décret n°2011-1479 du 9 novembre 2011 relatif à l’étiquetage des pro-duits ayant une incidence sur la consommation d’énergie.

• Décret n°2011-1426 du 2 novembre 2011 relatif au règlement des aides du fonds d’aide à la rénovation thermique des logements privés (FART).

8 et 9 février 2012 - INSA de Lyon

Journées rencontres « Recherche et Industrie »

Les objectifs de ces rencontres entre chercheurs et industriels de la filière méthanisation sont d’échanger sur les besoins en recherche, actuels et à venir. Ces échanges seront soutenus par des présentations de travaux en cours, à différents niveaux de la filière, de retours d’expérience d’actions de recherche partenariales.

Ce sera également l’occasion de faire une synthèse des différents modes d’actions, de leur possibilité de finance-ment, des moyens scientifiques et techniques à mettre en œuvre, des réseaux existants ou à construire, pour optimi-ser chacune des étapes clés des filières de méthanisation et de valorisation du biogaz.

Une des ambitions est d’utiliser les échanges et tables rondes qui auront lieu pour construire, avec l’ensemble des participants, un document regroupant les verrous opérationnels, leur « traduction » en questionnement scientifique, et les structures de recherche (laboratoires, organismes, bureaux d’étude,..) permettant d’y répondre.

Programme complet et bulletin d’inscription sur le site www.biogaz.atee.fr

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15 janvier 2012 - n°478 7

H prix des énergies

Source : Centre d’études et de recherches économiques sur l’énergie (CEREN)

Les prix du gaz et de l’électricité mentionnés ci-dessus sont établis à partir des tarifs régulés. Ils ne concernent pas les clients éligibles ayant fait valoir leur droit à l’éligibilité. Les prix des énergies sont ceux rendus en région parisienne, à l’exception des prix du fuel lourd et du fuel domestique qui sont des moyennes France entière.

(110 m2, très isolée, construction 1989-90) • CH : anthracine 20 d’Agglonord, 1 à 2 t par sacs de 50 kg - PCI : 8 800 kWh/t • GN : tarif B1 niveau 1, 18 000 kWh PCS/an, 3 usages (chauffage, ECS, cuisine)

- PCI : 0,9 kWh/kWh PCS • FOD : 17 hl/an (chauffage, ECS), par 10 hl - PCI : 995 kWh/hl • PR : 1 500 kg/an (3 usages), par 700 kg, citerne 1 000 kg consignée

PCI : 12790 kWh/t • EL : tarif bleu 12 kVA

a) Option HC : 12 000 kWh/an dont 5 500 en HC b) Option EJP : 11 000 kWh/an dont 120 en pointe mobile c) Marginal HC : pour chauffe-eau à accumulation (chauffage non

électrique)

(10 000 m2 de bureaux, cœfficient d’intermittence 0,65) • CH : flambant gras A des HBL calibre 6/10, 150 t/an, vrac par camions de 25 t -

PCI : 8 430 kWh/t • GN : tarif B2S, niveau 1, 1,2 GWh/an, 85 % hiver / 15 % été - PCI : idem • FOD : 1200 hl/an, 85 % hiver / 15 % été, par 100 hl - PCI : idem • PR : 80 t/an, par 10 t - PCI : idem • EL : M.T. 15/20 kV, 1,5 GWh/an, 600 kW sur 2 500 heures a) Option base : répartition horaire type b) Option EJP : effacement pointe 100 %, répartition horaire type c) Prix marginal : cas d’une fourniture supplémentaire en HC été

(Usine 100 tep/an de combustible) • CH : flambant gras A des HBL calibre 6/10, 150 t/an, vrac par camions de 25 t PCI :

8 430 kWh/t • GN : tarif B2S, niveau 1, 1,3 GWh/an, fourniture ferme, 55 % hiver / 45 % été

- PCI : idem • FOD : 1200 hl/an, par camions de 10 m3 - PCI : idem • FL : 100 t/an, par camions de 25 t a) HTS : soufre de 2 à 4 % b) BTS : soufre de 1 à 2 % c) TBTS : soufre de 0,55 à 1 % PCI : 10940 kWh/t (ordinaire) ; 11200 kWh/t (BTS et TBTS) • PR & BU : 80 t/an, par 10 t - PCI : 12 790 kWh/t (PR) et 12 670 kWh/t (BU) • EL : M.T. 15 kV, tarif vert A5, 1 GWh/an a et b) Option base : 2 hypothèses : 1) 250 kW, 4000 h/an 2) 660 kW, 1600 h/an c) Option EJP (effacement pointe 80 %)

(Usine 1 000 tep/an de combustible) • CH : flambant gras A des HBL calibre 0/6, 1500 t/an, vrac par camions de 25 t -

PCI : 7 750 kWh/t • GN : tarif TEP, niveau 1B, 13 GWh PCS/an, fourniture ferme, 45 % hiver / 55 % été,

200 jours/an au débit journalier souscrit ; facteur de pointe : 1,75 ; contrat avec engagement d’un minimum d’enlèvements • FOD : 3 000 hl/an (fourniture partielle), par camions de 27 m3 - PCI : idem • FL : 1000 t/an, par camions de 25 t - PCI : idem a) HTS : soufre de 2 à 4 % b) BTS : soufre de 1 à 2 % c) TBTS : soufre de 0,55 à 1 % • PR & BU : 200 t/an (fourniture partielle), par camions de plus de 20 t - PCI : idem • EL : M.T. 15/20 kV, tarif vert A8, 10 GWh/an, 2000kW, 5 000 heures/an,

répartition horaire type

(Usine 10 000 tep/an de combustible) • CH : flambant, fines lavées, 16 000 t/an, par trains complets de 1 200/1 300 t 1er prix : calibre 0/20 - PCI : 7 150 kWh/t 2e prix : calibre 0/6 - PCI : 7 750 kWh/t • GN : tarif STS, 130 GWh/an, fourniture ferme, 45 % hiver / 55 % été, 300 jours par

an au débit journalier souscrit - PCI : idem • FOD : 3 000 hl/an (fourniture partielle), par camions de 27 m3 - PCI : idem • FL : 10 000 t/an, par trains complets ex-Basse Seine - PCI : idem a) HTS : soufre de 2 à 4 % b) BTS : soufre de 1 à 2 % c) TBTS : soufre de 0,55 à 1 % • PR & BU : 300 t/an (fourniture partielle), par camions de plus de 20 t - PCI : idem • EL : H.T. 60 kV, tarif vert B, 10 000 kW, 5 000 heures/an, 50 GWh/an a) Option base b) Option EJP (effacement pointe 60 %) c) Option modulable : prix marginal semaine creuse mobile (SCM),

y compris incidence de l’abonnement.

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15 décembre 2011 Prix rendu Prix moyen Variation % e / unité ce/kWh PCI mois / année

Maison individuelle (TTC) Charbon (tonnes) GazNaturel (kWhPCS) 0,063€ 6,98c€ 0,0% 4,9% FuelDomestique (hectolitres) 93,94€ 9,44c€ 0,2% 18,3% Propane (tonnes) 1764,00€ 13,79c€ 0,0% 12,8% Electricité (kWhe)

a)Optionheurescreuses(HC) 0,126€ 12,60c€ 0,0% 6,2% b)OptionTEMPO 0,106€ 10,56c€ 0,0% 8,3% c)PrixmarginalHC 0,090€ 8,99c€ 0,0% 12,2%

TerTiaire (TTC) Charbon (tonnes) GazNaturel (kWhPCS) 0,055€ 6,11c€ 0,0% 14,2% FuelDomestique (hectolitres) 92,42€ 9,29c€ 0,2% 18,7% Propane (tonnes) Electricité (kWhe)

a)OptionBase2500h 0,101€ 10,12c€ 0,0% 9,3% b)OptionEJP 0,076€ 7,63c€ 0,0% 11,3% c)Prixmarginal 0,041€ 4,08c€ 0,0% 18,2%

PeTiTe indusTrie (hors Tva) Charbon (tonnes) GazNaturel (kWhPCS) 0,042€ 4,63c€ 0,0% 15,9% FuelDomestique (hectolitres) 77,27€ 7,77c€ 0,2% 18,7% FuelLourd (tonnes)

a)Soufre>2% b)Soufrede1à2% c)Soufre<1% 550,55€ 4,92c€ -2,8% 28,0%

Propane (tonnes) Butane (tonnes) Electricité (kWhe)

a)OptionBase4000h 0,075€ 7,55c€ 0,0% 10,3% b)OptionBase1600h 0,104€ 10,36c€ 0,0% 8,2% c)OptionEJP 0,062€ 6,21c€ 0,0% 13,3%

Moyenne indusTrie (hors Tva) Charbon (tonnes) GazNaturel (kWhPCS) 0,040€ 4,43c€ 0,0% 17,9% FuelDomestique (hectolitres) FuelLourd (tonnes)

a)Soufre>2% b)Soufrede1à2% c)Soufre<1% 549,03€ 4,90c€ -2,9% 28,1%

Propane (tonnes) Butane (tonnes) Electricité (kWhe) a)Base 0,070€ 7,04c€ 0,0% 10,8% b)EJP 0,059€ 5,86c€ 0,0% 12,5%

Grande indusTrie (hors Tva) Charbon (tonnes) GazNaturel (kWhPCS) 0,037€ 4,10c€ 0,0% 19,9% FuelDomestique (hectolitres) FuelLourd (tonnes)

a)Soufre>2% b)Soufrede1à2% c)Soufre<1% 549,03€ 4,90c€ -2,9% 28,1%

Propane (tonnes) Butane (tonnes) Electricité (kWhe)

a)Base 0,062€ 6,21c€ 0,0% 12,0% b)EJP 0,054€ 5,42c€ 0,0% 13,4% c)Modulable 0,048€ 4,79c€ 0,0% 14,8%

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Le stockage d’électricité est aussi

touché par la criseLasociétéaméricaineBeaconPower,undesleadersdestockaged’électricitéparroued’inertie,s’estmisesousprotectionduchapitre11suiteàl’impossibilitéde

trouverdesfinancementspourpoursuivresesactivitésmalgréuneaidede43mil-lionsdedollarsdugouvernementen2010.Cetteaideluiavaitpermisdesatisfaire

unepremièrecommandede200unitésdestockaged’unecapacitéde20MW.CettesituationestparadoxalecarBeaconPoweraencorereçuunecommandepourune

autreunitémaissesbesoinsenfondspoursesactivitésdeR&Detdeproductionsontdifficilementcouverts,lecoursdel’actionBeaconPowerayantchutéde80%

depuisledébutde2011.LesunitésdeBeaconPowersontbaséessuruneroued’iner-tieenfibredecarbonede1100kgtournantsousvideà250tours/secondeetpeuventrestituercetteénergiesousformeélectrique(jusqu’à1MW)enuntempstrèscourt.

Feuilles de route énergie pour 2050Comment parvenir à produire son énergie sans quasiment d’émissions de carbone d’ici 2050 ? C’est la question que doit résoudre l’Europe… La Commission européenne qui planche sur le sujet vient d’établir une feuille de route. S’appuyant sur l’analyse d’une batterie de scénarios, ce document décrit les conséquences d’un système énergétique sans émission de carbone et les mesures nécessaires pour l’encadrer. L’objectif de cette feuille de route est de permettre aux États membres d’effectuer les choix énergé-tiques qui s’imposent et d’installer un climat économique stable pour l’investissement privé. L’analyse repose sur des scénarios illustratifs combinant les quatre grands axes de la décarbonisation : efficacité énergétique ; sources d’énergie renouvelable ; nucléaire ; captage et stockage du carbone. Techniquement, la décarbonisation du système énergétique est économiquement réalisable. Quel que soit le bouquet énergétique choisi, une meilleure efficacité énergétique et une augmentation importante de la part des énergies renouvelables sont nécessaires pour atteindre les objectifs en matière de CO2 d’ici 2050. Les scénarios montrent que le rôle de l’électricité va aller croissant. Concernant l’investissement pour la mise en place d’infrastructure, il doit être décidé dès aujourd’hui car les infrastructures construites il y a vingt ou trente ans doivent être changées ou modernisées. Les investissements réalisés aujourd’hui per-mettront de garantir de meilleurs prix à l’avenir. Les coûts seront compensés par le volume élevé d’investissements durables effectués dans l’économie européenne, les emplois locaux et la diminution de la dépendance vis-à-vis des exportations. Enfin, des économies d’échelle sont indispensables : pour ce faire, un marché commun de l’énergie devrait être en place en 2014. Cette feuille de route est disponible sur le site de la commission européenne : http//ec.europa.eu/energy/energy2020/roadmap/index_en.html

Partenariat renforcé entre Capeb et EDF

La Capeb et EDF ont signé le mois dernier une nouvelle charte de partenariat. S’inscrivant dans le prolongement

d’un premier accord intervenu en 2007, cette charte prévoit la mise en œuvre des conditions nécessaires

pour atteindre les objectifs de réductions des consom-mations énergétiques et des émissions de CO2 dans les bâtiments. La poursuite des programmes FEE Bat et de

révisions des règles de l’art Grenelle de l’Environnement 2012 sont au cœur de ce partenariat.

3 Le chiffre

4,4 %C’est la hausse des tarifs réglementés du gaz naturel depuis le 1er janvier prochain pour l’ensemble des clients.

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1er DéCemBre 2011 - n°476 9

aTee – énergie PlusserviCe aBonnemenTs

47 av. laPlaCe - 94117 arCueil CeDexPlus d’info : tél 01 46 56 35 40 • fax 01 49 85 06 27

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communiqués à d’autres personnes morales en téléphonant au 01 46 56 35 40.

La revue m’offre3lesactualitésessentielles

dusecteurdel’énergie3desenquêtesspécialisées

etdesdossiersd’analyse(Biogaz,Efficacitéénergétique,Biomasse,Cogénération,etc.)

3desretoursd’expériencechiffrésetillustrés(collectivité,industrie,tertiaire,transport,etc.)

3uneveilleréglementaire3lesprixdesénergies,duCO2etdescertificats

d’économiesd’énergie3desinformationsprofessionnellespratiques

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Architecture Award : Sauerbruch et Hutton lauréatLecabinetd’architectureberlinoisSauerbruchetHuttonaétédésignélauréatdu4eEnergyPerformance+ArchitectureAwarddusalonInterclima+elec.Reconnuàlafoispoursonapprochefonctionnelle,plaçantl’individuetsaper-sonnalitéaucentredesesprojetsainsiquepoursamaîtrisedel’architecturepolychrome,lecabinetberlinoissigneavecsesrécentesréalisationsuneœuvrehauteencouleur.Pourceconcours,SauerbruchetHuttonontprésentétroisréalisations:l’immeubledebureauxKfWWertarkadeàFrancfort,lemuséeBrandhorstàMunichetleCologneOvalOfficesàCologne(photo).Danscesimmeublesjumeauxdebureaux,les5000lamesverticalesenverrequienve-loppentlesbâtimentssontsérigraphiéesdansundégradéderougeetdevertdontl’intensitévarieenfonctiondelamétéo.LeseauxduRhinsontutiliséespourlechauffageetlerafraîchissement;lalumièrenaturelleestexploitéeaumaximumet90%delachaleurdégagéeparlesordinateursetautrespéri-phériquesestrécupérée.CebâtimentareçulelabelGreenbuilding.Àchaqueétape,desétudesjusqu’àlalivraison,lesarchitectesonttenucomptedesgrandsprincipesdedéveloppementdurable,cequelejuryabeaucoupappré-cié.MatthiasSauerbruchetLouisaHuttonrecevrontleurprixlorsdusalonInterclima+elec2012quisetiendradu7au10févrierprochain.

3 Le chiffre

60,7 TWhC’est le volume de livraison du deuxième guichet d’achat d’électricité pour la période du 1er janvier au 31 décembre 2012 dans le cadre du dispositif Arenh prévu dans la loi Nome entré en vigueur le 1er juillet dernier.

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actualités F

OSRAM rappelle ses luminaires MAXISTARSuite à une recrudescence des cas de chutes de ré� ecteurs de luminaires de type MAXISTAR, OSRAM a décidé de procéder au rappel de ces produits.

Le but est de garantir la sécurité des produits commercialisés par OSRAM et ainsi la sécurité des personnes et des biens. C’est notre priorité absolue.

Tous les luminaires MAXISTAR (installés ou en stock) seront repris et remplacés par un luminaire de nouvelle génération (par exemple GIGANTE II).

Nous sommes conscients du désagrément causé par ce rappel et vous prions d’accepter nos excuses au nom de l’ensemble de la Société.

Pour plus d’informations, veuillez appeler le service qualité au 03 88 49 79 91 ou connectez-vous sur www.osram.fr/MAXISTAR

www.osram.fr

Appel à projets BIP 2012Un appel à projets de R&D Bioressources, industries et Performances (BIP) est lancé par l’Ademe. Les documents sont téléchargeables sur le site internet de l’Ademe. La date limite de soumission des offres est le 30 mars 2012.

3 Pour plus d’infos, contactez [email protected]

3 Le chiffre

4 453 MWSoit plus de 67% de la puissance éolienne installée en France (6 576 MW) ont été en production le matin du 7 décembre dernier. C’est la première fois qu’on atteint un tel record de production dans l’Hexagone.

Étude du Cerqual sur la RT 2012Depuis le 28 octobre dernier, les bâtiments destinés aux logements construits en zone ANRU doivent respecter la RT 2012, nouvelle réglementation qui vise à limiter les consommations énergétiques des logements neufs. Sa mise en œuvre sera effective dès le 1er janvier 2013 pour tous les autres bâtiments d’habitation. Afin de répondre aux nombreuses interrogations des professionnels du logement, Cerqual, organisme certificateur filiale de Qualitel a mené une étude pour évaluer l’impact de la RT 2012 sur les bâtiments neufs d’habitation labellisés BBC-effinergie 2005 et voir s’il est possible de l’appliquer sans surcoût. Les résultats sont encourageants : l’étude montre que les sur-investissements varient de 0,5 à 3,5 % au maximum si on conserve les mêmes solutions énergétiques, et quelles que soient les solutions énergé-tiques mises en place lors de la construction.

4,3 Md€ de charges d’électricité service public pour 2012La délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 octobre dernier porte sur une proposition relative aux charges de service public de l’électricité et à la contribution unitaire pour 2012. Les charges de service public de l’électricité, supportées par EDF, les entreprises locales de distribution et électricité de Mayotte sont composées des surcoûts liés aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération, des surcoûts de production et d’achat d’électricité dans les zones non interconnectées (ZNI), et des coûts liés aux dispositions sociales (tarif de première nécessité notamment). Le montant de ces charges prévisionnelles est estimé à 4,3 Md€ pour 2012, soit 60 % de plus que pour 2010 (2,7 Md€ en 2010). L’augmentation de ces

charges reflète en partie le développement très dynamique de la filière photovol-taïque (36 % soit 1,5 Md€). La contribution au service public de l’électricité pour 2012 (CSPE 2012) devrait permettre de financer les charges prévisionnelles 2012. À ces charges, il faut inclure la régularisation des charges 2010, soit 5,2 Md€. La CSPE nécessaire pour les financer s’élève à 13,7 €/MWh. Ce montant représente environ 11 % de la facture annuelle d’un client résidentiel. La loi de finances recti-ficative pour 2011 a fixé le montant de la CSPE à 9 €/MWh jusqu’au 30 juin 2012, puis à 10,5 €/MWh jusqu’au 31 décembre 2012. Le défaut de compensation d’EDF en résultant est estimé à environ 1,3 Md€.

ÉclairageLe Congrès américain vient d’abandonner la mise en place d’une loi sur les lampes basse consommation. L’Alliance pour économiser l’énergie déplore cette décision de «maintenir les États-unis à l’âge de pierre» à l’heure où le reste du monde fait un pas en avant vers les économies d’énergie.

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15 janvier 2012 - n°478 11

H produits nouveauxvus à

BSI France

RemiseàneufdesbatteriesindustriellesLe groupe BSI a développé un procédé permettant de rénover complètement les batteries industrielles de type acide-plomb en s’appuyant sur trois étapes : mécanique, électrique puis chimique. Dans la première, les batteries sont démontées, les éléments ouverts et les plaques

mises à nu, puis il y a le nettoyage et l’inspection de tous les composants internes des éléments et le remontage de la batterie. Ensuite, le traitement électrique fait intervenir des cycles de charge et de décharge spécifiques pour permettre aux batteries de retrouver leur capacité. Enfin, l’ajout d’un additif spécifique BSI réalisé à partir de polymères organiques renforce les éléments et les protège pour que le traitement soit plus durable. D’après BSI, les batteries ainsi traitées retrouvent des performances pratiquement équivalentes aux batteries neuves (entre 95 et 100 % de leurs capacités) et sont couvertes par une garantie complète de 12 à 36 mois selon les cas. Le traitement coûte environ 50 % du prix d’une batterie neuve et permet une réduction des déchets pour les entreprises.

Jumo régulatIon

ThermostatantigelLe FrostTHERM-AT est un thermostat antigel dédié aux installations de ventilation et de climatisation. Dans ce type d’installation, il est nécessaire de surveiller la température du courant d’air qui pénètre dans le réchauffeur d’air à eau de façon à éviter les dégâts dus au gel. Disposant d’un indice de protection élevé (IP65) permettant une utilisation extérieure, le FrostTHERM-AT dispose d’une technique de raccordement simplifiée par la technique brevetée Push-In et d’une surveillance antigel sur une grande surface. Il existe en deux versions : l’une avec contrôleur de température de sécurité, où le réarmement est automatique, et l’autre avec limitateur de température de sécurité, où la remise à zéro se fait manuellement.

nexuS Srl

Supportdefixationpourl’ancragedesmodulesphotovoltaïques

Entreprise spécialisée dans le moulage de matières plastiques pour le bâtiment, Nexus SRL lance un support de fixation pour l’ancrage des modules photovoltaïques dont le système est breveté. Il permet

de positionner les panneaux avec des inclinaisons diverses sur les panneaux sandwichs, les toitures métalliques ondulées à la grecque,

les toitures en tuiles et les couvertures bois et ciment. De plus, il est réalisé à partir de matériel recyclé à hauteur de 20 %.

envIronnement Sa

AnalyseuroptiquedeparticulesCPA (Continuous Particulate Analyser) est un analyseur de particules optique breveté donnant des informations en continu et simultanément sur la concentration, la taille et la nature des particules inhalables (TSP, PM10, PM2,5, PM1). Cette technologie a été développée par Environnement SA en collaboration avec un laboratoire du CNRS. Cet instrument permet d’éviter l’utilisation d’instruments de laboratoire coûteux et réduit ainsi les dépenses nécessaires pour obtenir une information équivalente. Le CPA fournit en outre des informations sur la nature des particules permettant de différencier les pollutions naturelle et industrielle.

mega

Véhiculesutilitaires100%électriqueLa société Mega étoffe sa gamme de véhicules utilitaires

compacts électriques et diesels pour le transport de proximité avec un modèle disponible exclusivement en version électrique et au design modifié (cabine panoramique, portes entièrement

vitrées). Le e-Worker est un modèle électrique à propulsion, doté d’un rayon de braquage très court (3 à 4 mètres selon

l’empattement). Il est disponible en deux types d’homologation (VASP et TQM), deux longueurs d’empattement et peut être

équipé avec un choix de trois packs de batteries pour des puissances de 8,6 kWh, 11,5 kWh et 17,3 kWh.

WaydIp-energIa e amBIente ltd

Systèmederécupérationdel’énergiedespiétonsetvéhiculesAprès avoir obtenu en 2010 le prix Richard Branson de l’innovation, le système de récupération de l’énergie cinétique générée par les passants et les véhicules sur les voies à forte circulation vient de recevoir l’EEP-Award 2011 Bronze à Pollutec. Waynergy ne repose pas sur une technologie piézoélectrique comme ceux qui existent déjà, mais sur une technologie électromagnétique. D’après le constructeur, elle permet un rendement plus élevé et à un coût moindre pour la même puissance installée. Les applications sont nombreuses : entrées d’entreprises, salons commerciaux, halls de gare, stations de métro, passages pour piétons, etc.

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Fameux prixComme tous les ans, le salon Pollutec est l’occasion de remettre prix et autres trophées aux entre-prises les plus innovantes dans leur domaine. Ainsi les EEP Awards (European Environmental Press), s’ils ont décerné l’or et l’argent à deux entreprises spécialisées dans le domaine des déchets et des pollutions, ont choisi le système Waynergy de la société portugaise Waydip (voir p. 11). L’édition 2011 des Prix Entreprises & Environnement a elle récompensé plus d’une douzaine d’entreprises dans cinq catégories différentes dont Alstom Transport pour une sous-station électrique à courant continu réversible (Hesop) permettant de récupérer 99 % de l’énergie de freinage des tramways, Cesbron pour son réfrigérateur solaire avec accumulateur d’énergie et Clean Energy Planet pour une station de vélos à assistance électrique. Par ailleurs, dans la catégorie Technologies économes et propres, une usine de Refresco a été primée pour l’installation d’un système de conditionnement des bouteilles de la société Sidel permettant l’économie annuelle de 38 000 m3 d’eau et de 2,5 GWh.

Pollutecplus green et clean que jamais

FrançoisHollandeenouverture,NKMenconclusion,cetteédition

dePollutecs’estavéréepluspolitiquequeprévue!

L’ édition parisienne de Pollutec revêt toujours un côté plus intimiste – à peine un hall mobilisé au parc des

expositions de Villepinte – que l’édition lyonnaise. C’est pourquoi il en a résulté une ambiance agréable pour les visiteurs cette année dans les larges allées du salon où étaient très présentes les régions fran-çaises (Anjou, Île-de-France, Rhône-Alpes, etc.), les délégations d’autres pays (Alle-magne, Japon, Chine, etc.) et des entreprises se déclamant toutes plus “green” et plus “clean” que les autres.Selon les organisateurs, cette année a été moins porteuse que la précédente édi-tion parisienne en 2009 avec 1 327 expo-sants (-6 %) et 29 680 visiteurs (-10 %) dont 4 700 étrangers. Pollutec se console grâce à un visitorat plus professionnel, apparem-ment friand d’informations puisque les conférences ont souvent fait salle comble. Ce fut d’ailleurs le cas des sessions organi-sées par l’ATEE sur les certificats d’écono-mies d’énergie et sur le biogaz.L’espace Énergie de Pollutec était plus res-treint que ceux sur les traitements des déchets de l’eau, des sols ou sur la qualité

de l’air. Il a néanmoins regroupé beaucoup d’acteurs notamment sur le thème du bio-gaz, avec les constructeurs de cogénération et les porteurs de projet, tel Holding Verte qui a reçu le prix de la croissance du Clean Green Event.

Innovation et industrieAlors qu’aucune inauguration officielle n’était annoncée, François Hollande est arrivé le premier jour à Pollutec, signifiant par là que les thématiques environnemen-tales ne seront pas absentes de la campagne présidentielle. Le candidat du PS a d’ailleurs tenu à «souligner l’enjeu pour l’industrie d’œuvrer à un développement plus important de toutes les technologies dans l’environne-

ment, les énergies renouvelables mais aussi tout ce qui contribue à l’efficience énergé-tique dans les bâtiments». Sur ce thème de l’industrie, l’absence du ministre Éric Besson n’en était que plus criante… mais fut rattra-pée par la ministre de l’Écologie Nathalie Kosciusko-Morizet le dernier jour. Elle a spé-cialement pointé, à juste titre, l’importance du travail réalisé par les pôles de compéti-tivité en matière d’innovation. Elle a aussi rappelé que les éco-industries représentent en France le deuxième secteur en matière de brevets déposés. Finalement, malgré la crise économique, de nouvelles écotechnologies apparaissent toujours… un horizon plutôt rassurant pour Pollutec ! m

Stéphane Signoret

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15 janvier 2012 - n°478 13

En brefH collectivités

Chaumont sous les projecteursUn partenariat public-privé vient d’être signé entre la ville de Chaumont (52) et Inéo, filiale de GDF-Suez, concernant la rénova-tion, l’exploitation, la maintenance du parc d’éclairage public, les illuminations festives et la mise en valeur du

patrimoine de la ville. Près de 65 % du parc de l’éclairage public sera rénové avec un objectif d’économie de plus de 51 % de la consom-mation énergétique. Pour y parvenir, Inéo compte utiliser des technologies innovantes : luminaires LED à détection de présence, sources lumineuses à variation de puissance ou encore luminaires solaires. La ville de Chaumont et Inéo ont reçu le prix de la ville lumineuse lors des 5e rencontres internationales des partenariats public-privé.

telex/// l’AssoCiATion FRAnçAise De l’éClAiRAGe (AFE) a remis le prix d’encouragement aux économies d’énergie à la ville de Besançon pour son action envers la suppression des lampes énergivores sur son territoire. /// CeRquAl, Cerqual patrimoine et le Conseil général du Var ont signé une convention pour garantir la qualité environnementale des constructions et des réhabilitations de logements du département du Var. /// GRAnD RoAnne AGGloméRATion et RozieR-en-Donzy ont reçu les prix départementaux des CEE du Syndicat Intercommunal d’énergies du département de la Loire. /// le PARC solAiRe De jussAC (Cantal), 12 MWc et 50 000 panneaux installés, a été mis en exploitation début décembre 2011. /// AmoRCe vient de publier Petit Éolien : état de lieux et enquête sur le rôle des collectivités dans le développement de la filière.

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Nouveau contrat pour CeeliumLa Communauté d’agglomération Rouen Elbeuf Austreberthe (CREA) vient de signer un partenariat avec Ceelium (voir Energie Plus n°475) afin de proposer aux collectivi-tés locales et organismes publics présents sur son territoire de bénéficier d’une aide

financière à la réalisation de travaux d’économies d’énergie. En échange, Ceelium récupérera les dossiers permettant d’obtenir des certificats d’économie d’énergie

(CEE) pour le compte de GDF-Suez.

Hambourg mise sur VattenfallLavilledeHambourg(Allemagne)etVattenfall,énergéticien,viennentdesignerunpartenariatpourencadrerleurrelationdansladistributiond’électricitéetdechauffageurbain.CesdeuxactivitésserontopérésconjointementparlesdeuxintervenantsetlavilledeHambourgal’intentiond’acquérir25,1%desréseauxdedistributiond’électricitéetdechauffagedeVattenfallsoituninvestissementdeplusde460millionsd’eurosdontl’énergéti-cienconserveralemanagementopérationnel.Encontrepartie,lamunicipalitérecevraundividendeannuelgarantide4,2%pourleréseaudedistributiond’électricitéetde4,5%pourl’activitécha-leur.Lacoopérationnes’arrêtepaslàpuisqu’elleporteunconcepténergétiquedontl’élémentcléestlaconstructiond’unecentraleélectriqueàcyclescombinésetàtechnologiedepointedestockage.D’autresmesuresconcernentlamobilitéélectriqueetlessmart grids.Uninvestissementdeprèsde1,5milliardd’eurossurcinqansestprévudanscetteconvention.

Vitré récompenséeLa ville de Vitré (Îlle-et-Vilaine) a reçu le prix des éco-maires au dernier salon Energaïa en décembre 2011. Il récompense sa démarche d’économie d’énergie sur l’éclairage public (voirie et patrimoine) initiée en 2005 par le programme “Éclairer la ville d’un nouveau jour.” Des systèmes d’abaissements de puissance ont d’abord été intégrés la nuit dans les lumi-naires et à partir de 2006, l’évolution des lampes a permis de remplacer les éclairages de 125 W par des lampes de 60 W à haut rendement sur les voies. Les allées piétonnes sont quant à elles passées de 125 W à 45 W. A ce jour, cette ville de 18 000 habitants dispose de 320 lampadaires leds qui ont remplacé la majorité des éclairages boules de 125 W.

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La chaleur renouvelable passe (aussi) par les réseauxAucoursdesestraditionnelles“Rencontres

desréseauxdechaleur”,l’associationAmorceasoulignélebonpositionnementdesréseaux

dechaleurdanslesréglementationsissuesduGrenelle.

A ctualité oblige, les 7e Rencontres des réseaux de chaleur organi-sées par l’association Amorce ont été pla-

cées sous le signe de la réglementa-tion thermique des bâtiments neufs. L’enjeu pour l’association est de pro-mouvoir le réseau de chaleur (RDC) comme solution pertinente dans l’ha-

bitat neuf RT 2012. Emmanuel Goy, responsable adjoint du pôle “Énergie” d’Amorce, pèse le pour et le contre : «Du point de vue d’un aménageur, le RDC a pour inconvénient de représen-ter un surcoût d’investissement, néces-saire au développement du réseau, alors qu’il dispose déjà de réseaux électrique ou gazier. C’est également un surcoût pour le maître d’œuvre, qui n’est pas forcément familier de cette application. Dans ce contexte, les exploitants de RDC ont donc un rôle commercial très important à jouer, celui de promouvoir le RDC auprès de ses interlocuteurs : assistants maîtres d’ouvrages, promoteurs, propriétaires, usagers.» Et d’affirmer, sur la base

d’une étude menée par l’association*, que le RDC peut s’avérer judicieux, a fortiori lorsqu’il est alimenté en éner-gies renouvelables et fatales (EnR&R). Reprenant l’un des cas de figure de l’étude comparative, Emmanuel Goy souligne qu’ «un RDC émettant entre 50 et 100 grammes de CO2/kWh est compétitif en consommation d’éner-gie primaire (dans le cas de bâtiments RT 2012 – NdA) , face à la solution “de référence”, associant chaudières gaz à condensation et solaire thermique. Dans ce cas de figure, le RDC permet à l’aménageur d’intégrer les EnR sans avoir à installer du solaire thermique, pour des performances énergé-tiques similaires (respect du ratio des 50 kWh/m2.an – NdA).»

Classement des réseaux facilitéD’où l’importance, conclut ce dernier, de mettre en valeur la procédure de classement des RDC. Permise depuis plus de trente ans, à travers la loi du 15 juillet 1980 «relative aux écono-mies d’énergies et à l’utilisation de la chaleur», cette procédure vise notam-ment à promouvoir les RDC vertueux. Toutefois, elle n’a guère été mise en pratique qu’une seule fois, pour cause de lourdeur administrative. Un décret d’application relatif à la loi Grenelle 2 en instance de parution – dans le courant du trimestre - devrait pallier cette insuffisance. Ce texte prévoit, entre autres dispositions, de trans-mettre la compétence de classement des préfets aux collectivités terri-toriales et de supprimer l’enquête publique préalable habituellement diligentée. Le principal intérêt de cette procédure est qu’elle rendra obliga-toire le raccordement des nouveaux bâtiments implantés sur des zones prioritaires à définir. Pour obtenir le classement d’un RDC, l’exploitant devra observer trois critères. Outre

Zoom sur un réseau vertueux à échelle locale

Réseaux de chaleur et biomasse font bon ménage lorsque toutes les conditions sont réunies : volonté politique, ressource disponible, faisabilité technique et financière. Preuve en a été donnée à Mézos, petite commune du département des Landes (880 habitants). Désireuse à la fois de valoriser le bois issu des forêts touchées par la tempête Klaus de 2009 et de se prémunir contre une volatilité des cours des matières premières, la mairie de Mézos a entrepris la création d’une mini-chaufferie (165 kW) alimen-tée en plaquette forestière. Opérationnelle depuis décembre 2010, cette chaufferie est associée à un réseau de chaleur de 315 mètres linéaire, auquel dix bâtiments communaux sont raccordés (315 MWh/an de consommation utile). Après une étude de faisabilité de Cap Ingélec, la société Landes Bois Énergie a été créée pour assurer l’exploitation de la chaufferie. LBE achète le bois à la commune, à raison de 15 € la tonne, afin de le transformer en plaquette. Elle vend ensuite la chaleur produite 45 € le MWh à la com-mune de Mézos. En plus de favoriser l’activité sylvicole locale, le projet devrait occasionner quelques économies à la municipalité, évaluées à 230 000 € sur 10 ans. L’investissement consenti pour ce projet s’élève à 211 000 €, subventionné pour moitié par le Feder (Fonds européen de développement régional) et la région Aquitaine. La valorisation des CEE associés à cette opération (18 000 €) a également été inté-grée. L’investissement réel de la municipalité s’élève ainsi à 87 000 €. 

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La chaleur renouvelable passe (aussi) par les réseaux

* Étude «Réseaux de chaleur et bâtiments basse consommation : l’équation impossible ?». Pour plus de détails : www.amorce.asso.fr, onglet réseaux de chaleur, rubrique économie et fiscalité

la valorisation d’au minimum 50 % d’énergie primaire d’origine renou-velable et/ou fatale, un comptage énergétique devra être mis en œuvre à chaque point de livraison (sous-sta-tion). Enfin, l’exploitant devra éta-blir un échéancier prévisionnel des recettes et des dépenses prouvant que «l’équilibre financier de l’opération pendant la période d’amortissement des installations est assuré», dixit la Direction générale énergie climat du ministère en charge de l’Écologie. Par le fait, les RDC sont favorablement positionnés dans la construction neuve. Un autre futur décret d’appli-cation de la loi Grenelle 2 leur met-tra le pied à l’étrier dans l’existant.

Il permettra aux bailleurs de réviser la puissance souscrite de leur abon-nement. L’intérêt est de les inciter par ce biais à effectuer des travaux

de réhabilitation donnant lieu à des économies d’énergie en leur permet-tant de réduire la part fixe des abon-nements facturés aux clients finals. Pour obtenir ce réajustement de puis-

sance, le bailleur devra faire réaliser par un tiers une étude pour justifier sa demande. S’ajoutant au Fonds chaleur, qui a abondé à ce jour le financement d’une centaine de projets (créations de réseaux ou extensions de réseaux existants), ces deux arrêtés devraient contribuer à mieux positionner les RDC dans l’éventail des solutions pro-posées aux bailleurs. m

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Deux arrêtés devraient bientôt permettre de mettre en valeur la procédure de classement des réseaux

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Poitou-Charentes mise sur l’électricité solaire

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entre2012et2015.

I nitiative innovante, trois entités (la Région Poitou-Charentes, Solairedirect et Sorégies) viennent de s’associer pour

développer la production d’électricité solaire via un dispositif atypique. Dans un premier temps, la Région Poitou-Charentes et Solai-redirect, opérateur photovoltaïque indépen-dant, ont constitué une société d’économie mixte baptisée Ester (Electricité solaire des territoires) dont ils détiennent respective-ment 65 % et 35 % et qui pourra investir dans les parcs solaires construits sur le territoire régional (à hauteur de 34% au maximum). Dans un second temps, Sorégies, 4e distribu-teur français d’électricité, et Solairedirect ont conclu un contrat cadre d’approvisionnement en électricité d’origine solaire photovoltaïque à long terme (30 ans). Ces deux partenariats constituent le mécanisme Ester dont l’objec-tif est la réalisation de parcs solaires repré-sentant une puissance totale de 60 MW entre 2012 et 2015, en majorité en Poitou-Charentes (voir encadré). «Ce contrat de vente de gré à

gré d’une durée de 30 ans est une grande innovation, explique Thierry Lepercq, président de Solairedi-rect. Il s’agit d’un système hybride dans lequel l’élec-tricité sera d’abord vendue

au tarif de l’obligation d’achat (108 euros par MWh en 2012) mais lorsque les prix de gros dépasseront les tarifs d’achat alors nous sor-tirons de l’obligation d’achat et Sorégies achè-

j.-F. macaire, vice-président du Conseil régional

Une région très impliquée

«Nous avons mis en place un plan solaire dès 2008 et en janvier 2009, nous avons scellé un partenariat avec la Banque européenne

d’investissement pour créer un fonds énergie solaire régional de 400 mil-lions d’euros avec un premier objectif de 63 MW installé en 3 ans. Les choses sont allées très vite et nous sommes passés à un objectif de 300 MW en 5 ans. Puis, nous avons été victime de la politique chaotique du gouvernement en matière de photovoltaïque d’où la création d’un fonds de résistance photo-voltaïque en mars 2011 pour éviter que des sociétés ne disparaissent. Ester est une nouvelle étape dans notre engage-ment qui garantit un développement territorial des projets photovoltaïques (a minima 50 % des projets localisés en région Poitou-Charentes).»

tera l’électricité solaire produite à un niveau légèrement inférieur à celui du prix de gros.»

Des projets de 4 à 10 MWLe partenariat entre la Région Poitou-Cha-rentes, Solairedirect et Sorégies a pour objec-tif de fournir une électricité solaire locale et compétitive sur le long terme mais aussi d’ac-compagner l’industrie vers un système éco-nomiquement viable sans subvention. La taille des projets retenus oscillera entre 4 et 10 MW car elle s’adapte bien à la région Poitou-Charentes. «Nous avons une vision raisonnée du solaire, ajoute Thierry Lepercq. Au-delà de 10 MW, il peut y avoir un impact paysager et il faut que le réseau puisse l’ab-sorber.» Le modèle a vocation à être dupliqué sur d’autres territoires avec d’autres acteurs. «Ester est un programme fédérateur, poussé par la région Poitou-Charentes, non pas pour faire plaisir à Solairedirect mais pour mobili-ser toute la filière photovoltaïque», renchérit Thierry Lepercq. Il faut dire que le développe-ment de cette filière peut avoir des répercus-sions positives très concrètes sur la Région puisque Solairedirect envisage la construc-tion d’une usine de modules à Châtellerault si les volumes sont suffisants. La construc-tion des premiers parcs commencera dès 2012. m

Christelle Deschaseaux

H Le partenariat entre la Région Poitou-Charentes, Solairedirect et Sorégies a pour objectif de fournir

une électricité solaire locale.

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[ À venir ]

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Fortement promue au niveau européen dans le cadre du projet de directive sur l’efficacité énergétique (voirpage30), la cogénération est en stagnation en France depuis plusieurs années. Mais le parc est

actuellement en évolution, majoritairement poussé par les sorties d’obligation d’achat qui conduisent à la rénovation des installations (voirpages22-24et26). La possibilité de valoriser les cogénérations

dans le futur marché de capacité viendrait aider judicieusement ceux qui doivent avoir recours au marché libre de l’électricité (voirpagesuivante) et qui doivent gérer leurs quotas de CO2 (voirpage28).

Enfin, au niveau résidentiel et petit tertiaire, la micro-cogénération est prête à être commercialisée, avec un petit coup de pouce public (voirpage32).©

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Rénovation et marché de capacité en perspective

pour la cogénération

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L e précédent dossier d’Énergie Plus (n°438) sur la cogénéra-tion marquait un tournant, début 2010. À ce moment-là, on voyait une hausse signifi-

cative du nombre de contrats d’obliga-tion d’achat de l’électricité cogénérée touchant à leur fin. Les contrats, d’une durée de 12 ans, avaient en effet été en grande partie signés entre 1997 et 2000 (voir tableau). Sous les noms de 97-01 et 99-02, ces contrats ne limi-taient pas la puissance des installa-tions et imposaient une disponibilité maximale de 95 % lors d’un fonction-nement en continu du 1er novembre au 31 mars. La rémunération se com-posait : d’une prime fixe représentant les coûts évités par rapport à la mise en œuvre d’un cycle combiné gaz avec un rendement de 51 % ; d’une part proportionnelle incluant le prix du combustible gaz sur la base du tarif STS plafonné ; une prime d’efficacité énergétique plafonnée à 123 k€/an. La majorité du parc – près de 4 450 MW électrique – a été réalisée avec ces deux contrats.Ils ont été suivis du contrat C01 qui a été finalisé en 2002. Dans un contexte où la hausse des prix du gaz a réduit la rentabilité des projets, où la loi sur l’électricité du 10 février 2000 a res-treint la puissance des installations éligibles à moins de 12 MWe et où ce contrat C01 a pris un nouveau ren-dement de référence des cycles com-biné gaz à 54 %, le flux de nouvelles installations s’est quasiment stoppé.

Nouveaux horizons pour la cogénération

Engagéedepuisdeuxansdansuncycleimportantderénovationdesinstallationssortantd’obligationd’achat,lafilièrecogénérationcherched’autreshorizons

entremarchélibre,marchédecapacitéetdéveloppement,ycomprisdansledomainedelamicroetlamini-cogénération.

D’autres freins viennent renforcer ce ralentissement comme la dispa-rition de la mesure d’exonération de la TICGN (taxe intérieure de consom-mation sur le gaz naturel) pendant les cinq premières années des cogé-nérations sous obligation d’achat et les contraintes de coûts et de délais de raccordement au réseau public d’élec-

tricité. Ceux-ci sont totalement pris en charge par les producteurs depuis début 2011 alors qu’avant s’appli-quait un taux de réfaction de 40 % à la charge d’ERDF.Conséquence : depuis 2002, ce sont seulement 370 MWe qui auraient bénéficié du contrat C01, en incluant sa deuxième version, le C01-R mis en place par l’arrêté du 14 décembre 2006. Ce dernier permet de reconduire l’obligation d’achat pendant 12 ans au terme du premier contrat, à condition qu’un minimum d’environ 380 €/kW soit investi dans la rénovation des unités de production.

Priorité à la rénovationDepuis 2005, le parc total des cogéné-rations a donc peu progressé et s’élève à un peu moins de 5 GW pour près de 825 installations, selon le Club Cogé-nération de l’ATEE. Alors, quel ave-

nir pour la filière ? Plusieurs horizons simultanés se dessinent.Horizon numéro 1 : la rénovation. C’est aujourd’hui l’essentiel de l’acti-vité de la filière pour les installations de moins de 12 MWe finissant leur contrat d’obligation d’achat et pou-vant avoir accès au contrat C01-R. Le Club Cogénération estime que près de 60% des installations sont suscep-tibles ces prochaines années de faire l’objet d’une rénovation, sous réserve que les conditions actuelles du contrat C01R ne soient pas dégradées, notam-ment en matière de coefficient de plafonnement du prix du gaz. Sou-vent anticipée par les exploitants, elle dépend beaucoup des capacités de financement et du choix stratégique du maître d’œuvre. Spécialement dans le cas des collectivités locales dispo-sant d’une cogénération pour alimen-ter un réseau de chaleur, de nouveaux choix peuvent amener à un redimen-sionnement totalement différent du site. L’isolation du parc d’habitations desservies par le réseau ou le choix de recourir à une chaufferie alimentée en biomasse conduit automatique-ment à un besoin moindre en cha-leur cogénérée, d’où des réductions de puissance au moment de la réno-vation. Les constructeurs de moteur et de turbines doivent donc s’adapter à cette nouvelle donne en proposant des machines neuves de moindre puissance mais au meilleur rende-ment* ou bien en rénovant les pièces essentielles de l’installation (voir les exemples pages 22 et 26). Horizon numéro 2 : le marché libre, sur lequel les cogénérations hors contrat peuvent revendre leur élec-tricité. Plébiscité par les pouvoirs publics parce qu’il permet de réduire

Hausse des prix du gaz et restriction de la puissance installée freinent le développement de la cogénération

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le nombre d’installations sous obli-gation d’achat et donc de soulager le montant de la CSPE (contribution au service public de l’électricité), il n’a rien d’évident. Les installations de plus de 12 MWe n’ont plus accès à l’obligation d’achat et doivent passer obligatoirement par ce marché libre. Force est de constater que leur situa-tion est difficile : en effet, le spread cogénération, c’est-à-dire la différence entre le prix de l’électricité vendue et le coût du combustible gaz nécessaire à la production de cette électricité en intégrant le coût du CO2 émis, n’est pas toujours positif ! De plus, dans un contexte industriel, la perspective

de devoir obtenir des quotas de CO2 aux enchères à partir de 2013 (voir l’exemple de Novacarb en page 28) va ajouter des coûts additionnels par MWh produit, ce qui va rendre encore plus difficile l’atteinte de la rentabilité dans la seule logique de marché.

Capex et OpexPour le Club Cogénération, ce dernier ne permet plus de dégager une marge de contribution suffisante (estimée entre 30 et 35 k€/MW dans les condi-tions actuelles) pour couvrir les coûts d’investissements de maintenance encore à réaliser (Capex) et les coûts d’exploitation (Opex). Bien sûr, la situation est à étudier au cas par cas, et certaines sociétés de service comme Novawatt proposent au contraire de se fier au marché libre et d’en gérer la complexité pour atteindre les meilleurs résultats possibles. Mais en contrepartie, le risque est que les investissements de rénovation ainsi que les opérations de maintenance lourde soient cantonnés au strict minimum, limitant la pérennité des ouvrages et augmentant les risques d’une défaillance.

Horizon numéro 3 : le marché de capacité. Face à des rénovations certes plus nombreuses depuis deux ans mais faisant souvent appel à des puis-sances moindres que par le passé, et face à un marché libre qui n’est pas encore mature, les professionnels se tournent vers le mécanisme de valori-sation des capacités de production et d’effacement décentralisées instauré par la loi sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (Nome). Prévu pour 2015, ce mécanisme com-pléterait le marché libre. Les cogé-nérateurs ont proposé aux pouvoirs publics de le mettre en place dès 2012 de manière transitoire pour toutes les installations post obligation d’achat. Dans ce schéma, une prime de capa-cité serait versée à toute installation s’engageant à être disponible pendant une période de référence (pointe ou semi-pointe hiver) et des pénalités seraient appliquées en cas de défaut de disponibilité. Afin d’apporter de la visibilité et de favoriser le réinvestis-sement dans la cogénération, les pro-fessionnels de la filière ont sollicité une prime fixe annuelle s’élevant à 45 k€/MW de 2012 à 2015. Compte tenu

MWM passe sous la coupe de CaterpillarDans le monde des cogénérateurs, on notera qu’en 2011 la société Caterpillar, déjà représentée par Eneria (moteurs) et Turbomach (Turbines) a fait l’acquisition de MWM pour 580 millions d’euros. Validée en octobre dernier par la Com-mission européenne, l’opération permet à Caterpillar d’avoir une nouvelle gamme de moteurs de cogénération, notam-ment pour la valorisation du biogaz.

S La rénovation passe parfois par le remplacement des pièces impor-tantes du moteur (ici chez Eneria).

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q de la progression des sorties d’obliga-tion d’achat sur cette période, le coût moyen de ce mécanisme serait d’en-viron 90 millions d’euros par an. Les discussions ces derniers mois entre les représentants des cogénérateurs et les pouvoirs publics pourraient aboutir au premier semestre 2012, le ministre chargé de l’Énergie Eric Besson ayant annoncé fin novembre qu’un décret devrait être pris d’ici juin pour créer une obligation de capacité électrique pour tous les fournisseurs d’électri-cité en France. Deux options sont pos-sibles pour financer le mécanisme transitoire. Soit en le faisant porter par la CSPE, comme le souhaitent les cogénérateurs, car la mise en appli-cation serait rapide des points de vue technique, financier et juridique. Soit en passant par des appels d’offres qui seraient lancés par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE, à hauteur des besoins qu’il a identifié pour l’hiver 2015-2016, estimés pour l’instant à 2,7 GWe. Ce type d’appel d’offres permet de déterminer le prix de la dernière capacité appelée sui-vant l’ordre de mérite. Cette solution

* Le rendement électrique actuel d’un moteur de 4,4 MWe peut avoisiner les 45% par exemple, contre 38 à 40% précédemment.

a l’aval des pouvoirs publics et de RTE mais doit encore être affinée sur sa validité juridique dans les cadres fran-çais et européens, et sur la façon dont les fournisseurs d’électricité paieront dès 2012 les capacités ainsi dégagées pour le 1er janvier 2016. Il s’agit éga-lement de déterminer les conditions précises de certification des capacités à garantir, pour les différentes filières concernées (cogénérations, centrales fioul, nouvelles installations).Horizon numéro 4 : la micro-cogéné-ration. Les constructeurs de machines de moins de 36 kVA ont testé en condi-tions réelles le fonctionnement des micro-cogénérations ces dernières années. Leur mise sur le marché était déjà attendue en 2011 mais nécessite un soutien des pouvoirs publics. Le projet de Loi de finances 2012 prévoit un crédit d’impôts de 25 %. Il est à confirmer et à compléter par un tarif d’achat de l’électricité cogénérée : dans ces conditions, le Club Cogénération estime qu’un potentiel de 67 MW est atteignable d’ici 2015 (voir l’article page 32). Par ailleurs, les mini-cogé-nérations, entre 36 et 250 kVA, pour-

[ Nouveaux horizons pour la cogénération ]

raient aussi trouver leur place avec une aide adéquate, moyennant un relèvement et un assouplissement du tarif C01 appliqué à ce segment.

Potentiel de 500 MW/anDouze ans après une large vague d’ins-tallations de cogénérations gaz, la filière voit donc se profiler de nouvelles perspectives. Certes, l’érosion due à la sortie d’obligation d’achat de nom-breuses installations se traduira par la perte de près de 3 GWe de capacités installées sur les 5 GWe que compte actuellement le parc. Mais la mise en œuvre dès 2012 du mécanisme transi-toire de capacité permettrait de préser-ver au moins 1,5 GWe. Et par ailleurs, il n’est pas aberrant de prévoir de nou-velles installations car les atouts sont indéniables en termes d’économies d’énergie primaire, de réduction des émissions de gaz à effet de serre, de flexibilité d’exploitation et de soutien au réseau électrique. Le Club Cogéné-ration considère que la filière a encore un potentiel de développement impor-tant dans l’industrie (automobile, chimie, papier, serres, etc.) et dans les réseaux de chaleur urbains. Un rythme de l’ordre de 500 MWe par an serait raisonnable, permettant de dou-bler le parc actuel d’ici 2020, et encore très éloigné des 30 GWe de potentiel national identifié par la DGEC (rap-port i-Care – voir Energie Plus n°463). De plus, le développement de la cogé-nération dans les régions sensibles (Bretagne et PACA, Zones non inter-connectées) représente également un enjeu important, comme le révèle une étude récente conduite par l’Ademe et la Chambre d’agriculture de Bretagne pour cette région, avec un potentiel de 130 MWe facilement réalisables dans le secteur des serres. Oui, la cogénéra-tion peut encore avoir de beaux jours devant elle. m

Stéphane Signoret

LacogénérationenFranceSource : Dalkia

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H publi-communiqué

A vec sept agences principales et deux agences secondaires 

dans toute la France, ainsi qu’un centre technique de rénovation à Brie-Comte-Robert, Eneria dispose d’un réseau efficace et organisé sur tout le territoire pour répondre aux besoins de ses clients dans le domaine de la cogénération. Cette capacité à s’engager localement est d’autant plus importante que le mar-ché s’oriente fortement dans la réno-vation des anciennes installations. Eneria, concessionnaire exclusif de Caterpillar depuis plus de 75 ans, fait valoir ses solutions de motorisation dans le cadre de ces rénovations, soit en optimisant les anciens moteurs, soit en installant des moteurs neufs. «Le pic d’installation des cogénéra-tions gaz a eu lieu il y a 12 ans, pré-cise Nicolas Millet, Chef des ventes des Groupes électrogènes gaz et biogaz d’Eneria. En conséquence, le

Spécialiste des moteurs de cogénération gaz

et biogaz, Eneria met son savoir-faire au

service de la rénovation des installations des

clients souhaitant prolonger leur contrat

d’obligation d’achat.

Eneria s’adapte au marché

nombre de sites arrivant au terme du contrat d’obligation d’achat de 12 ans a augmenté cette année, ce qui nous donne beaucoup plus d’opportunités avec les exploitants et les industriels pour envisager l’avenir de leurs ins-tallations». Eneria a ainsi rénové ou remotorisé des sites à hauteur de 22 MWe en 2010 et 41 MWe en 2011. 7,6 MWe ont été installés en moteurs neufs en 2010 et légèrement moins en 2011 (6,5 MWe). Par contre, cette année, il y a eu des installations tota-lement nouvelles (4,8 MWe) et un projet biogaz. 

Tendance aux moteurs neufsLa rénovation d’une installation passe par l’identification précise des besoins en chaleur du client, afin de dimensionner au plus juste la puissance du moteur et d’assurer le niveau du coefficient d’économie 

d’énergie primaire Ep. Mais bien sou-vent, dans le cas des cogénérations alimentant un réseau de chaleur urbain, ces besoins ont pu évoluer. «Des bâtiments mieux isolés ou le recours à une chaudière bois pour bénéficier d’un taux de TVA à 5,5% conduisent à une baisse de la puis-sance nécessaire en cogénération, analyse Nicolas Millet. C’est la réalité actuelle de ce marché et nous nous y adaptons. On sent néanmoins une tendance à recourir à des moteurs neufs qui, grâce à leurs meilleurs rendements, consomment moins de gaz pour une même production thermique et produisent plus d’élec-tricité.»C’est le cas par exemple au centre hospitalier d’Auch dont les besoins s’élèvent à environ 7500 MWh/an, principalement pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire. La pré-cédente installation disposait de quatre chaudières fioul/gaz (9 MW) et d’une cogénération de 1 MWe et 1,25 MWth mise en service en 2000. Avant la fin du contrat d’obligation d’achat, le client a souhaité anticiper la reconfiguration de sa chauffe-rie. Eneria et l’assistance à maître d’ouvrage l’ont modernisé en 2011, en quatre mois de travaux : chan-gement des pompes et de l’armoire électrique, réduction du nombre de chaudières (6 MW), gain d’es-pace pour une maintenance plus aisée, nouvelle cogénération d’une puissance de 1,1 MWe et 1,3 MWth. 

Repères3 La gamme d’Eneria pour la

cogénération gaz est constituée d’une quinzaine de moteurs, sur une plage de puissance électrique de 507 à 3851 kW. Leurs rendements s’échelonnent entre 83,4 et 87,2 %.

3 Les 12 moteurs dédiés au biogaz vont de 130 à 1993 kWe, là aussi avec de bons rendements (74,5 % à 82,7 %).

3 Le réseau d’Eneria compte 250 techniciens.

ContactEneriaNicolas MilletRue de LongpontBP 1020291311 Montlhéry CedexTél : 01 69 80 22 [email protected]

«Le coefficient Ep est très bon, entre 12 et 13 %, détaille Jean-Michel Ber-nier, ingénieur d’affaires en charge de ce projet chez Eneria. Depuis sa mise en service le 1er novembre 2012, la cogénération assure tous les besoins de l’hôpital d’Auch, jusqu’à des températures extérieures de 3°C.» Comme quoi la cogénération gaz est bien une solution efficace et compétitive !

Eneria a équipé la cogénération du Conseil général de Nancy d’un moteur à haute performance G3512E de dernière génération.

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La rénovation : une opportunité à bien négocier

Pourconvaincrelescollectivitésdeprolongerdedouzeannéessupplémentairesleurcontrat

“cogénération”,lesexploitantsdoiventprésenterlesarbitragestechnico-économiquespropices

àunebonnerentabilitédesinstallationsrénovées.

À l’orée de 2012, les réno-vations d’unités de cogénération gaz devraient atteindre leur vitesse de croisière.

Le gros des installations réalisées au début des années 2000 voient en effet leur contrat d’obligation d’achat arri-ver à échéance entre 2011 et de 2014. Pour l’exploitant vient donc le temps de présenter au maître d’ouvrage l’intérêt qu’il a à proroger ce contrat pour douze années supplémentaires, comme le permet la réglementation. De son côté l’exploitant doit égale-ment s’y retrouver, eu égard au fait

que le prolongement du contrat d’obli-gation d’achat est suspendu à une obligation d’investissement (article 1er de l’arrêté du 14 décembre 2006). Actualisé chaque année, ce niveau d’investissement minimal imposé est aujourd’hui de l’ordre de 380 €/kWe installé. Par exemple, Dalkia a fourni un argumentaire visant à convaincre le client final. «Après avoir investi dans une cogénération, installé un poste de transformation, effectué tous les raccordements électriques, il est dommage de ne pas prolonger le contrat pour une douzaine d’années supplémentaires, commente Jacques

Durousset, directeur des opérations du Centre des services électriques chez Dalkia Centre Méditerranée qui exploite près de 80 installations. Calculs économiques à l’appui, nous démontrons au client que nous pou-vons lui garantir, s’il choisit de pro-longer, une décote de 5 à 10 % sur sa facture d’énergie primaire, durant les douze années du contrat, par rapport à une solution traditionnelle avec chauf-ferie.» Pour l’exploitant, qui parfois investit sur fonds propres, atteindre le seuil de rentabilité tout en respec-tant les critères de rendement exigés par la réglementation peut relever du numéro d’équilibriste. C’est particuliè-rement vrai lorsque le climat s’avère plus doux que prévu, ou que les bâti-ments raccordés au réseau de chaleur associé à l’unité de cogénération font l’objet de travaux de rénovation. «On constate généralement que les clients finals entreprennent une démarche cohérente et la question du renouvel-

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lement du contrat est concomitante à ces travaux de rénovation, se félicite néanmoins Alain Cantuel, respon-sable commercial chez Clarke Energy France. Il convient alors de diminuer la puissance thermique installée en réduisant la taille des machines, pour que les projets restent rentables.»

Reconditionnement ou remplacementAfin d’envisager la reconduction du contrat sous l’angle technico-écono-mique, l’exploitant fait l’état des lieux de l’installation afin de déterminer les opérations de rénovation nécessaires et d’en estimer les coûts associés. Il se retourne alors vers un fournisseur d’équipements, qui fera les préconi-sations les plus pertinentes. Deux cas de figure s’imposent : le recondition-nement de moteurs existants si le moteur existant est de la marque du constructeur intervenant sur l’opéra-tion ; l’installation de moteurs neufs, d’autre part. Mais là n’est pas le seul critère : «Il faut se poser deux questions essentielles, explique Denis Teintu-rier, responsable des activités cogé-

nération sur le secteur nord-est au sein d’Eneria. L’installation existante est-elle bien adaptée aux besoins ther-miques actuels et à venir ? La machine existante pourra-t-elle être entretenue sur les 12 ans de contrat avec l’assu-rance d’avoir des pièces de rechange à disposition ?»Quand il est possible, le recondition-nement apparaît comme la solution la plus simple et la moins coûteuse. Illus-tration avec le cas d’une cogénération gaz totalisant 5 820 kWe (3 x 1942 kWe) alimentant un réseau de chauf-fage urbain sur la commune de Bron (Lyon). Les trois moteurs d’origine (de marque Jenbacher) avaient été fournis par Clarke Energy. Ils ont été démon-tés et expédiés à l’usine du groupe, en Autriche, afin d’améliorer leurs per-formances. «Nous y avons ajouté nos dernières innovations, précise Alain Cantuel. Le bloc moteur reste le même, mais les pistons d’origine, en alumi-nium creux, ont été remplacés par des pistons en acier pleins. De même les chemises ainsi que les arbres à cames ont été remplacés, les systèmes d’allu-mage et l’électronique embarquée ne

sont plus les mêmes.» De 5 820 kWe, la puissance nominale installée a été rehaussée à 5 985 kWe (3 moteurs de 1 995 kW).

Le reconditionnementInduisant l’installation de moteurs neufs, le remplacement est une solu-tion plus onéreuse. «La mise en place de groupes électrogènes de dernière génération, avec des rendements nettement améliorés, engendre des montants largement supérieurs, au minimum de 380 €/ kW, souligne Denis Teinturier. Mais l’exploitant s’y retrouve, avec de meilleures recettes financières dues à une moindre consommation de gaz.» Retenu par appel d’offres pour rénover la cogé-nération de la ville de Nancy, Eneria a procédé au remplacement du moteur existant (1 000 kWe) par l’un de ses moteurs, de puissance identique (l’unité de cogénération alimente en chaleur le bâtiment du Conseil général de Meurthe-et-Moselle, un lycée et une piscine). Montant de l’investissement : 690 000 €. «Rap-porté au kW installé, ce montant est élevé, mais il s’agit d’une installation de petite puissance, poursuit Denis Teinturier. Une opération de rempla-cement comporte un certain nombre de frais fixes (armoire de contrôle-commande, chaudière, pompes, etc.) identiques pour des installations de puissance plus importante. Il est donc possible d’atteindre un ratio €/kWe moins élevé sur des unités de grosse puissance.»

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La tentation de la biomasse

[ La rénovation : une opportunité à bien négocier ]

Autre illustration, une opération conduite par Clarke Energy, toujours pour le compte de Dalkia, sur une unité de cogénération associée au réseau de chaleur de la ville de Macon (14 000 foyers raccordés). Sur ce site, trois moteurs Caterpillar totalisant une puissance de 6 240 kWe étaient jusque-là en service. Ils ont été rem-placés par trois nouveaux moteurs Jenbacher, portant la puissance de l’installation à 6 400 kWe. Au passage, le rendement électrique de l’unité est passé de 38,4 % à 42 %. «Sur ce type d’opération, on reprend l’ensemble de l’installation en essayant d’en conser-ver le maximum, notamment les élé-ments de génie civil ou les arrivées de gaz, détaille Alain Cantuel. Nous établissons, en concertation avec l’ex-ploitant, la liste des éléments qui pré-sentent une bonne durabilité sur une période supplémentaire de douze ans.» Mais les études de faisabilité et les tra-vaux induits (remplacement de tuyau-teries, modification du transforma-teur HT, du système de ventilation, de la chaudière de récupération, etc.), ont engendré des surcoûts.

Tenue (de réseau) correcte exigée !Les installations de plus de 5 MWe requièrent également des investis-sements supplémentaires. L’unité de Macon est en effet assujettie à une obligation imposée par le décret du

23 avril 2008, communément appe-lée Grid Code par les spécialistes. «Ce décret impose aux unités de cogéné-ration supérieures à 5 MWe d’assu-rer un soutien au réseau électrique en cas de chute de tension ou de fré-quence importante, explique Alain Cantuel. Avant l’entrée en vigueur de cet arrêté, les unités de cogénéra-tion étaient automatiquement décou-plées du réseau en cas de baisse de tension ou de fréquence. Désormais, il est demandé aux unités de plus de 5 MWe de “tenir” le réseau pour éviter un effet de cascade mettant toutes les cogénérations à l’arrêt. Cette obliga-tion nous a conduit à modifier toute l’électronique de régulation de l’unité de Macon.» L’unité de Bron affiche également une puissance nominale électrique supé-rieure à 5 MW et ne satisfaisait pas aux contraintes du Grid code avant rénovation. Des modifications ont été apportées de sorte que la puissance maximale livrée au réseau puisse être limitée à 4 990 kWe s’il s’avérait qu’elle ne peut satisfaire aux tests prévus par l’arrêté du 23 avril 2008 et aux sui-vants. Mais dans ce cas, les alterna-teurs ayant déjà été remplacés par des machines neuves, d’autres améliora-tions devraient permettre à cette ins-tallation de continuer de fonctionner à puissance nominale tout en satisfai-sant aux contraintes réglementaires. m

Idir Zebboudj

Servie par diverses subventions ainsi qu’une TVA à 5,5 %, sous réserve que l’approvisionnement en énergie primaire renouvelable soit supérieur ou égal à 50 % du mixte, la biomasse séduit de nombreuses collectivités. Pour celles disposant d’une installation de cogénération, la tentation de ne pas renouveler le contrat de vente d’électricité pour basculer sur une chauf-ferie biomasse peut être grande. «Il y a un an encore, mes commerciaux, allant dans le sens des clients finals et des BE prescripteurs, étaient égale-ment très tournés vers la biomasse et en faisaient la promotion, reconnaît Jacques Durousset, en charge chez Dalkia Centre Méditerranée de la rénovation des contrats de cogénération. Ils commencent à en revenir depuis, tant il est vrai que la biomasse et la cogénération peuvent être

complémentaires en tant qu’énergies de base et diversifient le mix éner-gétique.» «La biomasse constitue une grosse concurrence, renchérit Alain Cantuel. Sur les chantiers de grande envergure, il arrive que la collectivité consente à rénover son installation de cogénération en plus de sa nouvelle chaudière biomasse.» Le stockage du bois mobilise également de l’espace. À cela s’ajoute la question de la disponibilité de la ressource. Il est nécessaire que les filières d’approvisionnement améliorent encore leur organisation, car pour l’heure, le prix de la biomasse ne baisse pas autant qu’attendu avec l’augmentation des réalisations de chaufferie bois. La cogénéra-tion gaz et la biomasse peuvent donc faire bon ménage, au moins sur une douzaine d’années ! 

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K Au sein du CHU de Poitiers, le dispositif de cogénération vient en complément d’une chaufferie centrale au gaz.

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Le16novembre1994,leCentrehospitalieruniversitaire(CHU)dePoitiersinauguraitsanouvellecentraledecogénération.Aujourd’hui,mêmesile

contexteachangé,lacentrale,entièrementrénovée,fonctionnetoujours.

Le CHU de Poitiers

Énergie Plusn°140,Février1995

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Précurseur en matière de cogénération

«L’installation initiale est arrivée en bout de course. Nous avons donc décidé, en 2009, de la renouveler

intégralement, raconte Jean-Yves Bareau, res-ponsable énergie au CHU de Poitiers depuis 20 ans. Les locaux et les réseaux hydrauliques sont les mêmes mais les moteurs ont été rem-placés». L’opération de renouvellement s’est faite en un temps record : après accord du directeur général en novembre 2008, études et appels d’offres ont été lancés pour une commande à l’entreprise en juin 2009 et une mise en service le premier novembre 2009. «Nous avons démarré en 2009 sur un contrat de 12 ans avec EDF. Sans ses garanties d’obli-gation d’achat nous n’aurions pas pu nous lancer dans l’aventure».Au sein du CHU, le dispositif de cogénéra-tion vient en complément d’une chaufferie centrale au gaz destinée à alimenter les dif-

férents bâtiments. Du premier novembre au 31 mars, la cogénération tourne à plein régime et fabrique de l’électricité. La cha-leur récupérée sur les moteurs est utilisée en priorité et injectée sur le réseau. Lorsque les besoins sont supérieurs à ce que génè-rent les moteurs, le chauffage central vient en complément. «Sur les cinq mois de période froide, la récupération de chaleur couvre 75 % du total. À partir du 31 mars la cogénération s’arrête et seule la chaufferie est en marche, explique Jean-Yves Bareau. Sur l’année, elle prend en charge 45 % des besoins».Le système fonctionne grâce à deux moteurs à gaz Caterpillar G3520C de 2 000 kW élec-trique chacun. La puissance thermique créée est de 4 200 kW. Les moteurs tournent 3 624 heures par an et chauffent 190 000 m2. Entre 1995 et 2009, la puissance est restée la même. Les quatre moteurs de l’époque ont

juste été remplacés par deux plus gros moteurs. «Avant 1995, le CHU était équipé d’une simple chauf-ferie à gaz. Le réseau existait déjà. Il y avait juste à créer la cen-trale de cogénéra-tion». L’installation et le bâtiment n’en

représentaient pas moins un investissement colossal : 4 millions d’euros en 1995 et 3,3 mil-lions en 2009.

Production de 18,3 GWhÀ partir de la mise en service de la cogéné-ration en 1995, le CHU produisait son élec-tricité et revendait le surplus à EDF. Depuis 1999, le nouveau contrat a imposé de vendre l’intégralité de la production et d’acheter tous les besoins. Le contrat actuel est fixé sur ces bases-là. En 2010, 13,6 GWh ont été ven-dus pour 25 GWh achetés. «Globalement cela revient au même qu’en 1995 mais c’est présenté différemment» rassure Jean-Yves Bareau. Côté consommation, en 2010, la centrale a produit : 13,7 GWh d’électricité et 14,2 GWh de chaleur récupérée sur les moteurs, ce qui représente 18,3 GWh PCS gaz. En comparai-son, la consommation de gaz de la cogénéra-tion avoisine les 40 GWh PCS gaz.Pour le responsable énergie du CHU, la renta-bilité d’un tel dispositif est avérée. Il perçoit cependant comme très pénalisant le système des quotas de CO2 : «Alors que nous allons dans le sens des économies d’énergies, nous sommes contraints de payer des taxes sur les émissions de CO2 liées au gaz consommé pour faire de l’électricité». Convaincu de l’intérêt de la cogénération, il déplore le manque de soutien au développement de ce moyen de production : «Je pense que ce n’est pas assez développé. Les pouvoirs publics sont plus favo-rables à d’autres techniques alors que celle-ci a fait ses preuves. C’est un outil de production essentiel qui permet à EDF de limiter la créa-tion d’autres types de centrales». m

Elise Kuntzelmann

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Entretien avec Jean-Paul Delafont, directeur matériel énergie chez Novacarb

«Nous avons besoin du soutien des pouvoirs publics»

avons pour objectif de la faire tour-ner sur le marché libre mais pour l’instant, les conditions (froid, prix du marché) ne sont pas réunies pour la démarrer. Nous espérons pouvoir le faire dès le 1er semestre 2012. Nous avons racheté cette cogénéra-

tion car nous pensons que même si nous ne sommes pas dans des années favorables, elle peut devenir intéres-sante à moyen terme et puis stratégi-quement, nous souhaitons rester bi-énergie. Cependant, les cogénérations industrielles ne peuvent pas rester sur le marché libre sans aide, ce n’est pas tenable et beaucoup risquent alors de disparaître. C’est pourquoi nous sou-tenons le Club Cogénération dans ses discussions avec les pouvoirs publics pour obtenir des mesures transitoires de soutien aux cogénérations sortant de l’obligation d’achat jusqu’à la mise en place du marché de capacité.Ce serait un comble et un gaspillage coupable, de ne pas aider les cogéné-rations qui sont des outils récents (5 mois de fonctionnement pendant 12 ans ne font jamais que l’équivalent de 5 ans de marche), alors même que

la nouvelle directive européenne sur l’efficacité énergétique soutient claire-ment cette technologie comme moyen à développer relativement à sa grande efficacité énergétique.

Vous êtes soumis au plan national d’allocation de quotas (PNAQ), quelles sont les contraintes spécifiques dues à la cogénération ?J.-P. D. : Pendant les PNAQ 1 et 2, les cogénérations externalisées avaient une allocation spécifique et le client avait une allocation pour son usine qui était déterminée indépendam-ment de la présence ou non d’une cogénération. Pour le PNAQ 1, l’allo-cation était déterminée à partir des émissions historiques avant la mise en place d’une installation de cogé-nération, c’était une façon de récom-

penser les actions précoces. Le PNAQ 3 qui commence en 2013 est nettement moins favorable.

Quels sont les changements ?J.-P. D. : Dans le troisième plan, la cogé-nération n’a plus d’allocations spéci-fiques, elle est considérée comme un outil de production d’électricité. Plus problématique encore, la façon de cal-culer les allocations de quotas change radicalement puisque les allocations sont données aux procédés de fabri-cation selon un benchmark produits. Dans notre cas, il existe une quinzaine de soudières en Europe concernées par le PNAQ. Les émissions de CO2 de chaque installation ont été exami-nées et ramenées à la tonne de carbo-nate de sodium produit. Le coefficient ainsi trouvé va de 0,8 à 1,5 tonne de CO2 par tonne de carbonate produit. La

L’usinedeproductiondecarbonateetdebicarbonatedesodiumNovacarbadesbesoinsdechaleurconstantsetconsommebeaucoupd’énergiepourfabriquer

sesproduits.Candidateidéalepourunecogénérationefficace,ellearachetél’installationàsonexploitantetentendlafairetournersurlemarchélibre

dèsquelesprixserontunpeuplusfavorables.

Quelle est l’activité principale de votre entreprise ?Jean-Paul Delafont : Notre usine située à

Laneuville-Devant-Nancy produit du carbonate et du bicarbonate de sodium. Dans nos coûts proportion-

nels, le poids des matières premières que nous produisons localement (cal-caire et sel) est peu important alors que la production d’énergie représente 80 % de ces coûts et 40 % du prix de revient. L’énergie et tout particuliè-rement la production de chaleur est une question très importante pour nous. Comme notre site fonctionne toute l’année de façon régulière et que nos besoins de chaleur sont tout aussi constants, nous sommes un débou-ché rêvé pour la cogénération. C’est pourquoi nous avons décidé d‘instal-ler deux lignes de cogénération au gaz naturel de 45 MWe chacune sur le site en 1999.

Actuellement, êtes-vous encore sous contrat avec EDF pour le rachat de l’électricité produite par votre cogénération ?J.-P. D. : Non, il s’est achevé en mars 2011 et nous avons racheté l’instal-lation à son exploitant Dalkia. Nous

Les cogénérations industrielles ne peuvent pas rester sur le marché libre sans aide

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différence entre les usines se fait sur la performance du procédé mais sur-tout sur la source de chaleur. L’Union européenne a choisi de retenir un coefficient correspondant aux 10 % les meilleurs soit 0,843 tonne de CO2 par tonne de carbonate produit. Ce chiffre est ensuite multiplié par la moyenne des productions historiques de carbo-nate de sodium des années 2005-2008 pour obtenir l’allocation de base. L’al-location est figée et ensuite, nos émis-sions dépendent de la façon dont nous produisons notre chaleur. À produc-tion constante, pour faire une tonne de vapeur, nous émettons 300 kg de CO2 avec notre chaufferie charbon (200 MWth) et un peu plus de 500 kg avec la cogénération.

Comment expliquez-vous cette différence ?J.-P. D. : Alors que la cogénération réduit les émissions au niveau du pays car elle évite majoritairement le recours aux centrales charbons lors des périodes de pointe en hiver, son utilisation augmente les émissions du site et donc la quantité de quotas à res-

A La production d’énergie de l’usine Novacarb représente 80 % des coûts proportionnels.

peut perturber le marché, les prix baissent et c’est toujours l’usine la plus faible qui disparaît.

Le prix des quotas de CO2 peut-il vous inciter à moins utiliser votre cogénération ?J.-P. D. : Quand on est sous obligation d’achat, ce n’est pas le prix des quotas qui détermine si nous utilisons plus ou moins la cogénération. Seules les règles d’établissement du prix par EDF définissent si l’installation va fonc-tionner cinq mois par an comme c’est le cas depuis quelques années. Le poids du prix de quotas est assez faible. Dans notre cas, l’utilisation de la cogénéra-tion génère donc plus de 200 kg d’émis-sions supplémentaires par MWh. Si la tonne de CO2 est à 10 euros, ça repré-sente un surcoût de 2,4 euros. Quand on se retrouve sur le marché libre et que, comme actuellement, le prix de l’électricité n’est pas très éloigné du coût de production alors une pénalité de quelques euros peut rendre son uti-lisation non rentable. m

Propos recueillis par Christelle Deschaseaux

tituer. En effet, pour produire la même quantité de vapeur, il faut apporter plus de combustibles et la partie pro-duction d’électricité n’est pas prise en compte dans le calcul des quotas.

Vous allez donc devoir acheter les quotas sur le marché ?J.-P. D. : Bien sûr, même si nous allons bénéficier d’allocations gratuites car nous sommes un secteur à risque de fuites de carbone, elles seront insuf-fisantes en raison de la méthode de calcul qui favorise les installations alimentées au gaz. Nous espérons pouvoir supporter ce surcoût écono-mique mais nous regardons aussi s’il y a des techniques permettant de réduire les émissions de CO2. Nos concurrents en Europe ont souvent accès à un gaz moins cher et il y a aussi des soudières turques et ukrai-niennes qui ne sont pas soumises aux quotas. Cela créé une distorsion de concurrence et l’Europe va continuer à se désindustrialiser. Il y a 20 ans, plus de 25 unités produisaient du carbo-nate de soude contre moins de quinze aujourd’hui. La moindre surcapacité

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Une directive qui doit aller dans le bon sens

Leprojetdedirectivesurl’efficacitéénergétiquedelaCommission

européennepourraitrenforcerlerôledelacogénérationdansl’Union…

silabatailleentreleParlementetleConseilneledénaturepas.

L es cogénérations se sont fortement déve-loppées en Europe ces dernières années sous l’impulsion des États membres

de l’UE. On notera par exemple l’objectif de 20 GWe en Allemagne, dont 8 GWe de nou-velles cogénérations à réaliser, et le double-ment attendu du parc en Espagne, actuel-lement de 5 GWe. En effet, la cogénération permet de répondre aux objectifs européens en termes de sécurité d’approvisionnement énergétique et d’objectifs environnemen-taux. La proposition de directive sur l’effica-cité énergétique de la Commission renforce encore cet aspect en revoyant simultanément la directive de 2004 sur la cogénération et celle de 2006 sur les services énergétiques. Selon l’association Cogen Europe*, le texte de la directive a déjà une première vertu qui est de reprendre des points essentiels de celle de 2004 : utilisation de l’énergie primaire comme unité de mesure et méthodologie de calcul pour définir la cogénération à haut rende-ment. Ceci assure une continuité importante

pour les professionnels de la filière qui se sont conformés à ces repères.Ensuite, l’article 10 énonce une série de mesures pour promouvoir l’usage de la cogé-nération dont la réalisation d’un plan en matière de chaleur et de froid par chaque État avant le 1er janvier 2014. Y est également demandé que toute installation de produc-tion d’électricité dont la puissance thermique absorbée totale dépasse 20 MW prévoie une récupération de la chaleur par cogénération. De fait, la cogénération deviendrait ainsi une solution par défaut. Cogen Europe sou-ligne que l’étude coûts/bénéfices exigée par la directive doit bien prendre en compte tous les avantages apportés par la cogénération.Enfin, l’article 12 (alinéa 5) de la proposition de directive prévoit que les gestionnaires de réseaux garantissent le transport et la distri-bution de l’électricité issue de la cogénération à haut rendement en offrant une garantie d’accès et un appel prioritaire aux électrons cogénérés.

Texte en discussionBien sûr, le projet de directive va être âpre-ment discuté. D’un côté, la Commission Industrie, recherche et énergie du Parlement européen a proposé une série d’amende-ments pour renforcer encore plus le rôle de la cogénération et supprimer du texte toutes

les exemptions possibles. Elle souhaite aussi que les cogénérations soient récompensées pour les coûts de réseau économisés. Surtout, elle demande que les États réalisent un tiers de leur potentiel identifié de cogénération à haut rendement d’ici 2020 et deux tiers d’ici 2030 (article 11).De l’autre côté, le Conseil européen va dans le sens inverse. Il repousse à début 2015 la réa-lisation des plans des États, multiplient les possibilités d’exemption – par exemple pour les centrales de pointe opérant moins de 1 500 heures et pour les centrales nucléaires – et appui très fortement sur la nécessité d’une analyse coûts/bénéfices.Pour Cogen Europe, le fait que la directive pousse à une forte valorisation de la chaleur est très positif. Elle regrette néanmoins que le projet n’indique pas de délais précis pour que chaque pays réalise son objectif. Cepen-dant, à ce stade, il est surtout important de voir quelle sera l’évolution de la directive après son examen par les différentes ins-tances européennes. L’avenir de la cogénéra-tion se joue en grande partie là. m

Stéphane Signoret

* www.cogeneurope.eu

K La promotion de la cogénération en Europe est une réalité. Une cogénération de ce type, de 29 MW, a été installée par GE sur le site de Tortosa Energia à Tarragone en Espagne.

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32

GDF-

Suez

dossier F

En France, la micro-cogéné-ration est celle se caracté-risant par une puissance inférieure à 36 kVA et par un raccordement électrique en

basse tension. Elle associe en hiver les qualités d’une chaudière individuelle ou collective à une production d’élec-tricité cogénérée, concomitante aux périodes de forte consommation élec-trique. La production saisonnière des micro-cogénérations (alimentées en gaz, fioul ou en biomasse) offre alors une réelle complémentarité avec la production centralisée non carbonée en base (parc nucléaire et thermique à flamme de type CCG, voire éolien). De fait, la micro-cogénération apporte un triple bénéfice pour la collectivité. Premièrement, un bénéfice énergé-tique, en réduisant les consommations de ressource primaire de 20 à 25 % par rapport aux meilleures technologies de chauffage disponibles, grâce à la production simultanée d’électricité. Le Club Cogénération de l’ATEE estime qu’un parc de micro-cogénérations

Une feuille de route pour la micro-cogénérationLesprofessionnelsdelamicro-cogénération

poussentàsondéveloppementparunsoutienadaptédespouvoirspublics.Unefeuillederouteformulantplusieursrecommandationsaétéfixée

parl’ATEE.Envoicilesprincipauxéléments.

en 2015 de 67 MW électriques – soit presque 26 000 machines installées (voir encadré) – permettrait une éco-nomie d’énergie primaire globale de près de 5 300 tep.Deuxièmement un bénéfice envi-ronnemental, en réduisant signifi-cativement les émissions de gaz à effet de serre. Deux raisons à cette baisse : la réduction de consomma-tion d’énergie primaire et le fait qu’en période de pointe hivernale la micro-cogénération se substitue à des cen-trales thermiques à flamme, forte-ment émettrices de CO2. De plus, cet impact environnemental est ampli-

fié dans le cas des micro-cogénéra-tions alimentées en bois énergie ou en huiles végétales pures. Toujours dans l’hypothèse du développement des micro-cogénérations prise par l’ATEE, la réduction des émissions de CO2 serait de 67 000 tonnes en 2015. Soit une réduction spécifique de 0,4 tonnes CO2/MWh électrique produit.Enfin, il y a un bénéfice économique, en optimisant les investissements collectifs dans le renforcement ou

l’extension des infrastructures élec-triques et gazières. Ceci est d’autant plus vrai dans les régions où le réseau électrique est fragilisé comme la Bre-tagne et PACA. Par ailleurs, la micro-cogénération induit une réduction des pertes sur les réseaux électriques, sources de coûts pour les gestion-naires de réseaux. Dans son étude de cas “2015”, et en prenant en compte un taux de 7,5 % de pertes évitées*, l’ATEE montre qu’un parc de 67 MW réduirait de 12,6 GWh les pertes réseaux, soit une économie d’environ 760 000 euros pour RTE. La réalisation de ce parc conduirait aussi à moins d’investisse-ment dans la construction de centrales de pointe, soit un coût évité de 47 mil-lions d’euros.S’y ajoute un bénéfice de sécurisa-tion de l’alimentation électrique des consommateurs finaux sur la boucle locale qui concourt à la sécurité et à la qualité de fonctionnement des réseaux. Cette approche est également celle qui fait que les micro-cogénéra-tions implantées dans le tissu local seront une composante à part entière de la gestion active des futurs réseaux intelligents.

Cinq recommandationsLes produits proposés par les construc-teurs (voir tableau) ont largement prouvé leur faisabilité technologique à travers de nombreuses opérations de

La cogénération réduit le recours aux énergies primaires de 20 à 25%

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15 janvier 2012 - n°478 33

q

Une feuille de route pour la micro-cogénérationdémonstration initiées en 2010, dans des conditions d’installation et d’ex-ploitation habituelles. En effet, la plu-part des distributeurs d’équipements de cogénération commercialisent éga-lement des chaudières et disposent donc de réseaux d’installateurs et de SAV appropriés. Les machines propo-sées permettent de couvrir tant le rési-dentiel que le collectif et fonctionnent à partir de différents combustibles (gaz naturel, fioul, bois, huile végétale pure ou HVP).Malheureusement, le déploiement commercial de ces produits, que beau-coup avaient imaginé pour cette année 2011, est encore très timide, faute de conditions économiques appropriées. Ces nouvelles technolo-gies sont en effet plus coûteuses et nécessitent un soutien public constant

sur quelques années pour assurer le démarrage de la commercialisation.L’ATEE et ses membres formulent donc une série de recommandations pour atteindre le développement tel que chiffré dans son scénario “2015”.

Recommandation n°1Maintenir jusqu’en 2015 les crédits d’impôt proposés en 2012 pour les micro-cogénérations (sur le matériel uniquement), à hauteur de 21 % pour les filières gaz, 21 % pour la filière fioul (à créer) et 36 % pour la filière bois énergie. Pour la filière HVP, le crédit d’impôt nécessaire est encore en cours d’analyse mais devrait atteindre a minima celui de la filière bois. Toute réévaluation annuelle éventuelle de ces crédits d’impôt, différenciés par filière combustible, devra prendre en

compte la dégressivité effective des prix de matériels attendue et pourra éventuellement être plafonnée en volume.

Recommandation n°2De façon à garantir le bon déploie-ment des offres d’ici 2015 et lever les barrières économiques actuelles, le tarif d’achat d’électricité produite par les micro-cogénérations, inchangé depuis l’arrêté du 31 juillet 2001, doit être revalorisé. Le Club Cogénération propose que ce tarif, actuellement de l’ordre de 8,56 c€/kWh soit fixé à 16,56 c€/kWh pour les filières à com-bustibles fossiles (écogénérateur gaz, micro-cogénérations gaz MCI et fioul). A ce tarif de base doit être ajoutée une prime complémentaire à l’efficacité énergétique de 3,4 c€/kWh lorsque l’installation garantit une économie d’énergie primaire supérieure à 10 %. Cette économie d’énergie primaire est calculée en utilisant la formule du contrat d’achat cogénération C01 existant, mais en prenant comme ren-dement de référence thermique une valeur de 105 % (contre 91 % pour le contrat C01), qui est le rendement sur PCI de la chaudière à condensation. Ainsi, globalement, le tarif tourne autour de 20 c€/kWh, proche de celui proposé par les Allemands.Même si cette hausse tarifaire doit permettre de réduire les pertes d’ex-ploitation pour le producteur, elle ne devrait pas créer d’effet d’aubaine puisqu’elle porterait les temps de retour brut des projets à moins de 25 ans pour la micro-cogénération

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Technologiesetconstructeurs

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dossier F

q

[ Une feuille de route pour la micro-cogénération ]

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MCI, 28 ans pour l’écogénérateur (micro-cogénération gaz de 1 kW) et 29 ans pour la micro-cogénération fioul.Pour les filières renouvelables, les tarifs d’injection doivent être rééva-lués pour arriver à un temps de retour sur investissement brut en 2015 de 10 ans pour la filière HVP et de 12 ans pour la filière bois, de façon cohé-rente avec les hausses tarifaires pro-posées pour les autres filières EnR. Ainsi les tarifs devraient être portés à 58,6 c€/kWh pour les micro-cogénéra-tions individuelles et collectives bois, et 27 c€/kWh pour les micro-cogéné-rations HPV. Une indexation annuelle de 2 % du contrat d’achat est retenue.

Recommandation n°4Clarifier les aspects réglementaires du raccordement des micro-cogéné-rations en autoconsommation avec revente du surplus en option. Dans ce cas, la mise en place d’une micro-cogé-nération ne modifiant pas l’installa-tion intérieure, la visite de contrôle (CONSUEL) ne doit pas être obliga-toire. Des délais inférieurs à 3 mois – à compter de la date de la demande – doivent être respectés pour l’établisse-ment de la convention d’exploitation, avec une mise en service anticipée possible de la chaudière à l’issue de la réception technique par l’exploitant. De plus, il serait souhaitable que les compteurs électriques communicants

* Ce taux de 7,5 % est défini par la Commission européenne, dans le cadre de la directive Cogé-nération 2004/08/CE, lorsque l’électricité est injectée localement. Dans le cas d’une auto-consommation, les pertes évitées sont de 14 %.

2015 : un scénario à 67 MWL’ATEE a bâti un scénario de développement des micro-cogénérations progressif reposant sur l’installation de 125 unités en 2011, 570 en 2012, 2 725 en 2013, 7 200 en 2014 et 15 300 en 2015. Avec 67 MW ainsi installés, la production serait de plus de 168 GWh en 2015. À cette date, parmi les machines installées, on compterait 17,5 MW d’écogénérateurs au gaz naturel, 33,6 MW de micro-cogénérations gaz pour le résidentiel collectif, 1,8 MW de micro-cogénérations au fioul, 4,3 MW d’installa-tions au bois individuel (et 6,4 MW en collectif) et 3,4 MW de micro-cogénérations HVP. Ce déploiement devrait être soutenu à la fois par des crédits d’impôt et par un tarif d’achat de l’électricité qui représenteraient des montants respectifs - cumu-lés et actualisés à 4 % - de 52,4 et 56,9 millions d’euros. Le scénario ainsi décrit par l’ATEE se veut plus réaliste que celui qui avait été décrit dans le rapport Icare pour la DGEC, avec une estimation basse à 35 MW en 2015 pour les seuls écogénéra-teurs gaz, puis 201 MW en 2020.

disposent de plusieurs index tarifaires en natif, voire de plusieurs bornes d’injection, pour proposer à terme des tarifs d’achat différenciés en fonc-tion des périodes d’injection (pointe, jour rouge, heure creuse) et valoriser de façon optimisée les productions sur les sites multi-équipés. Enfin, il est nécessaire d’arriver à une réduc-tion des coûts de raccordement et des frais de comptage, encore trop lourds (80 €/an pour la location d’un comp-teur électronique qui se passe d’entre-tien, 800 € en moyenne pour le raccordement dudit compteur).

Recommandation n°5Relancer et soutenir des programmes de R&D de la filière concentrés sur les moteurs à combustion externe (Stir-ling, Rankine, Ericsson) et les piles à combustible, ainsi qu’hybrides. Ceci doit se faire dans un cadre euro-péen car plusieurs pays (Allemagne, Royaume-Uni, Pays-Bas, Autriche) sont très avancés dans ce domaine. Par ailleurs, il est nécessaire de soute-nir des programmes de formation, le besoin allant croissant avec le déploie-ment en France des différentes tech-nologies, en matière de conception, exploitation, maintenance, etc. m

Page 35: 14 D collectivités 22 D dossier 32 D micro-cogénération€¦ · la cogénération du CHU de Poitiers 28 Entretien avec J.-P. Delafont, directeur matériel énergie chez Novacarb

15 janvier 2012 - n°478 35

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Clarke Energy est une société spécialisée dans la production d’énergie avec une large gamme de moteurs à gaz GE Jenbacher, ainsi que des équipements de traitement de gaz.

Pour la plupart des applications, Clarke Energy est capable de proposer une «Solution complète», intégrant la fourniture d’équipement et la conception jusqu’à la réalisation clés en main et la mise en service, ainsi qu’une gamme complète de contrats allant de l’assistance technique à la garantie des résultats.

L’ensemble de l’équipe de Clarke Energy avec le soutien de GE Jenbacher, le constructeur, fournit des solutions complètes pour des applications de gaz naturel, gaz de décharge, gaz de pétrole, biogaz, gaz de mine et cogénération. Le partenariat avec des fabricants au premier rang mondial et la qualité inégalée de service et de support ont permis à Clarke Energy de proposer les meilleures solutions pour passer du gaz à l’energie.

Clarke Energy FranceZ.A. de la MalleRD 6Bouc Bel Air 13320France

Tel: +33 (0)4 4290 7575Fax: +33 (0)4 4290 7576

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