des interactions
V.2.3. Interactions avec le réseau
V.2.3.4. Impacts économiques
L’interaction entre un micro cogénérateur, un bâtiment et le réseau implique donc trois flux électriques distincts : l’électricité autoconsommée, l’électricité exportée et l’électricité importée. Ces trois flux peuvent être valorisés à des tarifs différents selon plusieurs mécanismes. Par exemple, pour encourager l’autoconsommation il suffit de dévaloriser l’électricité exportée par rapport à l’électricité autoconsommée. Aussi, l’électricité autoconsommée peut être davantage valorisée par rapport à l’électricité importée. Enfin, la revente totale peut être imposée.
V.2.3.4.1. Stratégies tarifaires
Actuellement trois stratégies tarifaires sur l’électricité existent à l’échelle européenne. La première stratégie consiste à revendre totalement la production électrique. Ceci nécessite la pose de deux compteurs pour l’électricité importée et l’électricité exportée. Le coût annuel d’une telle stratégie intègre un tarif d’achat (variable ou non), un tarif de revente (variable ou non), un abonnement pour le compteur d’importation et un abonnement pour le compteur d’exportation.
La deuxième stratégie consiste à ne revendre que l’électricité non autoconsommée en distinguant des tarifs d’achat et de revente. Ceci nécessite également la pose de deux compteurs distincts et des tarifs d’achat et de revente différenciées. La France a adopté cette stratégie qui tend à favoriser l’autoconsommation.
La troisième stratégie consiste à un « comptage net » (ou « net metering ») (pratiqué en Italie et en Belgique). La quantité d’énergie électrique produite et injectée dans le réseau est déduite de la quantité soutirée au réseau pour la consommation. Cette stratégie ne nécessite la pose que d’un compteur mais n’encourage pas particulièrement l’autoconsommation.
V.2.3.4.2. Valorisation de l’électricité autoproduite
Actuellement en France, la production micro cogénérée d’électricité (< 36 kVA) n’est pas bénéficiaire d’un tarif de rachat spécifique ce qui favorise l’autoconsommation (diminution de la facture électrique). L’électricité autoconsommée est valorisée à hauteur du prix d’achat contractuelle TTC (tarif bleu de base : 14,67 c€/kWhél au 01/08/2015) par le biais de la facture d’électricité. L’électricité exportée sur le réseau est valorisée à hauteur du prix d’achat contractuelle HT (tarif bleu de base : 9,32 c€/kWhél au 01/08/2015) par l’octroi d’une prime reversé par le fournisseur d’électricité. Au niveau européen, certains pays ont mis en place des structures tarifaires spécifiques à la micro cogénération [COG15] avec et sans tarifs de soutien ( « Feed in Tariffs » FIT). L’Allemagne a instauré un tarif de soutien bonifié de 5,41 c€/kWhél sur 10 ans, une exonération de la taxe sur l’électricité et un bonus sur les pertes évitées sur le réseau. Aussi, le Royaume-Uni a instauré un tarif de soutien de 17 c€/kWhél sur 10 ans, pour des puissances inférieures à 2 kWél.
V.2.3.4.3. Impacts sur la rentabilité économique
Les tarifs de l’électricité autoconsommée ou exportée sont donc dissociés en pratique. L’équation V.23 fournit la rentabilité économique R d’un micro cogénérateur en comparaison à une production séparée (comparaison des coûts d’exploitation). Cette formulation intègre des tarifs d’achat NéK• et de revente NJ4J4 issus de la réglementation française au 01/01/2014 (NéK• = 14,67 c€/kWhé et NéJ4 = 9,32 c€/kWhé).
• =N345 0
La figure V.24 donne la rentabilité économique de quatre systèmes de micro cogénération en fonction de leur système de référence « naturel » dans le contexte réglementaire français. L’étude inclut d’abord la valorisation de l’électricité exportée puis considère une valorisation nulle. La valorisation nulle permet de se placer dans le cas le plus défavorable. Cependant, cette situation peut malgré tout survenir dans le cas d’une location du compteur de revente ou d’un raccordement au réseau trop onéreux. La rentabilité des micro cogénérateurs est donc fortement sensible au taux d’autoconsommation. Une autoconsommation totale permet de multiplier d’un facteur 3 à 4 la rentabilité des systèmes par rapport à la revente totale. Cette hausse est très marquée pour les systèmes à haut ratio caractéristique de puissance. Enfin, la non valorisation de l’électricité exportée engendre des seuils de rentabilité en termes d’autoconsommation d’environ 40 % pour l’Hybris Power et de 50 % pour les trois autres technologies.
Fig. V.24 – Rentabilité entre une production cogénérée et une production séparée. V.2.2.4.4. Nouvelles stratégies tarifaires
A terme, un modèle économique visant à pénaliser l’autoproduction qui n’engendre pas de réductions de puissance de pointe est en discussion [MED14]. Ce modèle permettrait de financer le renforcement du réseau malgré une baisse des recettes due à la diminution du transit d’électricité sur le réseau. En effet, une production autoconsommée est un manque à gagner pour les énergéticiens historiques et pour le gestionnaire de réseau qui ne perçoit pas la TURPE. D’un autre côté, une énergie autoproduite pendant les pointes saisonnières ou horaires permet d’éviter la congestion du réseau et permet d’éviter la mise en route de centrales thermiques de pointe carbonées et onéreuses (installations peu rentables en raison d’un faible taux de charge annuel). Pour son développement, la production décentralisée doit donc bénéficier aux consommateurs, aux producteurs et aux gestionnaires de réseaux électriques nationaux. C’est pourquoi selon le groupe de travail sur l’autoproduction de l’électricité renouvelable [MED14], le développement de la production décentralisée d’électricité nécessite de nouvelles structures tarifaires pour :
rentabiliser les systèmes décentralisés,
assurer le niveau de recettes pour le gestionnaire de réseau de distribution (la TURPE constituant 90 % de ses recettes),
diminuer le recours aux productions électriques de pointe.
Une structure tarifaire semble s’imposer à l’avenir selon le groupe de travail [MED14] par l’octroi d’une prime complémentaire à la rémunération naturelle (diminution de facture et/ou la revente d’électricité) ; cette prime étant calculée sur la base des réductions de puissance d’injection sur le réseau.
-2 -1 0 1 2 3 4 5 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 R [c €. hW hth -1] TAC [-] BisON BisON (Cout=0) Hybris Power
Hybris Power (Cout=0) Vitobloc
Vitobloc (Cout=0) Vitovalor
Enfin, il est à noter que la Fran du Marché de l’Electricité (NOME) de consiste à donner une valeur financiè puissance disponible et non sur l’énerg possèdera donc trois sources de financ et sur sa capacité (puissance). L’obj électriques horo-saisonnières. La mi agrégation d’un parc de micro cogénéra
V.3. Bilan du chapitre
D’un point de vue global, l théoriquement d’assurer un même ni production séparée tout en offrant une des émissions de GES et une réduction d
Ensuite, le contexte énergético extérieures requiert le démarrage de onéreuses selon l’ « ordre de mérite éc se répercute par la hausse horo-saiso corrélations saisonnières en termes thermosensible d’électricité micro centralisée de pointe carbonée et c cogénérée permet d’éviter l’importatio pendant les pointes horaires (heures pl
Fig. V.25 – Corrélations énergétiqu
Contenu en CO2[gCO2/kWhél] Indice ELIX(EPE 160 140 120 100 80 60 fioul CCCG charbon ordre de mérite
a France va mettre en place en 2016 via la loi sur la No NOME) de 2015 un marché d’échange de garanties de c r financière à un moyen de production ou d’effacement sur l’énergie qu’il est capable de générée. Un moyen de p
de financement : sur sa production énergétique (volume) ce). L’objectif de ce dispositif est de garantir la couv
. La micro cogénération pourrait alors bénéficier d o cogénérateurs ou de manière individuelle.
lobal, la production micro cogénérée de chaleur et d’élec même niveau de production et de confort thermique e ffrant une réduction de la consommation en énergie prim éduction des coûts d’exploitation.
énergético-économique français a été caractérisé : la baiss arrage de centrales électriques thermiques dites de po mérite économique ». En parallèle, le marché de l’électric
saisonnières des prix spot de l’électricité. La figu n termes énergétique, environnemental et économiq micro cogénérée permet alors de venir effacer cette née et coûteuse. Aussi, la production thermosensible mportation d’une électricité plus coûteuse pendant les pé (heures pleines).
iques, environnementales et économiques saisonnière (valeurs moyennes sur 24 h).
-160 -120 -80 -40 0 40 80 120 160
Demande électrique nationale [GWél]
Température
ELIX(EPEX) [€/MWhél]
60 40 20 0 -10 -5 0 5 10 15
i sur la Nouvelle Organisation nties de capacité. Ce marché ffacement électrique selon sa oyen de production électrique (volume), sur sa disponibilité ir la couverture des pointes néficier de ce système par
r et d’électricité permet donc ermique et électrique qu’une ergie primaire, une réduction
: la baisse des températures ites de pointes carbonées et l’électricité « se tend » ce qui é. La figure V.25 illustre ces économique. La production cette production électrique osensible d’électricité micro nt les périodes hivernales et
ères du contexte français
pérature extérieure [°C] 20 25 30
La figure V.26 illustre les corrélations horaires entre les grandeurs énergétiques (production totale et production de pointe fossile), environnementales (facteur d’émission de CO2) et économique (tarif variable selon l’indice ELIX). La moyenne adimensionnelle de chacune de ces quatre grandeurs est réalisée pour chaque heure de l’année. Le contexte français est donc marqué par une forte horo-saisonnalité et une interdépendance de chaque grandeur dont pourra tirer profit un micro cogénérateur. En effet, à l’échelle journalière, ces systèmes non intermittents pourront être déclenchés lorsque les conditions seront les plus favorables.
Fig. V.26 – Corrélations énergétiques, environnementales et économiques horaires du contexte français (valeurs moyennes de chaque heure de l’année).
Le contexte énergétique français marqué par une forte thermo-sensibilité est donc favorable au principe de micro cogénération. Le contexte environnemental est quant à lui moins favorable en raison d’une production de base peu carbonée (base nucléaire). Aussi, la détermination du facteur d’émission de l’électricité s’avère cruciale pour quantifier de manière judicieuse les gains sur les émissions ; une méthode marginale permettant de mieux caractériser l’effacement des émissions des centrales thermiques de pointe. Enfin, le contexte économique français n’est pas favorable à court terme en raison de la faiblesse du coût de l’électricité en comparaison aux coûts des énergies fossiles et de la biomasse. Cependant, à long terme, la probable hausse des tarifs de l’électricité en lien avec le développement des énergies renouvelables notamment (CSPE) et le développement de nouvelles structures tarifaires pourra bénéficier aux technologies de micro cogénération.
Enfin, l’interaction avec le réseau a été caractérisée. Il ressort que la pertinence énergétique, environnementale et économique d’un micro cogénérateur va dépendre de la capacité d’un bâtiment à autoconsommer sa production, à couvrir ses besoins et à éviter d’exporter sa production électrique. Une représentation originale est proposée pour caractériser ces interactions électriques. La figure V.27 représente le champ d’indépendance électrique d’un bâtiment équipé d’un micro cogénérateur (ou autre moyen de production électrique décentralisée). Ainsi, l’hypothèse d’un fonctionnement idéal d’un micro cogénérateur occulte les interactions avec le réseau et suppose une autoconsommation totale (cf. exemple 1 sur la figure V.27). Or, la faible corrélation temporelle des besoins et de la production électriques induit des exportations vers le réseau. De plus, les instationnarités liées aux cycles de fonctionnement et à la régulation notamment vont diminuer la production électrique. Ces deux aspects vont venir dégrader à la fois le taux d’autoconsommation et le taux d’autoproduction (cf. exemple 2 sur la figure V.27). Enfin, des systèmes de stockage thermique et/ou électrique ou des stratégies de pilotage appropriées par exemple peuvent permettre d’améliorer ces deux indicateurs (cf. exemple 3 sur la figure V.27): le dimensionnement idéal étant d’aboutir à une autoconsommation, une autoproduction et un taux de couverture de 100 % (cf. Fig. V.27). Le chapitre VI porte sur ces aspects d’optimisation de la production électrique micro cogénérée par la mise en place d’une plateforme numérique de simulation de micro cogénérateurs couplés aux bâtiments d’habitation et au réseau électrique.
0,6 0,65 0,7 0,75 0,8 0,85 0,9 0,95 1 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 gr an d eu r ad im m en si on n ée [-] t [h] Pél [Wél/Wél] Pél_pointe [Wél/Wél] kCO2 [gCO2/kWhél/gCO2/kWhél] CELIX_TTC [€/kWhél/€/kWhél]
Fig. V.27 – Champs d’indépendance électrique. 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 T A C [-] TAP [-] Autoconsommation totale
(ou occultation de l’interaction avec le réseau)
A u to su ff is an ce é le ct ri qu e 1 2 3 Dimensionnement optimal