ETUDE SUR L’ANALYSE ECONOMIQUE DES … · ETUDE ECONOMIQUE : ... 6.1 COUTS D ’INVESTISSEMENT DE LA CENTRALE ... base d’un ensemble de critères reflétant la représentativité

ETUDE SUR L’ANALYSE ECONOMIQUE DES INSTALLATIONS DE COGENERATION BIOMASSE EN

EUROPE

Novembre 2011

Synthèse publique

Etude réalisée pour le compte de l’ADEME par Enertime SAS Auteurs : Marine Chambon et Valentin Pasquiou – Enertime SAS

Coordination technique : Sylvain Bordebeure et Marina Boucher - Service Bioressources –

ADEME (Angers)

Etude sur l’analyse économique des installations de cogénération biomasse en Europe

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Remerciements : Les auteurs remercient chaleureusement Sylvain Bordebeure et Marina Boucher du Service Bioressources de l’ADEME pour leur confiance et leur disponibilité tout au long de l’étude, ainsi que les autres membres du Service Bioressources. Les auteurs remercient également tous les représentants des marques de chaudières et les exploitants d’installations de cogénération qui lui ont ouvert leurs portes et permis de récolter des données donnant toute sa pertinence à cette étude. En français : Toute représentation ou reproduction intégrale ou partielle faite sans le consentement de l’auteur ou de ses ayants droit ou ayants cause est illicite selon le Code de la propriété intellectuelle (art. L 122-4) et constitue une contrefaçon réprimée par le Code pénal. Seules sont autorisées (art. 122-5) les copies ou reproductions strictement réservées à l’usage privé de copiste et non destinées à une utilisation collective, ainsi que les analyses et courtes citations justifiées par la caractère critique, pédagogique ou d’information de l’œuvre à laquelle elles sont incorporées, sous réserve, toutefois, du respect des dispositions des articles L 122-10 à L 122-12 du même Code, relatives à la reproduction par reprographie. En anglais : Any representation or reproduction of the contents herein, in whole or in part, without the consent of the author(s) or their assignees or successors, is illicit under the French Intellectual Property Code (article L 122-4) and constitutes an infringement of copyright subject to penal sanctions. Authorised copying (article 122-5) is restricted to copies or reproductions for private use by the copier alone, excluding collective or group use, and to short citations and analyses integrated into works of a critical, pedagogical or informational nature, subject to compliance with the stipulations of articles L 122-10 – L 122-12 incl. of the Intellectual Property Code as regards reproduction by reprographic means. En français : L’ADEME en bref :

L'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie (ADEME) est un établissement

public sous la triple tutelle du ministère de l'Ecologie, du Développement durable, des Transports et du Logement, du ministère de l’Enseignement supérieur et de la Recherche et du ministère de l’Economie, des Finances et de l’Industrie. Elle participe à la mise en œuvre des politiques publiques dans les domaines de l'environnement, de l'énergie et du développement durable.

Afin de leur permettre de progresser dans leur démarche environnementale, l'agence met à disposition des entreprises, des collectivités locales, des pouvoirs publics et du grand public, ses capacités d'expertise et de conseil. Elle aide en outre au financement de projets, de la recherche à la mise en œuvre et ce, dans les domaines suivants : la gestion des déchets, la préservation des sols, l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables, la qualité de l'air et la lutte contre le bruit.

www.ademe.fr.

En anglais : About ADEME :

The French Environment and Energy Management Agency (ADEME) is a public agency under the joint authority of the Ministry for Ecology, Sustainable Development, Transport and Housing, the Ministry for Higher Education and Research, and the Ministry for Economy, Finance and Industry. The agency is active in the implementation of public policy in the areas of the environment, energy and sustainable development.

ADEME provides expertise and advisory services to businesses, local authorities and communities, government bodies and the public at large, to enable them to establish and consolidate their environmental action. As part of this work the agency helps finance projects, from research to implementation, in the areas of waste management, soil conservation, energy efficiency and renewable energy, air quality and noise abatement.

www.ademe.fr


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Table des matières

1. INTRODUCTION ET CONTEXTE ...................................................................................................... 4

2. OBJECTIFS ......................................... .............................................................................................. 4

3. LE CONTEXTE EUROPEEN DE SOUTIEN A LA COGENERATION B IOMASSE.......................... 5

4. LES TECHNOLOGIES DE COGENERATION .................. ................................................................ 6

4.1 LES CENTRALES VAPEUR .................................................................................... 6 4.1.1 Généralités ................................................................................................................. 6 4.1.2 Technologies de chaudière ........................................................................................ 8 4.1.3 Condensation et contre-pression : deux philosophies de cogénération différentes 10 4.1.4 Aperçu du marché des centrales vapeurs en Europe ............................................. 11

4.2 LES CENTRALES A CYCLE ORGANIQUE DE RANKINE (ORC) ................................. 12 4.2.1 Description de la technologie ................................................................................... 12 4.2.2 Chaudière à huile ..................................................................................................... 13 4.2.3 Aperçu du marché des ORC en Europe .................................................................. 14

4.3 SYNTHESE ....................................................................................................... 15

5. CAS REFERENTS ........................................................................................................................... 19

6. ETUDE ECONOMIQUE : RATIOS TYPES ................... .................................................................. 20

6.1 COUTS D’INVESTISSEMENT DE LA CENTRALE ....................................................... 20

6.2 COUTS D’OPERATION ET MAINTENANCE .............................................................. 20

6.3 LIMITES DES RATIOS « TYPES » ......................................................................... 21

7. CONCLUSION ................................................................................................................................. 22

8. REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ....................... .................................................................... 23


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1. Introduction et contexte

L’ADEME (Agence de l’Environnement et de la Maitrise de l’Energie) soutient la filière biomasse pour la production de chaleur via le Fonds chaleur renouvelable, doté d’une enveloppe globale de 1,2 milliard d’euros depuis son lancement en décembre 2008. Les chaufferies biomasses dans les secteurs industriel, agricole, et tertiaire bénéficient d’une part importante de cette aide via l’appel à projets BCIAT renouvelé chaque année depuis 2008. Les objectifs de production « de chaleur renouvelable prévoient l’augmentation de la production de 10,1 Mtep, y compris la cogénération, entre 2006 et 2020. »1 En 2011, le Service Bioressources de l’ADEME a souhaité approfondir ses connaissances concernant la cogénération (production combinée de chaleur et d’électricité) à partir de biomasse solide, et ses leviers de développement dans les gammes de puissance potentiellement adaptées au contexte français. L’étude de cas référents de centrales – installations représentatives situées dans certains pays européens en avance en termes de développement (grand nombre d’installations, variété des puissances installées et des technologies employées), permet de réaliser un benchmark des principaux ratios économiques. Une dizaine d’installations ont été étudiées dans cinq gammes de puissance électrique : 500 kWe ; 1 à 2 MWe ; 3 MWe ; 5 à 7 MWe et 10 MWe. Les installations ont été choisies sur la base d’un ensemble de critères reflétant la représentativité de ces installations et leur développement possible dans le contexte français. Différentes technologies ont été étudiées : la combustion de biomasse en chaudière à grille à gradins et chaudière à spreader stocker ; la conversion électrique via turbine vapeur et groupe turbo-alternateur à cycle organique de Rankine (ORC). Ces technologies sont matures et bien implantées sur le marché européen, chacune avec ses avantages et contraintes.

2. Objectifs

L’étude porte sur l’analyse économique des cogénérations biomasse en Europe. Elle a pour objectifs principaux :

• Une sélection de quelques cas référents au niveau européen pour différentes gammes de puissance électrique.

• Des entretiens avec des constructeurs et exploitants d’installation de cogénération biomasse.

• Une évaluation des coûts d’investissement et des coûts d’exploitations pour chaque gamme de puissance.

• La réalisation d’un outil sous forme de tableur permettant l’analyse économique d’une installation de cogénération en fonction des données du projet (puissances de sortie, consommations d’entrée, productions de sortie électricité / chaleur, tarif d’achat, durée de vie de l’installation, prix de la biomasse, coûts d’investissement et d’exploitation,…).

1 Extrait du dossier de presse du Fonds chaleur – Bilan et perspectives. Octobre 2011. P2/20.


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L’étude doit donner une vue d’ensemble de l’existant en matière d’installations de cogénération biomasse en Europe, et dégager des données représentatives de centrales situées dans des gammes de puissance les mieux représentées et les plus pertinentes pour chaque technologie étudiée.

3. Le contexte européen de soutien à la cogénératio n biomasse

Le soutien à la production d’électricité à partir de biomasse est très hétérogène dans l’Union Européenne. Chaque pays membre dispose d’un système de soutien qui lui est propre, et qui se base sur :

• Un tarif de rachat garanti pour l’électricité produite, avec (Allemagne, France) ou sans prime (Autriche, Italie) ou ;

• Un système de certificats verts échangeables sur le marché pour chaque unité

d’électricité produite (MWh) ou chaque unité d’émission de CO2 évitée (cas de la Belgique).

Certains pays combinent ces deux systèmes en fonction de la puissance de l’installation (cas de l’Italie qui dispose d’un tarif en dessous de 1 MWe, et de certificats verts au-delà).

Figure 1 : Tarifs de rachat de l'électricité à partir de biomasse pour une centrale avec une efficacité

énergétique de 60% et consommant des plaquettes forestières

Dans l’ensemble, le niveau de tarif instauré en France pour les centrales entre 5 et 12 MWe est dans la moyenne haute européenne pour les centrales à haut rendement qui bénéficient de la prime accordée à l’efficacité énergétique au-delà de 50%. L’efficacité énergétique globale de l’installation n’est une contrainte avérée et fixée dans la réglementation que dans certains pays (Autriche, Allemagne, France, Espagne, Suède) pour avoir accès au tarif de rachat.


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Pays Production électrique vendue (brute/nette)

Contrainte minimale

d'efficacité énergétique

Type de soutien

Durée de soutien garanti

(années)

Allemagne (en 2010) Brute Oui (NC) Tarif garanti + primes 20

Allemagne (en 2012) Brute Oui (NC) Tarif garanti + primes 20

Autriche Brute Oui (60%) Tarif garanti 10

Belgique (Wallonie) NC non Certificats verts 15

Belgique (Flandres) NC non Certificats verts 10

Danemark NC non Tarif garanti 20

Espagne NC Oui (NC) Tarif garanti + prime 15

France 5 à 12 MWe : Nette > 12 MWe : Brute Oui (50%) 5 à 12 MWe2 : Tarif garanti + prime

>12 MWe : Appels d’offres 20

Italie <1MWe : Nette >1MWe : Nette Oui (NC) <1MWe : Tarif garanti

>1MWe : Certificats verts 15

Pays-Bas NC non Tarif garanti 12

Suède NC Oui (NC) Certificats verts 15

Royaume Uni NC non Certificats verts NC

L’électricité produite peut être rachetée sur la base de :

• La production brute : avant prise en compte de la consommation des équipements auxiliaires (pompes, réchauffeurs d’air, etc.). c’est le cas en Allemagne, en Autriche et en France via les appels d’offres CRE. L’électricité nécessaire au fonctionnement des auxiliaires est rachetée au prix du réseau.

• La production nette de la consommation des auxiliaires. C’est le cas en Italie et en

France pour les projets entrant dans le cadre de l’arrêté tarifaire du 27 janvier 2011.

Pour plusieurs pays, ces contraintes ne sont pas connues ou n’ont pas pu être renseignées.

4. Les technologies de cogénération

4.1 Les centrales vapeur

4.1.1 Généralités

Les centrales de cogénération vapeur sont des centrales thermiques classiques produisant de l’électricité et de la chaleur en cogénération à partir d’un combustible, ici la biomasse. L’énergie contenue dans la biomasse est convertie en vapeur haute température et haute pression dans une chaudière. La vapeur ainsi produite est ensuite :

• D’une part détendue au travers d’une turbine transmettant ainsi un travail mécanique à l’arbre de la turbine. Cet arbre est couplé à un alternateur produisant de l’électricité.

2 Y compris les scieries à partir de 1 MWe


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• D’autre part valorisée à travers un consommateur de chaleur sous forme d’eau chaude (réseau de chaleur, séchage industriel, chauffage de bâtiments, etc.) ou de vapeur (procédé industriel).

Figure 2 : Cycle thermodynamique de base

Le cycle thermodynamique utilisé (cf. figure 7) est le cycle de Hirn (cycle de Rankine avec surchauffe pour éviter toute détérioration de la turbine due à la formation de gouttelettes), où se succèdent les phases de vaporisation puis surchauffe à pression constante (2→3), détente isentropique (3→4), condensation à pression constante (4→1) et compression isentropique (1→2).

Figure 3 : Vue d’ensemble d’une centrale biomasse

(Source Areva R – 2007)

Les principaux composants d’une centrale vapeur biomasse figurent dans le schéma ci-dessus (cf. figure 8) et sont :

• Le système de stockage et de manutention de la biomasse ; • la chaudière pour la vaporisation et la surchauffe de la vapeur ; • Le groupe turbo-alternateur avec un soutirage nécessaire à la production de vapeur

pour les réseaux de chaleur et aux auxiliaires de la centrale tels que les réchauffeurs d’air de combustion, le réchauffage de la bâche alimentaire, etc. (non représentés sur le schéma ci-dessus) ;

• Le condenseur pour la condensation de la vapeur à l’échappement de la turbine (turbine à condensation) ;

• La bâche alimentaire et les pompes alimentaires pour la mise sous pression de l’eau primaire.


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4.1.2 Technologies de chaudière

La technologie utilisée pour ces applications est celle de la combustion dans une chaudière dite à tubes d’eau, c'est-à-dire constituée de parois membranes à tube d’eau et de surchauffeurs permettant de produire de la vapeur à haute pression et à haute température. Les technologies de foyer les plus répandus sont : les foyers à grille mobile inclinée (mobile inclined grate), les grilles rotatives avec spreader stocker et les foyers de type lit fluidisé bouillonnant (fluidized bubbling bed).

� Chaudière à grille mobile inclinée

Le système d’alimentation du foyer est généralement composé d’une trémie tampon et d’un système d’introduction du combustible dans le foyer par vis d’extraction ou par vérin poussoir. La trémie est entièrement fermée et est munie d’un clapet coupe feu. Les foyers à grille mobile et inclinée sont constitués de barreaux moulés en fonte à haute teneur en chrome. La grille est composée de plusieurs sections indépendantes, dont l’actionnement est assuré par des vérins hydrauliques (vitesse ajustable). Elles sont refroidies généralement par air mais peuvent également l’être par eau.

L’air primaire de combustion, préchauffé, est insufflé sous la grille, et est réparti dans des zones distinctes pour optimiser la distribution de l’air de combustion.

Figure 4 : Représentation schématique d’une grille inclinée à gradins

(Source Vyncke)

Des tubes d’eau sont disposés tout autour du foyer de combustion, protégés par des briques réfractaires. Ces briques permettent à la fois de protéger les tubes et de former une surface radiante qui facilite l’allumage de la chaudière et la bonne qualité de la combustion. Le dimensionnement du foyer est réalisé de manière à obtenir une combustion la plus complète possible (taux d’imbrûlés très faible), à contrôler la température des fumées et à réduire la formation de NOx.


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� Chaudière à grille rotative et spreader stocker

Il s’agit de pulvériser, grâce à ce qu’on appelle en anglais des « spreader stockers » (projeteurs pneumatiques), la biomasse dans la zone de combustion où les petites particules brûlent en suspension, tandis que les particules les plus larges retombent sur la grille où elles forment une couche de combustible. La grille est mobile et le mouvement continuel du tapis transporte la couche de combustible en combustion vers l’avant de la chaudière où les cendres tombent dans un bac à cendres. La vitesse de rotation de la grille est variable en fonction des variations de qualité de la biomasse et de teneur en cendres.

Figure 5 : schéma d'une chaudière à spreader stocke r à grille rotative

(Source : LLT)

� Chaudière à lit fluidisé bouillonnant

Les lits fluidisés ont été initialement développés pour la combustion de déchets ménagers et industriels. On distingue deux types de technologies qui doivent être différenciés : les lits circulants et les lit bouillonnants. Nous nous intéresserons dans le cadre de cette étude uniquement au second type, qui est la technologie utilisée pour les centrales biomasses de grande puissance (>10 MWe). La fluidisation est l’état dans lequel les particules solides sont maintenues en suspension dans un courant de gaz ascendant. La combustion se déroule dans le lit composé de sable, de combustible et de cendres. Les particules plus grosses sont séchées et gazéifiées pour


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donner un charbon brûlé de manière quasi-instantanée, tandis que les particules volatiles brûlent directement dans le lit ou au-dessus. Le taux de combustion élevé permet un ajustement rapide de la charge en régulant le débit de combustible. La grille est constituée d’un nombre important de buses d’air qui injectent l’air primaire servant à la fluidisation. L’inclinaison de la grille et la large évacuation des mâchefers assurent la circulation des cendres solides. L’air secondaire injecté sur différents niveaux assure l’homogénéisation de la combustion et la régulation de la température du lit. Trois niveaux d’injection sont envisagés pour assurer la meilleure combustion possible en vue de limiter la formation de NOx.

4.1.3 Condensation et contre-pression : deux philosophies de cogénération différentes

Il existe deux types de turbine à vapeur pour la cogénération : les turbines à contre-pression et les turbines à condensation avec extraction.

� Turbine à condensation

Dans une turbine à condensation avec extraction, la quantité de vapeur requise est soutirée à un certain endroit entre l’entrée et l’échappement de la turbine au niveau de pression souhaité. Cette vapeur est envoyée au procédé pour couvrir les besoins thermiques. La reste de la vapeur poursuit sa détente dans la turbine jusqu’à une pression très basse (se rapprochant du vide), où la vapeur à l’échappement est alors condensée dans un condenseur. L’eau ainsi formée est pompée et renvoyée à la chaudière. Suivant les différents besoins thermiques ou afin d’augmenter le rendement de l’installation (réchauffage de la bâche alimentaire, préchauffeur haute ou basse pression), on peut prévoir plusieurs soutirages au niveau de la turbine. Si on a le choix de plusieurs points et donc de plusieurs pressions de soutirage, avec des débits variables, la machine devient flexible et le rapport entre chaleur produite et électricité n’est pas fixe.

Figure 6 : schéma de principe d'une centrale avec t urbine à condensation

(schéma Enertime)


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� Turbine à contre-pression

Dans une turbine à contre-pression, la vapeur sort de la turbine à une certaine pression, qui est imposée par le procédé en aval et est mise à la disposition de l’utilisateur final. La vapeur dans la turbine est donc détendue jusqu’à une pression supérieure à la pression atmosphérique, puis est envoyée directement au procédé (ou via un échangeur pour des besoins en eau chaude) qui sert donc de condenseur. La détente de la vapeur est moins poussée et le rendement électrique est par conséquent plus faible.

Figure 7 : Schéma de principe d'une centrale avec t urbine à contre-pression

(schéma Enertime)

Remarque : Dans le cas d’une turbine à contre-pression, l’utilisateur de chaleur joue le rôle de condenseur. Aussi, lorsque le procédé s’arrête, la centrale doit également s’arrêter. Alors que dans le cas d’une turbine à condensation, si l’utilisateur de chaleur n’a, à un moment donné, plus besoin d’énergie thermique, la centrale peut toujours tourner en mode électrogène pur.

4.1.4 Aperçu du marché des centrales vapeurs en Europe

Selon EurObserv’ER, le nombre de centrales utilisant la biomasse solide en Europe était de 800 installations en 2010, pour une puissance installée cumulée de 7,1 GWe.3 L’Allemagne, l’Autriche et les pays scandinaves (Finlande et Suède) sont aux premiers rangs européens en termes de puissance installée avec des centrales de taille importante, de plusieurs dizaines de mégawatts électriques. La très grande majorité de ces installations sont des centrales vapeurs. Des particularités sont à relever selon les pays : l’Allemagne produit un tiers de l’électricité à partir de biomasse (3,5 TWh/an en 2009) dans des centrales de cogénération, les deux tiers restants provenant de centrales électrogènes pures. La Suède, à l’inverse, utilise

3 EurObserv’ER, 2010. P72/200.


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exclusivement la cogénération (10 TWh/an) et la Finlande presque exclusivement (90% des 8 TWh/an).4 La France produisait, en 2009, 378 ktep/an d’électricité à partir de biomasse (environ 4 400 GWh/an).5 Les objectifs fixés pour 2020 sont de produire 1,4 Mtep/an d’électricité. Dans les gammes de puissance ciblées par l’étude (3 ; 5 et 10 MWe), 94 installations utilisant la technologie vapeur ont été recensées en Europe. Le marché des technologies liées aux centrales vapeurs est mature et la concurrence est riche. On trouve en effet de nombreux acteurs sur le marché, en fonction de la gamme de puissance, de la technologie de foyer (grille inclinée, grille rotative, lit fluidisé, etc.) pour les chaudiéristes, du type de turbine, de la nature de la biomasse traitée (bois, paille ou autres résidus agricoles) ou même du système de traitement souhaité.

4.2 Les centrales à Cycle Organique de Rankine (ORC)

4.2.1 Description de la technologie

Les centrales thermiques classiques utilisent l’eau liquide/vapeur comme fluide thermodynamique. Celles-ci sont particulièrement adaptées à la production centralisée d’énergie, pour des tailles conséquentes et disposant d’une source de température très élevée. Pour des unités alimentant des applications d’eau chaude (réseau de chaleur, séchage industriel, serres, séchage de bois) et/ou ayant à leur disposition des sources de température plus faibles, des applications utilisant d’autres fluides thermodynamiques (notamment organiques) ont été développées. Aussi, la technologie des cycles organiques de Rankine (ORC) est très proche de la technologie utilisée dans les cycles vapeur : un fluide de travail est chauffé et vaporisé grâce à une source chaude. La vapeur est ensuite détendue dans une turbine pour produire de l’électricité. Le fluide est enfin condensé pour fermer le cycle thermodynamique. La différence entre les cycles classiques vapeur et les cycles organiques réside donc dans le choix du fluide de travail : un fluide organique est préféré à l’eau pour bénéficier de caractéristiques (température de vaporisation, pression, etc.) mieux adaptées aux applications visées. Ces modules ont la particularité d’être compacts, extrêmement fiables et compétitifs sur le plan économique pour la production d’électricité jusqu’à 2 MWe. Les procédés de type ORC fonctionnent de manière totalement automatisée, en cycle fermé. Une chaudière à huile est alors utilisée pour réaliser le transfert d’énergie contenu dans la biomasse en énergie thermique au fluide. L’utilisation d’huile permet de se passer d’une chaudière pressurisée de type chaudière à vapeur, ce qui présente plusieurs avantages (cf. §3.4.2).

4 Ibid. P77/200. 5 Chiffres 2009 du Ministère du Développement Durable (MEDDTL) consultables sur : http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Energie-de-biomasse-et-biogaz-.html. D’autres sources (EurObserv’ER, 2010. P73/200) annoncent 1300 GWh/an dont 900 GWh/an issu de la cogénération en 2009.


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G

GénérateurTurbine

Condenseur

Circuit huile thermique Fluide organique

300-350°C

Evaporateur

250°C

Récupérateur

Réseau de chaleur/

Aéroréfrigérants

Système de refroidissement

BIOMASSE

Figure 8 : Schéma de principe d’une centrale de cog énération biomasse avec cycle ORC

(©Enertime)

Une centrale biomasse ORC se décompose en 6 parties principales :

• Alimentation et stockage du combustible biomasse

• Chaudière

• Module ORC

• Système de refroidissement /condenseur

• Equipements électriques (panneaux de contrôle, transformateur)

• Instrumentation et contrôle

Les éléments différents d’une centrale biomasse conventionnelle sont essentiellement la chaudière, le module ORC (cycle thermodynamique et générateur) et le système de refroidissement.

4.2.2 Chaudière à huile

Une centrale biomasse ORC nécessite un échangeur de chaleur entre le fluide thermique (qui sort de la chaudière) et le fluide thermodynamique (qui effectue les transformations physiques dans le module ORC). Il est donc particulièrement intéressant d’opter pour un fluide thermique de type huile, qui ne nécessite pas de changement de phase complexe (évaporateur, surchauffeur) et qui permet de ne pas travailler en pression, l’huile ne se dilatant pas et restant sous forme liquide à la température de 350°C. La conception est ainsi plus compacte et moins onéreuse. Dans une chaudière thermique à huile, l’échange de chaleur entre la combustion et le fluide peut se faire selon une conception simple en serpentin alors que la géométrie d’un échangeur de chaudière vapeur est plus complexe.


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De par son principe de fonctionnement, un module ORC est apte à valoriser de manière efficace de l’énergie à plus faible température. En pratique, une chaudière thermique chauffant un fluide à 350°C sera soumise à moins de stress mécanique qu’une chaudière vapeur fonctionnant sous pression et à très haute température, ces deux conditions étant nécessaires pour avoir un rendement significatif. Ces conditions plus souples permettront également à l’échangeur d’être moins sensible à la corrosion et à la formation de points chauds. La géométrie simplifiée d’une chaudière à huile permet un nettoyage plus facile et réduit les possibilités d’encrassement.

4.2.3 Aperçu du marché des ORC en Europe

� Zoom par pays

Le développement de la technologie des ORC remonte à plus de 40 ans. Cette technologie connait actuellement de forts développements, notamment dans la biomasse et la géothermie, et plus récemment dans la récupération de chaleur. Le marché européen se décompose de la manière suivante6 :

Pays Sites ORC

Installations en service

Installations en construction

Allemagne 90 83 7 Autriche 30 30 0

Italie 45 24 21 Autres7 28 14 14 Total 193 151 42

Puissance cumulée 153,8 MWe 48,1 MWe

On remarque que l’Allemagne est le pays le plus équipé avec 90 sites, soit près de la moitié des installations européennes. L’Autriche, avec 30 installations en fonctionnement, est également un des pays les plus équipés, mais le développement des ORC dans ce pays semble aujourd’hui se ralentir considérablement. L’Italie semble au contraire être un marché très porteur. En effet, sur les 45 sites recensés, 21 sont en construction et 20 sites ont été mis en service récemment, entre 2008 et 2011. La présence du constructeur Turboden, leader européen, et une politique forte en faveur des énergies renouvelables traduite dans un tarif très incitatif pour les puissances jusqu’à 1MWe semblent contribuer à cette forte croissance. L’utilisation des ORC dans les autres pays européens reste marginale. On remarquera cependant un développement récent de projets ORC en Europe de l’Est avec 3 sites en service en République Tchèque, 2 en Biélorussie, 3 en Pologne ainsi que 5 sites en construction en Lettonie, et 1 en Roumanie.

6 Sur la base des listes de références de Turboden, Adoratec et GMK – installations ORC pour des applications biomasses. 7 République Tchèque, Biélorussie, Danemark, Pays-Bas, France, Pologne, Roumanie, Espagne, Suisse et Grande-Bretagne.


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L’Espagne (avec 4 installations en construction) et la Grande-Bretagne (avec 3 installations en construction) s’ouvrent lentement au marché des cycles organiques de Rankine. D’autre part, il est intéressant de noter que malgré le développement certain de l’énergie biomasse dans les pays nordiques, le Danemark est l’unique pays ayant sur son territoire un ORC en construction. En effet, aucune installation n’a été répertoriée en Norvège, Suède ou Finlande.

� Utilisateur de la chaleur produite

La très grande majorité des installations ORC implantées en Europe et recensées dans le cadre de cette étude sont associées à des réseaux de chaleur urbains et des installations de séchage du bois dans les scieries ou usines de production de granulés de bois. Il existe également quelques références pour la production d’eau froide ou pour divers besoins de séchage (riz, maraîchage sous serre, etc.). Cette technologie est particulièrement adaptée pour tout type de procédés nécessitant de l’eau chaude jusqu’à 110°C (tuilerie-briqueterie, déshydratation de produits agricoles, etc.).

� Panorama des constructeurs visibles sur le marché européen

Les fournisseurs de module présents sur le marché européen dans les applications biomasse sont par ordre d’importance en nombre de références :

• Turboden (Italie), leader sur le marché avec 165 installations en application biomasse • Adoratec (Allemagne) avec 22 installations référencées • GMK (Allemagne) avec 6 installations référencées

Les chaudiéristes les plus visibles sont tous autrichiens : Kohlbach, Polytechnik, V.A.S, Agro Forst & Energietechnik et Viessmann-Mawera. Les fabricants français de chaudières biomasse (Compte-R, Weiss France) n’ont pas de référence de ce type. On note que Weiss Kessel (Allemagne), société « cousine » de Weiss France, a quelques références de chaudières associées à un ORC en Allemagne.

4.3 Synthèse

Nous observons deux types d’installations principales en Europe pour la production d’électricité par combustion de biomasse :

• Les installations ORC, à partir d’une centaine de kWe et jusque 2-3 MWe, pour des applications eau chaude, implantées principalement en Allemagne, Italie du Nord et Autriche ;

• Les installations vapeur, à partir de 3 MWe et jusque plusieurs dizaines de MWe, pour des applications vapeur ou eau chaude partout en Europe.

ORC VAPEUR Condensation VAPEUR Contre-pression

Avantages Limites Avantages Limites Avantages Limites

Investissement

Produits standardisés

Choix limité de fournisseurs

Effet d’échelle intéressant sur les coûts d’investissement

Investissement très important au kWe pour les petites puissances (en dessous de 3MWe)

Investissement plus faible que pour le cycle vapeur à condensation

Cogénération

Tailles limitées Limite des projets de cogénérations à une fourniture d’énergie thermique sous forme eau chaude Produits standardisés

Installation sur mesure pouvant être conçue pour n’importe quel process. Production de vapeur BP, MP voire HP

Installation sur mesure pouvant être conçue pour n’importe quel process. Production de vapeur BP voire MP

Dimensionnement et production électrique imposés par la consommation de chaleur Production en mode électrogène pur impossible

Rendement électrique

Rendement de production électrique faible

Le meilleur rendement thermodynamique vapeur (supérieur à 25%)

Rendement électrique diminue avec la pression de la vapeur pour le process

Rendement électrique faible (10 à 14%) : la détente dans la turbine est moins importante

Implantation

Système compact : temps d’installation et infrastructure réduits ;

Délais de livraison

Délais de livraison moins longs que pour les centrales vapeurs (environ 10 mois)

Délais d’installation importants : l’utilisation de turbines à vapeur implique un délai de l’ordre de 13 à 20 mois.

Délais d’installation importants : l’utilisation de turbines à vapeur implique un délai de l’ordre de 13 à 20 mois.

Etude sur l’analyse économique des installations de cogénération biomasse en Europe – Synthèse

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ORC VAPEUR Condensation VAPEUR Contre-pression

Avantages Limites Avantages Limites Avantages Limites

Utilisations de la chaleur

Fluide : eau chaude Applications de chauffage : réseau de chaleur urbain ou tertiaire, séchage de produits industriels divers, etc.

Fluide : vapeur Utilisation directe pour des applications industrielles : usine agro-alimentaire, papeterie, usine de tabac, usine de panneaux de particules, industrie du pneu, etc. Les pressions d’utilisation peuvent aller de quelques bars à une quinzaine de bars pour les centrales jusque 10-12 MWe. Utilisation indirecte pour le chauffage d’eau (via un échangeur) : réseau de chaleur urbain ou tertiaire, séchage divers industriel, production de granulés etc. Dans ce cas, extraction de vapeur à basse pression, autour de 2-3 bars généralement.

Fluide : vapeur Utilisation indirecte pour le chauffage d’eau (via un échangeur): réseau de chaleur urbain ou tertiaire, séchage de produits industriels divers. La pression en sortie de turbine se situe en moyenne autour de quelques bars.

Opération et Maintenance

Pas d’érosion des turbines du fait des

Système sous pression : l’utilisation

Système sous pression : l’utilisation


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fluides séchant ; Absence de parties en pression ; Faibles coûts de maintenance et haut degré d’automatisation ; Disponibilité élevé ;

de l’eau comme fluide de travail implique un système sous pression et donc une supervision importante Erosion prématurée possible des turbines en cas de formation de gouttelettes Traitement de l’eau en admission

de l’eau comme fluide de travail implique un système sous pression et donc une supervision importante Traitement de l’eau en admission

5. Cas référents

Les 11 cas référents étudiés présentent les caractéristiques suivantes :

Puissance électrique

(MWe)

Consommateur de chaleur

Lit de combustion

Technologie de chaudière

Technologie de turbine

0,5 Scierie Grille à gradins Huile ORC 0,6 Réseau de chaleur urbain Grille à gradins Huile ORC

1,1 Réseau de chaleur urbain Grille à gradins Huile ORC

2 Réseau de chaleur urbain Grille à gradins Huile ORC 1,8 Granulés de bois Grille à gradins Huile ORC 2,9 Papeterie (vapeur) Grille à gradins vapeur vapeur 3 Réseau de chaleur urbain Grille à gradins Vapeur vapeur

7 Granulés de bois Grille à gradins Vapeur vapeur

7,5 Usine de béton (vapeur) Grille rotative et spreader stocker

vapeur vapeur

9 Réseau de chaleur urbain Grille et spreader

stocker vapeur vapeur

10 Scierie et granulés Grille mobile vapeur vapeur On retrouve ici différentes typologies de centrales :

• Une scierie qui valorise la chaleur pour le séchage de ses produits de sciage de résineux ;

• Une scierie qui valorise la chaleur pour le séchage des ses sciages et la production

de granulés de bois ;

• Deux installations qui ne produisent que des granulés de bois, en valorisant les connexes des scieries alentours, mais sans séchage de sciages ;

• 5 réseaux de chaleur entrant dans trois gammes de puissance électrique différentes

(1-2 MWe, 3 MWe et 10 MWe) dont trois avec une technologie ORC et deux avec une turbine vapeur ;

• Deux installations équipées d’une chaudière à grille et d’un spreader stocker et une

majorité d’installations équipées d’une chaudière à grille à gradins ;

• Deux centrales qui alimentent des usines en vapeur industrielle (papeterie et usine de béton).


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6. Etude économique : ratios types

A partir des données techniques et économiques collectées lors des entretiens et des visites de cas référents et de la base de données à disposition, des ratios types ont été déterminés afin de les intégrer dans un outil de simulation économique permettant d’analyser la rentabilité de projets de cogénération biomasse. L’étude des données technico-économiques a permis de mettre en évidence des ratios économiques moyens (ou « ratios types ») pour les postes suivants :

6.1 Coûts d’investissement de la centrale

Les coûts moyens d’investissement par gamme de puissance et par technologie sont repris dans le tableau ci-dessous :

Gamme de puissance (MWe)

Technologie Fourchettes basse et haute

d’investissement (€/kWe)

0,5 ≤ Pelec < 1 ORC 5 000 ≤ Inv < 6 500 1 ≤ Pele < 2 ORC 4 500 ≤ Inv < 6 000 2 ≤ Pele < 3 ORC 4 500 ≤ Inv < 5 500

3 ≤ Pele < 5 Vapeur 4 000 ≤ Inv < 5 500

5 ≤ Pele < 7 Vapeur 3 500 ≤ Inv < 4 500 7 ≤ Pele < 10 Vapeur 3 000 ≤ Inv < 4 000

6.2 Coûts d’opération et maintenance

Les coûts d’exploitation et de maintenance des centrales biomasses peuvent être divisés selon les postes suivant :

• Coût du personnel nécessaire au fonctionnement et à l’exploitation de l’installation ;

• Coût de l’électricité nécessaire au fonctionnement des auxiliaires de l’installation – appelé P’1 ;

• Coût de maintenance relatif aux postes 2 et 3 (communément appelés P2 et P3) :

o Poste P2 : Conduite simple et surveillance générale de l’installation, incluant : � Mise en route et arrêt � Essais de fonctionnement des dispositifs de sécurité � Entretien courant, préventif et curatif tels que nettoyage, graissage de

pièces, ramonage etc. � Remplacement de pièces de faible valeur

o Poste P3 : Gros entretien et provision pour le renouvellement des pièces les plus onéreuses de l’installation.


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Les coûts moyens pour les postes d’exploitation et de maintenance cités ci-dessus sont repris dans le tableau suivant :

Poste Technologie ORC Technologie VAPEUR

Besoins en personnel

o De 0,5 à 1 personne pour les centrales jusque 1 MWe

o De 1 à 3 personnes entre 1 et jusque 3 MWe

o De 4 à 9 personnes pour les centrales jusque 5 MWe

o De 6 à 12 personnes entre 5 et 10 MWe

Consommation des auxiliaires

o 13% jusque 2 MWe o 12% de 2 à 3 MWe

o 12% jusque 5 MWe o 11% de 2 MWe à 12 MWe

Maintenance o 1,5%/an de l’investissement o Entre 2 et 2,6%/an de l’investissement

6.3 Limites des ratios « types »

Malgré les nombreuses similitudes que peuvent présenter les centrales biomasses de taille et technologie similaires, chaque site est différent et apporte ses contraintes qui lui sont propres, et chaque porteur de projet (investisseur privé, collectivité etc.) ont des stratégies et des business modèles qui diffèrent. C’est pourquoi il est important d’utiliser et d’interpréter ces ratios avec prudence. En effet, plusieurs éléments peuvent impacter de façon significative l’investissement d’un projet ou les coûts d’opération et de maintenance tels que :

o Gestion du Projet – Degré d’automatisation élevé entraine personnel réduit MAIS investissement plus élevé / maitrise d’œuvre versus clé en main

o Choix du cycle thermodynamique et des performances – cycle vapeur haute pression / condensation des fumées / pression d’échappement à l’échappement turbine

o Génie civil – qualité du sol / aménagement&VRD souhaités / choix du type de structure, etc.

o Choix technologiques – type de chaudière & de turbine / traitement de fumées, etc. o Nature de la biomasse et type de stockage – qualité de la biomasse / autonomie

souhaité / stockage vrac versus silos, etc. o Mutualisation possible des opérateurs


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7. Conclusion

La production d’énergie à partir de biomasse est en développement en Europe, et représente l’un des leviers indispensables pour atteindre, en 2020, l’objectif de 20% de la consommation primaire d’énergie à partir d’énergie renouvelable à l’échelle de l’Union Européenne. La France ayant un objectif encore plus ambitieux, à 23%, la biomasse doit d’autant plus bénéficier de conditions de soutien ambitieuses et incitatives. C’est le cas pour la production de chaleur depuis la mise en place du Fonds chaleur renouvelable suite au Grenelle de l’Environnement. Pour la cogénération, la filière française tarde à se mettre en place et à trouver un modèle de développement viable. Les installations de cogénération biomasse en Europe sont économiquement viables grâce à des mécanismes de soutien diversifiés, allant du tarif de rachat subventionné avec ou sans prime(s) à l’émission de certificats verts rémunérant la production d’électricité ou la réduction des émissions de dioxyde de carbone. Ces mécanismes diffèrent d’un pays à l’autre, et le développement de centrales dans certains pays (Allemagne, Autriche, Italie) témoigne de la pertinence des mécanismes adoptés. Concernant les technologies, l’étude a mis en lumière que les « petites » cogénérations biomasses (de 500 kWe à 3 MWe) étaient pertinentes en particulier lorsque la technologie des cycles organiques de Rankine (ORC) est associée à des industries nécessitant de l’eau chaude (jusque 110°C). Les solutions offertes par c ette technologie peuvent couvrir les besoins de diverses applications de séchage (tuilerie-briqueterie, serres, aliment du bétail, sciure de bois, etc.) ou de réseaux de chaleur urbain (chauffage et eau chaude sanitaire). Ces installations sont très développées dans les pays européens qui ont mis en place un mécanisme d’aide incitatif pour cette gamme de puissance (Autriche, Allemagne, Italie). En France, le tarif existant pour les installations à partir de 1 MWe est relativement récent et concerne uniquement certaines scieries, ce qui limite son application à un nombre restreint de sites industriels. Au-delà de 3 MWe, les centrales vapeurs ont montré leur pertinence économique, tant pour des applications industrielles que couplées à des réseaux de chauffage urbain. La limite fixée dans l’étude à 10 MWe maximum ne reflète pas un gap technologique (certaines centrales atteignent plusieurs dizaines de MWe), mais surtout la réalité de la ressource biomasse disponible à l’échelle des territoires, qui doit être prise en compte en amont de tout nouveau projet. En France, le nouveau tarif d’achat étant relativement récent (premier arrêté paru fin 2009), le nombre d’installations comparé aux pays voisins reste encore réduit. L’étude de cas référents dans ces pays a permis de mettre au point une série de ratios économiques pour ces deux technologies de centrales et différentes gammes de puissance. Ces ratios couvrent l’investissement des centrales, les coûts d’opération et maintenance et les coûts liés à la consommation électrique des auxiliaires. Combinés aux données techniques et malgré les limites qu’ils peuvent présenter, ces ratios types devraient permettre de simuler la rentabilité de nouveaux projets de centrale biomasse en France entre 500 kWe et 10 MWe et d’étudier l’impact d’une aide financière à la production de chaleur sur la rentabilité du projet.


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8. Références bibliographiques

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Angelika Siewert, Kari Niemelä, Harri Vilokki, Foster Wheeler Energie GmbH, Germany, Initial Operating Experience of Three New High-Efficiency Biomass Plants in Germany. 14pp.

Arrêté du 27 janvier 2011 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant à titre principal l’énergie dégagée par la combustion de matières non fossiles d’origine végétale ou animale telles que visées au 4° de l’article 2 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000. JORF n°0025 du 30 janvier 2011

AREVA R. 2007. Schéma type de centrale biomasse

Directive CE n° 2001/77 du 27 septembre 2001, JOCE 27 octobre, n° L 283

Vergütungssätze, Degression und Berechnungsbeispiele nach dem neuen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom 04. August 2011 (‚EEG 2012’ )

EREC, Renewable energy policy review Austria. 2009. 15 pp

EREC, Renewable Energy Policy Review Belgium, March 2009. 13 pp

EREC, Renewable Energy Policy Review Germany, March 2009. 11 pp

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EUROBSERV’ER, 2010. Etat des énergies renouvelables en Europe. 10e édition. 200 pp.

Holzzentralblatt, 2011. Klein Problem mit Schmutz und nässe. Seite 90, Nummer 3, Freitag 21 Januar 2011. Article téléchargeable sur http://www.agro-ft.at/news/Holzzentralblatt.pdf

IBS–IHR (2010) Partner für fortschrittliche energieversorung. ORC-Holzheizanlagen. Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim GmbH.

Loi allemande du 31 mars 2004, appliquée depuis juillet 2004.

Loi espagnole 54/1997 du 27 novembre 1997.

Loi finlandaise du 27 juin 2006.

Monika Bubholz & Rafał Nowakowski, 2010. Mapping of the subsidy systems and future consumption of biomass. Svensk Fjärrvärme

Ordonnance sur l’énergie (OEne) 730.01 du 7 décembre 1998 (Etat le 1er juin 2011)

Pfeifer News. Edition 3. December 2006. 28 pp. dont l’article “Full biomass power ahead” p8 et 9/28.

SWLb, 2010. Das Holzheizkraftwerk in Ludwigsburg. Brochure téléchargeable sur : http://www.swlb.de/cms/Informationen/Downloads/Downloads/Broschuere_HHKW_Ludwigsburg.pdf

T.C.V.V.V., 2004. Centrale di Tirano. Cogenerazione: teleriscaldamento ed energia. La stradae europea del legno energia.

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Sites internet consultés :


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Données du MEDDTL sur l’énergie à partir de biomasse en France à consulter sur : http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Energie-de-biomasse-et-biogaz-.html

German feed-in tariffs 2010 sur http://www.germanenergyblog.de/

Nouvelle loi allemande sur l’énergie renouvelable sur http://www.erneuerbare-energien.de

Tarifs de rachat de l’électricité à partir de biomasse en Italie sur : www.gse.it/attivita/Incentivazioni%20Fonti%20Rinnovabili/Pagine/QuadroNormativo.aspx

http://www.wind-works.org/FeedLaws/Germany/GermanyPassesNewRenewableEnergyLawfor2012.html

Références de bureaux d’ingénierie :

http://www.gammelduvia.it/Referenze/Progetti

http://www.ing-buero-schuler.com/index.php?projekte-biomasseheizkraftwerke

Documents

ETUDE SUR L’ANALYSE ECONOMIQUE DES … · ETUDE ECONOMIQUE : ... 6.1 COUTS D ’INVESTISSEMENT DE LA CENTRALE ... base d’un ensemble de critères reflétant la représentativité