Des menaces sur la cogénération gaz ;

Rappel des enjeux : La puissance de 3 EPR

1,7 Mtep/an économisées Près de 10 Mt de CO2 /an évitées

30 000 emplois industriels concernésPréserver des actifs performants à un coût très limité

pour la collectivité

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ATEEAssociation Technique Energie Environnement

47, avenue Laplace94117 Arcueil

Tél. : 01 46 56 41 47

Risque de disparition du parc de cogénérations à brève échéance

• Sur le parc actuel de 4.300 MW sous obligation d’achat (soit l’équivalent de près de 3centrales nucléaires de type EPR), se traduisant par 830 M€ de soutien de la CSPE en2010, seules les petites installations (de moins de 12 MW) sont susceptibles d’êtrerenouvelées, et dans une proportion de seulement 45% (PPI électrique. Rapport auParlement 2009). Dès lors, la part de CSPE dédiée aux cogénérations va baisserrapidement et mécaniquement : elle tombera à 350 M€ dès 2013, et environ 240 M€ àhorizon 2015, avec à cette échéance environ 1,16 GW sous OA.

• Dans le même temps (d’ici 2015), 2.300 MW de cogénérations de plus de 12 MW verrontleur contrat arriver à échéance, sans possibilité de renouvellement. En l’état du marchéélectrique, ces installations ne pourront pas trouver une rentabilité sur le marché. Ellesdevront être arrêtées et progressivement démantelées. Durant ces années où tous lesbudgets vont être difficiles à boucler (État, entreprises, collectivités,…), il paraîtinconcevable de détruire ainsi de la valeur, la plupart de ces équipements ayant une duréede fonctionnement de seulement 5 ans (fonctionnement 5mois/12 pendant 12 ans).

• On aboutirait alors à la disparition du paysage électrique français d’une grande partie duparc de cogénération, à hauteur de 3.000 MW en 2015, soit l’équivalent de plus de deuxEPR ! Et à la nécessité de créer de nouvelles capacités de production coûteuses pour lacollectivité.

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Évolutions attendues des capacités de cogénérations sous OA entre 2010 et 2015 avec les conditions actuelles

(MW électriques)

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Sécurité du système électrique français menacée par l’arrêt des cogénérations gaz

Au-delà de 2013, sous l’effet conjugué :− de la mise à l’arrêt entre 2013 et 2015 des centrales charbon et fioul pour cause de non-respect de

normes environnementales,

− de la limitation probable des importations d’électricité, compte-tenu de la hausse rapide desconsommations chez nos voisins , de la congestion des réseaux, et de la volatilité des EnR

− du retard dans la construction des Cycles combinés gaz prévus dans la PPI électricité de 2009

− du retard conséquent dans la mise en service des installations de production d’électricité par biomasse(dans le cadre des appels d’offres CRE, dont la part de projets effectivement réalisés est loin d’êtremajoritaire)

la sécurité d’approvisionnement électrique de la France continentale n’est pas assurée. Unepuissance de 2,7 GW devrait faire défaut à l’horizon 2015 pour maintenir le risque dedéfaillance à moins de 3 heures, niveau de sécurité retenu par le RTE (source : Edition 2011 durapport annuel de RTE sur le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité enFrance).

RTE table pourtant dans son analyse sur le maintien en conditions opérationnelles de 2.300MW de cogénérations à gaz, ce qui apparaît dans les conditions de marché actuelles commetrès optimiste sans mesure de soutien appropriée.

Les cogénérations, en tant que moyens de production décentralisés, contribuent efficacementà la sécurité d’approvisionnement électrique du territoire.

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Surcoûts pour les réseaux gaz en cas d’arrêt des cogénérations

• Les quantités de gaz aujourd’hui utilisées dans les installations de cogénération enFrance métropolitaine sont de l’ordre de 45 TWh/an et correspondent à 8 % de laconsommation française totale.

• La disparition éventuelle des ressources financières issues de l’usage du gaz encogénération ne sera pas compensée par une réduction des coûts ou desinvestissements sur les réseaux de transport et de distribution. Elle se traduira doncmécaniquement par une hausse du tarif d’acheminement pour les consommateursde gaz naturel en France.

• Par ailleurs, pour tous les sites pour lesquels des investissements de renforcementde réseaux ont été réalisés dans les années 1995 à 2000, les coûts non amortisconstitueront des coûts échoués à répercuter à l’ensemble des utilisateurs desréseaux de transport.

• Enfin, le démantèlement de l’équivalent de plus de deux EPR devra être compensépar l’installation de nouvelles capacités de production d’électricité et notammentde cycles combinés à gaz, dont le raccordement au réseau de transport de gazdevra être pris en charge par l’ensemble des utilisateurs des réseaux de transport.

• Nous estimons que le coût supporté par les opérateurs de réseaux gaziers (donc àrépercuter aux clients utilisateurs de ces réseaux) représente un montant de 100 à150 M€ d’ici 2015.

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Hausses de 10 à 20% du prix de la chaleur achetée par les clients

• Supprimer une cogénération gaz alimentant un industriel ou un réseau de chaleur,c’est supprimer le prix préférentiel de la chaleur que permet d’offrir unecogénération, par rapport à un moyen classique de production, du fait del’économie de combustibles et de quotas CO2 qu’apporte cette technologie.

• Le maintien des cogénérations gaz permettrait significativement de préserver desprix compétitifs pour la chaleur facturée aux clients industriels ou autres, et degagner en compétitivité des entreprises françaises et par conséquent pour lesemplois directs et indirects associés.

• On expose des centaines de milliers de logements HLM à des hausses de l’énergiede 10 à 20 %, pouvant aller jusqu’à 180 € par an et par logement, et ce alors que lesréseaux de chaleur ne bénéficient pas des dispositifs de tarif social de l’énergie.

• Dans l’industrie, la hausse du prix de la vapeur industrielle résultante seraégalement très conséquente, en menaçant dangereusement les nombreux emploisinduits sur les sites à feu continu concernés, ceux-ci devant en permanence assurerleur compétitivité par rapport aux usines semblables des pays européens où lescogénérations fonctionnent toutes en continu et non quelques mois par an (cecigrâce à des dispositifs d’aide à l’efficacité énergétique)

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Les vertus énergétiques et environnementales de la cogénération

• Une technologie très efficace énergétiquement : la cogénération permet de réaliserplus du tiers d’économies d’énergie primaire par rapport aux technologiessubstituées pour les productions séparées de chaleur et d’électricité. En cas d’arrêtdes cogénérations, 1,7 millions de tonnes équivalent de pétrole supplémentairesseraient consommés (soit l’équivalent de la consommation de chauffage de près de 2millions d’appartements).

• Des économies de coût de production électrique et réductions d’émissions de CO2 :4.300 MW disponibles l’hiver, c’est près de 3 centrales EPR de production nonintermittente, sans besoin de moyens de substitution car à très haut niveau dedisponibilité (96%). Ces installations sont disponibles en pointe et extrême pointe etl’ont démontré tous les hivers passés. Elles se substituent ainsi à des moyens deproduction très émissifs et permettent une économie de près de 10 millions detonnes de CO2 par an (Source ATEE à partir d’une base de données RTE pour l’hiver2009-2010), soit 7,2% des allocations françaises annuelles (PNAQ).

En raison de leurs performances énergétiques et environnementales, les cogénérations contribuent significativement au respect des engagements européens de la France (3x20)

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LA COGÉNÉRATION EST UN MOYEN DE PRODUCTION COMBINÉE D’ÉLECTRICITÉ ET

DE CHALEUR PERFORMANTE QUI GARANTIT ENTRE 15 ET 25% D’EP VS LES

MEILLEURES TECHNIQUES DE PRODUCTIONS SÉPARÉES

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Économies d’énergie primaire réalisées de (117 à 133 -100)/(117 à 133), soit 15% à 25%par rapport au meilleures techniques de productions séparées

* L’électricité délivrée par une production électrique centralisée (CCG) est diminuée des pertes de transport (de 5,5%

en HTA suivant la Directive Cogénération 2004/08/CE)

Energie primaire

Energie primaire

ChaufferieChaufferie GAZ

Électricité 35 à 43

Chaleur44

E*1,055*/0,54

C/0,9

68 à 84

49

117 à 133100

Pertes21-13

Pertes38 à 46

• Des économies de réseaux électriques, car les installations sont réparties sur toutle territoire et sur les lieux de consommation électrique (villes et industries). Celapermet d’une part de limiter les pertes en ligne et les investissements en lignes detransport, et simultanément de sécuriser l’approvisionnement électrique en évitantle risque de congestion des réseaux.

• Les installations de cogénération sont des équipements qui existent déjà, et n’ontque 5 ans équivalents de marche. En outre, ils ne sont généralement pas remis enquestion par les riverains contrairement à d’autres projets, dont lesinvestissements vont coûter cher aux budgets déjà déficitaires de la collectivité.

• Pour mémoire, les cogénérations sont soutenues unanimement à l’échelleinternationale (AIE) et européenne (Directive Cogénération 2004/8/CE, DirectiveEfficacité Energétique). En application de cette première directive, la France acommuniqué à la Commission européenne son analyse du potentiel techniquedisponible en France pour de nouvelles cogénérations (rapport i-care/DGEC),qu’elle évalue à hauteur de 30.000 MW, soit 6 fois le parc existant.

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Et de plus…

La place actuelle de la Cogénération en France

• La cogénération est une source clé de chaleur et d’électricité pour l’industrie (donc l’emploi)et pour le chauffage urbain. Les quelques 900 sites de production répartis sur l’ensemble duterritoire (85 départements) contribuent à la sécurité d’approvisionnement en électricité dela France aux heures de pointe et également en cas d’intempéries ou d’actes terroristesvisant le réseau.

• Avec un haut rendement énergétique, les cogénérations produisent la chaleur nécessaire à 2millions d’habitants et 254 sites industriels (représentant plus de 30 000 emplois) en mêmetemps que l’électricité nécessaire pour 5 millions de ménages. Ces cogénérations sontimplantées sur tout le territoire, y compris dans les zones électriques sensibles.

• En raison des atouts de la cogénération, de nombreux pays en Europe disposent de plans desoutien afin de maintenir en service permanent et développer leur parc de cogénérations(les allemands vont doubler leur parc qui représente déjà 4 fois celui de la France, à peineéquivalent aux parcs Finlandais ou Danois ).

• La pérennité de ces plans de soutien est un facteur de décision essentiel pour les industrielscomparant divers sites Européens pour le choix de leurs investissements de développement.

• Un environnement défavorable mettrait en danger réel des dizaines de milliers d’emplois directs ou indirects , en particulier sur les sites industriels.

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Implantation régionales des cogénérations en Métropole

)

33 sites ; 92 MW

55 sites ; 559 MW

111 sites ; 596 MW

91 sites ; 565 MW

83 sites ; 294 MW

9 sites ; 116 MW

20 sites ; 104 MW

86 sites ; 473 MW

24 sites ; 131 MW

73 sites ; 408 MW

22 sites ; 78 MW

26 sites ; 79 MW

47 sites ; 235 MW

25 sites ; 97 MW

44 sites ; 295 MW

125 sites ; 901 MW

Sites industriels

Réseaux de chaleur

Notre proposition

• Pour conserver les bénéfices du parc de cogénération français actuel, unesolution simple et efficace consiste à :

– Préserver le renouvellement du contrat d’obligation d’achat pour lesinstallations de moins de 12 MW. Coût pour la CSPE attendu : del'ordre de 240 M€ /an à compter de 2015 pour environ 1200 MWrénovés.

– Soutenir dès maintenant les cogénérations hors OA jusqu’àl’émergence du marché de capacité de la loi NOME (prévu d’ici 2016).Une prime de capacité moyenne de 45 k€ par MW et par anpermettrait de sauvegarder près de 65% des capacités initialementinstallées, pour un coût moyen annuel sur 4 ans (2012-2015) del’ordre de 100 M€/an (2,2 GW préservés avec la prime alors que RTE aannoncé 2,7 GW de capacités perdues).

Dans un contexte de CSPE qui pourrait dépasser 6 Md€ en 2015, le poidsde la cogénération gaz dans la charge se limiterait à 5,6% à cette échéance(4,5% l’année en 2016).

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Prévisions de maintien du parc avec la prime de capacité et impact sur la CSPE

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Évolutions attendues de la CSPE (en M€) entre 2009 et 2015 (prévisions CRE et ATEE-FEDENE-UNIDEN)

Situation actuelle

• La DGEC n’a pas souhaité assurer le financement de la prime de capacité par la CSPE, malgré les faibles montants attendus et une baisse globale très sensible des contributions provenant des cogénérations.

• Le portage par un dispositif transitoire (appel à projets), dans le projet de décret relatif au marché de capacité, a été proposé par le ministre Eric Besson, supporté par les fournisseurs au prorata de leur contribution garantie à la pointe.

• Non seulement le décret relatif au marché de capacité n’a pas été validé par le Conseil d’Etat mais aussi le mécanisme transitoire a fait l’objet d’avis défavorables de la CRE et de l’autorité de la concurrence.

• La situation des cogénérations reste donc précaire, faute de visibilité sur le montage proposé dans des conditions de marché toujours très défavorables.

• Les premières installations industrielles sont en cours de démantèlement et d’autres démantèlements ont été décidés.

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