Ecole Doctorale en Energétique et Développement...

République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Université M’hamed BOUGARA, Boumerdes Faculté des Sciences de l'Ingénieur

Ecole Doctorale en Energétique et Développement Durable

Mémoire présenté en vue de l'obtention du diplôme de Magister

OPTION

Management de Projets Energétiques Etude technico-économique de la mini-trigénération pour le tertiaire Présenté par : Mohamed MESKINE Soutenu le : 24/06/2009 Examinateurs : Mohand TAZEROUT Professeur EM Nantes /France Président

Madjid HACHEMI Maître de conférences /A UMBB/Boumerdes Examinateur

Belaid BRACHEMI Docteur des universités UMBB/Boumerdes Examinateur

Kamel DALI Directeur des projets APRUE / Alger Co- Directeur

Mourad BALISTROU Maître de conférences /A UMBB/Boumerdes Directeur de mémoire

Année Universitaire 2008/2009

Je dédie ce travail à :

Ma chère mère et mon honorable père pour leur soutien, leur aide,

leur patience et leur amour.

Mon frère: Riadh. Ma sœur: Amel

Ma fiancé : Amina

Toute ma famille

Tous mes amis

Je remercie Allah tout puissant de m’avoir donné le savoir et la faculté de pouvoir poursuivre mes études afin de choisir un métier d’avenir noble.

Je commence tout d’abord par, le Pr. M. TAZEROUT de m’avoir proposé ce sujet de mémoire, le Dr. M. BALISTROU et le Dr M. Hachemi de m’avoir fortement encouragé à l’accepter ainsi que Mr K. DALI (APRUE), qui a régulièrement donné valeur à mon travail avec chaque avancement. Tout comme, je présente mes sincères reconnaissances au Pr. A. Zerizer le président du conseil scientifique de la faculté des sciences de l’ingénieur. Jamais je n’oserai oublier Mr SI-Youcef, le cadre d’état qui m’a guidé comme son fils par ses sages conseils sur tous les niveaux. Je remercie particulièrement, le Dr A. Bouachra enseignant et chef de département de l’économie pétrolière à l’IAP, Dr. J-C. LASVIGNOTTE, Pr. P. LEGENTILHOMME, Pr. C. GERANTE, mes enseignants aux écoles des Mines de France. Ainsi que, le juriste de la CREG Mme A. BOUALI et Mr A. RAHAL Chef de projet (KD-M), Mme A. Arib, Inspectrice principale des douanes à l’aéroport Houari Boumediène. Aussi, le directeur du centre hospitalier de Meftah (W de Blida) et tout le personnel de cet établissement pour son aide appréciable. Tous mes hommages, à mes amis qui ont représenté la source d’espoir aux moments difficiles: Abd el Rezzak, Karim, mes sœurs Akila, Siham, Lila et Farida ainsi que Fatteh l’informaticien. Je cite aussi, mes collègues de toute la promotion EDEDD, les amis de l‘INGM: Mounir, Siham, Imane, Mamadou … Mes remerciements vont également à tous ceux qui ont contribué à la réalisation de ce travail, de loin ou de prés et tout au long de mon parcourt universitaire.

Résumé

RÉSUMÉ :

Le présent travail consiste en une étude Technico-économique de la mini-trigénération pour le tertiaire. Un code de calcul sur ‘Excel’ est établis pour seulement la gamme des moteurs à gaz dont la puissance électrique n’excède pas 1MW, les performances du système sont obtenues, en se basant sur un calcul selon les besoins électriques et selon les besoins thermiques, notamment le coefficient de performance global, le rapport Electricité produite/Chaleur produite qui correspond à un gain économique maximal.

Une étude économique selon la méthode dynamique et aussi statique pour une

analyse du scénario (production séparée, système de trigénération) d’un cas pratique (centre hospitalier de Meftah) ont permis d’avoir une multitudes de résultats concernant les performances économiques du système, notamment la Valeur Actuelle Nette (rentabilité du projet), le Temps de Retour Simple et le Coût de Revient Economique Unitaire. Une étude d’impact sur l’environnement est aussi faite en calculant l’économie d’énergie primaire et les émissions de CO2 évitées. Ceci a permis de faire une optimisation selon les trois critères «Technique, Economique et Environnemental».

Mots Clés : Mini-trigénération, gaz naturel, Tertiaire, Technico-économique, performances Thermodynamiques, estimation gaz effet de serre. ABSTRACT:

This work consists of Technical and economical study of the trigeneration for the tertiary sector. A computer code on `Excel' is established for only the range of the gas engines whose electric output does not exceed 1MW, The system performances are obtained, by basing on a calculation according to electric and thermic needs, in particular the total coefficient of performance, the ratio produced Electricity/produced heat which corresponds to the maximum economic profit.

An economic survey according to the dynamic method and also static for an

analysis of scenario (separated production, system of trigeneration) of a case studies (hospital complex of Meftah) in the light of Algerian legislation made it possible to have multitudes of results concerning the performances economic of the system, in particular the Net Present Value (profitability of the project), the pay out time and the Equivalent Unit Cost. An impact study on the environment is also made (primary energy saving and the CO2 emissions saving). What makes it possible to make an optimization according to three criteria "Technic, Economic and Environmental". Key words: Trigeneration systems, natural gas, Tertiary sector, technico-economics, Thermodynamics performances, Assessment greenhouse gas emissions.

Résumé

:ملخص

)تبريدو آهرباء، تسخين (األطروحة في الدراسة التقنية و االقتصادية لنظام التوليد الثالثي للطاقة هاته تتمثل .ةالخاص بكل نشاط عدا الصناعة و الزراع

1خاص بالمحرآات التي تعمل بالغاز الطبيعي و التي ال تفوق استطاعتها ) Excel(على نظام وضعنا برنامج .ميغاوات

معايير جودة النظام حددت بواسطة حسابات إما حسب االحتياجات الكهربائية أو الحاجة إلى الحرارة والسيما معامل .منتجة على آمية الحرارة المنتجة للحصول على فائدة اقتصادية قصوىالجودة العام للنظام، النسبة آمية الكهرباء ال

) نظام التوليد المنفصل، نظام التوليد الثالثي(دراسة اقتصادية على الطريقة الديناميكية و الساآنة لتحليل السيناريو مكنتنا من الحصول على المعايير االقتصادية لجودة النظام السيما مردودية ) مستشفى مفتاح(لمثال تطبيقي

. المشروع ، ثمن الوحدة، آجال استرجاع مبلغ االستثمارآما تم القيام بدراسة التأثير على المحيط و ذلك بحساب الطاقة األولية المقتصدة وانبعاثات غاز االحتباس الحراري

.يسمح لنا باختيار المحرك األمثل وفق المعايير التقنية، االقتصادية ومعايير حماية المحيط المتجنبة مما

قتصادية، الًًًًََنجاعة الاالتوليد الثالثي للطاقة، الغاز الطبيعي، المباني، الدراسة التقنية، الدراسة :الكلمات المفتاحية .التقنية، تقدير غاز االحتباس الحراري

SOMMAIRE

Page

Remerciements

Sommaire

Introduction Générale .......................................................................................................... 1

Chapitre 1_Généralitées

1.1. Définition de la trigénération ...................................................................................... 3

1.2. Type d’installation de trigénération ............................................................................ 3

1.2.1. Par taille .......................................................................................................... 3

1.2.2. Par technique utilisée ..................................................................................... 3

1.3. La mini trigénération ................................................................................................... 4

1.4. Base juridique pour l’exercice de l’activité ................................................................. 4

1.4.1. Lois et réglementations ................................................................................... 4

1.4.2. L’exercice de l’activité .................................................................................... 5

1.4.2.1. Régimes ................................................................................................ 5

1.4.2.1.1. Le régime commun ..................................................................... 5

1.4.2.1.2. Le régime spécial ........................................................................ 5

1.4.2.2. Obligations ........................................................................................... 6

1.4.2.3. Droits .................................................................................................... 6

1.4.3. Loi sur les installations classées ........................................................................ 7

1.4.3.1. Définition ............................................................................................. 7

1.4.3.2. Seuils des émissions autorisées ........................................................... 8

Chapitre 2 _ Etude Bibliographique

2.1. Introduction ............................................................................................................... 9

2. 2. Etude technique ....................................................................................................... 9

2.3. Etude économique ..................................................................................................... 10

2.4. Etude Environnementale ........................................................................................... 12

Chapitre 3 _ Méthodologie

3.1. Code de calcul de l’étude technico-économique et environnementale

de la trigénération pour le tertiaire ...................................................................... 20

3.2. Description des scénarios ......................................................................................... 20

3.2.1. Introduction des besoins énergétique ............................................................ 20

3.2.1.1. Les besoins en électricité .................................................................... 20

3.2.1.2. Les besoins en chaleur ......................................................................... 21

3.2.1.3. Les besoins en froid ............................................................................ 22

3.2.2. Prédimentionnement ....................................................................................... 22

3.2.2.1. Calculs de la puissance du cogénérateur ............................................ 22

3.2.3. Introduction des données de pilotage ............................................................ 24

3.2.3.1 L’état du bâtiment ............................................................................... 24

3.2.3.2. Les montants d’investissement ............................................................ 24

3.2.3.3. Taux d’actualisation ........................................................................... 25

3.2.3.4. Vérification du type de client .............................................................. 25

3.2.3.5. Indication de vente ............................................................................. 26

3.2.4. Etude Technique .............................................................................................. 26

3.2.4.1. Performance énergétique d’une trigénération ..................................... 26

Taux de production d’énergie(α) ............................................................. 27

Taux de récupération de chaleur .......................................................... 27

Coefficient de performance des systèmes de production de froid ....... 27

L’unité de réfrigération à absorption ..................................................... 27

Rendement électrique équivalent .......................................................... 28

Rapport E/C ........................................................................................... 29

3.2.5. Economie ......................................................................................................... 29

Méthode dynamique .................................................................................. 29

Méthode statique .......................................................................................... 29

Projet différentiel ........................................................................................... 29

3.2.5.1. Rentabilité du projet .................................................................................... 29

Valeur Actuelle Nette ............................................................................... 29

Temps de Retour Simple .......................................................................... 30

Coût de Revient Economique Unitaire ..................................................... 30

Taux de Rentabilité Interne ...................................................................... 30

Enrichissement Relatif en Capital ............................................................... 30

Prévisions .................................................................................................... 30

3.2.6. Environnement ............................................................................................... 31

3.2.6.1. Index d’économie d’énergie ........................................................... 31

3.2.6.2. Emissions de CO2 évitées .............................................................. 31

3.3. Organigramme ‘’méthodologie de la faisabilité du projet ‘’ ........................................ 32

Chapitre 4 Étude de cas

4.1. Etude de cas : Centre hospitalier de Meftah ................................................................ 35

4.1.1. Présentation de l’établissement étudié ....................................................... 35

4.1.2. Situation énergétique actuelle .................................................................... 35

4.1.2.1. Installation électrique ............................................................................... 35

4.1.2.2. Installation thermique ............................................................................... 35

4.1.2.3. Tableau récapitulatif de la situation énergétique actuelle ........................ 36

4.1.2.4. Estimation des besoins énergétiques de l’établissement .......................... 36

L’année de référence ............................................................................. 36

Consommation d’électricité .................................................................. 37

Besoin en eau chaude sanitaire .............................................................. 38

Consommation de chaleur et de froid ................................................... 38

L’intégration technique d’une unité de trigénération ............................ 41

Première méthode ................................................................................. 41

Profil de chaleur cogénérée calqué sur le profil du besoin ................... 42

Deuxième méthode ................................................................................ 43

Monotone de chaleur ............................................................................. 43

Chapitre 5 _ Résultats et Discussion

5 .1. Autoconsommation ..................................................................................................... 45

5.2. Appel d’offre lancé par la CREG ................................................................................. 46

5.2.1. Influence du rapport Prix gaz/Prix électricité sur la rentabilité du projet ..... 48

5.2.2. Prévisions ..................................................................................................... 49

5.2.3. Influence du COP URA sur les critères environnementaux .......................... 50

5.3. Cas d’un groupement d’habitations ............................................................................. 51

Conclusion ........................................................................................................................... 35

Références bibliographiques

Annexes

Liste des tableaux et figures

LISTE DES FIGURES

Page

Figure 2.1 Variation de la valeur actuelle nette en fonction du temps. .............................. 11

Figure 2.2 Temps de récupération en fonction du rapport

(Prix de l’électricité/prix du gaz) ...................................................................... 12

Figure 2.3 Gain en énergie primaire en fonction du rapport (électricité /chaleur) ............. 13

Figure 2.4 Taux des émissions en fonction du rendement et des facteurs d’émissions ..... 14

Figure 2.5 Variation du gain relatif en énergie primaire en fonction du taux

de chaleur produite par trigénération ................................................................ 15

Figure 2.6 Variation du gain relatif en énergie primaire en fonction des

coefficients de performance des unités de réfrigération à compression

et à absorption .................................................................................................... 15

Figure 2.7 Rendement d’investissement contre le taux d’intérêt ..................................... 16

Figure 2.8 Taux des émissions de C02 évitées pour un moteur à gaz ................................ 16

Figure 2.9 Temps de récupération et émissions évitées en fonction du COP pour

une machine frigorifique à absorption ............................................................. 17

Figure 2.10 Gain en énergie primaire en fonction du rapport (électricité /chaleur)

produites ............................................................................................................ 18

Figure 2.11 Réduction des émissions de C02 en fonction du ratio caractéristique

des émissions ..................................................................................................... 18

Figure 3.1 Schéma fonctionnel d’une URA ....................................................................... 28

Figure 3.2 Organigramme .................................................................................................. 32

Figure 4.1 Maquette de l’hôpital ........................................................................................ 35

Figure 4.2 Besoin annuel en électricité (MWh) ................................................................. 37

Figure 4.3 Besoin journalier en électricité (KW) ............................................................... 37

Figure 4.4 Besoin eau chaude ............................................................................................. 38

Figure 4.5 Moyenne mensuelle des températures minimales (1997-2007) ........................ 39

Figure 4.6 Moyenne mensuelle des températures maximales (1997-2007) ....................... 39

Figure 4.7 Besoin annuel en chaleur (KWh) ..................................................................... 39

Figure 4.8 Besoin journalier en chaleur saison d’hiver (KW) .......................................... 40

Figure 4.9 Besoin annuel en froid (KW) ............................................................................ 40

Figure 4.10 Profil de température d’une journée type saison d’été .................................... 40

Figure 4.11 Besoin en froid d’une journée(KW) ............................................................... 41


Figure 4.12 Profil de consommation électrique et de la puissance cogénérée .................. 42

Figure 4.13 Profil d’électricité et de chaleur cogénérée calqué sur le

besoin thermique ............................................................................................ 42

Figure 4.14 Monotone de chaleur sur l’année ................................................................. 43

Figure 4.15 : KWh produits en fonction de la puissance et d’heures

de fonctionnement ........................................................................................... 43

Figure 5.1 Variation de la VAN et le TRS en fonction de l’investissement initial ............................................................................................................... 46

Figure 5.2 Variation de la VAN en fonction de l’investissement initial ........................ 48

Figure 5.3 Influence du rapport Prix gaz/Prix électricité sur le délai de

récupération ..................................................................................................... 48

Figure 5.4 Influence du rapport Prix gaz/Prix électricité sur la rentabilité

du projet ........................................................................................................... 49

Figure 5.5 Variation de la VAN et le TRS en fonction de la sensibilité du prix

d’électricité ...................................................................................................... 49

Figure 5.6 Variation de la VAN et le TRS en fonction de la sensibilité du prix

du gaz .............................................................................................................. 50

Figure 5.7 Influence du COP URA sur les critères environnementaux ............................ 50

Figure 5.8 Variation du COP URA en fonction de la température moyenne de la

saison d’été ...................................................................................................... 51

Figure 5.9 VAN et TRS en fonction de l’investissement initial pour un

groupement d’habitation pour le cas d’appel d’offre ...................................... 52

Figure 5.10 VAN et TRS en fonction de l’investissement initial pour un

groupement d’habitation Pour le cas d’autoconsommation ............................ 52


LISTE DES TABLEAUX Page

Tableau 1.1 Limites des émissions ..................................................................................... 8

Tableau 2.1 Evaluation économique d’un système de trigénération .................................. 11

Tableau 2.2 Ordre d’influence des critères techniques sur le gain relatif

en énergie primaire ......................................................................................... 14

Tableau 2.3 Index d’économie d’énergie primaire et émissions évitées de ....................... 19

Tableau 3.1 Besoin en électricité pour une journée type ................................................... 20

Tableau 3.2 Besoin en chauffage pour une journée type pour la saison ............................ 21

Tableau 3.3 Monotone de chaleur pour l’année et les heures de fonctionnements

de la trigénération ........................................................................................... 21

Tableau 3.4 Choix des températures d’eau chaude sanitaire ............................................. 22

Tableau 3.5 Besoin en eau chaude (m3/h) .......................................................................... 22

Tableau 3.6 Besoin en froid (KW) ..................................................................................... 22

Tableau 3.7 Saisons de l’année (Heures) ........................................................................... 22

Tableau 3.8 Résultats du pré dimensionnement ................................................................. 23

Tableau 3.9 Caractéristiques techniques des moteurs (catalogue) ..................................... 23

Tableau 3.10 Etat du bâtiment ........................................................................................... 24

Tableau 3.11 Montants d’investissement ........................................................................... 24

Tableau 3.12 Données économiques .................................................................................. 25

Tableau 3.13 Actualisation ................................................................................................ 25

Tableau 3.14 Tarifs d’achat d’électricité ........................................................................... 25

Tableau 3.15 Tarifs d’achats de GN .................................................................................. 26

Tableau 3.16 Limites d’utilisation de l’électricité produite .............................................. 26

Tableau 3.17 Température moyenne de saison d’électricité .............................................. 28

Tableau 3.18 Sensibilité des prix d’électricité et du GN .................................................. 30

Tableau 3.19 Affichage des résultats ................................................................................. 34

Tableau 4.1 Situation énergétique actuelle ........................................................................ 36

Tableau 4.2 Catalogue des performances (Moteur Cummins) ........................................... 42

Tableau 5.1 Résultats techniques et environnementaux pour le cas d’autoconsommation 45

Tableau 5.2 Résultats économiques pour le cas d’autoconsommation ............................. 45

Tableau 5.3 Résultats techniques et environnementaux pour le cas d’appel d’offre ......... 47

Tableau 5.4 Résultats économiques pour le cas d’appel d’offre ........................................ 47

Nomenclature Acronymes : CREG : Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz

COP : Coefficient de performance

CO2 REE: Rendement équivalent des émissions de CO2

CO2 RCE: Ratio caractéristique des émissions de CO2

CREU : Coût de Revient Economique Unitaire

DMD : Débit de gaz maximal demandé

EEC02 : Emissions de CO2 Evitées

ERC : Enrichissement Relatif en Capital

GES : Gaz à Effet de Serre

I : Index d’économie d’énergie

I0 : Investissement de l’année 0

MDA : Million de Dinars Algérien

P : Consommation en combustible du cogénérateur

Psp : Consommation en combustible par voie séparée de production

PMD : Puissance électrique maximale mise à disposition

PMA : Puissance électrique maximale atteinte

Qf : Puissance thermique fournie au réfrigérateur à absorption

Q’ : Puissance thermique du cogénérateur

REE : Rendement Electrique Equivalent

SP : Voie Séparée

TCO2 ER: Emissions réduites de CO2 par trigénération

TRI : Taux de Rentabilité Interne

TRS : Temps de Récupération Simple

URA : Unité de Réfrigération à Absorption

URC : Unité de Réfrigération à compression

VAN : Valeur Actuelle Nette.

Indices :

E : Electricité

F : Fuel

Q : Chaleur

R : froid

Z : Trigénération

Lettres grecques :

ηE : Rendement Electrique

ηt : Rendement Thermique

ηC : Rendement Frigorifique

Rendement de la chaudière classique.

λ : Fraction de chaleur utilisée pour la réfrigération (λ = Qf/ Q’)

αE , αQ : facteur de conversion par le cogénérateur du combustible en électricité

respectivement chaleur

µCO2 : Facteur d’émission de CO2 (g/KWh).

Introduction

générale

Introduction Générale

1


L’énergie est un des moteurs de l’économie mondiale. La croissance des pays développés s’est fondée depuis 150 ans sur un modèle énergivore, apparu avec la révolution industrielle du charbon et de l’acier, puis étendu à l’échelle de la planète avec la diffusion de l’électricité et des produits pétroliers.

Mais ce modèle n’est pas durable et deux contraintes imposent sa transformation:

La tension sur les prix des énergies fossiles et la diminution de leurs stocks;

La déstabilisation du climat qui nécessite de réduire les émissions de gaz à effet de serre [1].

Alors que le changement climatique est devenu un problème écologique mondial et l’effet de serre est dans tous les esprits, maîtriser l’énergie apparaît aujourd’hui impératif. La trigénération se présente, de ce point de vue, comme l’un des instruments les plus adaptés pour utiliser rationnellement l’énergie et pour lutter contre cette menace [2].

Généralement, tout établissement ou toute entreprise produit sa chaleur avec une chaudière à combustible fossile et achète son électricité au réseau et utilise souvent de l’énergie noble (électricité) pour la production du froid. Pourtant, il est possible, et souvent avantageux, de produire simultanément une partie de ses besoins de chaleur et d'électricité et de froid par une unité de tri génération.

La trigénération se trouve principalement dans le tertiaire, là où les besoin de chaleur, de froid et en électricité coexistent, c’est le cas des hôpitaux, piscines ou centres nautiques, lycées, immeuble locatifs en réseau …

Ce sujet à été proposé par l’APRUE (Agence pour la Promotion et la Rationalisation de l’Utilisation de l’Energie), d’où le but est de faire un plan de sensibilisation des acteurs techniques et économiques du tertiaire pour rendre attractive cette technologie par l’adoption d’une méthode de pré-dimensionnement d’une installation de production multiple d’énergie.

L’énergie dans un établissement de santé est omniprésente, elle permet le fonctionnement des appareils médicaux, des équipements de bureaux, des machines à laver et assure également le confort des malades (éclairage, chauffage, eau chaude sanitaire, climatisation).


2

Parce que les hôpitaux consomment de l’énergie en permanence et qu’ils utilisent des équipements énergivores - Parfois la facture énergétique d’un hôpital représente un poids non négligeable dans son budget (jusqu’à 10 %)[3] - les dépenses de santé dans la plupart des pays en développement sont menacées par le poids de la dette, ce mémoire vient rappeler qu’une installation de tri génération dans les structures de santé peut contribuer à l’allègement des dépenses de fonctionnement, à l’amélioration du confort des malades et du personnels tout en participant à l’effort local pour la preservation d’un environnement saint.

Dans le premier chapitre, nous présentons, une description des différents systèmes de trigénération, le deuxième chapitre a été consacré pour l’étude bibliographique succincte sur les principales études des systèmes de trigénération du point de vue technique, économique et aussi environnemental.

Dans le troisième chapitre, nous nous sommes intéressés à la présentation des équations de base du prédimensionnement et l’étude technico-économique et aussi celles du bilan environnemental ainsi qu’une présentation du manuel de fonctionnement du code de calcul

Dans le quatrième chapitre, nous présentons un cas d’étude du centre hospitalier de MEFTAH Willaya de Blida, nous avons commencé par une estimation des besoins énergétiques puis nous avons réalisé une étude de rentabilité du projet de trigénération ainsi qu’une étude d’impact sur l’environnement pour différents cas d’exploitation, les résultats obtenus sont présentés dans le cinquième chapitre.

Chapitre 1

Chapitre I Généralités

3

1.1. Définition de la trigénération

La tri génération est une technique de production simultanée de l’énergie mécanique, utilisée pour produire de l’électricité, de l’énergie calorifique (chaleur) et de l’énergie frigorifique (froid) [4]. 1.2. Type d’installation de trigénération

Les installations de trigénération sont classées selon [4,5]. 1.2.1. La taille

La tri génération est le couplage d’une installation de cogénération à un système de production de froid, de ce fait la taille de la tri génération dépend de la taille de l’installation de cogénération associée, pour cette dernière on trouve : La micro cogénération : réservé à des machines de faible puissance (< 10 Kwe). La petite cogénération : Connue sous le terme module de cogénération, pour des puissances entre 10 Kwe et 1 Mwe, une technique qui représente un intérêt accru pour le domaine du tertiaire. La cogénération classique : pour des puissances entre 1 et 50 Mwe La cogénération industrielle: pour des puissances entre 50 et 100 Mwe. 1.2.2. La technique utilisée

Turbine à gaz :

La cogénération par turbine à gaz est de plus en plus utilisée. L’énergie globale, produite à l’issue du processus suivant, représente 75 à 90 % de l’énergie calorifique initiale. A l’entrée, l’air est comprimé dans un turbocompresseur jusqu’à une pression allant de 15 à 40 bars, avant d’être introduit dans une chambre de combustion, en mélange avec le gaz naturel. Après combustion, les gaz de combustion produit sont détendus dans une turbine couplée, en général, à un alternateur qui produit de l’énergie électrique. L’énergie calorifique contenue dans les fumées de combustion est récupérée. Différentes configurations sont alors possibles, en fonction de la nature d’utilisation de chaleur. Moteur à gaz :

La cogénération par moteur à gaz correspond à un autre mode de production d’énergie pour un rendement global de 80 à 85 %, réparti à 31/39 % pour le rendement électrique et à 45/55 % pour le rendement thermique. Dans ces installations, le moteur ne nécessite pas une alimentation gaz à une pression élevée, comme dans le cas de la turbine. L’énergie mécanique est transformée en énergie électrique par entraînement d’un alternateur.


4

La chaleur provient, quant à elle, du refroidissement du bloc moteur, des gaz d’échappement et du turbo de suralimentation et la quantité de chaleur récupérée est plus faible que dans les systèmes avec turbines à gaz. Ce type d’installation est surtout utilisé pour la production d’eau chaude et d’air chaud. Elle est donc en particulier adaptée au tertiaire (établissements hospitaliers, piscines, patinoires ….), qui requiert à la fois des besoins de chaleur et de conditionnement d’air [6]. Pile à combustible :

La pile à combustible constitue un troisième mode de production décentralisé d’énergie électrique par cogénération [3]. Cette technologie reste toutefois en cours de développement. Ses débouchés devraient êtres nombreux tant pour les installations stationnaires que pour des installations mobiles destinées aux applications dans les transports. Le principe de fonctionnement d’une pile à combustible diffère de la cogénération classique : la production d’électricité et de chaleur ne passe pas par une conversion mécanique, mais est issue de la réaction électrochimique qui est l’inverse de l’électrolyse de l’eau. 1.3. La mini-trigénération

Connue sous le terme module de cogénération, pour des puissances entre 10 Kwe et 1 Mwe, une technique qui représente un intérêt accru pour le domaine du tertiaire (Secteur des activités autre qu’agricoles et industrielles), c’est le cas des hôpitaux, piscines ou centre nautiques, lycées, immeuble locatifs en réseau…, Les hôpitaux caractérisés par des besoins importants en chaleur, en froid et en électricité sont particulièrement propices à de telles installations. 1.4. Base juridique pour l’exercice de l’activité

Après la ratification du protocole de KYOTO le législateur Algérien à pris des décisions concrètes pour encourager les particuliers à produire de l’électricité par la cogénération et les énergies renouvelable afin de réduire les émissions des gaz à effet de serre. 1.4.1. Lois et réglementations

Chaque personne physique ou morale de droit public ou privé est autorisée à s’exercer dans le domaine de la production et de la commercialisation de l’électricité, et ce conformément à la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à l'électricité et à la distribution du gaz par canalisations1 et ses textes d’application notamment le décret exécutif n°04-92 du 4 Safar 1425 correspondant au 25 mars 2004 relatif aux coûts de diversification de la production d'électricité2.

1 Voir annexe n°1. 2 Voir annexe n°2.


5

1.4.2. L’exercice de l’activité

Au titre du décret susvisé, est considérée comme production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et/ou de cogénération: « L’électricité produite dans des installations réalisées ou exploitées pour le compte de producteurs, de collectivités territoriales, d’associations ou de particuliers ».

Cette activité est ouverte à la concurrence conformément à la législation en vigueur et aux dispositions de la loi susvisée notamment son article 6. La production et la commercialisation sont soumises à une autorisation d’exploiter3 délivrée nominativement par la commission de régulation d’électricité et du gaz « CREG ».

Néanmoins la dite autorisation n’est pas exigible pour les installations destinées à l’autoconsommation, de puissance totale installée inférieure à vingt cinq (25) MW aux conditions ISO. L’exercice de cette activité est soumis à une déclaration préalable 4auprès de la commission de régulation qui en vérifie la conformité avec la loi « art 11 de la loi ». Dépassant les 25MW, les dites installations sont soumises à l’autorisation d’exploiter. 1.4.2.1. Régimes

Dans le cadre de la production d’électricité, on distingue deux « 02 » types de régime : commun et spécial. 1.4.2.1.1. Le régime commun

Est utilisé par tous producteurs. Quant au régime spécial, il est réservé pour ceux qui utilisent les énergies renouvelables et/ou le système de cogénération pour la production d’électricité à des fins de commercialisation. 1.4.2.1.2. Le régime spécial

Est définit par l’article 2 du décret sus indiqué comme l’organisation par dérogation au régime commun du marché pour l’écoulement normal, un prix minimal d’un volume minimal d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables et/ou de système de cogénération, comme spécifié à l’article 26 de la loi n°02-01. C’est une mesure d’organisation du marché prise par la commission de régulation en application de la politique énergétique.

Dans ce contexte, la commission arrêtera chaque année les quotas de production

d’électricité à partir d’énergies renouvelables. Elle veillera à l’organisation de la prise en charge des surcoûts liés aux énergies renouvelables et/ou de système de cogénération dans le cadre du régime spécial. « Art 8 du décret » La dite commission dresse annuellement, au cours du mois de janvier pour l’année écoulée, le bilan de production pour chaque producteur d’électricité dans le cadre du régime spécial. Ce bilan devra faire apparaître l’énergie commercialisée et l’énergie autoconsommée. « Art 9 du décret ».

3 Voir annexe n°3. 4 Voir annexe n°4


6

1.4.2.2. Obligations

Pour pouvoir bénéficier du dispositif dudit régime, les producteurs doivent souscrire aux conditions du cahier des charges relatif à l’écoulement sur le marché visant l’encouragement des énergies renouvelables et la cogénération notamment aux conditions suivantes : « art 5 du décret »

de livraison au réseau de toute l’énergie excédentaire produite par les installations de cogénération, ceci en bénéficiant d’une prime ;

d’alimentation pour leur utilisation propre des installations, à partir des réseaux de distribution ou de transport électrique ;

des normes de sécurité et règlements techniques pour les installations de production ; des normes d’exploitation des installations selon les normes techniques de production ; des normes d’entretien des installations ; du respect scrupuleux des conditions de protection du milieu ambiant. De se soumettre aux conditions régissant les offres du marché, particulièrement celles

liées aux procédures de liquidation et de payement de l’énergie ; De se soumettre aux mesures exceptionnelles susceptibles d’être prises (crise grave sur le

marché, menace pour la sécurité ou la sûreté des réseaux et installations électriques ou de risque pour la sécurité des personnes) conformément à l’article 20 de la loi ;

Communiquer à l’opérateur du système électrique toute information nécessaire à la conduite du système électrique. 1.4.2.3. Droits

Parallèlement à ses obligations, les producteurs bénéficient de certains droits sous le régime spécial à savoir ;

D’injecter le surplus de sa production dans les réseaux électriques du transport de l’électricité ou de distribution de l’électricité ; il perçoit en contrepartie les rétributions correspondantes,

De connecter ses installations aux réseaux de transport ou de distribution de l’électricité ; cette connexion est réalisée par le gestionnaire du réseau concerné. il sera tenu compte de la taille des installations de production électrique à partir d’énergies renouvelables et/ou de cogénération concernées. Les coûts de connexion sont considérés comme des coûts de diversification « art 6 du décret ».

De bénéficier d’un placement prioritaire sur le marché pour sa production de l’électricité qui sera rémunérée.

Le producteur d’électricité sous le régime spécial a également le droit de se faire raccorder en gaz, par le gestionnaire du réseau de transport du gaz ou de distribution du gaz aux frais de ce dernier, dans la limite d’une distance économiquement raisonnable.

Les surcoûts découlant de ces mesures peuvent faire l’objet de dotations de l’Etat et/ou être pris en compte par la caisse de l’électricité et du gaz et imputés sur les tarifs.


7

Les producteurs utilisant les énergies renouvelables et/ou la cogénération peuvent

bénéficier de primes. Ces primes sont considérées comme coûts de diversification conformément à l'article 98 ci-dessous. « article 95 de la loi n°02-01 ». En ce qui concerne l’électricité produite à partir d’installation de cogénération de vapeur et/ou d’eau chaude, le montant s’élève à 160% du prix par kWh de l’électricité tel qu’élaboré par l’opérateur du marché défini par la loi n°02-01 susvisée, en tenant compte d’une production d’énergie thermique utilisable de 20% de l’ensemble des énergies primaires utilisées. Les capacités de production en électricité ne doivent pas dépasser les 50 MW. « Art 17 du décret susvisé » Pour les installations produisant moins de 20% d’énergie utilisable, la prime sera réduite de 25% par tranche, de 5% d’énergie thermique en dessous de 20% en tenant compte d’un minimum de production d’énergie thermique de 10% : • pour une production d’énergie utilisable de 15 à 19% la prime sera de 120%, • pour une production d’énergie utilisable de 10 à 15% la prime sera de 80%, Pour une production d’énergie utilisable inférieure à 10% la prime sera nulle. Les installations de production électrique, ci-dessus définies, sont raccordées comme suit : • pour les puissances inférieures à 120 KW, le raccordement se fait en basse tension, • pour les puissances inférieures à 10 MW, le raccordement se fait sur le réseau 10 à 30 KV, • pour les puissances entre 10 et 40 MW, le raccordement se fait sur le réseau 60 KV, • pour les puissances supérieures à 40 MW, le raccordement se fait sur le réseau 220 KV. 1.4.3. Loi sur les installations classées

1.4.3.1. Définition

Toute unité technique fixe dans laquelle interviennent une ou plusieurs activités figurant dans la nomenclature des installations classées telle que fixée par la réglementation en vigueur. Selon l’article 5 du Décret exécutif n 06-198 définissant la réglementation applicable aux établissements classés pour la protection de l’environnement. Toute demande d’autorisation d’exploitation d'un établissement classé est précédée, selon le cas et conformément á la nomenclature des installations classées

• D’une étude ou d’une notice d’impact sur L’environnement établie et approuvée selon les conditions fixées par la réglementation en vigueur,

• D’une étude de danger • D’une enquête publique effectuée conformément aux modalités fixées par la

réglementation en vigueur.


8

1.4.3.2. Seuils des émissions autorisées

Selon l’article 3 du Décret exécutif n 06-138 réglementant L’émission dans l’atmosphère de gaz, fumées, vapeurs, particules liquides ou solides, ainsi que les conditions dans lesquelles s'exerce leur contrôle[7].

Pour conclure cette législation offre plus d’avantages pour l’implantation des systèmes de trigénération et améliore la rentabilité économique avec la prime octroyée.

N° Paramètre Unité Valeurs limites 1 Poussière totale mg /Nm 3 50 2 Oxyde de soufre mg /Nm 3 300 3 Oxyde d’azote mg /Nm 3 300

4 Oxyde de carbone mg /Nm 3 150

Tableau 1.1 : Limites des émissions

Chapitre 2

Chapitre 2 Recherche bibliographique

9

2.1. Introduction

La trigénération est la production simultanée d’électricité, de chaleur et de froid à partir d’une seule source d’énergie primaire (gaz naturel ou gazole) souvent basée sur une turbine à gaz ou un moteur à combustion interne couplé(e) à une unité de réfrigération à absorption pour la production du froid [8,9], ce qui permet d’éviter l’utilisation des groupes frigorifiques à compression dont l’énergie mécanique requise pour comprimer le fluide réfrigérant est environ 50 fois plus élevée [10]. Dans cette étude nous allons nous intéresser à la trigénération par moteur à gaz dont la puissance n’excède pas 1MWél pour le tertiaire [11], du point de vue technique, économique et environnemental. La plupart des moteurs à gaz disponibles sur le marché présentent les capacités de récupération suivantes : fumées d’échappement (400-550°C), intercooler (30-80°C), bloc moteur et lubrifiant (75-120°C) [10]. Le choix des sources de récupération dépendra du niveau de température requis par l’application et de la température d’entrée du cycle à absorption, idéalement supérieure à 85°C [12]. 2.2. Etude technique

Havelsky [13] : les coefficients de performance des systèmes de production de froid et de chaleur ne sont pas les meilleurs critères d’évaluation énergétique pour comparer des systèmes différents de production d’énergie entre eux. Par contre, le taux d’énergie primaire -Primary Energy Rate-, qui est le rapport entre l’énergie primaire consommée et l’énergie produite, et l’économie d’énergie primaire comparative ∆qp, sont de meilleurs critères d’évaluation de l’efficacité énergétique. Cardona [6] : dans le cas d’une possibilité de vente de l’excédent en électricité produite,

la meilleure stratégie de dimensionnement d’une trigénération saisonnière pour le climat méditerranéen est celle selon les besoins thermiques, en tenant compte de la puissance qui correspond au maximum d’énergie primaire économisée ‘’primary energy saiving philosophy’’. La meilleure puissance se situe aux alentours de 48% des besoins thermiques. De même, l’unité de réfrigération à absorption sera dimensionnée selon les besoins frigorifiques en se basant sur une monotone de besoin en froid sur l’année. Une puissance égale à 70% du pic (celle qui correspond au maximum de KWh de froid produits) du besoin en froid s’avère le meilleur choix.


10

Minciuc [14] : a donné une formule générale pour le calcul de la Performance

Energétique d’une Trigénération dans le cas d’une turbine à gaz ou un moteur à combustion interne équipé d’un système de récupération de chaleur et une unité de réfrigération à absorption, une autre à compression et une chaudière classique comme appoint. Cette équation restera valable dans le cas d’une cogénération en éliminant le dernier terme du dénominateur.

Zabalza [15] : la législation du pays a une influence sur le choix technique de l’installation

de cogénération. En Espagne, par exemple, la condition d’obtention de l’autorisation d’injecter le surplus en électricité dans le réseau est purement technique, à partir du moment où il faut consommer au moins 10% de la production électrique et atteindre un rendement électrique équivalent ηEE supérieur à 59%

2.3. Etude économique Maidment et al [8] : ont fait une investigation sur la rentabilité de systèmes de

cogénération équipés d’un moteur à gaz et dimensionnés selon les besoins électriques pour un fonctionnement continu sur la journée, et d’autres dimensionnés selon les besoins thermiques pour un fonctionnement continu et également dans le cas d’un fonctionnement aux heures rentables. Ces auteurs ont montré que l’on peut atteindre un temps de récupération inférieur à 4,21 années dans le cas d’un système dimensionné selon les besoins thermiques pour un fonctionnement durant les heures rentables. Onovwiona [11] : cet auteur a effectué une comparaison, dans le cas d’une installation

résidentielle (besoin électrique inferieur à 1MW) entre la cogénération utilisant un moteur à combustion interne à gaz et celle basée sur une micro- turbine à gaz selon trois critères : l’investissement, le coût de maintenance et les émissions de gaz à effet de serre. Cet auteur a conclu que la cogénération à base d’un moteur à combustion interne à gaz est la mieux adaptée, étant donnés son rendement électrique élevé et son coût d’investissement réduit, tout en tenant compte de son coût de maintenance et du taux d’émission de NOX élevé par rapport à l’emploi d’une micro turbine à gaz.


11

Ziher et al [3] : Ces auteurs ont utilisé la méthode statique pour la détermination du temps

récupération simple et la méthode dynamique pour le calcul de la valeur actuelle nette et de l’enrichissement relatif en capital d’un système de trigénération destiné à un hôpital. Cette installation était équipée d’une turbine à gaz couplée à un système à absorption et un second à compression pour la production du froid. Elle comprenait par ailleurs un système de stockage du froid. Cette étude a montré l’effet bénéfique du stockage du froid sur les performances économiques d’un tel système. L’étude a été focalisée sur l’optimisation du système selon des critères purement économiques de temps de récupération le plus faible possible et d’obtention d’=une valeur actuelle nette importante et d’un enrichissement relatif en capital supérieur à 1

Méthode statique Méthode

dynamique Temps de retour (ans) VAN (Mill

€) ERC

Trigénération sans stockage de froid

6, 71 2,02 1,07

Trigénération avec stockage de froid

5,86 2,72 1,09

Arteconi et al [16] : Ces auteurs ont vérifié la rentabilité d’un système de trigénération

pour un supermarché Italien dont le besoin électrique est inferieur à 500 KWél, dans le cas de l’utilisation d’une turbine à gaz et de l’emploi d’un moteur à combustion interne à gaz. Ils ont conclu que l’utilisation d’un moteur à gaz est plus rentable.

Tableau 2.1 : Evaluation économique d’un système de trigénération.

Figure 2.1: Variation de la valeur actuelle nette en fonction du temps.


12

Arteconi et al [16] : Ces auteurs ont étudié la variation du temps de récupération en

fonction du ratio prix de l’électricité sur le prix du gaz) pour trois scénarios : moteur à combustion interne avec URA (LIBR/H2O), micro turbine à gaz avec URA (LIBR/H2O) et (NH3/H2O)

2.4. Etude Environnementale Le choix de la situation de référence est très important lorsqu’il s’agit d’une comparaison entre un système de production par Co ou trigénération et un système séparé de production. Plusieurs conclusions peuvent êtres tirées suite à un choix différent de la situation de référence. Ainsi, est-il approprié d’évaluer le gain en énergie primaire par Co ou trigénération à gaz par rapport à un système séparé de production (charbon) [5,17].

Il est très difficile de savoir si la différence de consommation est due à la qualité de l’énergie primaire utilisée ou au système choisi [18].

Lucas [19] : Cet auteur a étudié la variation du gain en énergie primaire en fonction du

rapport (électricité produite / chaleur produite) et également en fonction de la quantité d’électricité produite via la cogénération par rapport aux besoins.

Figure 2.2 : Temps de récupération en fonction du rapport (prix de l’électricité/prix du gaz).


13

PE*: Energie primaire consommée en voie séparée de production.

PE : Energie primaire consommée en mode de cogénération.

σ : Rapport electricité /chaleur produite.

Pel=Pel,c+∆Pel

Les hypothèses sont les suivantes :

• Les besoins internes en énergie sont négligés. • Valable pour une turbine à gaz et un moteur à combustion interne. • Les pertes dans le réseau sont négligées. • L’étude a défini deux types de critères d’évaluation environnementale d’une

trigénération : Le premier pour le gain en énergie primaire, pour lequel Lucas [19] a défini le gain absolu qui exprime la différence entre l’énergie primaire utilisée en trigénération et celle consommée en mode séparé de production et également le gain relatif et le taux du gain.

Pour le deuxième type de critère, celui qui concerne les émissions en CO2 évitées et faisant référence à Meunier [2], Lucas [19] a défini la quantité relative des émissions évitées.

Figure 2.3 : Gain en énergie primaire en fonction du rapport (électricité /chaleur).


14

Meunier [2,6] : Cet auteur a montré que le taux des émissions de CO2 évitées varie entre

10% et 50% et dépend de plusieurs facteurs : - Rendement de la Co ou de la trigénération. - Facteur d’émission de l’électricité du réseau et du fuel utilisé.

Minciuc [1,14] : Cet auteur a défini des critères d’évaluation environnementaux :

- le gain en énergie primaire, qu’il soit absolu ou relatif - les quantités des émissions de CO2 évitées en se basant sur les études de Maidment [20] et Meunier [2], pour déterminer l’ordre d’influence des critères techniques sur l’économie d’énergie relative (Tableau 3).

Figure 2.4 : Taux des émissions en fonction du rendement et des facteurs d’émissions.

Tableau 2.2 : Ordre d’influence des critères techniques sur le gain relatif en énergie primaire.


15

Renedo [21] :

Cet auteur a réalisé une comparaison de plusieurs alternatives de dimensionnement d’une cogénération pour un hôpital utilisant un moteur diesel et une turbine à gaz. Il a montré que l’économie de chacune des alternatives est fortement influencée par la taille de l’équipement et les systèmes de fonctionnement et de contrôle, tout en montrant que le paramètre le plus important est le rendement électrique, ce qui donne un avantage aux moteurs diesel. Tenant compte de la législation en vigueur, Renedo [21] a montré qu’un moteur diesel dimensionné selon les besoins thermiques avec maximisation de la production d’électricité est plus rentable dans le cas où le surplus en électricité produite peut être injecté dans le réseau. Une économie d’énergie primaire de l’ordre de 15 à 20% est enregistrée. De plus, un moteur à gaz peut subvenir aux mêmes besoins avec une performance comparable tout en respectant l’environnement.

Figure 2 .5 : Variation du gain relatif en énergie primaire en fonction du taux de chaleur produite par trigénération.

Figure 2.6: Variation du gain relatif en énergie primaire en fonction des coefficients de performance des unités de réfrigération à compression et à absorption.


16

Li et al [18] : le choix de la situation de référence est d’une importance prémordiale, à tel

point qu’il convient de savoir s’il est approprie d’estimer le gain en énergie primaire en comparant une cogénération à gaz et un mode de production séparé à charbon. En effet, il est difficile de savoir si le gain est dû à la qualité de l’énergie primaire utilisée ou aux performances du système de cogénération. Par rapport à une situation de référence (un moteur à gaz pour la production d’électricité, un système à compression mécanique pour le froid et une chaudière pour le chauffage), l’utilisation d’une cogénération à moteur à gaz couplée avec un système de production de froid à absorption conduit à un gain en énergie primaire qui varie entre 15% et 25% pour le mode chauffage et entre -40% à 5% pour le mode production de froid.

Tassou et al [22] : Le coefficient de performance de l’unité de réfrigération à absorption a

une influence sur la quantité de CO2 émise, sur l’économie d’énergie primaire et, par la même sur la rentabilité du système de trigénération.

Figure 2.7 : Rendement d'investissement contre le taux d'intérêt

Figure 2.8 : Taux des émissions de C02 évitées pour un moteur à gaz.


17

Tassou et al [22] ont étudié la variation du temps de récupération et les émissions de CO2 évitées en fonction du coefficient de performance de l’unité de réfrigération à absorption.

La meilleure plage de fonctionnement correspond à un CO compris entre 0,70 et 1. Dans cette plage de variation, le temps de récupération de l’investissement passe de 4,5 à 3 années.

Chicco et al [23,24] : L’estimation de la réduction des émissions de CO2 via la

trigénération est faite suivant une approche dite « Break-even », c’est à dire la condition pour laquelle le système combiné de Co ou trigénération et la situation de référence (production séparée) produisent les mêmes quantités de CO2 :

Selon des études antérieures [4, 6,10], Chicco et al [23,24] ont estimé, pour un moteur à gaz,

les valeurs suivantes : =202 (g/KWh), =525(g/KWh), . Ils

ont conclue qu’une trigénération à moteur à gaz utilisant une unité de réfrigération à absorption à (LiBr/H2O) de qualité peut conduire à un taux d’émission de CO2 réduit de près de 25%.

Figure 2.9 : Temps de récupération et émissions évitées en fonction du COP pour une machine frigorifique à absorption.


18

Chicco et al [23,24] ont étudié la variation du taux d’économie d’énergie primaire et du

taux de réduction des émissions de CO2 en fonction de la fraction de chaleur utilisée pour la production de froid pour plusieurs situations de référence :

A1:

A2: B2:

B1: g/KWhe g/ KWht

Chicco et al [25] : De nouvelles notions sont introduites pour le calcul des émissions réduites de CO2 par l’emploi de la trigénération

Figure 2.10 : Gain en énergie primaire en fonction du rapport (électricité /chaleur) produites.

Figure 2.11 : Réduction des émissions de C02 en fonction du ratio caractéristique des émissions.


19

Dans le cas d’une trigénération saisonnière, la réduction des émissions de CO2 est importante si le ratio caractéristique des émissions (CO2 RCE) est compris entre 0,5 et 0,6. Arteconi et al [16] : En utilisant les facteurs d’émission proposé par [24,25], ils ont

calculé les émissions de CO2 évitées pour conclure que, du point de vue environnemental, la micro turbine à gaz est très intéressante étant donnée l’économie en énergie primaire qui est de 56% et les émissions évitées de CO2 qui sont de 43%.

I Lth TCO2ER

Premier cas Moteur à combustion interne 20 % 52 % 22 % URA (LiBr / H2O) Micro Turbine 16 % 56 % 14 % URA (LiBr / H2O) Deuxieme cas Micro Turbine 56 % 66 % 43 % URA (NH3 / H2O)

Tableau 2.3 : Index d’économie d’énergie primaire et émissions évitées de CO2.

Chapitre 3

Chapitre 3 Méthodologie

20

3.1. Code de calcul de l’étude technico-économique et environnementale de la trigénération pour le tertiaire. Utilisant le logiciel « EXCEL », un code de calcul d’optimisation d’une installation de trigénération selon des critères techniques, économiques, et aussi environnementaux est réalisé en tenant compte des hypothèses suivantes :

La demande en énergie propre au système de trigénération est négligée. Seuls les moteurs à gaz de puissance inferieure à 1MW électrique sont considérés

dans cette étude. Les pertes dans les réseaux de distribution sont négligées.

3.2. Description des scénarios 3.2.1. Introduction des besoins énergétique : Les besoins énergétiques se caractérisent par une quantité d’énergie consommée sur une année pour la chaleur, mois par mois pour l'électricité et une répartition selon des profils annuel et quotidien. 3.2.1.1. Les besoins en électricité : Le besoin en électricité, ou la consommation électrique, est relativement simple à étudier. Un enregistrement des impulsions provenant du compteur électrique sur une période de deux semaines permet de définir précisément le profil de consommation électrique, chaque dix minute.

Tableau3.1 : Besoin en électricité pour une journée type


21

3.2.1.2. Les besoins en chaleur : Le profil de consommation de chaleur est nécessaire, mais il est rarement mesuré. Généralement, ce profil est simplement estimé, pour le cas de la trigénération saisonnière dans le secteur tertiaire, Comme il s'agit le plus souvent de chauffage et d’eau chaude sanitaire, la méthode utilisée pour définir les profils de consommation quotidienne et annuelle est : Une campagne de mesure du débit du mazout, des heures de fonctionnement de la chaudière, du débit d’eau chaude.

Tableau 3.2 : Besoin en chauffage pour une journée type pour la saison

Tableau 3.3 : Monotone de chaleur pour l’année et les heures de fonctionnements de la trigénération


22

La température d’eau chaude stockée peut être choisie comme l’illustre le tableau suivant

3.2.1.3. Les besoins en froid : Le profil de besoin en froid est estimé sur la base du profil de température maximale d’une journée type pour la saison d’été.

3.2.2. Prédimentionnement 3.2.2.1 Calculs de la puissance du cogénérateur : Le pré dimensionnement est effectué Soit par rapport aux besoins en électricité, soit par rapport aux besoins en chaleur [21] La première méthode de dimensionnement consiste à dimensionner sur base de la consommation électrique et à vérifier dans un deuxième temps que l’on se situe sous le besoin instantané en chaleur. Cette puissance correspond à la charge minimale du cogénérateur que l’on s’impose (75 % de charge) Pendant les heures rentables. La puissance électrique du cogénérateur sera égale à la demande électrique minimale pendant les heures pleines divisée par le pourcentage de charge minimal.

Tableau 3.4 : Choix des températures d’eau chaude sanitaire

Tableau 3.5: Besoin en eau chaude (m3/h)

Tableau 3.6 : Besoin en froid (KW)

Tableau 3.7 : Saisons de l’année (Heures)


23

• Première contrainte moteur : Pas de fonctionnement à moins de 70-80% de charge. Le fonctionnement à charge partielle entraîne en effet une augmentation du coût unitaire du kWh : le coût relatif de la maintenance augmente avec le nombre d’heure de fonctionnement. On a donc intérêt à produire un maximum de kWh par heure de fonctionnement Les moteurs concernés perdent également quelques points de rendement lorsque leur charge diminue.

• Contrainte thermique : Rester à tout moment en dessous du besoin instantané de chaleur. Sinon la chaleur n’est plus suffisamment évacuée et il est nécessaire de réduire la charge du moteur pour garantir un refroidissement suffisant, avec le risque de descendre en dessous de 70-80% de charge. La deuxième méthode de dimensionnement: La monotone de chaleur sur une année permet de sélectionner le meilleur compromis entre une puissance thermique plus ou moins importante et le nombre d’heures de fonctionnement auquel cette puissance pourra fonctionner. Une faible puissance fonctionnera longtemps et de façon continue, alors qu’une grande puissance fonctionnera moins longtemps et de façon discontinue. Deux puissances sont envisageables :

• La puissance qui correspond au maximum de KWh produit par an. • La deuxième celle qui correspond au nombre d’heure de la saison d’hiver.

Tableau 3.8 : Résultats du prédimensionnement

Tableau 3.9 : Caractéristiques techniques des moteurs (catalogue)


24

3.2.3. Introduction des données de pilotage : 3.2.3.1. L’état du bâtiment : s’il s’agit d’un bâtiment existant ou un nouveau bâtiment où un dimensionnement de la chaudière d’appoint est envisageable.

3.2.3.2. Les montants d’investissement : l’investissement initial est entre 1500 et 3000 €/KW installé, les dépenses d’exploitation seront introduites en % de l’investissement initial. Investissement :

Année 0 1500 à 3000 (€/KW inst)

• Durée d'Exploitation : 10 ans

Dépenses d'Exploitation : Inflation en %

•Main d'œuvre (salaire annuel)Million de DA 0,6 1,8%

% de l'investissement

•Maintenance 1,0% 1,5%

•Pièces de rechange 1,0% 2,5%

•Assurance 0,2% 0,0%

•Autres 0,1% 1,0%

•Carburant 2,0%

•électricité 1,5%

Tableau 3.10 : Etat du bâtiment

Tableau 3.11 : Montants d’investissement


25

Pour un but de promouvoir la cogénération et l’utilisation des énergies renouvelables cette activité n’est pas soumise à l’imposition.

3.2.3.3. Taux d’actualisation : C’est la dégradation de la monnaie dans le temps, il est calculé pour un cas général où l’argent de l’investissement est emprunté.

3.2.3.4. Vérification du type de client : Une trigénération se rentabilise principalement par la réduction de la facture d’électricité et du combustible pour le chauffage qu’elle engendre : l’électricité produite par la cogénération est globalement moins chère que l’électricité achetée au réseau. En pratique, l’électricité produite par la trigénération n’est moins chère que l’électricité achetée au réseau que pendant certaines heures. La trigénération ne sera rentable que pendant ces heures (heures pleines et heures de pointes), de 6h à 22h30 pour les établissements et toute la journée pour les clients captifs ce qui va provoquer un fonctionnement en continu et un fonctionnement de 16,5 heures par jour pour les clients non captifs. Pour l’électricité le tarif E41 est pour la moyenne tension, E43 et E53 pour la basse tension par contre le captif est pour les habitations (ménages), avec des PMD, des PMA et des redevances fixes pour chaque tarif. (Voir annexe 5)

Tableau 3. 12 : Données économiques

Tableau 3.13 : Actualisation

Tableau 3.14 : Tarifs d’achat d’électricité


26

Pour le gaz on trouve le tarif E21, 22, 23 avec des DMD et des DMA différents (Voir Annexe 5)

3.2.3.5. Indication de vente

Afin de prendre en compte ou pas les revenus de la vente de l’excédentaire en électricité dans le calcul de la rentabilité du projet, un indicateur de vente est mis à la disposition de l’utilisateur.

3.2.4. Etude Technique 3.2.4.1. Performance énergétique d’une trigénération : Pour une trigénération le froid peut être produit avec un coefficient de performance supérieur à 1 (cas d’une unité de réfrigération à compression) ce qui permet d’avoir un rendement énergétique de système aussi supérieur à 1, d’où la nécessité de définir un critère qui caractérise le rendement du fuel utilisé ce critère est appelé performance énergétique de la trigénération (EPT Energétique Performance of Trigénération) [2,13 ,26].

Tableau 3. 15 : Tarifs d’achats de GN

Tableau 3. 16 : Limites d’utilisation de l’électricité produite


27

Tel que E, Q et C sont respectivement l’électricité, chaleur et le froid produit par la trigénération et F est l’énergie consommée (Fuel).

• Taux de production d’énergie(α) : Défini comme le rapport entre la quantité d’énergie produite en mode combiné sur l’énergie totale produite par le système, pour les trois formes d’énergie (électricité, chaleur et froid).

,

• Taux de récupération de chaleur (Heat recovery ratio) :

La quantité de chaleur récupérée dépend de plusieurs facteurs tels que l’équipement, besoin en énergie.

Pour le cas d’un moteur à combustion interne, la chaleur peut être récupérée des gaz d’échappement et aussi d’eau de refroidissement du bloc moteur [9, 10,26].

• Coefficient de performance des systèmes de production de froid : Afin d’exprimer la quantité de chaleurs utilisées pour la production du froid par URA et la quantité d’électricité utilisé pour la production du froid par URC en fonction de la quantité du froid produite, il est nécessaire de définir le coefficient de performance des deux machines de production de froid [5, 26,27].

,

• L’unité de réfrigération à absorption :

Les machines frigorifique à absorption liquide fonctionne grâce à la faculté de certains liquides, d’absorber (réaction exothermique et de désorber (réaction endothermique) une vapeur [27]. Elles utilisent le fait que la solubilité de cette vapeur dans le liquide dépend de la température et de la pression, ainsi ces machines utilisent comme fluide de travail un mélange binaire dont l’un des composant est beaucoup plus volatil que l’autre, et constitue le fluide frigorigène. Deux couples sont principalement utilisés :

• Eau + Bromure de Lithium (H2O /LiBr), l’eau étant le fluide frigorigène [17] (Voir annexe 6).

• Ammoniac + Eau (NH3/H2O), l’ammoniac étant le fluide frigorigène, [29,30]. Le couple (NH3/H2O) est souvent utilisé pour satisfaire des besoins en froid à des températures basses [30,31].


28

Ce Coefficient de performance est fortement influencé par la température de rejet (température du milieu extérieur), une barre de commande est mise à la disposition de l’utilisateur.

• Rendement électrique équivalent:

En Partant du principe qu’un rendement d’une chaudière conventionnelle est de 93% et qu’un COP d’un système à compression conventionnel de production de froid est de 4, le système de trigénération consomme la quantité de combustible F pour produire l’électricité E, la chaleur Q, et le froid C, si l’on déduit de cette consommation celle qui aurait fallut pour la chaudière conventionnelle produisant Q, soit Q/0,93 et celle qu’il

Figure 3.1 : Schéma fonctionnel d’une URA

Tableau 3. 17 : Température moyenne de saison d’électricité


29

aurait fallut pour le système de production de froid conventionnel produisant C, soit C/4, le rendement électrique équivalant serait [13,32].

• Rapport E/C: Nous appellerons W/ Q le rapport électricité produite sur chaleur produite dont le

rôle est important du point de vu performance énergétique est aussi du point de vu rentabilité économique, le rendement global de la trigénération et son rendement électrique équivalent sont d’autant plus grand que le rapport W/ Q est plus faible, par contre si W/ Q est très grand, le système se rapproche du cycle combiné qui est prévu, par définition pour produire seulement de l’énergie électrique [32].

3.2.5. Economie

• Méthode dynamique (Avec actualisation)

Elle prend en considération l’effet du temps (au cour des années) sur la valeur de la monnaie par le biais [27]. a / Inflation : l’évolution générale des prix au cours du temps à l’intérieur d’un pays donné [27]. b/ Coût du capital : C’est le taux d’intérêt versé aux banquiers et propriétaires dû à l’utilisation du capital dans l’investissement, ces taux sont comparables au TRI [27].

• Méthode statique (Sans actualisation) Elle ne considère pas l’évolution de la valeur de la monnaie dans le temps, souvent

utilisée pour le calcul du temps de retour sur investissement simple(TRS). [27] • Projet différentiel :

C’est la rentabilité lorsqu’on passe d’une alternative à une autre (différence entre les deux alternatives), dans ce cas les critères d’acceptation ou de rejet du projet sont l’ERC et le TRS. [27]

3.2.5.1. Rentabilité du projet :

Valeur Actuelle Nette : On appelle Valeur actuelle Nette d’un projet (Revenu Actualisé , Bénéfice Actualisé ou Net present Value ) la somme algébrique des valeurs actualisées de chacun des flux de trésorerie associés au projet, elle est l’unique critère d’acceptation ou de rejet d’un projet unique, indépendant de tout autre projet : [3,27,33,34,35]


30

Tel que : Fn : Encaissement – Décaissement i : Taux d’actualisation.

Temps de Retour Simple ( Pay Bac period): C’est la durée d’exploitation au bout de laquelle les revenus du projet ont permis de rembourser le montant de l’investissement initial et de rémunérer les capitaux correspondant à un taux égal au taux d’actualisation. [27,33].

Coût de Revient Economique Unitaire : C’est le prix de vente pour lequel on réalise ni perte ni gain, on couvre juste nos dépenses [3, 27,33].

Taux de Rentabilité Interne : (Internal rate of return C’est le coût du capital maximal que peut supporter le projet, défini aussi comme la valeur r du taux d’actualisation pour laquelle le revenu actualisé s’annule, veut dire qu’on peut rémunérer les capitaux ayant servi à financer le projet, sans que l’opération devienne déficitaire [27,33].

Enrichissement Relatif en Capital : (Index of Profitability) Le rapport du revenu actualisé de ce projet au montant de l’investissement nécessaire à sa réalisation (revenu actualisé par dinars investi) [27,33]

Prévisions: En cas de changement des prix d’électricité ou de gaz, une étude des prévisions est

faisable pour les dix ans qui viennent après l’investissement, soit pour un prix de gaz fixe et une fluctuation du prix d’électricité et vice-versa, aussi pour une fluctuation des deux prix (gaz et électricité).

Tableau 3.18 : Sensibilité des prix d’électricité et du GN


31

3.2.6. Environnement

3.2.6.1. Index d’économie d’énergie : (Fuel Energie Saving Ratio) Défini comme le rapport entre le gain en énergie et l’énergie primaire consommée en mode séparé pour produire les mêmes quantités d’électricité de chaleur est de froid que la trigénération [2, 6, 10,26]

Tel que

: L’énergie consommée en Co trigénération

L’énergie consomée en modes séparés pour produire les mémes quantités d’électricité de chaleur est de froid que la trigénération : L’électricité produite par la co et trigénération respectivement.

: La chaleur produite par la Co et trigénération respectivement.

: Le froid produit par trigénération.

3.2.6.2. Emissions de CO2 évitées :

L’estimation de la réduction des émissions de CO2 via la trigénération est faite selon mancarella et chicco, selon une approche dite « Break-even » qui veut dire la condition pour laquelle le système combiné de Co ou trigénération et la situation de référence (production séparée) produisent les mêmes quantités de CO2, comme suit [2,16, 24,25] :

Selon des études faites [2, 16,25] ils ont estimé pour un moteur à gaz =202 (g/KWh),

=525(g/KWh), . Pour conclurent enfin qu’une trigénération à

moteur à gaz et une unité de réfrigération à absorption à (LiBr/H2O) de qualité peut avoir un taux d’émission de CO2 évitée proche de 25%.


32

3.3. Organigramme ‘’méthodologie de la faisabilité du projet ‘’

Vérification du type de client

Introduction des besoins énergétiques

Vérification des données

(Données erronées) NON OUI (Valides)

Affichage d’un message d’erreur Introduction des données de

pilotage

Vérification de l’état du bâtiment

Nouvelle batice Ancienne batice

Calcul de la puissance de la chaudière d’appoint

NON (Autres) (Captif) OUI

Fonctionnement en continu Fonctionnement en heures pleines

Prédimentionnement

1

0Début


33

1

Traitement selon besoins thermique Traitement selon besoins

Max de KWh/an Nombre d’heures d’hiver Valeur de puissance de cogénérateur

Caractéristiques de moteurs

Etude technique, économique et environnementale

Indicateur de vente

(0) Cas d’autoconsommation Cas d’appel d’offre (1)

Rémunération

Résultats techniques, économiques et environnementaux pour chaque moteur

Optimisation

Comparaison des taux de rentabilité

Sélection du moteur le plus rentable

0


34

Résultats

Les résultats de l’étude technique, économique et environnementale de l’unité de trigénération pour le cas de cet hôpital sont présentés dans le chapitre suivant.

Tableau 3.19 : Affichage des résultats

Chapitre 4

Chapitre 4 Etude de cas

35

4.1. Etude de cas : Centre hospitalier de Meftah

4.1.1. Présentation de l’établissement étudié

L’établissement public hospitalier- Ex: SANATORIUM- de Meftah Ex : RIVET à été construit en 1942 sur une superficie de 250000m2 avec une surface totale bâtie des 5 niveaux 8400 m2

+ 864m2 pour le bloc opératoire, la réanimation, la cuisine et le réfectoire du personnel, cet édifice abrite :

254 Lits actifs. Poste de transfusion sanguine. Service de rééducation fonctionnelle. Cuisine et restaurant du personnel. La blanchisserie. Des services techniques.

4.1.2. Situation énergétique actuelle :

4.1.2.1. Installation électrique

L’hôpital est alimenté via une cabine MT moyenne tension (30000 volt)à une seule arrivée et 4 départs avec des tension de 220 et 380 volt et une puissance maximale admissible appelée PMD ( puissance mise à disposition) de 200 KW , la distance entre la cabine électrique et l’endroit présumé pour la tri génération est de moins de 55 mètres, le bloc opératoire est équipé d’un groupe de secours d’une puissance maximale de 80 KW. 4.1.2.2. Installation thermique

Le besoin en chauffage et en eau chaude sanitaire est satisfait via deux chaudières classiques à double services (chauffage central et eau chaude sanitaire), installées en 1991 (marque de bruleur ECOFLAM), installé en 2001 de 532KW de puissance maximale pour chacune, le combustible utilisé est le mazout elles sont réglées pour produire une eau

Figure 4.1 : Maquette de l’hôpital


36

chaude à 70 °C pour le chauffage central et aussi pour l’eau chaude, fonctionnement continu des deux chaudière en parallèles pour la saison d’hiver et une seule pour le reste de l’année en moyenne de 4 heures par jour afin de subvenir les besoins en eau chaude pour la cuisine, diandrie, douche. Les équipements annexes : les vannes à trois voies, les circulateurs, les électrovalves, les manomètres, les télémécaniques, vase d’expansion, vannes et clapets, les thermostats, les sondes de manque d’eau, les relais thermique. 4.1.2.3. Tableau récapitulatif de la situation énergétique actuelle

Type de production de chaleur Chaudière classique à double service

Taille de l’installation thermique

Nombre d’unités Deux chaudières

Puissance Max : 532 KW pour chaque chaudière

Régime température 70°C

Type de combustible Mazout

Année de construction 1991 pour les deux chaudières 2001 année de renouvellement des deux bruleurs

Rendement saisonniers Hiver : 75% été : 85%

Type de régulation En parallèle, fonctionnement en continu

Equipements annexes possibilité de stockage de 18 m3 d’eau chaude à 70°C

4.1.2.4. Estimation des besoins énergétiques de l’établissement

L’année de référence :

Le dimensionnement d’une unité de cogénération se fait une année entière, il est donc primordial de choisir l’année qui est la plus représentative de l’activité de l’établissement pour les 10 prochaine années [36].

L’année choisi est 2006 (année de consommation élevée car l’activité est susceptible d’augmenter suite à une extension de l’établissement).

Tableau 4.1 : Situation énergétique actuelle


37

Consommation d’électricité :

Besoin annuel : Basant sur les factures d’électricité de l’année 2006, le besoin annuel d’électricité est de 837,22 MWh

Profil de la consommation électrique sur une journée : Les heures potentiellement rentables sont les heures pleines (6h-17h et 21h-22h30) et les heures de pointes (17h-21h)

Remarque : La fréquence de prise de mesure pour définir le profil de consommation est de 10 minutes. Cette fréquence correspond à la fréquence utilisée actuellement par Sonalgaz pour établir les factures.

Figure 4.2 : Besoin annuel en électricité (KWh)

Figure 4.3 : Besoin journalier en électricité (KW)


38

Besoin en eau chaude sanitaire:

Diandrie : Deux machines à laver avec deux débits différents :

Q = 1, 2 l/s, Q = 0, 1 l/s

Douches:

Q= 0,1 l/s pour chaque douche ce qui donne un débit cumulé des trente (30) douches Qc= 3 l/s au moment ou le débit probable [36] Qp= en prend un coefficient de

simultanéité de 1,5 en obtient Q= 0,84 l/s à 55°C (température conventionnelle pour les douches) alors en aura besoin d’un débit Qp= 2/3 Q

QP=0, 57 l/s

Cuisine: Q = 0, 1 l/s

Bloc opératoire : Q = 0,1 l/s

Q total = 2,07 l/s = 7,5 m3/h d’eau chaude à 70 °C

Consommation de chaleur et de froid :

Afin de ‘’normaliser’’ la consommation thermique en fonction d’une année climatique moyenne type j’ai tracé le profil de température moyenne des 10 dernières années (1997 – 2007) de la région [37].

Pour le calcul des besoins en chauffage et en climatisation il faut connaître le profil de température mensuelles min et max respectivement [37].

Figure 4.4 : Besoin eau chaude


39

La simulation des besoins thermiques par TRNSYS (logiciel de simulation dynamique de la thermique du bâtiment) pour l’hôpital à été effectuée donnant les résultats suivants.

Figure 4.5 : Moyenne mensuelle des températures minimales (1997-2007)

Figure 4.6 : Moyenne mensuelle des températures maximales (1997-2007)

Figure 4.7 : Besoin annuel en chaleur (KWh)


40

Besoin annuel en chaleur est de : 906 ,5 MWh / an

Le schéma suivant illustre le profil de consommation en chaleur pour la saison d’hiver

Besoin en froid

Pour estimer le besoin en froid d’une journée type de saison d’été un profil de température maximal d’une journée type est utilisé [37].

Figure 4.10 : Profil de température d’une journée type saison d’été

Figure 4.9 : Besoin annuel en froid (KW)

Figure 4.8 : Besoin journalier en chaleur saison d’hiver (KW)


41

L’intégration technique d’une unité de trigénération :

Le premier objectif d'une étude de préfaisabilité est d'évaluer l'intégration technique d'une trigénération, tant dans l'installation thermique, que dans l'installation électrique Lors d’une visite de l’établissement on vérifie les points suivants :

La disponibilité de la place pour ajouter l’unité de trigénération à l’extérieur dans un caisson isolé distant de moins de 55 mètres de la cabine électrique et moins de 60 mètres de la chaufferie existante.

Le stockage de chaleur est possible via les six citernes de 3m3 chacune sous forme d’eau chaude à 70 °C.

La disponibilité de la place pour l’installation d’un système de stockage de gaz naturel (combustible).

La connexion hydraulique au réseau de chauffage est possible car ce dernier est apparent.

L’installation électrique est capable d’accepter la puissance délivrée par l’unité de trigénération car cette installation est dimensionnée pour une puissance maximale de 200 KW.

Première méthode : Dimensionnement selon les besoins électriques Besoin minimum en électricité pendant les heures pleines = 30kW Charge minimum = 75% Puissance électrique de cogénération = 30 / 0,75 = 40 kW

Figure 4.11 : Besoin en froid d’une journée(KW)


42

Profil de chaleur cogénérée calqué sur le profil du besoin Sur base des catalogues fournisseurs, on détermine les rendements et les puissances thermiques aux différentes charges [38].

Vérifiant finalement la bonne utilisation de la chaleur en comparant le profil de consommation de chaleur et le profil de production de chaleur. (C’est de calquer le profil de production de chaleur sur le profil de besoin en chaleur et de vérifier la bonne utilisation de la chaleur)

moteur cummins GTA 5.9, 40kWél - 52 kWth

Charge (%) 100 90 75 50

Puissance électrique (kW) 40 36 27 13 Puissance thermique (kW) 52 42 38 30

Rendement électrique 32,4 32,2 31,1 28

Puissance électrique du cogénérateur

Figure 4.12 : Profil de consommation électrique et de la puissance cogénérée

Figure 4.13 : Profil d’électricité et de chaleur cogénérée calqué sur le besoin thermique

Tableau 4.2 : Catalogue des performances (Moteur Cummins)


43

Deuxième méthode :

Toute la chaleur produite par la cogénération doit être exploitée pour garantir une économie d’énergie primaire.

Si l’on veut optimiser le système et installer la plus grosse puissance possible, certaines règles sont à respecter [11].

Monotone de chaleur :

Dans le secteur du tertiaire, les consommations estivales sont très différentes des consommations hivernales, du point de vue chauffage, d’eau chaude sanitaire et de climatisation. La monotone de chaleur sur une année permet de sélectionner le meilleur compromis entre une puissance thermique de fonctionnement plus ou moins importante et le nombre d’heures de fonctionnement. Une faible puissance fonctionnera longtemps et de façon continue, alors qu’une grande puissance fonctionnera moins longtemps et de façon discontinue. À noter que le nombre d’heures de fonctionnement est économiquement plafonné par la somme des heures rentables. Dans le cas étudié on a pris la valeur moyenne de la puissance de 10 jours (période de facturation du mazout) pour l’estimation de la monotone du besoin annuel net en chaleur de l’hôpital. Par contre, pour la monotone de demande en chaleur pendent les heures pleines en période d’hiver (25 septembre jusqu’au 25 décembre) les mesures en étés prises chaque 3 heures, et pour le reste le l’année une estimation est faite selon les besoins en eau chaude sanitaire (douche, diandrie, cuisine).

Figure 4.14 : Monotone de chaleur sur l’année


44

Une puissance thermique de cogénération égale à 40 % de la puissance thermique maximale permet un fonctionnement à pleine charge pendant 1500 heures par an plus un fonctionnement à charge partielle pendant un certain nombre d’heures supplémentaires.

157,4 KWth Pendant 2540 h /an 116,2KWth Pendant 4650 h /an

Figure 4.15 : KWh produits en fonction de la puissance et d’heures de fonctionnement

Chapitre 5

Chapitre 5 Résultats et discussion

45

Les résultats de cette étude peuvent être présentées pour deux cas différents, le cas d’une installation de trigénération pour l’auto consommation et le cas d’appel d’offre lancé par la CREG (passivité d’injecter le surplus en électricité produite dans le réseau de la sonelgaz). 5 .1. Autoconsommation Nous prenons comme situation de référence pour de la voie séparée ,

, un tarif d’achat de l’électricité E-41, un tarif 21(voir Annexe 5) pour l’achat du gaz, un taux de change de 90 DA/€, un investissement de 1500 € /KW installé et une température moyenne de la saison d’été de 35°C, le cogénérateur fonctionne pendant les heures pleines et les heures de pointe, ce qui correspond à 16,5 heures/jour (de 6h à 22h30).

Technique Puissance électrique du moteur(KW) 95 Puissance de l'unité de réfrigération à absorption (KW) 202 Puissance de la chaudière d'appoint (KW) 244 Rendement global de l'installation 79,3% Rendement électrique équivalent 70,4% Rapport (Electricité/Chaleur) produites 0,89 Taux d'électricité produite par la trigénération 62,1% Taux de chaleur produite par la trigénération 35,2% Taux de froid produit par la trigénération 57,7% Chaleur produit / énergie primaire consommée 28,31% Environnementaux Emissions de CO2 évitées 21,5% Energie primaire économisée 20,33%

Economiques Un nouveau bâtiment Bâtiment existant

Valeur actuelle nette (MDA) 3,12 5,61 Taux de rentabilité interne 4,1% 7,1% Temps de retour simple(ANS) 8,14 7,09 Coût de revient économique unitaire (DA/KWh 6,86 6,5 Enrichissement relatif en capital 24,3% 43,8% Investissement maximal supporté (€/KW inst) 1793,1 2028

Tableau 5.1 : Résultats techniques et environnementaux pour le cas d’autoconsommation

Tableau 5.2 : Résultats économiques pour le cas d’autoconsommation


46

La puissance optimale selon des critères techniques et économiques est celle qui

correspond au nombre d’heures de la saison d’hiver. Avec un taux de rentabilité de 4% et un temps de récupération de 8 ans un tel projet n’est pas rentable et cela est dû au bas prix d’électricité et que le moteur dimensionné selon les besoins thermiques délivre une puissance électrique bien supérieure aux besoins ce qui rend l’investissement loin d’être supporté par le projet. Même s’il s’agit d’un bâtiment existant où le taux de rentabilité s’élève à 7 % et l’enrichissement relatif en capital est de l’ordre de 44%, ces résultats restes inatractifs pour les acteurs économiques.

Pour le cas de l’hôpital de Meftah Si l’investissement est supérieur ou égal à 2000 €/KW

installé la valeur actuelle nette est négative pour toute la durée de vie du projet (10 ans) par contre si l’investissement est de l’ordre de 1500 €/KW installé ce qui correspond à 12MDA, un gain de 5,6 millions de Dinars est assuré.

Figure 5.1 : Variation de la VAN et le TRS en fonction de l’investissement initial


47

5.2. Appel d’offre lancé par la CREG

Même situation de référence que le cas d’autoconsommation, avec possibilité de vendre

l’excédentaire en électricité produite à un prix de 3,04 DA/KWh (un prix qui est décroché par kahrama)

Economiques Un nouveabâtiment

Bâtiment existant

Valeur actuelle nette (MDA) 11,42 13,15

Taux de rentabilité interne 9,9% 11,1%

Temps de retour simple(ANS) 6,23 5,92

Coût de revient économique unitaire (DA/KWh) 3,47 3,34

Enrichissement relatif en capital 62,7% 72,2%

Investissement maximal supporté (€/KW inst) 2256,1 2370,7

La puissance électrique optimale selon des critères économique, est celle qui correspond au maximum de KWh produit par an car le prix de vente est proche du coût de revient unitaire, pour un prix de ventre bien inferieur au coût de revient il sera économique d’éviter de trop vendre l’électricité produite au réseau pour la valorisée au meilleur tarif, ce qui donne une puissance électrique du cogénérateur beaucoup plus inferieure.

Technique Puissance électrique du moteur(KW) 135

Puissance de l'unité de réfrigération à absorption (KW) 257

Puissance de la chaudière d'appoint (KW) 157,1

Rendement global de l'installation 78,9%

Rendement électrique équivalent 68%

Rapport (Electricité/Chaleur) produites 0,76

Taux d'électricité produite par la trigénération 88,3%

Taux de chaleur produite par la trigénération 58,4%

Taux de froid produit par la trigénération 73,4%

Chaleur produit / énergie primaire consommée 33,44%

Environnementaux Emissions de CO2 évitées 23,6%

Energie primaire économisée 22,8%

Tableau 5.4 : Résultats techniques et environnementaux pour le cas d’appel d’offre

Tableau 5.3 : Résultats économiques pour le cas d’appel d’offre


48

Dans ce cas le projet peux supporter un investissement de plus de 2000 €/KW installé

et un coût d’investissement de 10% 5.2.1. Influence du rapport Prix gaz/Prix électricité sur la rentabilité du projet Le rapport prix gaz/prix électricité (DA/M3)/ (DA/KWh) actuel est de l’ordre de 2 ce

qui donne un temps de récupération de 6 ans, notre projet peux supporter un rapport prix gaz/prix électricité de 16, qui veut dire 8 fois le prix actuel du gaz

Figure 5.2 : Variation de la VAN en fonction de l’investissement initial

Figure 5.3 : Influence du rapport Prix gaz/Prix électricité sur le délai de récupération


49

5.2.2. Prévisions Pour avoir une assurance de la rentabilité du projet au cas de fluctuation des prix

(électricité ou gaz), le graphe suivant nous montre que pour un prix de gaz fixe (le prix actuel) et une augmentation du prix de l’électricité de 20% on aura un gain de presque 16 millions de DA et un temps de récupération de moins de 5 ans.

Par contre pour un prix de gaz fixe, une baisse du prix d’électricité de 20% entraine une augmentation de la période de récupération (8ans) pour un gain de 5 millions de dinars.

Figure 5.4 : Influence du rapport Prix gaz/Prix électricité sur la rentabilité du projet

Figure 5.5 : Variation de la VAN et le TRS en fonction de la sensibilité du prix d’électricité


50

5.2.3. Influence du COP URA sur les critères environnementaux Le coefficient de performance de l’unité de réfrigération à absorption influe sur l’économie en énergie primaire et aussi sur le taux des émissions de CO2 évitées du fait que un bon COP permet de bien valoriser la chaleur cogénérée et de produire maximum de froid via l’URA, du coup on aura par besoin d’utiliser le système à compression qui consomme de l’ électricité(Facteur d’émission important). Ce coefficient de performance est aussi de son tour influencé par la température du milieu extérieur (température de rejet pour l’absorbeur et le condenseur) voir (Figure 4.8).

Figure 5.6 : Variation de la VAN et le TRS en fonction de la sensibilité du prix du gaz

Figure 5.7 : Influence du COP URA sur les critères environnementaux


51

Si la rentabilité d’un projet est mesurée par son temps de retour simple qui doit être inferieur

ou égal à 5 ans, une trigénération Pour le cas du centre hospitalier de Meftah n’est rentable que dans le cas d’appel d’offre (possibilité de vendre l’excédentaire en électricité) à un prix égal à 4,5DA/KWh.

Toujours est-il que la rentabilité d’une trigénération n’est pas caractérisée seulement par le temps de retour simple mais aussi par son économie en énergie primaire et par les quantités de CO2 évitées.

La solution proposée pour l’hôpital est de substituer le bruleur à gasoil par un bruleur mixte (gaz-gasoil) pour la chaudière, pour un investissement I0=2,13 MDA (Annexe 7), une valeur actuel nette de 1,07 MDA/an, un temps de récupération de 2,1ans et un taux des émissions de CO2 évitées de 19,4% (54,1TCO2/an).

5.3. Cas d’un groupement d’habitations

Si on prend l’exemple d’un groupement d’habitations qui a les mêmes besoins en

électricité, chaleur et froid que l’hôpital on constate que le système de la mini trigénération est beaucoup plus adapté aux habitations, cela est dû au système de tarification d’électricité pour les citoyens qui est relativement chère (annexe 5)

Figure 5.8 : Variation du COP URA en fonction de la température moyenne de la saison d’été


52

Au cas d’appel d’offre (possibilité de vendre l’excédentaire) le projet peut supporter un investissement supérieur à 3000 €/KW installé avec un coût de capital maximal supporté de plus de 19% pour un investissement de 1500 €/KW installé et un coût de revient économique unitaire de 2,24 DA/KWh, avec un temps de récupération d’environ 4,5 ans.

Pour le cas d’autoconsommation le projet peut supporter un investissement de 2268 €/KW installé avec un coût de capital maximal supporté de presque 10% pour un investissement de 1500 €/KW installé, avec un temps de récupération d’environ 6,2 ans.

Figure 5.9 : VAN et TRS en fonction de l’investissement initial pour un groupement

d’habitation pour le cas d’appel d’offre

Figure 5.10 : VAN et TRS en fonction de l’investissement initial pour un groupement d’habitation Pour le cas d’autoconsommation

Conclusion

Conclusion

53

Conclusion

Après une étude qui a consisté à établir le cadastre énergétique de l’hôpital, les besoins d’électricité, de chaleur et de froid du bâtiment ont été analysés du point de vue de l’efficacité énergétique de leur satisfaction. Les résultats de cette étude ont montré que cet édifice représentait un site pertinent pour l’implantation d’une installation de trigénération du fait de ses besoins importants en électricité, chaleur et en froid concentrés au même endroit s’il est possible d’injecter l’excédentaire en électricité au réseau publique, cette installation peut assurer 88,3% des besoins électriques de l’hôpital, 58,4% des besoins en chaleur et 73,4% des besoins en froid, avec un investissement maximal supporté de 2370 €/KW installé, un temps de récupération de 5,92 ans et un enrichissement relatif en capital de 72% pour le cas ou l’investissement n’excède pas 1500 €/KW installé.

Ce type d’installation de trigénération avec moteur à gaz et une unité de réfrigération à absorption est beaucoup plus rentable pour les immeubles locatifs en réseau et cela est dû au tarif d’électricité qui est relativement chère. Un système de trigénération fonctionne en continu pour le cas des immeubles locatifs car le système de tarification par tranche (125KWh/mois à 1,77DA/KWh et la deuxième tranche à 4,17 DA/KWh) (pas de notion d’heures pleines ou d’heures creuses).

Aucune installation de ce type n’existe en Algérie pourtant elles ont des temps de retour sur investissement record et une rentabilité remarquable due au bas prix du gaz naturel.

Un code de calcul sur « EXCEL » qui, à la base des besoins en différents types d’énergies (électricité, chaleur, froid) fait un prédimmensionnement de l’unité de trigénération, une étude comparative entre les déférentes puissances envisageables et une optimisation selon des critères économiques, techniques et environnementaux.

La solution proposée pour l’hôpital est de substituer le bruleur à gasoil par un bruleur à

(mixte gaz-gasoil) pour la chaudière. Une analyse économique montre qu’un tel projet est rentable si le temps de récupération

est inferieur à 5 ans, la valeur actuelle nette de toutes les dépenses est la plus importante possible et un enrichissement relatif en capital supérieur à 1.

L’économie en énergie primaire et le control du changement climatique par la réduction des émissions de GES est possible par le développement des systèmes de Co et trigénération dans des pays en développement comme l’Algérie où l’électricité du réseau à un facteur d’émission important et un rendement médiocre.

Conclusion

54

Une analyse de cycle de vie s’avère intéressante pour avoir une étude d’impact sur

l’environnement de qualité, de même pour une étude détaillée afin d’estimer le montant d’investissement par KW installé des moteur à gaz pour la Co ou trigénération, Ces installations sont aussi intéressante de point de vue écologique car des quantités importante de GES sont évitées.

L’économie en énergie primaire qui est l’un des avantages environnementaux de ces

installations contribue à l’amélioration du gain financier de ces dernières car l’énergie la moins chère est celle qu’on ne consomme pas.

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[13] V.Havelsky, Energetic efficiency of cogeneration systems for combined heat, cold and power production, international journal of refrigeration 22(1999) 479–485.

[14] Minciuc et Al, Thermodynamic analysis of trifigeneration with absorption chilling machine, Applied thermal Engineering 23(2003) 1391-1405.

[15] S.Yoshida, K. Ito, R. Yokoyam, Sensitivity analysis in structure optimization of

Energy supply systems for a hospital, Energy Conversion and Management 48 (2007) 2836-2843.

[16] X.Q.Kong,R.Z.Wang,J.Y.Wu,X.H.Huang,Y.Huangfu,D.W.Wu,Y.X.Xu,Experimental investigation of a micro-combined cooling, heating and power system driven by a gas engine.

[17] M.Czachorski, W.Ryan, J.Kelly, Bulding load profiles and optimal CHP systems, in: ASHRAE Transactions, 2002, HI-02-5-5, pp. 682-690.

[18] H.I.Onovwiona, V.I.Ugursal, Residutial cogeneration systems revieu of the current technology, Renewable and sustainable energy reviews 10 (2006) 389–431.

[19] K.Lucas, On the thermodynamics of cogeneration, international journal of thermal sciences 39(2000) 1039-1046.

[20] G.G.Maidment; R.M.Tozer; Combined cooling heat and power in supermarkets; Applied Thermal Engineering 22(2002) 653-665.

[21] H.Li, L.fu, Kecheng.Geng, Y.Jinag, Energy utilisation evaluation of CCHP systems, Energy and buildings 38(2006)253–257.

[22] G.Chicco, P.Mancarella, A unified model for energy and environmental performance assessment of natural gaz- fueled poly-geniration systems, Energy conversion and managment 49(2008)2069–2077.

[23] G.Chicco, P.Mancarella, Assessment of the greenhouse gas emissions from cogeneration And trigeneration systems .Part I: Models and indicators, Energy33 (2008)410–417.

[24] G.Chicco, P.Mancarella, Assessment of the greenhouse gas emissions from cogeneration And trigeneration systems .Part II: Analyses technique and application cases, Energy33 (2008)418–430.

[25] A.Arteconi, C.Brandoni, F.Polonara, distributed generation and trigeneration: Energy saving opportunities in Italian supermarket sector, Applied Thermal Engineering (2008).

[26] P.Stouffs, S.Harvey, Energétique avencée des cycles à turbomachines, septembre 1996.

[27] Denis.Babusiaux, Décision d’investissement et calcul économique dans l’entreprise, Editions Economica. 1990.

[28] E.Hufford, Absorption chiller improve cogeneration energy effciency, ASHRAE J. March1992) 46–53.

[29] F.Ziegler, P.Riesch, Absorption cycles: A review with regard to energetic efficiency, Heat recovery Systems CHP 13 (2) (1993) 147–159.

[30] Hamid.ouali, absorption ammoniac/eau : état de l’art, Revue générale du froid n°996, pp28-33 Aout-Septembre, (1999).

[31] J.Castaing. Lasvignottes, Aspects thermodynamiques et technico-économiques des machines frigorifiques à absorption liquide, (2001).

[32] W.Dotiwalla, E.Pruiskma, Extending the market of cogeneration with absorption refrigeration, Modern Power System (1999) 41–42.

[33] P.Atrill, E.Mclaney, Acounting and finance for non specialists, secend ed, printice-hall. 1997.

[34] P.Colonna, S. Gabrielli, industrial trigeneration using ammoniac-water absorption systems, Applied Thermal Engineering 23 (2003) 381-396.

[35] Cardona.E, Piacentino.A, and F.Cardona, Energy saiving in airports by trigeneration.PartI: Assessing economic and technical potential, Applied Thermal Engineering 26(2006)1427–1436.

[36] I.Zabalza, A.Aranda, Fesability analysis of fuel cells for combined heat and power systems in the tertiary sector, international journal of hirogen energy, 32(2007) 1396-1403.

[37] L’office national de météorologie (OMN), station de dar elbaida Alger.

[38] site web : www. Google .fr, cummins cogénration gaz catalogue.

[***] Journal officiel de la republique algerienne n 37, 8 joumada el oula 1427, 4 juin 2006.

[*****] Site web : www. Google .fr, pré dimensionnement cogénération.

[11] M.E.Ossebaard, Ad.J.M.Vanvijk, Heat suppling in the Netherlands: A systems analysis of cost exergy efficiency, CO2 and Nox emissions, Energy.22 (11) (1997)1087–1098.

[22] J.L.Silveira, C.E.Tuna, Thermoeconomic analysis methode for optimization of combined heat and power systems, progress in energy and combustion science 29 (2003) 479-485.

[27] C.J.Renedo et al, Study of different trigeneration alternatives for a Spanish hospital center, Energy and Buildings 38 (2006) 484–490.

Annexes

Annexe n°01

Loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à l'électricité et à la distribution du gaz par canalisations.

————

Le Président de la République, Vu la Constitution, notamment ses articles 12, 17, 119, 122 et 126 ;

Après adoption par le Parlement ; Promulgue la loi dont la teneur suit :

TITRE I

CHAMP D'APPLICATION

Article 1er. — La présente loi a pour objet de fixer les règles applicables aux activités liées à la production, au transport, à la distribution, à la commercialisation de l’électricité ainsi qu’au transport, à la distribution et à la commercialisation du gaz par canalisations.

Ces activités sont assurées, selon les règles commerciales, par des personnes physiques ou morales de droit public ou privé et exercées dans le cadre du service public.

Art. 2. — Au sens de la présente loi, on entend par :

— agent commercial : toute personne physique ou morale, autre qu’un producteur ou un distributeur, qui achète de l’électricité ou du gaz pour la revente.

— auto-producteur : toute personne physique ou morale qui produit de l’électricité principalement pour son usage propre.

— canalisation directe de gaz : canalisation de transport ou de distribution de gaz qui relie une installation d’un fournisseur de gaz à un consommateur d’énergie gazière en complément au réseau de transport ou de distribution de gaz.

— commission : commission de régulation de l’électricité et du gaz. Organisme chargé d’assurer le respect de la réglementation technique, économique et environnementale, la protection des consommateurs, la transparence des transactions et la non-discrimination entre opérateurs.

— client : client final, distributeur ou agent commercial.

— client éligible : client qui a le droit de conclure des contrats de fourniture d’électricité ou de gaz avec un producteur, un distributeur ou un agent commercial de son choix et, à ces fins, il a un droit d’accès sur le réseau de transport et/ou de distribution.

— client final : toute personne physique ou morale qui achète de l’électricité et/ou du gaz naturel pour son propre usage.

— cogénération : production combinée d’électricité et de chaleur.

— concession : droit accordé par l’Etat à un opérateur pour exploiter et développer un réseau d’un territoire délimité et pour une durée déterminée en vue de la vente de l’électricité ou du gaz distribué par canalisations.

— distributeur : toute personne physique ou morale assurant la distribution de l’électricité ou du gaz par canalisations avec possibilité de vente.

— énergie : il s’agit de l’électricité et du gaz distribué par canalisations.

— gestionnaire du réseau transport : personne morale chargée de l’exploitation, de l’entretien et du développement du réseau de transport.

— opérateur : toute personne physique ou morale intervenant dans les activités citées à l’article 1er de la présente loi.

— opérateur du marché : personne morale chargée de la gestion économique du système d’offres de vente et d’achat d’électricité.

— opérateur du système : personne morale chargée de la coordination du système de production et de transport de l’électricité (dispatching).

— producteur : toute personne physique ou morale qui produit de l’électricité.

— utilisateur de réseau : toute personne physique ou morale alimentant un réseau de transport ou de distribution ou desservie par un de ces réseaux.

TITRE II

DU SERVICE PUBLIC

Art. 3. — La distribution de l’électricité et du gaz est une activité de service public.

Le service public a pour objet de garantir l’approvisionnement en électricité et en gaz, sur l’ensemble du territoire national, dans les meilleures conditions de sécurité, de qualité, de prix et de respect des règles techniques et de l’environnement.

Art. 4. — Toute sujétion de service public donne lieu à rémunération par l’Etat, après avis de la commission de régulation, notamment dans les cas suivants :

— les surcoûts issus de contrats de fourniture et d’achat d’énergie imposés par l’Etat ;

— les participations en faveur de client spécifique ;

— les surcoûts des activités de production et de distribution dans des régions particulières ;

— les contraintes identifiées comme telles par la commission de régulation.

TITRE III

DE LA PRODUCTION D'ELECTRICITE

Art. 6. — Les activités de production de l’électricité sont ouvertes à la concurrence conformément à la législation en vigueur et aux dispositions de la présente loi.

Art. 7. — Les nouvelles installations de production de l’électricité sont réalisées et exploitées par toute personne physique ou morale de droit privé ou public titulaire d’une autorisation d’exploiter.

Art. 8. — La commission de régulation établit périodiquement un programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité après consultation de l’opérateur du système, de l’opérateur du

marché et des distributeurs. Cette évaluation est élaborée sur la base d’outils et de méthodologie fixés par voie réglementaire. Le programme indicatif est approuvé par le ministre chargé de l’énergie.

Ce programme est donné pour une période de dix (10) ans; il est actualisé tous les deux (2) ans pour les dix (10) années suivantes. Il est établi la première fois dans les douze (12) mois à compter de la mise en place de la commission de régulation. Il tiendra compte des évolutions de la consommation par zone géographique, des capacités de transport, de distribution de l’électricité et des échanges d’énergie électrique avec les réseaux étrangers.

Art. 9. — Ce programme devra contenir :

— une estimation de l’évolution de la demande d’électricité à moyen et à long terme et identifier les besoins en moyens de production qui en résultent;

— les orientations en matière de choix des sources d'énergie primaire en veillant à privilégier les combustibles nationaux disponibles, à promouvoir l’utilisation d’énergies renouvelables et à intégrer les contraintes environnementales définies par la réglementation ;

— les indications sur la nature des filières de production d’électricité à privilégier en veillant à promouvoir les technologies de production à faible émission de gaz à effet de serre ;

— l’évaluation des besoins d’obligations de service public de production d’électricité ainsi que l’efficacité et le coût de ces obligations.

Art. 10. — L'autorisation d’exploiter est délivrée nominativement par la commission de régulation à un titulaire unique. Elle est incessible.

Les aménagements ou extensions de capacité d’installations de production existantes sont soumises à l’autorisation d’exploiter lorsque la puissance énergétique additionnelle augmente de plus de dix pour cent (10%).

Art. 11. — Les installations destinées à l’autoconsommation, de puissance totale installée inférieure à vingt cinq (25) MW aux conditions ISO ainsi que les aménagements ou extensions de capacité d’installations de production existantes lorsque la puissance énergétique additionnelle augmente de moins de dix pour cent (10%) sont dispensées de l’autorisation d’exploiter; elles doivent faire l’objet d’une déclaration préalable à la commission de régulation qui en vérifie la conformité avec la présente loi.

Art. 12. — Les installations de production dont la puissance est inférieure à quinze (15) MW aux conditions ISO ainsi que les réseaux de distribution isolés qu’elles desservent sont assimilés à la distribution publique et font l’objet d’une seule concession telle que définie à l’article 73 de la présente loi.

Art.13. — Les critères d’octroi de l’autorisation d’exploiter portent sur :

— la sécurité et la sûreté des réseaux d’électricité, des installations et des équipements associés ;

— l’efficacité énergétique ;

— la nature des sources d’énergie primaire ;

— le choix des sites, l’occupation des sols et l’utilisation du domaine public ;

— le respect des règles de protection de l’environnement ;

— les capacités techniques, économiques et financières ainsi que sur l’expérience professionnelle du demandeur et la qualité de son organisation;

— les obligations de service public en matière de régularité et de qualité de la fourniture d’électricité ainsi qu’en matière d’approvisionnement de clients n’ayant pas la qualité de client éligible.

Art. 14. — La commission de régulation rend publiques les principales caractéristiques en termes de capacité, d’énergie primaire, de technique de production et de localisation de toute demande d’autorisation d’exploiter une nouvelle installation de production.

Art. 15. — L’octroi d’une autorisation au titre de la présente loi ne dispense pas son bénéficiaire de satisfaire aux autres dispositions exigées par la législation en vigueur.

Art. 16. — La procédure d’octroi des autorisations d’exploiter, notamment la forme de la demande, l’instruction du dossier par la commission de régulation, la destination de l’énergie produite, les délais de la notification de la décision au demandeur et les frais à payer à la commission de régulation pour l’analyse du dossier, est fixée par voie réglementaire.

Art. 17. — La commission de régulation procède au refus motivé et rendu public de l’autorisation d’exploiter si le demandeur ne répond pas aux critères d’octroi de la dite autorisation.

Art. 18. — La commission de régulation se prononce sur la suite à réserver à l’autorisation en cas de transfert de l’installation ou en cas de changement de contrôle, de fusion ou scission du titulaire de l’autorisation. Elle fixe le cas échéant les conditions à remplir et les procédures à suivre pour le maintien ou la délivrance d’une nouvelle autorisation d’exploiter.

Art. 19. — Les autorisations d’exploiter des installations existantes, régulièrement établies à la date de publication de la présente loi, sont réputées acquises. Les installations concernées doivent être déclarées par leurs propriétaires auprès de la commission de régulation.

Art. 20. — En cas de crise grave sur le marché de l’énergie, de menace pour la sécurité ou la sûreté des réseaux et installations électriques, ou de risque pour la sécurité des personnes, des mesures temporaires de sauvegarde peuvent être prises par le ministre chargé de l’énergie, après avis de la commission de régulation, notamment en matière d’octroi ou de suspension des autorisations d’exploiter, sans que ces mesures puissent faire l’objet d’une indemnisation.

Art. 21. — Sous réserve des dispositions légales et réglementaires en matière d’environnement, toute personne physique ou morale et notamment les collectivités territoriales peuvent exploiter toute nouvelle installation de valorisation énergétique des déchets ménagers ou assimilés ou toute nouvelle installation de cogénération ou de récupération d’énergie provenant d’installations visant l’alimentation d’un réseau de chaleur lorsque ces nouvelles installations se traduisent par une économie d’énergie et une réduction des pollutions atmosphériques.

Elles sont cependant soumises à une autorisation d’exploiter délivrée par la commission de régulation.

Art. 22. — Si la commission de régulation constate un nombre insuffisant de demandes d’autorisation de réaliser, elle peut recourir à la procédure d’appel d’offres à construction de nouvelles installations de production d’électricité après avis de l’opérateur du système, de l’opérateur du marché et des distributeurs concernés. Dans tous les cas la commission de régulation prendra les dispositions nécessaires pour la satisfaction des besoins du marché national.

Art. 26. — En application de la politique énergétique, la commission de régulation peut prendre des mesures d’organisation du marché en vue d’assurer l’écoulement normal sur le marché, un prix minimal d’un volume minimal d’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables ou de systèmes de cogénération.

Les surcoûts découlant de ces mesures peuvent faire l’objet de dotations de l’Etat et/ou être pris en compte par la caisse de l’électricité et du gaz et imputés sur les tarifs.

Les quantités d’énergie à écouler sur le marché et visant l’encouragement des énergies renouvelables ou de cogénération doivent faire l’objet d’un appel d’offres défini par voie réglementaire.

Art. 27. — Les droits et obligations du producteur d’électricité sont définis dans un cahier des charges fixé par voie réglementaire.

Art. 28. — Les règles techniques de la production d’électricité sont définies par voie réglementaire.

**********************************************

TITRE X

DES REGLES ECONOMIQUES

ET DE LA TARIFICATION

Art. 88. — Les activités concourant à la fourniture de l’électricité et du gaz sont rémunérées sur la base de dispositions réglementaires fondées sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires. Ces critères favorisent l’amélioration de l’efficacité de la gestion, du rendement technique et économique des activités ainsi que l’amélioration de la qualité de la fourniture.

Art. 89. — La rémunération de la production de l’électricité se fonde sur les éléments suivants :

— le prix de l’énergie électrique issu de l’équilibre offre-demande et résultant du traitement élaboré par l’opérateur du marché ;

— le coût de la garantie de puissance fournie au système ;

— le coût des services auxiliaires nécessaires pour assurer la qualité de la fourniture.

Les modalités d'application du présent article sont précisées par voie réglementaire.

Art. 90. — La rémunération de l’activité transport, tant pour l’électricité que pour le gaz, est fixée par la commission de régulation sur la base d’une méthodologie et de paramètres définis par voie réglementaire.

Elle comprend les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance des installations, d’autres coûts nécessaires à l’exercice de l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi telle qu’appliquée dans les activités similaires et prenant en compte les coûts de développement.

La formule de rémunération intègre des incitations à la réduction des coûts et à l’amélioration de la qualité de la fourniture.

Art. 91. — La rémunération de l’activité distribution, tant pour l’électricité que pour le gaz, est fixée par la commission de régulation sur la base d’une méthodologie et de paramètres définis par voie réglementaire.

Elle prend en compte les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance des installations, les caractéristiques des zones de distribution desservies, d’autres coûts nécessaires à l’exercice de l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi telle qu’appliquée dans les activités similaires et prenant en compte les coûts de développement.

La formule de rémunération intègre des incitations à la réduction des coûts et à l’amélioration de la qualité de la fourniture.

Art. 92. — La rémunération de l’activité de commercialisation tant pour l’électricité que pour le gaz prise en compte dans les tarifs est établie par la commission de régulation sur la base d’une méthodologie et de paramètres définis par voie réglementaire. Cette rémunération tiendra compte des coûts résultant des activités nécessaires pour la fourniture de l’énergie aux consommateurs.

Art. 93. — La conclusion du contrat se fait librement entre les agents commerciaux et les clients éligibles.

Art. 94. — Pour l’électricité, les paramètres suivants sont considérés comme des coûts permanents du système électrique :

— surcoûts relatifs à la fourniture de l’électricité dans les réseaux de distribution isolés du sud;

— coûts de l’opérateur du système et de l’opérateur du marché reconnus par la commission de régulation;

— coûts associés à des programmes d’incitation à la maîtrise de la demande ;

— coûts de fonctionnement de la commission de régulation.

Art. 95. — Les producteurs utilisant les énergies renouvelables et/ou la cogénération peuvent bénéficier de primes. Ces primes sont considérées comme coûts de diversification conformément à l'article 98 ci-dessous.

Art. 96. — Les règles économiques pour les droits de raccordement aux réseaux et autres actions nécessaires pour satisfaire les demandes d’alimentation des clients sont établies par voie réglementaire.

Art. 97. — Les tarifs hors taxes de l’électricité à appliquer aux clients non éligibles sont fixés par la commission de régulation sur la base d’une méthodologie et de paramètres définis par voie réglementaire et sont uniformes sur tout le territoire national.

Art. 98. — Les tarifs visés à l’article 97 ci-dessus incluent les paramètres suivants :

— le coût de production de l’électricité fixé en fonction du prix moyen du kilowatt/heure observé sur le marché de la production d’électricité durant une période de référence définie par voie réglementaire ;

— les coûts relatifs au transport et à la distribution de l’électricité;

— les coûts de commercialisation;

— les coûts permanents du système électrique;

— les coûts de diversification.

Les tarifs peuvent prendre en compte les incitatifs visant l’économie d’énergie.

Art. 102. — La procédure de paiement pour l’achat d’électricité ou de gaz par des clients éligibles est définie par voie réglementaire.

Art. 103. — Pour l’électricité et le gaz, les clients éligibles doivent payer les coûts des activités nécessaires à la fourniture de l’énergie et participer à la couverture des coûts permanents des systèmes et des coûts de diversification.

Les modalités d'application du présent article sont fixées par voie réglementaire.

Annexe n°02

Décret exécutif n° 04-92 du 4 Safar 1425 correspondant au 25 mars 2004 relatif aux coûts de diversification de la production d'électricité

Vu la Constitution, notamment ses articles 85-4° et 125 (alinéa 2) ;

Décrète :

Article 1er. — En application des dispositions de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée, le présent décret a pour objet de définir les coûts de diversification de l’électricité produite à partir des énergies renouvelables et /ou de la cogénération, dans le cadre du régime spécial, ainsi que les conditions de production, de transport et de raccordement aux réseaux de l’électricité produite. Il a également pour objectif de préciser les mécanismes d’éligibilité des producteurs d’électricité au dispositif du régime spécial défini à l’article 3 ci-dessous.

Art. 2. — Au sens du présent décret, on entend par :

Loi : La loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à l’électricité et à la distribution du gaz par canalisation.

Commission : La commission de régulation de l’électricité et du gaz, telle que prévue par la loi suscitée, organisme chargé d’assurer le respect de la réglementation technique, économique et environnementale, la protection des consommateurs, la transparence des transactions et la non-discrimination entre opérateurs.

Energies Renouvelables : sont définies comme énergies renouvelables toutes les énergies provenant de sources : hydraulique, solaire thermique, éolienne, géothermique, solaire rayonnante, ainsi que les énergies issues de la cogénération et de la valorisation des déchets.

Cogénération : La production combinée d’électricité et de chaleur.

Exploitant de réseau de distribution : toute personne physique ou morale chargée de l’exploitation, de l’entretien du réseau de distribution dans les termes de la concession accordée pour le réseau en question.

Société de développement : personne morale dont l’objet est le développement de projets utilisant des énergies renouvelables.

Producteur : toute personne physique ou morale qui produit de l’électricité.

Régime spécial : L’organisation par dérogation au régime commun du marché pour l’écoulement normal d’un volume minimal d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables et/ou de système de cogénération, à un prix minimal comme spécifié à l’article 26 de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée.

Art. 4. — Est considérée comme production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et/ou de cogénération, au titre du présent décret :

• l’électricité produite par tout producteur d’électricité dans le cadre du régime spécial, à partir d’installations existantes de production d’électricité, sous réserve que ces installations soient préalablement et totalement rénovées après autorisation de la commission, et à partir de toutes nouvelles unités de production.

• L’électricité produite dans des installations réalisées ou exploitées pour le compte de producteurs, de collectivités territoriales, d’associations ou de particuliers.

Art. 5. — Les producteurs voulant bénéficier du dispositif du régime spécial doivent souscrire aux conditions du cahier des charges relatif à l’écoulement sur le marché tel que prévu à l’article 26 de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée, et visant l’encouragement des énergies renouvelables notamment aux conditions suivantes :

• De livraison au réseau de toute l’énergie excédentaire produite par les installations de cogénération et de toute l’énergie produite par les installations de production d’électricité à partir des énergies renouvelables, ceci en bénéficiant de la prime définie à l’article 10 ci-dessous ;

• D’alimentation pour leur utilisation propre des installations ci-dessus évoquées, à partir des réseaux de distribution ou de transport électrique ;

• Des normes de sécurité et règlements techniques pour les installations de production ;

• Des normes d’exploitation des installations selon les normes techniques de production ;

• Des normes d’entretien des installations ;

• Du respect scrupuleux des conditions de protection du milieu ambiant.

Art. 6. — Le cahier des charges, prévu à l’article 77 de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée, doit prévoir l’obligation faite au gestionnaire du réseau de distribution de connecter à son réseau les installations de production d’électricité à partir des énergies renouvelables et/ou de cogénération visées à l’article 3 du présent décret.

Dans le cas où l’électricité produite dans le cadre du régime spécial est connectée au réseau de transport de l’électricité, le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité assurera cette connexion selon les dispositions prévues à l’article 34 de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée.

Cette connexion est réalisée par le gestionnaire du réseau de distribution ou de transport selon le cas.

Les coûts découlant de cette connexion font partie des coûts de diversification.

La connexion sera assurée par le gestionnaire du réseau de distribution ou de transport d’électricité dont les installations techniques sont les plus près de l’installation de production électrique ci-dessus définie ; il sera tenu compte de la taille des installations de production électrique à partir d’énergies renouvelables et/ou de cogénération concernées.

Les installations de production électrique, ci-dessus définies, sont raccordées comme suit :

• pour les puissances inférieures à 120 KW, le raccordement se fait en basse tension,

• Pour les puissances inférieures à 10 MW, le raccordement se fait sur le réseau 10 à 30 KV,

• Pour les puissances entre 10 et 40 MW, le raccordement se fait sur le réseau 60 KV,

• Pour les puissances supérieures à 40 MW, le raccordement se fait sur le réseau 220 KV.

La connexion pourrait prévoir, si nécessaire, une extension du réseau pour permettre le raccordement de cette production d’électricité. Cette extension doit cependant rester dans des limites économiquement acceptables. Les cas litigieux seront soumis à la commission.

Art. 8. — Conformément à la politique énergétique nationale et en application du présent décret, la commission arrêtera chaque année les quotas de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables. Elle veillera à l’organisation de la prise en charge des surcoûts liés aux énergies renouvelables et/ou de système de cogénération dans le cadre du régime spécial.

Art. 9. — La commission dresse annuellement, au cours du mois de janvier pour l’année écoulée, le bilan de production pour chaque producteur d’électricité dans le cadre du régime spécial.

Le bilan devra faire apparaître l’énergie commercialisée et l’énergie autoconsommée.

Art. 10. — L’électricité produite dans le cadre du régime spécial bénéficie des avantages mentionnés dans les articles 95, 97 et 98 de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée, et dans les conditions figurant aux articles 12, 13, 14, 15, 16 et 17 du présent décret.

Art. 17. — Pour l’électricité produite à partir d’installation de cogénération de vapeur et/ou d’eau chaude, le montant s’élève à 160% du prix par kWh de l’électricité tel qu’élaboré par l’opérateur du marché défini par la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002, susvisée, en tenant compte d’une production d’énergie thermique utilisable de 20% de l’ensemble des énergies primaires utilisées.

Les capacités de production en électricité ne doivent pas dépasser les 50 MW.

Pour les installations produisant moins de 20% d’énergie utilisable, la prime sera réduite de 25% par tranche, de 5% d’énergie thermique en dessous de 20% en tenant compte d’un minimum de production d’énergie thermique de 10% :

• Pour une production d’énergie utilisable de 15 à 19% la prime sera de 120%,

• Pour une production d’énergie utilisable de 10 à 15% la prime sera de 80%,

• Pour une production d’énergie utilisable inférieure à 10% la prime sera nulle.

Fait à Alger, le 4 Safar 1425 correspondant au 25 mars 2004.

Ahmed OUYAHIA

Annexe n°03

FORMULAIRE DE DEMANDE D’AUTORISATION D’EXPLOITER UNE

INSTALLATION DE PRODUCTION D'ELECTRICITE

1. Identification de l'installateur :

Nom ou raison sociale : ................................................................................

Adresse : ......................................................................................................

Code postal : ................................................................................................

2. Identification de l'installation :

Type de l’installation : .............................................

Nombre de générateurs : ..........................................

Puissance unitaire (ISO) : ........................................

Puissance totale développable : ........................................ MW.

Tension de sortie : ............................................................... kV.

Rendement : ...........................................................................%.

Energie primaire utilisée : ...............................................

Energie de secours le cas échéant : ...................................

Lieu d’implantation : .................

3. Caractéristiques générales de l'installation

3.1 Description des équipements principaux :

Chaudières, turbines, alternateurs, transformateurs, poste d’évacuation, poste combustible, etc.

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

3.2 Description sommaire des systèmes de refroidissement utilisés

....................................................................................................................................................

......................................................................................................................................................

3.3 Description des utilisations de chaleur produite dans le cas de cogénération

.......................................................................................................................................................

3.4 Type et quantités d’émissions, de rejets ou de résidus attendus

.........................................................................................................................................................

4. Plans de l’installation

5. Schéma de raccordement au réseau de transport (spécifier s’il s’agit d’une ligne directe).

6. Autres précisions concernant l’installation

6.1 Installations existantes

Groupe 1 : ........ Groupe 2 : ........

Groupe 3 : ........ Groupe 4 : ........

Groupe 5 : ........ Groupe 6 : ........

En cas d’extension ou d’aménagement d’une installation existante :

‐ Date prévisionnelle de démarrage des travaux : ......................

‐ Dates prévisionnelles de mise en service des groupes : …………………

6.2 Nouvelles installations

‐ Date prévisionnelle de démarrage des travaux : .................

‐ Dates prévisionnelles de mise en service des groupes : ………………

Groupe 1 : ........ Groupe 2 : .............

Groupe 3 : ........ Groupe 4 : .............

Groupe 5 : ........ Groupe 6 : .............

Fait à : ......... le : ............

Annexe n°04

FORMULAIRE POUR DECLARATION D’INSTALLATION

DE PRODUCTION D’ELECTRICITE

1. Identification de l'installateur :

Nom ou raison sociale : ................................................................................

Adresse : ......................................................................................................

Code postal : ................................................................................................

2. Identification de l'installation :

Type de l’installation : .............................................

Nombre de générateurs : ..........................................

Puissance unitaire (ISO) : ........................................

Puissance totale développable : ........................................ MW.

Tension de sortie : ............................................................... kV.

Rendement : ...........................................................................%.

Energie primaire utilisée : ...............................................

Energie de secours le cas échéant : ...................................

Lieu d’implantation : .................

3. Caractéristiques générales de l'installation

3.1 Description des équipements principaux :

Chaudières, turbines, alternateurs, transformateurs, poste d’évacuation, poste combustible, etc.

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

3.2 Description sommaire des systèmes de refroidissement utilisés

....................................................................................................................................................

......................................................................................................................................................

3.3 Description des utilisations de chaleur produite dans le cas de cogénération

.......................................................................................................................................................

3.4 Type et quantités d’émissions, de rejets ou de résidus attendus

.........................................................................................................................................................

4. Plans de l’installation

5. Schéma de raccordement au réseau de transport (spécifier s’il s’agit d’une ligne directe).

6. Autres précisions concernant l’installation

6.1 Installations existantes

Groupe 1 : ........ Groupe 2 : ........

Groupe 3 : ........ Groupe 4 : ........

Groupe 5 : ........ Groupe 6 : ........

En cas d’extension ou d’aménagement d’une installation existante :

‐ Date prévisionnelle de démarrage des travaux : ......................

‐ Dates prévisionnelles de mise en service des groupes : …………………

6.2 Nouvelles installations

‐ Date prévisionnelle de démarrage des travaux : .................

‐ Dates prévisionnelles de mise en service des groupes : ………………

Groupe 1 : ........ Groupe 2 : .............

Groupe 3 : ........ Groupe 4 : .............

Groupe 5 : ........ Groupe 6 : .............

Fait à : ......... le : ............

Annexe n°05

Tarif de vente d’électricité de la SONELGAZ

ELECTRICITE

Code Tarif

Redevance fixe

PMD PMA DA/kW/mois

énergie Active (CDA/kWh)

Energie réactive (CDA/Kva rh)

(DA/mois) Malus Bonus Pointe 726,68 41 32227,79 21,54 96,79 Pleine 161,47 37,94 7,588 Nuit 85,33 43 429,71 32,25 128,8 Nuit 85,33 37,94 7,588 Jour 356,92 53 66,4 14,81 ‐‐ Nuit 106,37 ‐‐ ‐‐ Jour 429,88

Captif 125 49,92 ‐‐ 1ere tranche

(125 KWh /mois) 177,90 ‐‐ ‐‐ 2éme tranche 417,90 ‐‐ ‐‐

GAZ

Code Tarif Redevance

fixe DMD

DA/kW/Thermie/h énergie

(CDA/Thermie) (DA/mois) 21 6854,55 10,8 0,1787 22 685,42 2,63 0,3707 23 28,5 ‐‐ 0,3245

Annexe n°06

Structure d’une machine frigorifique à absorption

Annexe n°07

Variation du coût de revient économique unitaire en fonction de la durée de vie de l’installation.

La puissance qui correspond au maximum de KWh produit par an.

La puissance qui correspond au nombre d'heures de fonctionnement égal au nombre

d'heures de la saison d'hiver.

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