L’optimisation de la production d’énergie des réseaux de chaleur est devenue une nécessité

Björn Malmström Ph. D.

Après quelques années chez ABB, Björn MALMSTRÖM a fondé Energy Opticon en 1989 pour développer des outils d’aide à la gestion des réseaux de chaleur et de froid. C’est aujourd’hui un des acteurs les plus expérimentés et les plus reconnus des pays nordiques et d’Allemagne en matière d’optimisation de la production des réseaux de chaleur.

A quel point l’optimisation de la production d’énergie est devenue importante pour les opérateurs de réseaux de chaleur aujourd’hui?

Les questions liées à l’optimisation de production d’énergie se posent aux opérateurs de réseaux de chaleur depuis que les réseaux de chaleur (ou de froid) existent. La raison en est que cette problématique d’optimisation entraine de nombreuses contraintes assez compliquées à gérer pour les opérateurs, telles que :

  • Quelles unités de production doivent être en fonctionnement et quand ?
  • Quelle quantité de chaleur doit être produite afin de répondre à la consommation à chaque heure dans le réseau de chaleur ?
  • Quelle prévision de charge de chaleur est nécessaire ?
    Comment la charge et la décharge des stockages thermiques doivent-elles être planifiées ?

En raison de la complexité des décisions à prendre, beaucoup de calculs mathématiques sont nécessaires. Avant l’ère de l’ordinateur, ces calculs ont été parfois faits manuellement, mais, le plus souvent, ils n’étaient pas faits du tout. La conséquence en a été que les sociétés exploitant les réseaux de chaleur n’étaient souvent pas très bien optimisées économiquement. Cependant, avec l’avènement des ordinateurs, il est devenu courant pour les exploitants de réseaux de chaleur de bénéficier du soutien de programmes d’optimisation dans leur fonctionnement quotidien – améliorant de ce fait leur gestion économique.

Au delà des problèmes d’amélioration de gestion interne, la déréglementation des marchés de l’électricité depuis les années 1990 est venue renforcer le besoin d’optimisation de production des réseaux de chaleur ou de froid. En effet, la dérèglementation  introduit de nouvelles opportunités (et contraintes aussi) pour les exploitants, avec de nouvelles exigences et de nouveaux niveaux de complexité.

Cette dérèglementation du marché électrique soulève des questions comme :

  • Combien d’électricité produite en propre chaque jour peut être vendue sur le marché de l’énergie électrique ?
  • Comment tenir compte dans sa production d’électricité des variations horaires des prix de l’électricité sur les marchés de l’électricité ?
  • Comment éviter les déséquilibres de puissance, écarts entre le bilan électrique prévu et le bilan électrique réel ?

Ces questions se posent aujourd’hui, à des degrés divers, chez la plupart des acteurs de l’énergie de l’Union Européenne, des USA, de l’Australie, de la Nouvelle-Zélande,  du Japon et de la Russie. Pour être en mesure de gérer l’ensemble de ces questions d’une manière économiquement correcte, de bons logiciels informatiques d’optimisation deviennent une nécessité absolue.

Quelles tendances avez-vous observées dans l’optimisation de la production d’énergie dans les réseaux nordiques de chauffage urbain au cours des 20 dernières années?

Au cours des 20 dernières années, les outils d’amélioration de la gestion économique et d’optimisation de la production d’énergie sont devenus courants parmi les sociétés de production d’énergie (voir paragraphe ci-dessus). Les sociétés exploitant des réseaux de chaleur ou de froid sont maintenant clairement focalisées sur l’amélioration de ces outils, surtout si elles ont à gérer une production par cogénération. Les exploitants nordiques de réseaux de chauffage urbain mettent désormais les questions économiques au cœur de leurs préoccupations. Les exploitants qui le font efficacement sont les sociétés qui réussissent et sont reconnues comme telles. Ainsi, tous les gestionnaires de chauffage urbain sont également désireux d’introduire rapidement des outils informatiques pour l’optimisation de leur production d’énergie, mais aussi pour le suivi économique des flux dans la production d’énergie et du négoce d’électricité.

Au cours des trois dernières années, un nouveau facteur a aussi fortement influencé le marché de l’électricité dans l’ensemble de l’Europe, mais en Europe du Nord en particulier : la percée des sources d’énergie renouvelables. L’éolien, mais aussi dans une certaine mesure l’énergie solaire, ont percé. Par exemple, en Allemagne et au Danemark, il y a eu une très forte augmentation de la construction de nouvelles installations éoliennes ou solaires. Cela a conduit à ce que pendant les jours de grand vent, l’éolien impacte tous les autres producteurs d’électricité du fait de l’impact sur les prix du marché de l’électricité. On a ainsi observé des prix de l’électricité sur la bourse d’électricité devenir nuls (voire négatifs). À l’opposé, dans les périodes où il n’y a pas de vent du tout, les prix de l’électricité peuvent être beaucoup plus élevés.

Ces fortes fluctuations des prix d’électricité ont rendu la situation pour les entreprises de cogénération plus complexes. À des prix élevés de l’électricité, les unités de production devraient être sur la haute charge et les stockages thermiques doivent être remplis. Mais pour un prix de l’électricité faible, vous devriez peut-être arrêter les turbines. Ces décisions de démarrage et d’arrêt peuvent dans de nombreux cas être très difficiles à prendre (sans l’appui d’outils informatiques). Cette nouvelle situation sur le marché de l’électricité est un changement permanent auquel toutes les entreprises de production d’électricité devront faire face à un moment ou un autre.

Une autre tendance forte au cours des 20 dernières années sur le marché du chauffage urbain nordique est l’introduction rapide des unités d’incinération d’ordures ménagères (UIOM). Les villes ont aujourd’hui des politiques de gestion des déchets beaucoup plus structurées. Les villes sont donc prêtes à payer pour la collecte et l’incinération de leurs déchets. Cela signifie que la société qui exploite le réseau de chaleur peut investir dans la construction d’UIOM en prenant l’hypothèse d’un coût négatif du combustible. Ces usines d’incinération sont normalement rentables et génèrent des revenus complémentaires non négligeables pour les exploitants de réseaux de chaleur. Les exploitants nordiques se fournissent aujourd’hui à partir de déchets provenant de tous les pays d’Europe qui ne disposent pas de tels systèmes de chauffage urbain où ils peuvent brûler leurs déchets.

Exemple d'une centrale d'un réseau de chaleur qui allie optimisation de sa production d'énergie, trading d'électricité et incinération d'ordures ménagères.

Exemple d’une centrale d’un réseau de chaleur qui allie optimisation de sa production d’énergie, trading d’électricité et incinération d’ordures ménagères.
Source: Mälarenergi AB

Enfin, une grande tendance a été que les réseaux de chaleur locaux s’interconnectent entre eux grâce à des caloducs, pour former des réseaux de chaleur régionaux plus grands. Grâce à cela, les réseaux de chaleur peuvent propager la chaleur plus économiquement (par exemple à partir de l’incinération des déchets) et plus loin, évitant ainsi des baisses coûteuses de charge thermique.

Quels sont les sujets essentiels pour une optimisation efficace de la production énergétique dans un réseau de chauffage urbain?

La manière dont les sociétés exploitant les réseaux de chaleur gèrent toutes les questions d’optimisation est capitale pour elles. Ces sociétés sont aujourd’hui tout simplement obligées de remettre la gestion économique du réseau au cœur de leurs préoccupations. Elles ont la nécessité d’optimiser économiquement leur plan de charge thermique, mais aussi leurs plans de production d’énergie ainsi que de tenir compte des prix de l’électricité sur le marché.

Les outils qu’elles utilisent pour toutes ces optimisations sont aussi souvent utilisés pour le suivi économique de leur gestion et de leurs investissements afin de prévoir le payback et le ROI de certains investissements. Un exemple de cette approche de pilotage économique est indiqué dans le graphe ci-dessous.

Exemple de suivi économique opérationnel d'un réseau de chaleur.

Exemple de suivi économique opérationnel d’un réseau de chaleur.
Source: Energy Opticon

Ces diagrammes générés automatiquement donnent un aperçu de la façon dont les objectifs économiques ont été atteints au cours de la dernière année. Il y a ainsi de nombreux exemples de la façon dont ces entreprises ont pu améliorer leurs résultats économiques avec des millions d’euros de gains annuels à la clef. En mettant l’économie au centre de leurs actions, les exploitants de réseaux de chauffage urbain ont su tiré des gains économiques conséquents.

Energy Opticon optimise le réseau Grenoble depuis 2012. Sur la base de cette expérience, comment définissez-vous le marché français par rapport aux marchés du nord de l’Europe?

Grenoble a un grand réseau de chauffage urbain et partage de nombreuses similitudes avec les réseaux de chaleur nordiques ; par exemple l’utilisation importante de la biomasse dans la production de chaleur.

Ce qui diffère, surtout en comparaison avec la situation pour les entreprises nordiques sont les contrats de gaz naturel et d’électricité. Sur le marché nordique, la tarification est faite avec un seul prix par heure et produit pour toutes les entreprises.

En général, en France, les systèmes de chauffage urbain sont plus petits que dans les pays nordiques. Mais mon impression est que les réseaux de chaleur français sont en cours de consolidation et grandissent à un rythme relativement rapide, ce qui les rend de plus en plus comparables avec les pays nordiques.

Une autre différence est que dans le nord de l’Europe, les réseaux de chaleur sont normalement à la fois le propriétaire et l’opérateur du réseau de chauffage urbain et des usines de production, alors qu’en France, les opérateurs ne sont souvent pas les mêmes que les propriétaires.

De votre point de vue, qu’est-ce qui doit être pris en compte sur l’organisation de l’exploitation d’un réseau de chaleur lorsque vous implémentez une solution d’optimisation de production d’énergie?

Il est d’abord critique que l’exploitant du réseau de chaleur soit convaincu de l’impact économique des questions d’optimisation de la production d’énergie. Cela signifie que la direction doit se donner les moyens de ses ambitions, notamment en allouant des ressources en personnel qualifié dédié à ce travail. Il faut être lucide sur le sujet : mettre en place des logiciels sophistiqué n’est pas aussi simple que d’allumer un ordinateur et les bénéfices économiques ne viennent pas automatiquement.

Certains aspects importants à prendre en compte sont par exemple :

  • Il devrait y avoir au moins un « Super User » pour le système d’optimisation et une personne ayant connaissance de tous les aspects économiques et techniques du système d’optimisation de production d’énergie ,
  • La direction doit également mettre au cœur de sa gestion la problématique d’optimisation de production et communiquer à tout le personnel combien l’optimisation est l’affaire de tous. Cet accent sur l’économie et l’optimisation se traduit par exemple par la mise en place de tableaux de bord connus de tous.

Quel impact aura la libéralisation du marché français de l’électricité sur les opérateurs français de réseaux de chaleur?

Cette ouverture aura sûrement un grand impact sur les opérateurs de réseaux de chaleur, en particulier ceux qui possèdent des centrales de cogénération. Les fluctuations des prix de l’électricité rendront forcément la planification de la production d’électricité plus complexe.

D’un autre côté, cela peut être une nouvelle opportunité pour les réseaux de chaleur d’améliorer leur rentabilité. Comme dit précédemment, les énergies renouvelables comme l’éolien tendent à créer des déséquilibres dans les réseaux d’électricité ; la nécessité d’augmenter ses capacités de réserve de puissance va elle aussi s’imposer. Les réseaux de chaleur ont les moyens de devenir des acteurs importants de ce ré-équilibrage. Les grandes centrales nucléaires françaises ne peuvent pas faire cela, car elles sont conçues pour fonctionner en charge de base sur de la production stable. Les réseaux de chaleur, avec leurs turbines de cogénération, peuvent offrir des réserves de capacité de production d’électricité combinée à des réserves de stockage d’énergie thermique. Cette double capacité peut sans doute devenir une source importante et utile de revenus supplémentaires pour la collectivité. Mais la mise en place nécessitera l’utilisation de logiciels d’optimisation de plus en plus sophistiqués qu’il faudra maintenir et pour lesquels il faudra former le personnel exploitant.

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