fr.wedoany.com Rapport : De nombreuses installations dans le monde ont amélioré leur efficacité énergétique et réduit leurs coûts grâce à des systèmes de cogénération, et le cas de l’Université de New York (NYU) en est un exemple typique. Lorsque l’ouragan Sandy a provoqué une panne d’électricité de près d’une semaine dans le Lower Manhattan en 2012, le campus de Washington Square de l’université, équipé d’une centrale de cogénération de 13,4 MW mise en service en 2011, a maintenu sa production d’électricité et de vapeur avec une seule alimentation en gaz naturel, alors que la sous-station de Con Edison (ConEd) était inondée et hors service. Cette centrale avait déjà amorti son coût avant l’arrivée de la tempête, et selon NYU, le système permet d’économiser environ 5 millions de dollars par an en dépenses énergétiques.
La technologie de cogénération (CHP) améliore l’efficacité globale en captant et en utilisant la chaleur perdue des centrales électriques conventionnelles. Aux États-Unis, une centrale électrique moyenne à combustible fossile ne convertit qu’environ un tiers du combustible en électricité, le reste de la chaleur étant dissipé par les tours de refroidissement et les cheminées ; de plus, 4 à 5 % de l’électricité arrivant sur le réseau est perdue lors du transport. Les systèmes de cogénération, qui desservent un seul site, utilisent la chaleur récupérée pour produire de la vapeur, de l’eau chaude ou de la chaleur industrielle. Selon l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA), un système de cogénération bien conçu peut atteindre un rendement total de 65 à 80 %, contre environ 50 % pour une alimentation par le réseau combinée à une chaudière sur site.
Actuellement, plus de 4 000 installations aux États-Unis sont équipées d’environ 80 GW de capacité de cogénération, évitant ainsi environ 240 millions de tonnes d’émissions de CO₂ par an. Malgré cela, la cogénération ne représente qu’environ 8 % de la production totale d’électricité aux États-Unis, alors qu’au Danemark, en Finlande et aux Pays-Bas, cette proportion atteint 30 % ou plus. Le Département américain de l’Énergie (DOE) et l’EPA estiment qu’il existe un potentiel inexploité d’environ 130 GW dans les installations américaines combinant des charges thermiques et électriques stables. Pour les hôpitaux, les campus universitaires, les usines agroalimentaires, les papeteries ou les systèmes énergétiques régionaux nécessitant une alimentation continue en électricité et en chaleur, la cogénération est la plus économique, un seul système au gaz naturel pouvant répondre aux besoins du site avec un seul flux de combustible.
Dans les marchés émergents, la valeur de la cogénération est encore plus significative. La Société financière internationale (IFC) estime que les utilisateurs de générateurs dans le monde dépensent entre 28 et 50 milliards de dollars par an en diesel et en essence pour l’alimentation de secours ; en Afrique subsaharienne, environ un litre sur cinq de ces carburants est consommé par des générateurs de secours. L’IFC indique que le seul coût du carburant est d’environ 0,30 USD/kWh, tandis que le prix de l’électricité sur le réseau se situe généralement entre 0,10 et 0,30 USD/kWh. Dans les marchés sujets à des pannes fréquentes, les utilisateurs industriels qui dépendent de générateurs diesel en fonctionnement continu comparent en réalité la cogénération à des machines brûlant un carburant coûteux et ne produisant que de l’électricité, tandis que leurs chaudières brûlent un combustible distinct pour répondre aux besoins thermiques.
La résilience est une autre dimension importante de la cogénération. Pour les installations où une panne de courant entraîne directement des coûts humains ou économiques, comme les hôpitaux, la cogénération n’est pas seulement un investissement dans l’efficacité, mais aussi une forme d’assurance. Selon le DOE, 327 des 967 micro-réseaux en fonctionnement aux États-Unis sont basés sur la cogénération, représentant 2,56 GW de capacité indépendante du réseau principal. L’expérience de NYU pendant l’ouragan Sandy illustre une valeur rarement capturée dans ces études de cas et rarement valorisée dans le financement de projets.
La cogénération ne convient pas à tous les scénarios. Les installations dont la charge thermique est variable ou faible et qui ne peuvent pas utiliser pleinement la chaleur récupérée verront leur avantage en efficacité réduit. Lorsque l’électrification des processus thermiques combinée à une électricité renouvelable offre de meilleures performances en matière d’émissions à long terme, cette dernière peut être un meilleur choix. Lorsque les conditions techniques sont réunies, trois obstacles majeurs subsistent généralement : premièrement, le financement – le coût d’installation des systèmes typiques à moteur alternatif et à turbine à gaz est de 1 500 à 3 000 USD par kW, ce qui est prohibitif pour les utilisateurs industriels ou les services publics des marchés émergents sans financement à long terme ; deuxièmement, la réglementation – dans de nombreux marchés, les exigences de raccordement au réseau sont floues ou appliquées de manière incohérente, ce qui oblige les installations prêtes à investir à négocier pendant des mois pour obtenir un permis d’exploitation ; troisièmement, l’exploitation et la maintenance – les systèmes de cogénération sont plus complexes que les chaudières ou les générateurs de secours et nécessitent des techniciens qualifiés et des contrats de service fiables, et dans les marchés où un tel écosystème n’est pas encore établi, le coût réel de possession dépasse les chiffres nominaux.
Chaque obstacle a des solutions ciblées. Le financement mixte (incluant des prêts concessionnels, des garanties et des obligations vertes) peut combler l’écart entre les projets viables sur l’ensemble de leur cycle de vie mais actuellement non finançables. L’établissement par les gouvernements de règles de raccordement standardisées avec des délais clairs et des normes techniques transparentes peut généralement accélérer le déploiement de la cogénération. Les contrats de performance (où une société de services énergétiques finance, installe et exploite le système en échange d’une partie des économies d’énergie) peuvent transférer le risque technique à la partie la mieux placée pour le gérer.
