|
|
Publié le: 13 décembre 2002
2. Pourquoi une obligation d’achat ?
Dans le contexte économique actuel résultant de l’ouverture des marchés énergétiques (électricité et gaz), les mécanismes permettant de valoriser les externalités de la cogénération ne sont pas en place.
- Externalités environnementales
Les marchés de vente des certificats verts ne sont pas opérationnels. Il n’est donc pas possible de valoriser le bonus environnemental de la cogénération sous forme de certificats verts en complément de l’électricité, qui faute de contrat de rachat par EDF et les DNN serait vendue sur le marché libre.
Il convient de comptabiliser les rejets de CO2 évités par rapport à une centrale thermique classique à charbon, à laquelle la cogénération se substitue, soit 500 g de CO2/kWh.
- Réduction des investissements réseau liés aux congestions et diminution des pertes en ligne
Les charges de réseau évitées par une production décentralisée d’électricité située sur les lieux de consommation ne sont pas comptabilisées en matière de facturation du transport et de la distribution de l’électricité.
En effet le mécanisme d’ouverture des marchés conduit à faire payer le transport de l’électricité par les consommateurs sans intégrer le moindre bonus en faveur de la production décentralisée.
- Nécessité de compenser l’effet de taille défavorable à la cogénération par rapport aux centrales de production électrique
Faute de considérer les externalités relatives au réseau, à l’environnement et à la sécurisation de la production sur le site de consommation, la comparaison économique actuelle entre cogénération de 100 kW à 12 MW et moyens de production centralisés thermiques ou nucléaires de 400 MW à 1500 MW porte essentiellement sur le coût de l’électricité produite. La valorisation de la chaleur produite par cogénération ne suffit pas à compenser l’effet de taille, favorable aux grosses centrales.
Afin de laisser la cogénération de taille petite ou moyenne prendre sa place et en l’absence de mécanisme de marché permettant de rémunérer les externalités réseau, environnement, sécurité, le contrat d’achat EDF ou DNN est indispensable au développement de la cogénération.
Les modèles de contrat d’achat 97-01 et 99-02 ainsi que le dernier modèle découlant de la loi électricité constituent donc des instruments appropriés de rémunération des cogénérateurs.
Lors de la mise au point des nouveaux contrats découlant de la loi électricité de février 2000 le niveau de rémunération de l’électricité produite a été calé au plus juste pour assurer une juste viabilité des projets sans marge excessive des opérateurs dans le cadre de l’obligation d’achat jusqu’à 12 MW.
- Optimisation économique des contrats cogénération
Les contrats cogénération sont optimisés en terme de rémunération. Ils sont construits sur la base des coûts évités de production (cycles combinés de 650 MW). Leur rémunération comprend trois parties :
- Amortissement des charges liées à l’investissement
- Coût du gaz consommé (par un cycle combiné de 650 MW)
- Prime à l’efficacité énergétique
Cette structure de rémunération présente deux avantages :
- Rentabilité des projets quasi indépendante du prix du gaz Les variations importantes du prix du gaz liées à la volatilité des cours du pétrole ont peu d’incidence sur la rentabilité économique de la cogénération. Si le prix du gaz augmente, le cogénérateur qui voit son poste achat du gaz augmenter, reçoit de façon quasi proportionnelle une rémunération complémentaire liée à l’indexation sur le prix du gaz de l’électricité vendue à EDF ou DNN.
- Encouragement à l’efficacité énergétique et environnementale Les primes intégrées à la rémunération au titre du «rendement électrique équivalent» ou au titre de l’efficacité énergétique encouragent le cogénérateur à améliorer les économies d’énergie par la valorisation optimale de la chaleur produite.
- Développements futurs
Un des objectifs de la loi électricité de février 2000 est d’encourager les technologies émergentes. L’obligation d’achat liée à la cogénération permet de «soutenir» ces innovations au cours de la phase de recherche et de développement. Les prochaines années verront sans doute l’émergence industrielle des micro-turbines auxquelles devraient succéder à l’horizon de 10 ans les piles à combustibles. Tant que les technologies émergentes n’ont pas atteint la phase finale de développement correspondant à leur commercialisation au prix du marché, elles ont besoin d’une aide intégrant les coûts de R&D.
- Problèmes de facturation du secours électrique des sites sur lesquels est implantée la cogénération : frein pour les cogénérations exploitées en auto-consommation
Avec un contrat de cogénération, le site industriel paye à EDF, DNN ou à son fournisseur s’il est éligible l’ensemble de sa consommation. Parallèlement, EDF ou le DNN achète toute l’électricité produite par la cogénération. Cette approche évite toute facturation type secours à un niveau de prix dissuasif de l’électricité consommée par le site industriel pendant les phases d’arrêt de la cogénération pour maintenance. Ce problème des facturations des consommations des sites en tarif secours pendant les arrêts de la cogénération constitue un frein important au développement de la cogénération en mode d’autoproduction.
- Nécessité de disposer d’un parc de production
L’exploitation des cogénérations se partage entre des sociétés de service (DALKIA – ELYO – COFATHEC …) et des producteurs indépendants (hôpitaux, collectivités locales, serres…). La commercialisation de l’électricité vers la bourse ou vers des éligibles suppose tout d’abord d’exploiter un parc de cogénérations de façon à couvrir les périodes d’arrêt pour maintenance. Les producteurs indépendants qui ne gèrent qu’une seule cogénération sont dans l’impossibilité de bâtir une offre électricité vers la bourse ou les éligibles, faute de pouvoir garantir la continuité de la fourniture. Par ailleurs, les sociétés de service ne sont pas aujourd’hui structurées pour commercialiser l’électricité produite vers la bourse ou les éligibles. De plus, la moitié de la puissance installée en cogénération correspond à des installations «climatiques» sur des réseaux de chaleur ou des bâtiments tertiaires. Ces installations ne peuvent produire de l’électricité qu’en hiver en raison de la nécessité de valoriser la chaleur.
3. Comment financer l’obligation d’achat liée à la cogénération ?
La loi du 10 février 2000 a mis en place un fonds de compensation du service public pour financer notamment le développement de la cogénération et des énergies renouvelables.
Compte tenu du bien fondé de l’obligation d’achat de la cogénération et de son incidence générale sur la politique énergétique et environnementale nationale, peut être conviendrait-il d’envisager d’autres moyens de financement que ceux reposant exclusivement sur les acteurs de l’électricité :
-consommateurs
-importateurs d’électricité à partir de l’étranger
-auto-producteurs.
La cogénération ne doit pas être uniquement approchée sous l’angle installation de production d’électricité. Il convient de valoriser les avantages en terme
- d’optimisation du réseau électrique : réduction des pertes, des congestions, des investissements nécessaires au transport de l’électricité…
- d’optimisation énergétique : gain de 40 % par rapport à une centrale thermique à charbon
- gain environnemental en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre.
Le financement de la cogénération constitue un volet du financement général de la politique énergétique et environnementale du gouvernement et dépasse donc largement le cadre du vecteur électricité. Des moyens de financement plus larges sont donc à rechercher au-delà des charges sur l’électricité prévues dans la loi électricité du 10 février 2000. Giles Laroche, Club Cogénération ATEEDécembre 2002 retour rubrique CLUB COGENERATION
|
|
|
|
