Recherche:Pastech/241-2 Cogénération

Début de la boite de navigation du chapitre

fin de la boite de navigation du chapitre

Définition

Définition générale

Le principe de la cogénération est de produire simultanément, à partir d'une source unique, deux types d'énergies : l'électricité et la chaleur. Cette chaleur est en réalité issue des dissipations thermiques liées à la production d’électricité. La cogénération se base donc sur la récupération et l’utilisation de l'énergie calorifique considérée comme perdue dans l’optique d’augmenter le rendement global de l’installation. On diminue ainsi les coûts liés à la production car une même quantité de combustibles permet de produire une plus grande quantité d'énergie.

On distingue différents types de cogénération en fonction du dimensionnement du système, le système étant caractérisé par la puissance électrique (en kWe) qu'il peut fournir :

Micro - cogénération : 5 - 50 kWe (maisons individuelles, petits bâtiments, commerces, tertiaire)

Mini - cogénération : 200 - 600 kWe (immeubles)

Cogénération : 1 MWe - 250MWe (industries, réseaux de chaleur)

Nous ne détaillerons pas ici les systèmes de production de chaleur qui engendrent comme sous-produit une production électrique (la chaudière par exemple), leur niveau d’utilisation en volume de production étant très faible en comparaison.

Pourquoi parler de cogénération ?

Toutes les sources d’énergies exploitables sur Terre proviennent soit des effets du soleil (énergies fossiles, éolienne, hydraulique...), soit de l’énergie atomique (énergie nucléaire : fission ou fusion, hydrogène naturel...).

Afin de produire de l’énergie électrique, il existe diverses solutions techniques. Initialement, on utilise généralement une source d’énergie chimique (combustibles fossiles, matière fissible...) qui libère de la chaleur. On ajoute au système un convertisseur d'énergie chimique-mécanique (une machine de Carnot : moteurs thermiques, turbines...), couplé à un alternateur qui transformera cette énergie mécanique en énergie électrique.

Ce procédé est majoritairement utilisé pour la production de grandes quantités d’énergie électrique. Cependant, il en existe d’autres : pile à combustible, moteur Stirling, panneaux photovoltaïques, éolienne...

Seulement, ces procédés n'ont pour objectif de produire qu'un seul type d'énergie. La cogénération s’intéresse à la réutilisation de la chaleur produite afin de produire de l'énergie électrique mais aussi thermique.

La cogénération peut intervenir dans presque toutes les méthodes de production d’énergie électrique. En effet, d’après le principe de Carnot, on comprend que l’on ne peut pas produire que de l’électricité (ou du travail physique) à partir d’une source de chaleur. Ainsi, la production d'électricité dégage une grande quantité de chaleur. Lorsqu'il est possible de récupérer cette chaleur et de la mettre en valeur, cela permet de répondre aux différentes demandes thermiques (voir Utilisation et gestion de la chaleur).

Les problématiques énergétiques remettent en cause les modes de productions actuels. La cogénération et son idée d'optimisation énergétique peut alors émerger comme une solution évidente. Cependant, il n’est pas toujours rentable économiquement ou énergétiquement d’installer de tels systèmes de récupération de la chaleur. Ainsi, dans la partie Les facteurs de développement nous tacherons de mettre en évidence les éléments qui engendrent le développement et l’utilisation de ces technologies.

Schéma fonctionnel

Un peu d'histoire

Date	Lieu	Evènement
1679	France	Denis Papin construit la première machine à vapeur. Cela marque le début de la production d'énergie mécanique avec déperdition thermique à grande échelle.
1790	Angleterre	Invention du moteur Stirling. Première fois que l'on récupère les pertes thermiques générées par un moteur à des fins de réutilisation.
1824	France	Sadi Carnot créé le concept de la machine au fonctionnement idéal et introduit ainsi la notion de rendement pour les machines thermiques.
1830	Athènes	La chaleur dissipée par les usines est utilisée pour chauffer les bains publics.
1838	Allemagne	Découverte par C.F Schönbein de la pile à combustible, réacteur électrochimique qui convertit l'énergie chimique en électricité et chaleur sans combustion.
1850	Paris	L'hôpital Boucicaut produit son chauffage comme sous produit de sa production d'électricité assurée par une génératrice à combustion externe.
1863	Londres	Installation dans le métro de systèmes de récupération de chaleur des usines présentes en ville.
1893	États-Unis	Margaret Wilcox redirige l'air chaud issu du moteur vers l'espace de conduite pour créer le premier chauffage automobile.
1930's	France	Introduction des réseaux de chaleur en milieux urbains.
1935	France	Le paquebot "Normandie", l'un des premiers tout électrique, produit de l'électricité pour sa propulsion et les services. La chaleur dégagée par les turbines est récupérée pour chauffer les cabines.
1960	URSS	Construction de centrales nucléaires à sodium de 1,4 GW en même temps que les villes qui les entourent. La presque entièreté de l'énergie thermique est redistribuée dans les réseaux de chauffage. Seuls essais de cogénération avec l'énergie nucléaire jusqu'à nos jours.
1964	Monde	On découvre en un an suffisamment de sources pétrolières pour remplir 45 milliards de barils, la production de pétrole est alors 4 fois plus importante que la demande. Mise en berne du développement de la cogénération.
1973 et 1979	Monde	Chocs pétroliers augmentant drastiquement le prix du baril. À l'origine de recherches en énergies alternatives et d'économie des ressources. Ainsi, ouverture de nouvelles perpectives relatives à la cogénération dans divers pays.
1975	Insa Lyon	Création de la filière Génie Energétique et Environnement démontrant une volonté de mettre en place des cursus centrés sur l'énergie et non plus uniquement sur la productivité. Marque un début de prise de conscience écologique pour l'ingénieur.
1976	Danemark	Le pays fait le choix de passer au nucléaire pour sa production d'énergie. Cependant un plan alternatif combinant économies d'énergie, cogénération et énergies renouvelables, élaboré par une équipe comprenant des universitaires, est publié par des associations. De fortes contestations populaires ont lieux contre le nucléaire.
1981	Danemark	Réorientation de la politique énergétique du pays vers les énergies renouvelables et la cogénération sous le nom de "The Energy Plan 81". Ce choix demande un investissement particulier de la part de l'ensemble de la population pour mener a bien le projet (réseaux de chaleurs immenses déployés jusque dans les petits villages et campagne massive d'isolation thermique efficace).
1985	Danemark	Exclusion définitive de l'énergie nucléaire du futur plan énergétique du pays.
1990	Danemark	La centrale à cogénération d'Avedore reçoit de nombreux prix internationaux pour son design particulier, en faisant une pièce artistique.
1990	Allemagne	La ville de Francfort a atteint une production annuelle de 100 kWh par cogénération.
1996	Pays-Bas	Les unités de production cogénératives ont atteint une production de 6000MW soit l'équivalent de 5 centrales nucléaires.
1997	France	L'Etat encourage la micro-cogénération en obligeant EDF à racheter aux producteurs autonomes leur électricité à un prix très supérieur à celui en vigueur.
2002	Danemark	50% de l'électricité est produite par des systèmes à cogénération contre seulement 3% en France.
2003	Europe	Première directive européenne proposée devant le vote du parlement européen qui vise à favoriser le développement économique de la cogénération en Europe en obligeant le rachat de l'énergie aux particuliers. Le résultat a été un refus de présenter le texte pour cause de concurrence déloyale vis-à-vis des autres moyens de production.
2006	Danemark	Publication du "Energy Plan 2030" de l'Association Danoise des Ingénieurs. Véritable virage dans la politique énergétique, il prévoit une trasition énergétique 100% renouvelable d'ici 2050.
2007	Europe	La société Sunmachine, après 10 ans de R&D commercialise sa pompe à chaleur domestique cogénérative (production d’électricité et chauffage d’eau) fonctionnant avec un moteur Stirling délivrant un couple de 175 Nm sur la bielle. Rendement de 90%. Production de 11kW thermiques et 3 kW électriques. Son prix est de 26 375 €, l’entreprise a fait faillite quelques années plus tard. Le coût excessif de cette machine et l'absence de mise en avant de la micro-cogénération ne permettent pas un tel investissement de la part des particuliers.
2009	France	Le Grenelle de l’environnement oblige à tout projet d’aménagement urbain de faire une étude sur le possible raccordement à un réseau de chaleur utilisant les énergies de récupération. Aucune mention de la cogénération dans la première réforme française sur le Développement durable.
2009	Japon	Début de la commercialisation de Ene-Farm, système de micro-cogénération à pile à combustible pour l’habitat individuel. L'achat de ces systèmes fait profiter de tarifs préférentiels : une baisse de 20% du prix du gaz, offerte par l'état. Son rendement global est de 90%.
2010	France	Construction à Lyon, dans le quartier de Confluences, d'un quartier entier à énergies positives (qui produit plus d'énergie qu'il n'en consomme) la produisant entièrement grâce à des systèmes de cogénération et aux énergies renouvelables.
2011	Japon	Accident nucléaire de Fukushima. Cette catastrophe génère des interrogations dans certains pays sur la poursuite de l'utilisation du nucléaire.
2012	France	La société belge Cogengreen (fournisseur d'unités de mini et micro-cogénération) livre et met en service l'unité de cogénération la plus haute d'Europe sur le site du nouveau refuge du Goûter, dernière étape dans l’ascension du Mont Blanc (altitude 3 835 m).
2012	Europe	DEE sur l'efficacité énergétique obligeant les états membres à faire un rapport national sur l'intérêt de la cogénération pour leur pays.
2013	Japon	12000 unités de micro-cogénération ont été installées chez des particuliers depuis 2005.
2013	Danemark	66% de l'électricité et 73% de la chaleur utilisées sont produits par cogénération.
2017	France	Arrivée du tarif C16 pour le rachat de l'énergie électrique produite depuis la cogénération. Il est censé relancer la cogénération en France en rendant plus facile la revente de l'énergie électrique produite.
2019	France	Les dépenses annuelles de chauffage d'un foyer français sont en moyenne de 1500€. Un système de cogénération efficace pourrait réduire ce chiffre de moitié.

Les Technologies et la technique

La cogénération est une technologie qui s'applique à de nombreux systèmes techniques. Il s'agit de la réutilisation en tant que vecteur d'énergie des dissipations thermiques issues de la production d'un autre type d'énergie (électrique, mécanique…). Ainsi, le rendement de bon nombre de machines peut être accru drastiquement.

Le rendement

Nicolas Léonard Sadi Carnot (1796-1832). Physicien et ingénieur français.

La visée première de la cogénération est d'améliorer le rendement des machines. Cette notion, introduite par Sadi Carnot, permet de juger de l'efficacité d'un système à produire de l'énergie. Pour ce faire, il a modélisé la machine au fonctionnement thermodynamique parfait, soumise au cycle de Carnot, ne cautionnant aucune perte. Cette machine est appelée machine de Carnot. Toute machine thermique verra son rendement comparé à celui de la machine de Carnot qui lui est associée. Il s'agit d'un point de repère pour juger de l'efficacité d'un système.

Pour calculer le rendement d'une machine, on se sert de la formule ci-dessous. Elle compare l'énergie utile au système (puissance qu'il restituera) à l'énergie issue de la combustion du carburant.

$\eta ={Energie\ utile\ en\ sortie\ du\ syst{\grave {e}}me \over Energie\ consomm{\acute {e}}e\ ou\ pay{\acute {e}}e}$

Ce rendement est limité par les pertes diverses dues au fonctionnement même de la machine (pertes thermiques pour le chauffage de l'air, pertes mécaniques par frottement et donc dissipation de chaleur...). L'intérêt de la cogénération est de réutiliser ces pertes thermiques à des fins de chauffage ou pour faire fonctionner d'autres machines. Ainsi, le rendement s'en voit parfois grandement amélioré et le carburant initialement introduit est d'autant plus rentabilisé car il permet de produire deux types d'énergies à partir d'une seule machine.

Dans le contexte actuel de raréfaction des ressources, la cogénération peut ainsi être utilisée comme vecteur de transition énergétique. Il permet de rentabiliser au mieux des énergies de moins en moins disponibles sur Terre, mais n'offre pas de réelle solution d'avenir en termes de production d'énergie car cette technologie fonctionne presque essentiellement avec des machines à énergies fossiles pour le moment.

En effet, dans le cas de la cogénération, deux facteurs entrent en compte :

$\eta _{global}={E_{elec}+E_{therm} \over E_{fournie}}={E_{elec} \over E_{fournie}}+{E_{therm} \over E_{fournie}}=\eta _{elec}+\eta _{therm}$

Voici quelques exemples de rendements lors de l'utilisation de la cogénération :

Rendement électrique et thermique en fonction du type d’installation (ordres de grandeur)

	ηelec (en %)	ηth (en %)	ηtot * (en %)
Chaudière à vapeur/gaz	ηturbine	80/100	>95
Turbine à combustion/à gaz	25/40	50 65 si post-combustion	75 >95 si post-combustion
Turbine à vapeur	15/20	ηchaudière	>90
Moteur (combustion interne)	35/45	40*	>95
Centrale nucléaire	30	En fonction de l’utilisation	/
Pile à combustible	35	55*	90
Moteur Stirling	40	En fonction de l’utilisation	/
Centrale solaire thermodynamique à concentration	30	En fonction de l’utilisation	/
Centrale thermique	55	35*	90

*s'il y a utilisation de la cogénération

Les différentes technologies

Les systèmes à combustion externe

Cette technologie est relative à celle utilisée pour des systèmes tels que les turbines à gaz, les turbines à vapeur, les centrales nucléaires ou encore le moteur Stirling. La production de chaleur se fait antérieurement au fonctionnement même du mécanisme de production d'énergie électrique ou mécanique. L'objectif est, par la combustion d'un carburant, de produire de la chaleur. Ce moteur thermique permet la mise en mouvement d'un alternateur et ainsi la production d'électricité. L'enjeu de la cogénération pour ce système est de récupérer la chaleur de mise en mouvement pour qu'elle soit redistribuée dans un réseau.

Voici un schéma de fonctionnement de la cogénération par combustion externe pour mieux comprendre son fonctionnement :

Cycle du moteur Stirling

https://www.edf.fr/sites/default/files/contrib/groupe-edf/espaces-dedies/espace-pedagogie/home/tout-sur-lenergie/produire-de-lelectricite/thermique/schema_cogeneration.png

Moteur Stirling

Le moteur Stirling est un moteur à combustion externe dont le fluide principal est un gaz soumis à un cycle comprenant quatre phases : chauffage isochore, détente isotherme, refroidissement isochore, compression isotherme. Les mouvements du fluide (détente puis compression) vont induire le déplacement d'un piston : on obtient de l'énergie motrice. Les chauffages et refroidissements sont quant à eux obtenus par transferts thermiques avec de l'eau.

La cogénération peut donc s'appliquer à ce système car on produit de l'énergie mécanique (puis électrique) grâce aux mouvements du piston. En parallèle, les transferts de chaleur avec l'eau permettent potentiellement un raccordement avec un réseau de chauffage pour que cette énergie thermique soit réutilisée.

Les systèmes à combustion interne

On distingue le moteur à combustion interne de celui à combustion externe par le fait qu'il ne nécessite pas de fluide caloporteur afin de transporter la chaleur. En effet, la combustion à lieu à l’intérieur même du moteur, c'est le principe du moteur automobile classique. Ici, la combustion engendre un cycle de Beau de Rochas, ce qui permet de convertir l'énergie chimique du combustible en énergie mécanique. Ce couple moteur sera transmis à un alternateur afin de produire de l'électricité.

Pour adapter la cogénération à cette technologie, il est nécessaire de faire circuler dans un circuit secondaire un fluide de refroidissement qui capte les rejets de chaleur et pourra les redistribuer. Ce n'est pas le cas sur un moteur à combustion externe pour lequel il suffit d'extraire la chaleur du fluide caloporteur. Cela engendre un surcoût de fabrication pour ce type de machine.

La pile à combustible

Schéma du fonctionnement d'une pile à combustible.

Fonctionnement

Une pile à combustible est un système permettant la conversion de l’énergie chimique d’un combustible en énergie électrique et en chaleur sans qu'aucune réaction de combustion n'ait lieu. Elle se compose de deux électrodes sur lesquelles ont lieu des réactions d’oxydo-réduction. A la cathode, un oxydant, généralement le dioxygène présent dans l’air, est réduit, tandis qu’à l’anode, l’oxydation d’un combustible a lieu. Des électrons sont alors libérés et mis en mouvement au travers de l’électrolyte, ce qui crée un courant électrique dans un circuit externe et une dissipation de chaleur. La réaction d'oxydo-réduction étant réversible, il est possible de produire de l'électricité avec de l'hydrogène ou inversement en fonction des besoins, moyennant une perte de chaleur. Les combustibles utilisés pour l’oxydation sont nombreux, comme par exemple le gaz naturel, le biogaz ou encore l’hydrogène. Pour ce dernier, on parle d’ailleurs de pile à hydrogène. Il s'agit d'une technologie que l'on peut qualifier de propre, puisque les réactions y ayant lieu ne dégagent que de la vapeur d'eau et donc aucun produit polluant. Le frein principal au développement de cette technologie reste la synthèse, le stockage ainsi que le coût de l’hydrogène, que l’on obtient par combustion de combustibles carbonés (comme les combustibles ou le bois) ou dans certains process industriels.

Utilisation

La pile à combustible se présente comme une technologie d’avenir pour la micro-cogénération individuelle. En effet, en la couplant avec une chaudière d’appoint et un ballon de stockage thermique, on obtient une chaudière individuelle performante. Comme présenté dans le tableau précédent (Voir Le rendement) on peut atteindre des rendements électriques de 35% et thermiques de 55%, pour un rendement global de 90%. De plus, il existe de très nombreux systèmes de pile à combustibles (FC pour Fuel Cell) différents de par leur conception, fonctionnant à des températures plus ou moins importantes, pour des puissances allant de quelques mW à 10 MW. Pour n’en citer que quelques-unes : PEMFC (à membrane d’échange de proton), SOFC (à oxyde solide), PAFC (à acide phosphorique), MCFC (à carbonate fondu), AFC (alcaline) ou SAFC (à acide solide)... Elles permettent de répondre à différents types d’applications en fonction du dimensionnement du système, du coût de fabrication et d’utilisation, de la température de fonctionnement, du rendement choisi et de la durée de vie estimée. Ainsi, utiliser les piles à combustibles pour de la cogénération permet de répondre à des besoins variés en chaleur et en électricité.

Néanmoins, les systèmes de chauffage individuels peinent à s’imposer auprès des consommateurs à cause de leur coût d’installation : il faut compter environ 15 000 euros pour l’installation d’une chaudière à pile à combustible, contre environ 5 000 euros pour une chaudière électrique. Ces coûts s’expliquent notamment par la faible production de ce type de technologie, les métaux rares (platine, argent) qu'elle contient, ainsi que de la difficulté de produire à grande échelle des membranes protoniques efficaces. De plus, le rendement énergétique global du système est encore assez faible et cela est du au nombre important d'étapes du cycle de vie de la pile à hydrogène : synthèse, séchage, stockage, vaporisation, rendement des réactions électrochimiques de la pile, circulation des fluides, régulation thermique, maintenance et récupération du platine.

De nombreuses études sont donc lancées, notamment en Europe, par le CEA par exemple (Voir L'hydrogène nucléaire : la solution à la française), pour optimiser les performances et les constituants de ces piles, et ainsi baisser les prix et développer ce marché prometteur.

Impact sociétal et environnemental

Dans un sens, la pile à combustible pourrait renforcer la sécurité relative à l'approvisionnement énergétique en assurant une certaine indépendance au niveau des Etats importateurs de ressources fossiles. En considérant bien-sûr une production de combustible (hydrogène, biogaz, méthanisation...) à partir d’un mix énergétique renouvelable et dans l’éventualité d’une transition vers la sobriété énergétique. Utilisée à bon escient, elle permettrait de réduire les émissions de gaz à effet de serre qui engendrent une bonne partie du réchauffement climatique. Tout de même, il est nécessaire de mettre en perspective le développement de telles technologies aux vues de la raréfaction et la dispersion des métaux précieux (platine) ainsi que les difficultés rencontrées pour recycler de tels systèmes.

La mise en évidence des atouts de ce système peut se faire au travers d'une comparaison. Premièrement, dans le cas de l’utilisation d’une pile à combustible au gaz naturel de type PEMFC à cogénération, dont l’utilisation domestique est envisageable, considérons un rendement de η_elec = 35% et η_th = 55% (η_global = 90%). Pour 100 Wh consommés, on produirait donc 35 Wh_e et 55 Wh_th. En comparaison, pour un système classique de production d’électricité constitué d’une centrale thermique à gaz à haut rendement utilisant un cycle combiné (Voir cycles combinés) 65 Wh seraient recquis pour produire la même quantité d’électricité et 61 Wh pour produire la même quantité de chaleur. Soit un total de 126 Wh pour un rendement η_global = 71%. Cependant, il est à noter que le coût d'une pile à combustible est considérablement élevé comparé à celui d'une centrale thermique.

Cette technologie semble cependant s'imposer comme un moyen évident d'optimiser la consommation énergétique et une solution particulièrement favorable aux pays très dépendants des énergies fossiles.

La France est, quant à elle, un cas un peu particulier. En effet, le nucléaire étant considéré et connu pour ne produire qu'un faible taux de gaz à effet de serre par kWh, le bilan énergétique est alors moins favorable à une transition rapide. Cependant, lors des pics de consommation, les fortes demandes en électricité engendrent le démarrage automatique et quasi instantané de centrales thermiques. On pourrait donc envisager le remplacement progressif de ces centrales par des unités de production basées sur des piles à combustible à cogénération. De plus, les pics de consommation sont en général la conséquence de l'arrivée d'une vague de froid, la chaleur issue de la cogénération trouverait alors preneurs.

Utilisation et gestion de la chaleur

Il faut savoir qu’il existe deux grandes catégories de cogénération : la cogénération à usage domestique, c’est-à-dire utilisée pour satisfaire les besoins en chaleur de l’habitat et du secteur tertiaire, et la cogénération process, à usage industriel. Pour la cogénération à usage domestique, la chaleur qui est produite est principalement rejetée dans des réseaux de chaleur urbains ou bien est produite et utilisée à une échelle individuelle.

Les besoins thermiques

Les débouchés pour la chaleur issue de la cogénération sont nombreux dans les deux catégories : eau chaude (chauffage, eau sanitaire), vapeur ou air chaud (usages commerciaux ou industriels), cycles combinés (vapeur pour une turbine à vapeur) ou bien même conversion en froid (machines frigorifiques, climatisations), on entend parfois le terme tri-génération (électricité, chaleur, froid).

Cependant, il reste difficile de stocker de la chaleur. Même s'il existe bien quelques solutions de stockage par hydroaccumulation (réservoir isolé thermiquement qui stocke la chaleur), cela n’est viable que pour de petites installations (ballons d’eau chaude par exemple).

Il est difficile d’évaluer la rentabilité d’un réseau de chaleur face à une production individuelle ou domestique. Nous avons pu voir que pour une installation domestique, il était nécessaire d'investir massivement (environ 15 000 €). En comparaison, la mise en place d'un réseau de chaleur correspond à un investissement compris entre 1000 et 2000€ du mètre. A cela, il faut ajouter les pertes thermiques dues au transport du fluide ainsi que les frais d'entretiens du réseau. On comprend bien les limites de l'application de cette solution à des centrales nucléaires placées à des dizaines de kilomètres des villes.

D'autres solutions semblent émerger de ce problème de transport de la chaleur. Une des réponses serait le stockage et le transport sous forme chimique par l'hydrogène, un bon vecteur énergétique (Voir L'hydrogène nucléaire : la solution à la française). On peut aussi envisager une consommation de la chaleur proche de son lieu de production par des industries. On identifie alors des besoins correspondant à différentes températures. Pour de basses températures, soit aux environs de 150°C : industrie agro-alimentaire, dessalement de l'eau, chauffage de fermes à crocodiles... Pour des températures de l'ordre de 1000°C : industries chimiques, récupération du pétrole, traitement des schistes ou sables bitumineux, raffinage du pétrole, affinage du charbon, vaporeformage, dissociation de l'eau en dihydrogène, reformage catalytique (400°C). Pour des besoins en températures supérieures (production d'aciers), il est nécessaire d'utiliser des vecteurs énergétiques tels que le gaz, l'hydrogène ou bien même l'électricité.

Les réseaux de chaleur

Schéma du déploiement d'un réseau de chaleur au sein d'une ville

Les premiers réseaux de chaleur sont arrivés en France dans les années 1930, dans des villes très peuplées, comme Paris, Grenoble ou Strasbourg, où les besoins en chaleur étaient importants. Le développement de nouveaux réseaux a connu une croissance exponentielle après le choc pétrolier de 1979, alors que les pouvoirs publics cherchaient de nouvelles solutions énergétiques, indépendantes du pétrole. A cette époque, la chaleur est fournie par incinération des déchets ménagers, et les réseaux alimentent les villes en chauffage collectif et eau chaude sanitaire.

Mais qu’est ce qu’un réseau de chaleur urbain ?

Un réseau de chaleur est constitué de trois unités principales :

-         L’unité de production de chaleur, la chaleur étant récupérée sur les sites industriels (on parle alors de chaleur fatale) ou produite par énergies fossiles ou renouvelables

-         Le réseau de tuyauterie parcouru par un fluide caloporteur, pour transporter l’énergie entre les lieux de récupération et d’utilisation de chaleur

-         Des sous-stations, situées dans les bâtiments fournis en énergie et constituées d’un échangeur thermique, pour transmettre la chaleur du réseau principal au réseau individuel du bâtiment

Le réseau peut desservir tout type de bâtiments urbains, que ce soit des habitations, des hôpitaux ou encore des sites industriels. Néanmoins, les températures requises par ces bâtiments varient de 60°C pour les eaux chaudes sanitaires à 300°C pour les industries. Les réseaux sont donc divisés en sous-partie, avec des fluides plus ou moins riches en chaleur, en fonction des besoins des bâtiments raccordés. En France, le marché des réseaux de chaleur est dominé par l’entreprise Dalkia, qui gère environ 350 des 500 réseaux en place dans le pays. Sur ces 500 installations, la moitié fonctionne en cogénération. Pour une production de 4,5 TWh (Wh_e +Wh_th) soit en 2011, 21% de la chaleur totale du réseau, le reste correspond à 36% pour des énergies renouvelables (l'incinération des déchets étant considérée comme renouvelable) ou de récupération, 22% de gaz, 6% de fioul, 8% de charbon et 7% d'autres combustibles. En sachant qu'une production par cogénération permettrait d'économiser en moyenne 15% d'énergie primaire.

L’avantage d’un tel système est bien sur sa simplicité : une unique source d’énergie pour fournir de très nombreux sites de proximité. Les réseaux de chaleur offrent également une certaine indépendance énergétique des territoires, caractéristique actuellement recherchée par les pays du monde entier. Enfin, l’installation de réseaux de chaleur peut s’effectuer à l’échelle de villes bien sûr, mais aussi de quartiers ou de petits lotissements, et est donc accessible pour un grand nombre de territoires. Néanmoins, il existe un obstacle de taille à l’installation d’un réseau de chaleur : la proximité entre la source de chaleur et ses lieux d’utilisation. En effet, les pertes de chaleur sont très importantes, et donc, si la distance parcourue par le fluide caloporteur est trop importante, le rendement thermique sera trop faible pour que le réseau de chaleur soit rentable.

Des initiatives de réseaux de chaleur à petite échelle

Tous les bâtiments ayant des besoins concomitants en électricité et en chaleur pourraient être au cœur d'un réseau de chaleur basé sur la cogénération. La ville belge d'Ottignies-Louvain-la-Neuve a mis en place en 2007 un mini-réseau de chauffage urbain chargé d'assurer les besoins énergétiques de quatre bâtiments à proximité les uns des autres (le centre culturel, deux bâtiments administratifs et l'hôtel de ville). Une installation de cogénération fonctionnant à l'huile de colza pure assure en partie leur alimentation en énergie. La chaleur est distribuée via un réseau de tuyauteries reliant les quatre bâtiments greffés sur les installations de chauffage existantes et l'électricité est distribuée dans deux bâtiments de la même manière. La cogénération est utilisée en fonction des besoins: pendant la nuit lorsqu'on a besoin de peu de chauffage, le cogénérateur ne produit pas d'électricité. Ce système vient en fait compléter les installations d'énergie traditionnelles et s'y substitue quand c'est le plus intéressant. De plus, si à certains moments le système génère plus d'électricité que nécessaire, l'électricité excédentaire est soit réinjectée sur le réseau général, soit revendue à des utilisateurs privés. Cette initiative, financée par la ville, la région Wallone et des fonds européens réduit considérablement les émissions de CO₂ liées à l'énergie consommée par les quatre bâtiments et permet après un retour d'investissement d'environ 2 ans de faire des économies sur la facture d'électricité.

Les facteurs de développement

Quels facteurs favorisent le développement de la cogénération sur un territoire ? Quels facteurs freinent son développement ? Pourquoi la cogénération ne se développe pas massivement malgré son efficacité ?

Voici quelques pistes de réponses que nous avons trouvées grâce aux différentes situations des pays.

Culturel

La cogénération au cœur de l'architecture moderne

L'une des caractéristiques de la cogénération, qui peut être contraignante, est le besoin de proximité entre le système de cogénération fournissant de l'énergie et le lieu où elle va être utilisée. En revanche, il est possible d'adapter les systèmes urbains afin d'y intégrer des machines à cogénération au plus près des consommateurs.

Quartier de Confluence, Lyon

C'est dans cette optique qu'à Lyon, l'architecte japonais Kengo Kuma a crée dès 2010 l'îlot urbain Hikari (« lumière » en japonais) : un ensemble de trois immeubles communiquant entre eux au cœur du quartier Confluence. Sa particularité est de produire plus d’énergie qu’il n’en consomme: on parle d'une installation à "énergie positive". Il s'agit du seul écoquartier en France parrainé par le Fonds mondial pour la nature (WWF). Bureaux, logements et commerces en rez-de-chaussée y sont mêlés afin de gérer au mieux les différents cycles d’utilisation de l’énergie. En effet, on trouve une complémentarité des besoins entre les usages: les habitations consomment surtout le matin et en soirée tandis que les bureaux ou commerces le font davantage au cours de la journée.

La production d’énergie est assurée par des panneaux photovoltaïques installés sur le toit et les balcons des appartements. Un cogénérateur carburant à l’huile de colza assure le complément. Une machine à absorption produit de l’eau glacée à partir de la chaleur fournie par la cogénération et du froid de l’eau puisée dans la nappe phréatique par forage géothermique. L’excédent d’énergie produit est stocké et restitué aux heures de forte demande grâce à une pile à combustible.

Cet écoquartier résulte de l'association de la métropole de Lyon et de la NEDO, l’agence publique japonaise pour la promotion des nouvelles énergies et des technologies industrielles et environnementales (équivalent de l'Ademe). La construction de ce quartier est un des quatre volets du projet « Lyon Smart Community », consistant à mettre en place un ensemble de nouvelles technologies pour améliorer le bien-être des habitants et le dynamisme économique, en économisant les ressources et en préservant l’environnement du territoire concerné.

Centrale d’Avedøre, située au Sud de Copenhague

De même au niveau architectural, la centrale d’Avedøre, située au Sud de Copenhague a été récompensée par divers prix internationaux pour son design atypique.

Économique & Sociétal

La cogénération de façon globale est un concept très large, il est difficile d’étudier de la même façon la micro-cogénération (associée aux foyers ou aux petites entreprises) que les plus grandes unités destinées aux grosses industries ou aux gros centres de production d’électricité.

Intéressons-nous à la cogénération associée aux grandes unités :

La cogénération pour grandes unités est apparue comme relativement coûteuse par rapport aux autres modes de production pour de nombreux états. En effet, outre le lieu même de production qui doit-être aménagé, c’est tout un réseau de transport qui doit-être développé. Tout comme le transport d’électricité nécessite de grosses infrastructures pour desservir les lieux de consommation, il est nécessaire de transporter la chaleur (ou les autres produits issus de l’utilisation de cette chaleur). Or, l’installation de ce genre de réseau est incomparable avec l'installation de lignes à haute tension aériennes, c’est extrêmement coûteux ! D’autant qu’il faut penser aux bouleversements que cela produit dans l’espace urbain lors de ces travaux pharaoniques.

Allemagne, la cogénération: fin du nucléaire et renouveau du charbon

Kernkraftwerke in Deutschland

L'idée de la fin de la production d'électricité d'origine nucléaire tout comme la cogénération ne sont pas des idées nouvelles en Allemagne. En effet, les plus récentes centrales nucléaires datent des années 1990. Et bien qu'ayant encore quelques années devant elles, elles sont en fin de vie, comme la vingtaine déjà fermée. Cependant, l'Allemagne ne va pas s'arrêter de consommer de l'électricité pour autant ! Il faut donc trouver une alternative au nucléaire. Les seules qui permettent aujourd'hui d’introduire autant sont les centrales thermiques à flammes, ce qui pose problème: l’Allemagne est entre autre l'un des pays qui détient 4 des 5 centrales à charbon les plus polluantes d’Europed'un côté et l'utilisation de centrales à fioul ou à gaz entraînerait une plus grande dépendance vis à vis des pays producteurs.

On va donc autour des années 2010 augmenter l'utilisation de ces centrales pour fermer les vieilles centrales, l'Allemagne ne figurant dès lors plus parmi les exportateurs d'électricité. Survient alors un événement qui va propulser la cogénération: l'accident de Fukushima qui va donner LA raison pour que la population et les activistes écologistes acceptent la transition du nucléaire vers le thermique à flammes, tout en promettant une part de cogénération rendant plus "verte" cette alternative.

Cependant, les événements survenus en Crimée en 2013 ne poussent plus vraiment dans la direction du charbon et du gaz. En effet, comme le rappellent Rebecca Harms et Anton Hofreiter, respectivement tête de liste aux élections européennes et co-président du parti écologiste allemand, dans l'Express: "La crise de la Crimée nous montre plus que clairement qu'une dépendance énergétique importante et unilatérale est dangereuse. Elle limite notre souveraineté et notre marge de manœuvre politique", constatent-ils dans un appel intitulé "Niet à Gazprom". Ils rappellent que 36 % du gaz et 39 % du pétrole consommés outre-Rhin proviennent de Russie pour une facture annuelle d'environ 33 milliards d'euros. Bien entendu, les pouvoirs publics allemands sont très vite arrivés au même résultat qui a poussé au maintien, si ce n'est à l'augmentation, des centrales à charbon, sous couvert de rénover et d'y intégrer la cogénération. En effet, l’Allemagne possède encore de grandes réserves de charbon et notamment de lignite, qui la rendent moins dépendante de l'étranger. Mais tout cela à un coût, en premier lieu pour les habitants, et l’environnement autour des mines qui ne cesse de s'agrandir.

Tagebau Garzweiler Panorama 2005

Le Danemark, un modèle de planification démocratique européen

Le Danemark peut être considéré aujourd'hui comme faisant partie des pays les plus avancés en Europe sur le chemin d'une transition intégrale de son système énergétique vers une autonomie renouvelable totale à l'horizon 2050. En effet, en 1972, le Danemark était l'un des pays de l'OCDE (Organisation de Coopération et de Développement Économiques) les plus dépendants du pétrole (92% de la consommation énergétique du pays). L'autoproduction de pétrole et de gaz par les compagnies danoises, très influentes dans le pays, constitue alors l'un des obstacles à une refonte de la politique énergétique de celui-ci. Cependant, en 1974, suivant le premier choc pétrolier, le pays planifie une stratégie nationale qualifiée de "planification hautement démocratique" qui vise à réduire progressivement l'utilisation d'énergies fossiles.

C'est très classiquement vers le nucléaire que les compagnies danoises proposent de se tourner en 1976, avant qu'une résistance associative et scientifique ne se mette en place contre l'énergie nucléaire. Avec "The Energy Plan 81", la politique danoise se réoriente en 1981 en direction des énergies renouvelables (principalement éolien et biomasse) et de la cogénération.

Dans un premier temps, un grand nombre de réseaux de chaleur urbains alimentés en cogénération sont élaborés et mis en place dans les grandes villes, puis étendus aux petites villes ainsi qu'aux villages. Les résultats sont directement visibles en 1996 puisque 49% des besoins thermiques et 48 % des besoins en électricité sont couverts par la cogénération. D'une autre manière, la mise en place d'une sorte de symbiose industrielle à Kalundborg, une ville portuaire du pays permet une utilisation optimale de la chaleur dégagée. Ainsi, la proximité des raffineries, centrales, usines et entreprises influe directement sur l'augmentation du rendement énergétique.

Les principales raisons de cette évolution fulgurante sont d'une part, la forte décentralisation de la structure des réseaux de production de chaleur et d'électricité, qui a été planifiée et stimulée par la plupart des politiques volontaristes de tarification. Et d'autre part, la forte implication démocratique de la population, dotée d'une conscience écologique, dans le processus de développement du pays. En effet, 60 % des unités de cogénération appartiennent aux habitants, soit directement, soit par le biais de coopératives ou de régies municipales. Le peuple tient donc un rôle important dans le choix des économies d'énergie avec un objectif précis: garantir une évolution progressive et contrôlée vers un système écologiquement correct, énergétiquement efficace, économiquement réaliste et politiquement pondéré entre les échelles locales et nationales.

Finalement, en 2016, le chemin parcouru par le Danemark est saisissant: une baisse de 36% est observée en matière d'émission de gaz à effet de serre depuis 1980. La mise en place d'une taxe carbone dans les années 1990 (100 DKK-13,4 €/tCO2) constitue certainement l'un des leviers de cette diminution. Cependant, son émission par habitant est toujours supérieure de 33% par rapport à celle de la France ou encore de 34% par rapport à la moyenne mondiale.

En 2013, malgré la montée en puissance de l'énergie éolienne devenue prioritaire à partir de 2004, 66% de l'électricité et 73% de la chaleur destinés à l'habitat et à l'industrie sont produits par les unités de cogénération telle que la centrale d’Avedøre, située au Sud de Copenhague citée précédemment. Cette dernière alimente 200 000 foyers en chaleur ainsi que 1,3 millions de foyers en électricité et utilise quatre combustibles différents : gaz naturel, pétrole, granulés de bois et paille. Elle possède un rendement d'environ 93% et fait ainsi partie des centrales à plus haut rendement énergétique sur la planète grâce au principe de la cogénération.

La cogénération nucléaire, un problème français

Dès le départ, la France a été très active au niveau de la recherche nucléaire. Le 18 octobre 1945, le général de Gaulle signait l'ordonnance qui marqua la création du CEA (Commissariat à l’Énergie Atomique), pour entre autre rivaliser avec les autres nations dotées de l’arme nucléaire. Il est assez rapidement décidé de créer un grand centre de recherche nucléaire, Saclay, qui ouvre en 1952. Le nucléaire civil a vu le jour après le nucléaire militaire et aujourd’hui la France est un des pays qui possède une énergie nucléaire des plus perfectionnées au monde. Malgré les contestations de certains groupes écologistes qui ont, et continuent aujourd’hui, d’organiser des manifestations pour montrer leur opposition au nucléaire, la France n’a jamais cessé de développer son parc et d’investir dans la recherche nucléaire. Les crises pétrolières démontrant la grande dépendance de la France au pétrole n'ont fait que renforcer l'ambition des gouvernements de doter la France d'électricité d'origine nucléaire.

"En France, la situation n'est pas au développement de la cogénération, mais à sa disparition progressive" Jean-Claude Boncorps, Président de la Fédération des Services Energie Environnement (Fedene).

En France, on compte en 2013, 800 installations de cogénération pour un total de 5000MW_e, cela représente une production annuelle d'environ 16 TWh_e (soit un taux horaire de fonctionnement de 37%) et de 22 TWh_th. Ainsi, sur la production électrique totale, la France produit 3,6% de son électricité à partir de la cogénération. C’est là qu’intervient le problème français. Ce chiffre est faible, notamment par rapport à certains de ses voisins européens (Allemagne, Danemark, Pays-Bas…) et est dû à la structure particulière du parc de production électrique français, caractérisée par la prépondérance de la production nucléaire et l'utilisation importante de l'énergie hydraulique. Nos unités de production d’électricité (et donc de chaleur) d’origine thermique sont énormes. En effet, bien qu’EDF ne le considère pas ainsi, produire de l’électricité avec du combustible nucléaire est une forme de production d’électricité d’origine thermique. On relève donc qu’en France, 88% de l’électricité est d’origine thermique avec une majorité de réacteurs nucléaires de grande puissance.

Bien qu’EDF n’énonce pas le rendement de ses centrales, le rendement de conversion thermique/électrique est très mauvais : 30% (jusqu’à 35% pour le futur EPR), ce qui veut dire qu’avec les plus petites unités françaises, on a une unité de production de chaleur de 2100 MW_thermique. Or, si on espère par exemple que la population soit l'utilisatrice de cette chaleur, avec quelques calculs on obtient qu'une petite maison individuelle ou un appartement destinés à 3 personnes consomment environ 1000W en continu pour le chauffage (eau chaude comprise). Pour trouver une ville capable d'avoir besoin d'autant de puissance thermique qu'un petit réacteur, il faut un nombre d’habitants supérieur à 6 millions. Mis à part Paris, aucune agglomération n’atteint ce stade. L'intégralité de la population n'aurait besoin d'ailleurs que d'une dizaine de petits réacteurs pour leurs besoins thermiques.

Cependant, ce serait oublier l’industrie, qui produit pour sa propre utilisation d’énormes quantités de chaleur. Cependant, 40% nécessitent des températures très élevées et ne pourraient utiliser la chaleur directement. Sur les 270 TWh/an (soit 31GW ) une partie pourrait être issue de réseaux de chaleur. L'intégralité de cette chaleur ne correspondrait cependant qu’à 15 réacteurs. Le problème français est donc avant tout la quantité ! En comptant sur toutes ses sources de consommation de chaleur, la France n'utiliserait que la chaleur produite par ses 25 plus petits réacteurs.

De fait, le pays ayant le plus investi dans la cogénération nucléaire, fût l’Union soviétique bien que ce ne soit qu'une faible part de leur production et que la majorité de la chaleur est utilisée par des centres urbains bâtis en même temps que les centrales. En effet, l'URSS décida à plusieurs reprises de bâtir entièrement de gros centres industriels et les villes associées. Ce faisant, la taille de la ville était directement proportionnée à celle de son réacteur (qui ne fournissent jamais de très grandes puissances). Ainsi, on a pu voir l’émergence de cités relativement indépendantes énergétiquement en plein milieu de la Sibérie ou pour permettre le développement d'un territoire, comme jusqu’en 1993 au Kazakhstan à Aktau (anciennement Tchevchenko) pour dessaler de l’eau pour l’agriculture. On ne peut pas dire que la cogénération nucléaire était la norme en Union soviétique, mais on y pensait lorsque cela était possible et que cela permettait de faire des économies ou relevait de la sécurité stratégique.

L'hydrogène nucléaire : la solution à la française

L'une des autres raisons qui explique que la France n'utilise pas plus la cogénération, même du côté du thermique à flammes, c'est que, comme on l'a vu pour le cas de l’Allemagne, la cogénération a servi d'excuse pour promouvoir les énergies fossiles.

Cependant, le concept de la cogénération n'a pas été simplement balayé. Les centres de recherche, notamment le CEA, s'intéressent beaucoup à la chaleur inutilisée de nos centrales. En effet, cela représente une quantité colossale d'énergie et donc un manque a gagner important. L'une des solutions serait la production d'hydrogène à partir de chaleur nucléaire. Outre l'utilisation de cette énergie perdue, le rendement de production d'hydrogène passerait de 75% à température ambiante par électrolyse de l'eau à 85% pour des températures supérieures à 700°C où une partie de l'énergie est apportée par la chaleur, rendant le procédé bien moins coûteux.

Une autre utilisation possible de cette chaleur, est liée à l'utilisation de pile à hydrogène fonctionnant à haute température (1000°C) ayant un haut rendement (η_elec = 60%). L'utilisation de ce cycle combiné est une autre option de réutilisation de la chaleur latente dans l'optique d'améliorer les rendements. Cependant, seule une étude au cas par cas permettra de valider la rentabilité d'un tel investissement.

De plus, contrairement à la distribution par réseau de chaleur, la production d'hydrogène à partir de chaleur nucléaire est bien plus facile à mettre en place et donc les coûts sont de fait moins élevés.

D'autant plus que détenir de l'énergie sous forme d'hydrogène est bien plus intéressant, le CEA le qualifiant de "couteau suisse énergétique". Il possède de nombreux avantages sur l'utilisation de la chaleur directement:

• Stockage : L'hydrogène représente une forte densité énergétique. De plus, une fois produit, l'hydrogène ne se dégrade pas. Stocké dans un pipeline ou une citerne, il peut être conservé et ainsi utilisé quand la demande le nécessite.

• Transport : Il n'a pas besoin d'un réseau dédié mais peut-être transporté par train/camion/bateau.

• Utilisation dans le réseau actuel : Il peut être directement injecté dans le réseau de gaz actuel sans dépasser 6% du volume.
• La Méthanation : À partir d'Hydrogène et de dioxyde de carbone, nous pouvons former du méthane qui est utilisable dans le réseau actuel ou qui pourrait être utilisé pour le transport. Ce procédé a la particularité de pouvoir nous permettre de capter le CO₂ ambiant, rendant le principe très intéressant d'un point de vue environnemental.

Par ailleurs, le plus gros avantage serait la régulation de la production d’électricité qui pallierait au plus gros défaut des énergies renouvelables (EnR) : l'intermittence de la production. En effet, c'est ce sur quoi compte le CEA pour que la France réussisse sa transition énergétique. Le principe a déjà été appliqué en Allemagne pour utiliser l'énergie produite par des éoliennes qui dépasse la capacité de transport du réseau local. Le concept est plutôt simple : lorsque la production d'électricité dépasse la consommation, on produit par électrolyse de l'hydrogène qui est ensuite stocké ou transformé en méthane. On utilise ensuite cette énergie dans les autres secteurs de consommation, transport, chauffage, ou alors on reproduit de l'électricité dans une unité de production d'électricité thermique à flammes. Ce principe a été appliqué localement en Allemagne, mais l'objectif du CEA serait d'appliquer le principe à l'échelle nationale, non pas en utilisant directement l'électricité des EnR mais en pompant le surplus de production au niveau des centrales nucléaires, pour avoir un meilleur rendement à haute température et pouvoir installer de grosses unités de production. La consommation d'hydrogène augmente de près de 10% par an, et c'est sans compter sur la future possible démocratisation de la voiture fonctionnant à l'hydrogène. C'est un secteur où la France aurait des cartes à jouer, la chaleur nucléaire étant la source de production la plus prometteuse. La France pourrait donc devenir un acteur majeur de sa production. Par ailleurs, l'ombre de la taxe carbone et autres réglementations environnementales qui planent sur les hydrocarbures fossiles pourrait pousser les industriels à accélérer la marche dans cette direction. Ce serait aussi un moyen pour la France d’acquérir une plus grande indépendance vis à vis du pétrole et donc vis à vis des pays producteurs.

L’industrie européenne et la cogénération

Un des paradoxes que l'on relève lorsque l'on fait des recherches sur la cogénération, c'est que bien que ne trouvant que peu d'informations de manière globale, on en trouve encore moins sur les industries qui interviennent sur ce marché. Sur le plan français, on retrouve Dalkia qui s'occupe des réseaux de chaleur urbains et donc de ses sources de production. Mais du côté des bâtisseurs de centrales à cogénération, c'est plus flou. D'autant qu'en France elles sont peu nombreuses. Cependant, ce n'est pas beaucoup plus facile du côté de nos voisins européens sur les grosses unités de cogénération.

Cependant on trouve des acteurs destinés à de plus petites unités. Du côté italien le Groupe AB semble être un acteur qui destine ses unités de cogénération à l'industrie et qui a trouvé l'équilibre, prouvant que ce n'est pas un marché inexistant. Livrant ses unités de production directement assemblées dans 1 ou plusieurs conteneurs de 12 m, l'entreprise facilite le travail d'installation qui de fait devient moins repoussant pour le client. Une entreprise belge nommée Cogengreen fabrique quant à elle des unités de micro-cogénération et de mini-cogénération : à l'huile végétale, au biodiesel, au gaz naturel et au mazout et gagne en importance d'années en années grâce à ses chaudières à haut rendement.

La micro-cogénération domestique

La pile à combustible et principalement la pile à hydrogène semble être la solution technique qui correspond le mieux à un développement de la cogénération à l'échelle individuelle. Cette solution permet d’améliorer la compétitivité économique en proposant des solutions énergétiques individuelles tout en réduisant la facture énergétique du consommateur.

Les quelques entreprises qui s'intéressent à ce marché ont pour objectif de fournir des systèmes de micro-cogénération permettant de produire entre 0,8 et 5 kWh_e et entre 0,7 et 1 kW_th (ou un peu plus en pic de consommation), une production suffisante pour alimenter une maison individuelle en électricité ainsi qu'un ballon d'eau chaude et un chauffage au sol. En général, ce sont les piles PEMFC et SOFC qui correspondent le mieux à ces besoins.

Par exemple, le programme de déploiement ENE-FARM a été mis en place au Japon. Il correspond à une subvention de 14 000 € par unité en 2009 et de 5000€ en 2014. Cette baisse est due à la baisse du prix des piles à combustible du marché. Ceci a entraîné la vente de près de 60 000 unités de micro-cogénération entre 2009 et 2013. Le marché grandissant est très certainement lié à la volonté des japonnais de se passer du nucléaire suite à la catastrophe de Fukushima en 2011. En Allemagne et en Corée, c'est le programme de déploiement CALLUX qui vise à promouvoir ces systèmes. Dans le reste de l'Europe, les débuts sont plus difficiles. Des prototypes commerciaux sont en cours d'élaboration à travers le projet de la commission européenne ENE-FIELD.

Sur le plan économique, en 2014, les coûts de production sont de l'ordre de 20 000 à 40 000$/kW lors de l'utilisation d'une pile à combustible. Alors que les cibles du Département de l'Energie américain (DoE) sont comprises entre 1000 et 1700$/kW. Des incitations publiques sont donc nécessaires pour favoriser la développement de cette méthode de production à l'échelle individuelle. Afin de baisser les coups de production, des études sont en cours, pour un fonctionnement à haute température par exemple.

Une autre solution envisageable concerne les appareils de chauffage qui produisent de l’électricité sur la base du moteur Stirling. Ces systèmes auraient été produits en série dès 2011 par Bosch Thermotechnologie. Cependant, il est difficile avec les données actuelles de décrire le parcours de ces systèmes jusqu'à aujourd'hui. A Otag, on retrouve la micro-génération sous la forme de chaudière à gaz à condensation équipée d’un générateur pour un puissance comprise entre 2 et 19 kWh_e.

On remarque donc qu’il y a globalement moins de très grosses usines de cogénération mais plus de petites pour des habitations individuelles de l’ordre de quelques kWh_e. Cela débouche sur un marché de la micro-génération plus développé que celui de la cogénération. On retrouve les entreprises : Honda (Japon), Panasonic (Japon), Toshiba (Japon), Eneos-Celltech (Japon), Toyota (Japon), Vaillant (Allemagne), Baxilnnotech (Allemagne), GS FuelCell (Corée), IRD (Danemark), CFCL (Australie), Hexis (Suisse)... qui se spécialisent dans les installations pour particuliers. Il existe tout de même quelques solutions pour les entreprises : ClearEdge Power (États-Unis), FuelCell Energy (États-Unis).

Malgré le nombre d'acteurs, le volume des ventes reste très minoritaire face à d'autres technologies moins onéreuses à mettre en oeuvre (centrales thermiques, nucléaire, moteurs à combustion interne et externe). Les acteurs qui se partagent le marché mettent en place des technologies standardisées et tentent de mettre en série la production des piles afin de réduire les coûts de production. Cependant, le marché ne décolle pas. Les acteurs sont différents en fonction de la taille des installations mais les coûts restent élevés quelque soit l'échelle et il est difficile d'atteindre un équilibre rentable.

Les recherches dans ce domaine d'étude, au-delà d'une recherche de rentabilité économique, peuvent permettre la mise en place d'installations à haut rendement dans l'optique d'optimiser la consommation énergétique. In fine, ces technologies pourrons permettre d’enclencher la transition vers des énergies plus propres.

Politique et législatif

Le développement d'un mode de production d'énergie est tributaire de la volonté politique et du cadre légal mis en place autour de celui-ci. En effet, que ce soit sous forme de défiscalisation, d'aides financières ou encore de campagnes de sensibilisation, les décisions faites par les instances politiques façonnent et arrangent la trajectoire d'une technologie dans le temps.

L'implication européenne

La politique de l'Union européenne en matière d'énergie doit prendre en considération les spécificités nationales avec les pays tournés vers le charbon (Allemagne, Pologne, République tchèque etc.), vers le gaz naturel (Royaume Uni, Italie) ou encore vers le nucléaire comme la France. La politique européenne doit permettre à ces différents modèles de production électrique d'effectuer la transition énergétique en décarbonant leurs modes de production d'énergie et de favoriser l'implantation d'énergies vertes sur leur territoire.

2003, la première approche

L’histoire législative européenne de la cogénération débute en 2003. Le Groupe des Verts/Alliance libre européenne, le groupe écologiste de l’assemblée européenne, emmené par Paul Lannoye et Heidi Hautala, propose une première directive européenne sur la cogénération.

Les objectifs de cette première directive (Promotion de la cogénération sur la base de la demande de chaleur utile, Texte E 2085) sont les suivants:

1.       Donner la même définition juridique et technique de la cogénération dans l’ensemble des pays de l’union. 

2.       Bon référencement de l’électricité produite à partir de la cogénération dans le réseau électrique. Le référencement de l’électricité consiste en sa traçabilité dans le but d’améliorer en particulier les mesures et les statistiques sur la cogénération dans l’union

3.       Garantie d’accès au réseau de transport électrique pour les installations comprenant de la cogénération

4.       Obligation pour chaque état membre d’analyser le potentiel du développement des différents types de cogénération (industrielle, chauffage et agricole).

5.       Dans un délai de 2 ans après l’adoption de la directive, les Etats membres auront à s’accorder sur les valeurs de références pour le rendement.

Cette première directive, peut-être trop ambitieuse, ou ne prenant pas en considération les spécificités énergétiques de chaque état ne passera pas le vote de la Commission Européenne. La position du gouvernement français de l’époque est claire : « Il [le gouvernement] est fortement opposé à la fixation d'objectifs nationaux ou communautaires chiffrés de développement de la cogénération, parce qu'il estime, notamment, que la production d'électricité par cogénération, en France, apporterait moins de bénéfices énergétiques et environnementaux que l'actuelle production nucléaire. Il semble que cette proposition ne réponde guère à une saine application du principe de subsidiarité. Dès lors, la délégation a décidé de soutenir la position du gouvernement et de ne pas intervenir sur ce texte. » Procédure écrite du Sénat, 21 février 2003

2008-2012, le retour sur la scène politique européenne

Depuis 2003, certains Etats membres comme l’Allemagne ou le Danemark ont grandement développé leurs technologies de cogénération et leurs capacités de production d’énergie avec la cogénération. Ces bons élèves, en votant à l’échelle nationale un cadre légal et fiscal arrangeant autour de la cogénération, ont permis le développement de la production conjointe d’électricité et de chaleur. Cependant, certains états de l’Union restent à la traîne et n’ont pas pris de mesures politiques concrètes autour de la cogénération. La France, l’Italie ou encore l’Angleterre figurent parmi ces mauvais élèves. La Commission Européenne décide alors de relancer la politique européenne autour de la cogénération en 2008. Les Etats membres auront à s’interroger et à analyser le potentiel économique et écologique de la cogénération dans un rapport national à remettre à la Commission. Cette nouvelle directive s’inspire fortement de celle portée par le clan écologiste en 2003.

En 2009, la Commission européenne a envoyé un avis motivé à la Finlande, au Portugal, au Royaume-Uni et à la Slovaquie pour non-communication des mesures assurant la transposition complète de la directive concernant la promotion de la cogénération.

En 2012, la DEE (Directive européenne sur l’efficacité énergétique) est le texte important sur la vision commune de l’énergie et du rendement énergétique en Europe. La cogénération figure clairement dans le texte comme étant une solution alternative à l’installation de nouvelles unités de centrales thermiques dans l’Union. A nouveau, un rapport national sur l’intérêt de la cogénération est demandé à chaque état membre.

Un cadre législatif européen contraignant à mettre en place

Depuis la DEE, un unique accord pointant l’importance de la cogénération est lancé. En 2016 : « Une énergie propre pour tous les Européens » fait mention de la cogénération pour la transition énergétique. Cet accord instaure des plans visant à accroître l’efficacité énergétique des bâtiments, à améliorer les liens entre les réseaux d’électricité et les réseaux de chauffage urbain et à encourager la réutilisation de la chaleur et du froid résiduels générés par l’industrie. Malheureusement pour notre technologie, cet accord est non contraignant pour les signataires. Aucun type de rendu ou de retranscription dans la loi nationale ne doit être fait suite à la signature.

La mise en accord des pays de l’union autour d’un système commun de production d’énergie est complexe voire impossible. Arriver à lier des pays lancés dans la course aux énergies vertes avec les pays dépendant au charbon ou encore à l’uranium n’arrange pas l’adoption de mesures européennes autour de la cogénération. Les mesures plus concrètes seront prises au sein des Etats eux même.

Un discours français en double teinte

La France, pays misant sur le nucléaire pour sa production électrique, a tout de même été un précurseur européen en matière de cogénération. En effet, dès 1997 avec l’obligation d’achat de l’énergie électrique produite depuis cogénération et la mise en place d’un cadre fiscal favorable, la France veut lancer l’industrie dans le secteur de la cogénération. Cependant, ces deux mesures censées lancer la cogénération en France ne vont pas avoir un grand impact tant l’accessibilité à la défiscalisation de la revente est complexe. En effet, il faut que l’unité de cogénération produise sur une année 95% du temps et à un flux que seules les grandes centrales thermiques peuvent tenir.

Entre 2009 et 2011, le gouvernement de Nicolas Sarkozy, avec Jean Louis Borloo, instaure le Grenelle de L’environnement. Cet ensemble de mesures de longs termes en matière d’environnement donne le cap à tenir par la production d’énergie pour assurer la transition écologique. Une nouvelle fois, aucune mention de la cogénération n’est faite dans la plus importante réforme française sur le développement durable. Cette décision prouve le rejet que fait la France à cette époque de la solution technique de la cogénération. En désaccord avec les mesures prises en 1997, le développement du secteur de la cogénération est encore moins aisé suite au Grenelle.

Le bord politique change en 2012 lorsque François Hollande prend la présidence de la République et instaure, une fois de plus, une nouvelle vision du cadre légal à placer autour de la cogénération.

En 2016, avec l’arrêté du 16 août, le premier contrat de rachat de l’énergie électrique issue des installations à cogénération est créé en France. Les revendeurs d’électricité voient leurs reventes facilitées grandement par un contrat signé avec EDF et les conditions de production sont assouplies.

Depuis 2017, l’arrivée du tarif C16 pour le rachat de l’énergie électrique produite depuis la cogénération à 135 euros au Mégawatt, marque un nouveau départ pour la cogénération gaz dans l’Hexagone. Le C16 est selon l’ATEE (Association Technique Energie Environnement) censé relancer la cogénération en France, en rendant encore plus facile la revente de l’énergie électrique produite.

La conclusion sur l’avancée de la législation en France est difficile à écrire. Avec d’un côté des mesures remettant en cause l’utilité même de la cogénération dans la transition énergétique et de l’autre, une volonté de développement en mettant en place des cadres fiscaux et légaux avantageux, ce discours en double teinte colle bien avec la stagnation actuelle de la cogénération en France.

Une volonté de développement en Allemagne

En 2017, l’Allemagne représentait 23% de la quantité d’émission de CO₂ en Europe. Ce chiffre important s’explique par le modèle énergétique utilisé par l’Allemagne. En effet, ce pays a décidé, sous l’impulsion d’Angela Merkel, en 2011, après Fukushima, de ne plus utiliser de centrales nucléaires. Comme nous le montre ce graphique, cette décision a empêché la baisse de l’utilisation des centrales à charbon. A cause du nombre encore important de ces centrales, l’Allemagne possède la plus importante part d’émission de CO₂ en Europe. Pour des raisons écologiques, afin de limiter les émissions de CO₂, tout en continuant à produire de l’énergie grâce aux centrales à charbon, l’Allemagne s’est peu à peu tournée vers la cogénération. En effet, les allemands y ont trouvé une solution afin de rentabiliser énergiquement leurs importantes émissions de CO₂. Ce taux de CO₂, l’utilisation de centrales au charbon, Fukushima, une volonté politique et une conscience environnementale sont quelques un des facteurs qui ont permis à l’Allemagne de devenir un acteur majeur de la cogénération en Europe.

Bilan

Quelques trajectoires

Hypothèses sur la trajectoire représentant l'évolution de l'utilisation de la cogénération en fonction de dates clés en France, en Allemagne, au Japon et au Danemark. Ces trajectoires ne représentent qu'une idée approximative de l'impact de la technologie sur les pays concernés. Ces courbes ne prétendent pas représenter une vérité établie.

Hypothèses sur la trajectoire représentant l'évolution de l'utilisation de la cogénération en fonction de dates clés en France, en Allemagne, au Japon et au Danemark. Ces trajectoires ne représentent qu'une idée approximative de l'impact de la technologie sur les pays concernés. Ces courbes ne prétendent pas représenter une vérité établie.

Une technologie prometteuse ...

Après avoir développé certains points sur l’état actuel de la cogénération dans le monde, tentons maintenant de nous projeter dans le futur. En France, le scénario Négawatt nous offre quelques points de réflexion sur la question de la cogénération dans les années à venir.

Pour rappel, Négawatt est une association française, rassemblant des experts dans de nombreux domaines de l’énergie, dont le but est de proposer une solution aux nombreux défis énergétiques que nous rencontrons actuellement. Pour cela, l’association a réalisé un scénario énergétique, une sorte de chemin qui, s’il est suivi, permettrait d’atteindre la neutralité carbone en 2050, avec une production d’énergie 100% à base d’énergies renouvelables. On retrouve dans ce scénario une partie sur la cogénération. Avant d’analyser les propos rapportés dans ce scénario, il faut néanmoins préciser que les données qui y sont présentées ne sont que prospectives, ce ne sont que des hypothèses réalisées par l’association. Elles ne représentent en aucun cas une science exacte, et restent hypothétiques. Enfin, le rapport ne se concentre que sur la cogénération dans l’industrie, sans traiter la micro-cogénération. Selon les experts Négawatt, le potentiel de la cogénération dans la production d’énergie se trouverait entre 20 et 25 TWh à court et long terme, principalement pour tout ce qui est besoin en basse et moyenne température de l’industrie, soit des températures ne dépassant pas 150 degrés. En exploitant pleinement ce potentiel, la cogénération pourrait fournir, d’ici à 2050, 25% de l’énergie totale consommée en France. A ce jour, ce chiffre n’est que de 2%. Dans le scénario, les techniques utilisées seraient principalement les turbines à vapeur, et les moteurs et turbines à combustion, qui restent les systèmes les plus utilisés aujourd’hui.

Ainsi, si la cogénération était développée et exploitée en France, elle pourrait participer à un mix énergétique qui représenterait une alternative aux énergies carbonées.

... qui demande un développement plus poussé

Néanmoins, certaines études mettent en lumière les faiblesses de la cogénération, preuve que cette technologie peut, et doit, être l’objet de recherches plus profondes. Prenons par exemple une étude par la simulation de la rentabilité économique d’un micro réseau de chaleur connecté à une installation de cogénération biomasse, réalisée par Caroline Simonis pour un travail de fin d’études. Le projet traité dans ce travail est l’installation d’un système de chauffage de bâtiments dans un ancien château, divisé en logements permanents et en gîtes. L’étude compare l’installation pour le chauffage d’une chaudière classique, d’une chaudière à cogénération à combustion interne, et d’une chaudière à cogénération à combustion externe. En prenant en compte les puissances des différentes technologies utilisées, les besoins spécifiques en chaleur de chaque bâtiment, les pertes de chaleur sur le site, les durées de fonctionnement des machines, le prix des énergies, etc … l’étude arrive à la conclusion qu’un système de chauffage à cogénération est moins rentable qu’une chaudière classique. Il faut néanmoins nuancer le propos : cette conclusion n’est valable que dans ce cas précis, où les bâtiments sont utilisés en tant que gîtes, imposant donc au réseau de chauffage de ne pas fonctionner de manière constante. Or, les systèmes de cogénération sont plus efficaces, et donc plus rentables, lorsqu'ils sont constamment utilisés. Ainsi, même si cette étude ne reste qu’un cas particulier parmi toutes les installations possibles de cogénération, elle met en lumière l’un des défauts principaux de cette technologie : elle peut être installée sur n’importe quel site, mais n’est pas forcément rentable, aussi bien économiquement qu’écologiquement, par rapport à des productions d’électricité et de chaleur « classiques ».

L’atout principal de la micro-cogénération concerne donc le rendement énergétique des installations : en valorisant la chaleur qui aurait été en temps normal perdue, on augmente nettement le rendement global, ce qui est un atout indéniable. De plus, ces chaudières permettent de produire localement de l’électricité au moment où l’électricité soutirée au réseau est plus fortement carbonée (pointes hivernales). Cependant, la cogénération individuelle peine à se développer en France car elle a ses limites dans certains domaines. En effet, comme le montre l'exemple précédent, le besoin en chaleur doit être suffisamment conséquent pour que l’installation d’une telle chaudière, dont le coût est très supérieur à une chaudière traditionnelle soit intéressante. Ainsi, les chaudières ont un fonctionnement très différent selon le besoin en chaleur de chaque logement, car besoin thermique et électrique sont fortement corrélés.

En France le marché est aujourd’hui encore très mince mais pourrait à terme se développer dans une perspective d’augmentation du coût de l’énergie électrique par rapport au prix du gaz, ou si par exemple les conditions de rachat de l’électricité évoluaient à la hausse.

Tous les modes de production par cogénération ne sont pas viables actuellement. Concernant les grosses infrastructures, le très faible coût de production thermique, les investissements importants nécessaires et le coût du transport et de la distribution de la chaleur sont des freins majeurs à son développement. Pour les modes de production par micro-cogénération, ce n'est pas le même problème. En effet, plus d'acteurs s'y intéressent. Cela favorise une production décentralisée de l'énergie, permet d'éviter le transport sur de longues distances, les pertes en ligne, les risques de défaillance globale ainsi que les infrastructures coûteuses à la création et à l'entretient. Pourtant, il reste le problème de l'investissement initial qui empêche la démocratisation de ces systèmes.

Auteurs

Bilan de recherche pour le projet PASTECH sur le thème de la cogénération à l'occasion du P2i-4 "L'énergie sous toutes ses formes" de l'année 2018-2019.

Rédigé et mis en forme entre le 5 avril 2019 et le 10 mai 2019 par Biche Lisa, Buisson Louane, Ducas Jules, Kadiri Nassim, Maheut Pauline, Monnier Christophe, Sermondadaz floriane et Tourneret Titouan.