La cogénération restera une filière subventionnée. En effet, les centrales ayant signé un contrat avec EDF pour vendre leur électricité à tarif garanti pendant douze ans vont pouvoir continuer à le faire. Celles dont la puissance n'excède pas 12 MW, qui ont ouvert à l'instauration du régime à la fin des années 1990, le pouvaient déjà. Mais le 18 octobre, des arrêtés définissant un nouveau cahier des charges et une nouvelle grille tarifaire ont été publiés au Journal officiel. Celles développant plus de 12 MW ont été sauvées cet été par la loi transposant la directive européenne sur l'efficacité énergétique de 2012. Défendu par l'ancienne ministre Delphine Batho, ce texte, dont l'arrêté d'application est paru au JO le 29 décembre dernier, a servi de prétexte pour introduire un soutien transitoire, valable jusqu'au 31 décembre 2016, date théorique d'entrée en vigueur d'un marché de capacités. Ce marché, prévu par la loi Nome de 2010, consiste à donner une valeur non seulement à l'électricité produite, mais aussi aux centrales disponibles pour le faire, quel que soit leur combustible. Ainsi, l'opérateur d'une centrale à l'arrêt sera rémunéré pour le simple fait qu'il tient à disposition du réseau électrique un outil de production de courant. Ce sursis accordé à la filière est assorti de plusieurs obligations. Les centrales de moins de 12 MW doivent respecter des minima de rendement énergétique et se plier à un nouveau référentiel des prix du gaz. Mais surtout, elles doivent rénover leur matériel, à hauteur d'au moins 400 000 euros par mégawatt de puissance. « Une astuce qui leur permet de passer pour des ouvrages neufs, et donc d'échapper à la règle européenne qui ne tolère qu'une seule aide d'État sur toute la vie d'une centrale », glisse Franck Rabut, directeur de Novawatt. Cette PME s'inscrit en alternative à l'obligation d'achat : elle se propose de reprendre l'exploitation d'une installation parvenue au terme de son contrat de douze ans, et de vendre l'électricité sur le marché libre, « lorsque le couple prix de l'électricité-valorisation thermique est favorable ». C'est-à-dire lorsqu'il y a en même temps un acheteur de chaleur à proximité et une pointe de consommation électrique, pic qui tire les prix à la hausse et incite donc à turbiner. Dans cette configuration, l'exploitant de la centrale n'a aucune contrainte de calendrier. « Cela évite de tourner à perte sans arrêt du 1er  novembre au 31 mars, comme l'y oblige le régime de l'obligation d'achat. Économiquement, cela fait davantage sens », justifie Franck Rabut. C'est le choix fait, entre autres, pour la cogénération au gaz de l'aéroport de Lyon-Saint-Exupéry. Une troisième option existe aux côtés du régime subventionné et du marché libre : l'arrêt complet de l'installation. Sur les 4 600 MW de puissance qu'a comptés le parc de cogénération français au plus fort de son activité, « environ 350 MW ont été démantelés », observe Patrick Canal, responsable du club cogénération à l'Association technique énergie environnement (ATEE). Surtout les grosses installations qui, jusqu'à l'été dernier, ignoraient à quelle sauce elles seraient mangées. « Leurs exploitants basculent au charbon bon marché ou à la chaufferie à biomasse », note Patrick Canal. C'est le cas à Saint-Malo, où une installation de cogénération au gaz de 13,6 MW desservant une zone industrielle a cédé la place l'an dernier à une chaufferie au bois. Même chose à Grenoble, où une unité de 40 MW a été déconnectée du réseau de chaleur municipal. Si ces sites en avaient eu la possibilité, « passer sous le régime d'une prime de capacité de 45 euros par kilowatt et par an leur aurait entrouvert les portes de la rentabilité », juge Patrick Canal. En revanche, « une vente libre de l'électricité sur le marché spot aurait été plus risquée », au vu des faibles cours que celui-ci a affichés cette année. Rassurant, généreux, confortable… L'obligation d'achat, sous le nouveau contrat « C13 », est l'option que privilégient la plupart des exploitants de centrales inférieures à 12 MW parvenues au terme des douze ans. C'est le choix fait à Chalon-sur-Saône pour le réseau de chaleur (lire encadré). Aux quelques centrales encore sous le contrat initial de 1997 (il reste environ 400 MW), « nous recommandons cette option, car entre les 125 euros par mégawattheure versés au titre de l'obligation d'achat sur 3 623 heures et les 43 euros par mégawattheure du marché spot en ce moment, il n'y a pas photo », compare Patrick Canal. Selon lui, 1 500 des 2 300 MW que comptait le parc de cogénérations inférieures à 12 MW unitaires ont resigné. Mais attention : l'intérêt de prolonger le contrat dépend aussi du besoin local de thermies. L'exutoire existe-t-il toujours, et dans les mêmes volumes ? « Une usine qui ferme et votre débouché s'écroule », avertit Franck Rabut, qui en a fait l'expérience. Or, en obligation d'achat, ne produire que de l'électricité vous expose à la rupture du contrat, donc à la perte des primes. Et envoyer la chaleur à l'atmosphère n'est pas faire œuvre d'efficacité énergétique. l