05.01.2017

La cogénération nucléaire dans la production d’électricité

JAYET STEPHANIE
par Jean-Marie Loiseaux, ancien professeur de physique de l’Université de Grenoble, Henri Safa, chercheur au CEA, et Bernard Tamain, professeur émérite de physique à l’ENSI de Caen

La cogénération consiste à récupérer la chaleur habituellement rejetée dans l’environnement par une centrale électrique pour fournir du chauffage résidentiel, tertiaire, ou pour alimenter des procédés industriels ne nécessitant pas de températures trop élevées. L’intérêt énergétique est évident : l’extraction de 6 kWh de chaleur ne réduit la production d’électricité que d’un seul kilowattheure. La cogénération est applicable à toutes les centrales électriques thermiques.

En France, il s’agira surtout de centrales nucléaires. Théoriquement, si toute la chaleur nécessaire au chauffage était issue du parc actuel (ce qui est possible), cela entraînerait une économie d’environ 20 % de l’énergie totale consommée et les émissions de co2 seraient réduites d’autant. Un stockage saisonnier de chaleur est également décrit.

Place de la chaleur en France

La place de la chaleur dans la consommation d’énergie

La chaleur est indispensable pour nos modes de vie modernes. En effet, la principale utilisation de nos produits énergétiques est à finalité de chaleur, que ce soit dans les logements (chauffage et eau chaude) ou dans l’industrie (fours, séchage, stérilisation, vapeur, etc.). Ainsi 43,5 % des 255 Mtep d’énergie primaire consommée en France ont été brûlés en 2015 pour, en définitive, produire de la chaleur à différentes températures. Les autres usages de l’énergie incluent l’électricité spécifique (appareillages, électronique, informatique, moteurs) pour 32,1 %, le transport (traction) pour 19,3 % et enfin les usages non énergétiques (lubrifiants, élastomères, cires, etc.) pour 5,1 %.

Il convient de bien faire la distinction entre la consommation finale énergétique et l’usage que le consommateur en fait réellement. Par exemple, l’électricité est répertoriée comme un produit de consommation finale. Par contre, il n’y a pas de distinction établie entre une utilisation de l’électricité pour produire de la chaleur (par exemple pour chauffer un ballon d’eau sanitaire) ou celle pour recharger un ordinateur portable. Cependant, il est clair qu’une substitution par le vecteur chaleur est possible dans le premier cas, pas dans le second.

La chaleur basse température dans la consommation d’énergie

La chaleur est généralement transportée par un fluide (eau chaude, vapeur, gaz…) porté à une certaine température. On distingue typiquement trois gammes de températures :

  • La chaleur à basse température (< 200 °C)
  • La chaleur à température moyenne (200 °C < T < 550 °C)
  • La chaleur à haute température (T > 550 °C)

Les demandes annuelles de chaleur en France se répartissent selon le tableau suivant :

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Tableau 1 : Demande annuelle de chaleur dans les différents secteurs

Comme on peut le constater, la grande majorité de la consommation de chaleur se fait à basse température. Elle concerne plus particulièrement le chauffage et l’eau chaude sanitaire dans les secteurs résidentiel et tertiaire qui représentent les deux tiers de la totalité de la demande. La température correspondant aux besoins en eau chaude pour l’habitat varie selon les configurations entre 70 °C et 120 °C.

La production de la chaleur

Toutes les sources d’énergie peuvent produire de la chaleur. La répartition des sources d’énergie pour la production de chaleur est estimée en fonction des usages :

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Tableau 2 : Répartition des sources d'énergie poiur la production de chaleur en France, tous secteurs confondus

On constate que le principal contributeur est le gaz et que les énergies fossiles représentent près des deux tiers des sources d’énergie de chaleur [1]. Contrairement à l’électricité [2], la chaleur en France est donc fortement carbonée et émet en moyenne environ 200 gCO2/kWh.

La place de la production nucléaire en France

En France, le nucléaire représente 45 % de l’énergie primaire, la fraction la plus élevée au monde. La chaleur générée par la fission du combustible nucléaire est récupérée par un fluide caloporteur puis transformée en électricité dans un turbo-alternateur. Ce fluide étant de l’eau, le rendement thermodynamique dépend de la température maximale de l’eau du circuit primaire, qui ne peut excéder 340 °C sous peine d’ébullition. La thermodynamique impose que la production d’électricité s’accompagne forcément d’une production de chaleur concomitante. Dans les réacteurs nucléaires à eau pressurisée actuels, environ 1/3 de l’énergie produite est transformée en électricité, les 2/3 restants étant rejetés dans l’environnement sous forme de chaleur. Cette énorme perte d’énergie (plus de 800 TWh/an) est considérée comme difficilement récupérable pour deux raisons essentielles.

Premièrement, elle est produite à trop basse température (40 °C) pour être utilement réutilisable. Deuxièmement, les réacteurs étant généralement situés loin des zones urbaines denses et la chaleur se transportant mal, la récupération de la chaleur nucléaire a été jugée économiquement non rentable. Ainsi, les réacteurs nucléaires sont aujourd’hui exclusivement dévolus à la production d’énergie électrique pure, une énergie noble, mais délaissant un réservoir d’énergie thermique très important. De plus, l’évacuation obligatoire de cette chaleur nécessite de disposer d’une source froide externe en prélevant de grandes quantités d’eau dans l’environnement (mer ou rivières).

Cependant, l’intérêt mondial croissant pour l’efficacité énergétique a entraîné ces dernières années une résurgence des études pour la production directe de chaleur, y compris à partir de centrales nucléaires. La multiplication des réseaux de chaleur et l’amélioration industrielle du transport de chaleur à basse température ont permis de diminuer les pertes thermiques. Des technologies sont apparues qui laissent maintenant entrevoir des applications possibles de transport à grandes distances (> 100 km). Par ailleurs, avec la baisse continue du marché de l’électricité, la chaleur devient un produit valorisable à un coût économique de plus en plus intéressant. Il convient donc d’analyser de plus près comment modifier les réacteurs actuels pour fournir une production combinée d’électricité et de chaleur. C’est le principe de la « cogénération nucléaire ».

Des études récentes menées au CEA et dans le cadre de l’ANCRE démontrent le triple intérêt de la récupération de la chaleur des centrales nucléaires pour le chauffage urbain et l’eau chaude sanitaire. L’intérêt est tout d’abord énergétique car la récupération de la chaleur d’un réacteur est équivalente à une augmentation de production énergétique de + 70 % et ceci, sans brûler aucun combustible supplémentaire et sans modification aucune du circuit primaire du réacteur. Les seules modifications concernent le circuit secondaire situé dans la salle des machines. Le gisement d’énergie potentiellement récupérable dépasse la totalité de l’ensemble des besoins en France dans le résidentiel-tertiaire. Le second intérêt est économique car la chaleur ainsi récupérée se substituerait en grande partie à des combustibles fossiles (gaz et fioul), mais également en partie à du chauffage électrique (ce qui éliminerait les problèmes de réseau rencontrés lors des pics de demande en hiver). Enfin, le troisième intérêt est écologique car une centrale nucléaire n’émet pas de gaz à effet de serre. La réduction des émissions de CO2 aiderait la France à atteindre plus facilement ses engagements européens et internationaux en la matière.

 

La cogénération nucléaire

Le principe

L’idée de la cogénération est de récupérer tout ou partie de la chaleur rejetée à la source froide d’une centrale électrique pour l’utiliser à bon escient. Le rendement énergétique global de l’installation en est grandement amélioré. L’électricité en France étant majoritairement d’origine nucléaire, il faut acheminer la chaleur de la centrale jusqu’au réseau de chaleur de la ville.

Avantages et inconvénients

Dans un réacteur à eau pressurisée (REP), la source froide se trouve à une température de 40 °C. Si l’on souhaite récupérer de la chaleur dans la gamme 70-120 °C, il faut accepter une réduction du rendement électrique (qui est de 34 %). En contrepartie, le rendement global de production électricité + chaleur utile sera fortement accru et peut dépasser les 57 %, voire 80 %. Sans la cogénération, la chaleur récupérée aurait été produite par une autre source d’énergie, généralement du gaz importé. Notre balance commerciale s’en trouvera donc allégée. De plus, aux fossiles non brûlés correspondra une économie d’émissions de gaz à effet de serre (nous émettons 45 Mt de CO2 par an pour nous chauffer). Par ailleurs, le mode cogénération autorise une plus grande flexibilité électrique, ce qui est un atout supplémentaire. Enfin, sans cogénération, la chaleur est simplement rejetée dans l’environnement ce qui est parfois problématique (par exemple, le réchauffement excessif des rivières en cas de canicule). En définitive, on constate que les avantages de la cogénération sont majeurs.

Il faut bien entendu modifier le système de production électrique de la centrale afin d’ajuster la température de l’eau au niveau de la source dite « froide ». Cette modification reste cependant limitée. Elle n’affecte nullement le fonctionnement du circuit primaire du réacteur. La localisation hors zone nucléaire de la turbine permet une mise en œuvre sans contraintes liées à la sûreté nucléaire.

Le transport de la chaleur recueillie sur des distances de plusieurs dizaines de kilomètres ne pose pas de problèmes techniques majeurs. On sait l’assurer avec des pertes de seulement quelques pourcents. On sait aujourd’hui réaliser des canalisations isolées avec des pertes thermiques très faibles, moins de 2 % sur 150 km de long [3]. La vitesse d’écoulement est assurée par des stations de pompage compensant les pertes par friction.

Les puissances transportées peuvent aller au-delà de 1 000 MW. Du côté utilisateur, ces ordres de grandeur élevés ne peuvent concerner que des chauffages urbains significatifs ou des sites industriels puissants mais de tels marchés existent : le gisement des besoins industriels en chaleur basse température dépasse 22 TWh [4] et le réseau de chaleur de la ville de Paris dispose d’une puissance thermique excédant 3 000 MW.

Les installations existantes

La production simultanée d’électricité et de chaleur permet d’augmenter le rendement énergétique d’une installation tout en réduisant la consommation d’énergie primaire. Pour une production thermique donnée, on peut ainsi simultanément récupérer 30 % sous forme électrique et 50 % sous forme de chaleur, ce qui donne un rendement global de 80 %. Beaucoup de nos voisins européens, notamment du Nord de l’Europe, ont adopté ce type de technologie.

La cogénération nucléaire a été mise en oeuvre depuis les années 1960 principalement pour le chauffage urbain dans les pays de l’ex- Union Soviétique. Aujourd’hui, 74 réacteurs nucléaires (sur 438) dans le monde fournissent à la fois de l’électricité et de la chaleur. La plupart se trouvent en Europe de l’Est – Russie, Ukraine, Bulgarie, Hongrie, Roumanie, Slovaquie ou République tchèque –, mais également dans des pays plus proches de nous comme la Suisse, et permettent de fournir en chaleur des villes situées aux alentours des centrales. La cogénération peut également alimenter des usines de dessalement d’eau de mer.

En France, il n’y a pas d’installations nucléaires avec cogénération. Des eaux tièdes (< 45 °C) sont délivrées à des horticulteurs autour des centrales du Bugey, Cruas, Dampierre ou Saint-Laurent. À Civaux ou Golfech, des piscines sont desservies mais ces installations sont marginales. Faire de la cogénération avec le nucléaire revient à changer d’échelle. La France et l’Europe disposent à ce niveau d’un potentiel qui pourrait nettement améliorer leurs bilans d’émission CO2. Il nous paraît indispensable de mener des études prospectives sur cet enjeu majeur.

Les clients potentiels

Le premier service que peut satisfaire la cogénération nucléaire est l’alimentation des réseaux de chaleur. On pourrait par exemple chauffer Paris et sa couronne à partir de la centrale de Nogent qui n’est qu’à une centaine de kilomètres. De nombreux réseaux de chaleur existent aussi dans des métropoles régionales françaises. Un projet a été élaboré pour chauffer Helsinki à partir de la centrale de Loviisa [5]. Rien ne s’oppose sur le papier à ce qu’un projet pilote soit défini.

Dans le domaine de l’industrie, une étude a été menée dans le cadre du CVT [6] de l’ANCRE. Elle a permis d’identifier les besoins industriels en France dans le domaine de la chaleur basse température (moins de 250 °C). Le gisement existant totalise 103 TWh, ce qui représente 5,7 % de la consommation totale d’énergie. La moitié de cette chaleur est consommée en dessous de 150 °C. Les données indiquent que 75 % sont consommés par l’agroalimentaire, la chimie et la papeterie.

La chaleur industrielle est actuellement fournie pour l’essentiel à partir de produits fossiles. Un basculement vers de la chaleur nucléaire permettrait donc de réduire significativement l’impact carbone associé. Les émissions de CO2 évitées par la distribution de 22 TWh en cogénération nucléaire seraient de 6 millions de tonnes, c’est-à-dire 7,4 % des émissions de l’industrie. L’économie en gaz importé serait de 700 M€.

Les deux stratégies

La demande en chaleur pour le chauffage urbain est saisonnière. On peut alors adopter deux stratégies : la première consiste à ajuster la production de chaleur au fil des saisons ; la seconde utilise un fonctionnement continu avec un stockage de la chaleur. La contrepartie est bien sûr le coût supplémentaire du stockage lui-même.

Coûts de la chaleur cogénérée

Nous avons évalué les coûts dans un cas concret : celui des besoins en chaleur d’une agglomération de 500 000 habitants située à 100 km de distance d’une centrale nucléaire. La quantité annuelle de chaleur demandée est de 3 TWh dont 0,3 TWh d’eau chaude sanitaire. Deux températures de prélèvement à la source sont considérées : 120 °C et 90 °C. La chaleur est achetée à la centrale puis transportée jusqu’à l’agglomération à l’aide d’une ligne de transport dédiée.

Trois options ont été étudiées :

  • Option A - 120 °C sans stockage : en fonction de la demande, le soutirage de la chaleur se fait à 120 °C pendant les 6 mois de saison froide. En période de non chauffe, on utilise la chaleur cogénérée uniquement pour assurer l’eau chaude sanitaire.
  • Option B - 90 °C sans stockage : le soutirage de chaleur se fait à plus basse température pour en minimiser les coûts. Dans cette option, la section des caloducs doit être augmentée, ce qui renchérit le coût du transport.
  • Option C - 120 °C avec stockage : grâce à un stockage saisonnier de chaleur, la demande de chaleur de cogénération est constante sur les 12 mois de l’année.

Pour ces trois options, nous avons dimensionné les caloducs et la taille du stockage saisonnier. Les coûts du mégawattheure livré pour distribution sont évalués à partir des prix d’achat de la chaleur, des coûts annuels de fonctionnement de la ligne de transport et du stockage. Le taux de perte de l’installation de stockage est de 30 %. Les résultats sont indiqués dans le tableau 3. 

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Tableau 3 : Pour chaque option, les colonnes indiquent le prix d’achat du mégawattheure, la quantité de chaleur annuelle, la puissance maximale, le diamètre du caloduc, le coût du transport, la quantité de chaleur stockée, le coût du stockage et le coût total avant distribution

Il s’avère que, quelle que soit l’option, le prix de la chaleur fournie à la distribution est compétitif. Il est plus élevé pour l’option avec stockage, ce qui est attendu étant donné le service de flexibilité apporté par cette solution. Bien entendu, l’approche devra être affinée et adaptée pour chaque projet en fonction des spécificités géographiques et économiques locales.

Les habitudes du passé doivent être reconsidérées à la lumière de deux constats majeurs : l’épuisement des ressources fossiles et le réchauffement climatique. La cogénération nucléaire répond simultanément à ces deux défis. D’un point de vue quantitatif, elle pourrait apporter, à coût énergétique additionnel nul, toute la chaleur consommée par le chauffage ou l’eau chaude sanitaire du pays et servir de surcroît de la chaleur industrielle à basse température. Jusqu’à aujourd’hui, on a négligé cette option car l’énergie était peu chère, que la question du réchauffement climatique n’apparaissait pas primordiale et parce que le transport de chaleur à grande distance paraissait difficile. L’évolution des technologies, l’augmentation des coûts de l’énergie et la nécessité d’améliorer l’efficacité énergétique changent la donne. La cogénération nucléaire peut devenir un atout économique et écologique majeur et il nous paraît nécessaire d’expérimenter en vraie grandeur la mise en œuvre d’une installation permettant d’alimenter un réseau de chaleur urbain conséquent et un ensemble industriel.

L’investissement principal viendra de la ligne de transport reliant la centrale à la grande agglomération la plus proche, et de la construction du réseau de chaleur de la ville. Les premières estimations économiques montrent que l’ensemble de ces deux investissements, certes importants, pourraient être amortis en une dizaine d’années. L’obstacle principal n’est ni de nature technique ni économique, mais plutôt de nature politique. La mise en œuvre requiert outre l’accord du producteur d’énergie, celui des municipalités et régions concernées, ainsi que des industriels potentiellement acteurs ou utilisateurs d’une telle infrastructure, ce qui nécessite une mobilisation très volontariste au plus haut niveau de l’État.

1.

Les énergies fossiles représentent la majorité (60 %) des sources pour les réseaux de chaleur, principalement le gaz naturel. Les autres sources sont l’incinération des déchets urbains (14 %), la biomasse (13 %) et la géothermie (6 %) (Référence : MEEM/ SOeS, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid 2014).

Crédit photo : JAYET STEPHANIE / EDF

2.

L’électricité en France étant principalement d’origine nucléaire et hydraulique, elle est à 94 % décarbonée (Référence : RTE 2015)

3.

H. Safa, « Heat Recovery from Nuclear Power Plants », International Journal of Electrical Power and Energy Systems, 42 (2012) 553–559.

4.

Rapport CVT ANCRE « Cogénération nucléaire : Intérêts et potentiels d’une offre de chaleur basse température pour l’industrie française », Sébastien Sylvestre, 2016

5.

N. Bergroth, « Large-Scale Combined Heat and Power (CHP) Generation at Loviisa Nuclear Power Plant Unit 3 », Proceedings of the 8th International Conference on Nuclear Option in Countries with Small and Medium Electricity Grids, Dubrovnik, Croatia, 16-20 May 2010

6.

Consortium de valorisation thématique

7.

JM Loiseaux & al., LPSC Grenoble et le CETHYL de l'INSA de Lyon, présentée au colloque de Belfort en 2014