Le fonctionnement de la centrale, dont le coeur a été conçu par la société française Enertime, est ingénieux : la biomasse (bois issu de la région Languedoc-Roussillon) permet de chauffer de l’eau à de très hautes températures, pour alimenter une turbine qui produit sur place de l’électricité, et injecter de l’eau chaude dans le réseau de chaleur voisin. L’été, les machines à absorption installées directement dans les immeubles permettent de transformer l’eau chaude en froid.
Ainsi, la centrale de Port-Marianne alimente en chaleur et froid un million de mètres carrés de logements, bureaux, commerces et établissements publics. En ce qui concerne l’électricité produite (turbine de 700 kW electriques), une partie est utilisée sur place pour les besoins de la centrale, et la majorité est vendue à Enercoop.
La production annuelle de la turbine s’élève à près d’un GWh. La biomasse ne représentant qu’environ 4% du parc de production d’électricité renouvelable français, Enercoop s’est dîte "particulièrement fière d’intégrer cette nouvelle source d’approvisionnement dans son mix énergétique."
La SERM (Société d’Equipement de la Région Montpellieraine, concessionnaire du réseau de chaleur et de froid de la Ville de Montpellier), société exploitante de la centrale, a choisi Enercoop comme partenaire dès le début du projet Port-Marianne. Depuis sa création en 2012, la coopérative Enercoop Languedoc-Roussillon est devenu un acteur des énergies renouvelables en région.
"Le modèle Enercoop montre encore une fois sa pertinence en permettant à des producteurs locaux, issus de collectivités, de valoriser leur production, qui sera au final achetée par des usagers locaux au travers de la coopérative. Un pas de plus vers la relocalisation énergétique grâce à notre premier producteur héraultais" a précisé Simon Cossus, directeur général de la coopérative Enercoop Languedoc-Roussillon.
** Enercoop, seul fournisseur d’élecricité à s’alimenter à 100% en énergies renouvelables, affirme son soutien au développement des énergies renouvelables, dont les projets les plus novateurs. Le fournisseur propose son offre sur l’ensemble du territoire métropolitain, via un réseau de 10 coopératives locales (Sociétés Coopératives d’Intérêt Collectif). Le réseau Enercoop compte aujourd’hui 23.000 consommateurs et 100 producteurs d’énergie renouvelable.
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Bravo à cette double-initiative et projet de la SERM, d’une part pour la tri-génération »GWh – Calories – Frigories », càd production d’électricité, de chaleur et de froid, injectés sur les réseaux respectifs, à partir de biomasse-bois-énergie. et d’autre part d’avoir conclu un partenariat avec Enercoop pour distribuer les kWhs. Ce concept devrait pouvoir faire école ds d’autres régions de France, où ces 3 ingrédients sont utiles et nécessaires, en particulier pour chauffer des bâtiments du tertiaire et de logements l’hiver, les rafraichir l’été, tout en produisant les GWhs utiles. Paris et l’IdF devraient être aux 1ères loges pour émuler ce concept, (des ex-Climadef, par ex), en tablant sur les forêts matures à bucheronner puis à replanter, 2 pistes optimales pour valoriser la biomasse-bois-énergie, les jeunes pousses vigoureuses après reboisement étant des acteurs optimaux pour la photosynthèse. (plus que les forêts établies à pousse modérée !) En plus création de postes de travail en amont et en aval, càd pour le bucheronage et la traitement de la biomasse-bois-énergie et en amont pour la replantation des essences ad hoc. YA+KA ! A+ Cordialement Guydegif(91, 68 et 30)
La production annuelle de la turbine s’élève à près d’un GWh (alors qu’elle fait 700kW de puissance installée), soit environ 1400heures équivalent pleine puissance. Je voudrais bien connaitre le coût d’investissement de la partie « production d’électricité ». C’est encore un schéma foireux qui ne tient que par les subventions à l’investissement (je parle uniquement de la partie production d’électricité).
@ Sicétais simple: En général la production d’une cogé est fatale, donc en lien avec la demande d’énergie. Il est probable que la turbine ne soit utilisée que pendant les pointes de production, d’ou le faible taux de charge. Cela dit, l’usage de la chaleur étant le chauffage, ces KWH sont produits « au bon moment ». C’est certainement pourquoi Enercoop achétent. A ma conaissance, ils ne bénéficient pas du retour CSPE et proposent en géneral un prix d’achat assez bas pour de l’ENR (de l’odre de 50€/Mwh) ce qui fait que leurs appros sont principalement hydraulique . Soit ils ont cassé la tirelire pour ce projet, soit les subventions viennent d’ailleurs, soit ils en ont besoin pour le marché des cappacités (ce qui justifie de casser la tirelire). Pour revenir au sujet, il aurait été interessant de conaitre le rendement de l’ensemble pour le rafraichissement en l’été.
La partie tri-génération (16M€) a été financée à 69% par la SERM et 31% par l’état. Sur la partie réseau de chaleur (5M€) la moitié provient du fond chaleur de l’ADEME. Plus de précisions et d’infos sur le fonctionnement ici.
Merci de vos réponses et compléments. Je précise où se situe mon étonnement: 1GWh/an, selon la valorisation que vous appliquez, ça fait des recettes entre 50000€ (prix de marché) et un peu plus de 120000€ (tarif d’achat biomasse). Hors ce ne sont pas des recettes nettes de frais de combustible comme pour du PV ou de l’éolien, il faut quand même bien mettre le bois qui va bien. Et puis il faut faire de l’entretien, un cycle vapeur+ ORC ce n’est pas un panneau PV. Bref, les recettes nettes (EBITDA) ça ne doit pas faire grand chose. Comment tout celà est-il rentabilisé, ça me parait questionnable (je parle bien de la partir « électricité, pas du reste), car un cycle ORE même de 700kW ce n’est pas gratuit. Une partie de la réponse est dans le lien de Reivilo, 31% de subvention de l’état.