energymag the energy manager magazine
Bimestriel d’information | Edition française | mars - avril - mai 2008 | n° 9 | www.energymag.be
6,50 €
COVER STORY
Le train qui roule à l’éolien! Réduire de 30% ses coûts d’électricité grâce à l’éolien, c’est possible! Luc Lallemand, administrateur délégué d’Infrabel le prouve.
MARKET
Cession Distrigaz Une partie qui se joue à trois (ou plus)!
Interview EDF Belgium Une belle percée dans le gaz! Avant la grosse prise?
MANAGEMENT
Réseaux de distribution privés Attention à l’insécurité juridique!
L’économie de l’éolien Des moulins à vent de plus en plus compétitifs.
DOSSIER
Monitoring énergétique De la mesure aux négawatts.
Packages logiciels Coup d’oeil sur six solutions de pointe.
Stations de mesure Thermique ou électrique, filaire ou sans fils, prenez la mesure!
Mesurage & vérification De la complexité de mesurer les négawatts.
EFFICIENCY Bureau de depot : Bruxelles X.
McDonald’s: une baisse de 10% des consommation en sept points.
Les Miroirs: une tour de 60.000 m2 au tout DRV!
TECHNOLOGY
Debit réfrigérant variable Quand la clim souffle le chaud et le froid!
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SEAT Ibiza 1.4 l TDI 80 ch àpd € 335/mois HTVA
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• 99 g/km CO2 • 90% de déduction fiscale • 3,8 l/100 km
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Plus besoin de frustrer vos collaborateurs pour qu’ils contribuent à préserver l’environnement. Aujourd’hui rouler plus vert et se faire plaisir c'est possible ! En accueillant les SEAT Ecomotive dans votre parc automobile ! En effet, l’Ibiza et la Leon ont un faible taux d’émission de CO2 mais un indice de plaisir élevé avec leurs moteurs 80 et 105 ch. En plus, l’Ibiza Ecomotive est déductible fiscalement à 90%. Comme quoi en termes d’image le vert n’est définitivement plus une couleur ennuyeuse. seat.be/environnement Information environnementale (AR 19/03/2004)
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Consommation moyenne de l’Ibiza Ecomotive : 3,8 l/100 km. Emission moyenne de CO2 : 99 g/km. Consommation moyenne de la Leon Ecomotive : 4,5 l/100 km. Emission moyenne de CO2 : 119 g/km. * Loyer mensuel en Location Long Terme "Full Service" SEAT Lease calculé sur base de 60 mois et 100.000 km. Loyer mensuel TVAC : € 398/mois. Sous réserve d'acceptation du dossier (CBFA 20172 cA). Offre au 10.03.08, réservée aux professionnels et valable jusqu'au 25.05.08. ** Loyer mensuel en Location Long Terme "Full Service" SEAT Lease calculé sur base de 60 mois et 100.000 km. Loyer mensuel TVAC : € 428/mois. Sous réserve d'acceptation du dossier (CBFA 20172 cA). Offre au 10.03.08, réservée aux professionnels et valable jusqu'au 25.05.08.
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Bimestriel d’information
éedito
| Edition française | mars - avril
- mai 2008 | n° 9 | www.energymag
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Le train qui roule à l’éolien!
Energymag, the energy manager magazine
Réduire de 30% ses coûts d’électricité grâce à l’éolien, c’est possible! Luc Lallemand, administrateur délégué d’Infrabel le prouve.
MARKET
Cession Distrigaz
Une partie qui se joue à
trois (ou plus)!
Interview EDF Belgium
Une belle percée dans le gaz! Avant la grosse prise?
MANAGEMENT
Réseaux de distribution
privés
Attention à l’insécurité juridique!
L’économie de l’éolien
Des moulins à vent de plus en plus compétitifs.
DOSSIER
Monitoring énergétique
De la mesure aux négawatts.
Packages logiciels
Coup d’oeil sur six solutions
de pointe.
Stations de mesure
Thermique ou électrique, filaire ou sans fils, prenez la mesure!
Mesurage & vérification
De la complexité de mesurer
les négawatts.
X.
EFFICIENCY Bureau de depot : Bruxelles
In Site Sprl Rue J. Coosemans 107 B-1030 BRUXELLES Tél. +32 (0)2 737 91 19 Fax +32 (0)2 735 30 97 Gérant : Jean-François MARCHAND
McDonald’s: une baisse de
consommation en sept points.
10% des
Les Miroirs: une tour de 60.000
tout DRV!
m2 au
TECHNOLOGY
Debit réfrigérant variable
Quand la clim souffle le chaud
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REDACTION Energymag Rue Coosemans 107 1030 Bruxelles redaction@energymag.be Tél. +32 (0)2 737 91 19 Fax +32 (0)2 735 30 97
Rédacteur en chef : Jean-François MARCHAND (jfmarchand@energymag.be) Secrétaire de rédaction : Jean HINS (jhins@energymag.be) Journalistes et collaborateurs : Charles-Henri BOURGOIS, Johan DEBIÈRE, Olivia DROESHAUT, Els JONCKHEERE, Charles SCHWEIZER, Alfons VANBERGEN, Laurent van STEENSEL, Koen VERVREMD, François VILLERS, VIRTUAL-WORDS Adressez vos communiqués de presse à redaction@energymag.be
PRODUCTION Responsable : Jean HINS (jhins@energymag.be) Graphisme : Florence DEMOLIN (fdemolin@energymag.be) Photogravure : Lithotec Imprimerie : Kliemo
PUBLICITE Responsable: Pascale Bataille Media Selling Place pascale@mediaselling.be Tél. +32 (0)2 241 55 55 Fax +32 (0)2 241 55 33
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Tous les textes sont protégés par des droits d’auteurs. Toutes les publicités sont sous la seule responsabilité de leurs auteurs. Tout ou partie de cette publication ne peut être reproduit(e) ou publié(e) sous quelque forme ou par quelque moyen que ce soit (impression, photocopie, microfilms, supports magnétiques) sans la permission préalable de l’éditeur.
L'arme Publigaz D'ici quelques semaines, le feuilleton Suez-GDF devrait sans doute connaître son épilogue et permettre plus de clarté quant au futur paysage énergétique belge. En principe du moins. Au centre du monopoly, la cession des 57,25% que Suez détient dans Distrigaz et celle des 25,5% que GDF détient dans la SPE-Luminus, prix imposé par la Commission Européenne pour la fusion des deux groupes. Dans l'un et l'autre cas, le gouvernement belge entendait faire lui aussi pression sur les parties pour favoriser une plus grande concurrence sur le marché. Comment? En utilisant “l'arme Publigaz”, dixit Paul Magnette, Ministre Fédéral de l'énergie et du climat. Le holding public Publigaz détient en effet un droit de préemption sur la cession des parts de Distrigaz tout en étant proche des actionnaires publics historiques de la SPE. Dans ce jeu de poker, il faut encore compter avec la Pax Electrica qui lie Suez au gouvernement belge et lui impose la cession de 30% des actifs nucléaires belges détenus par Electrabel. Une première tranche de 15% a déjà été cédée à SPE-Luminus, sous la réserve léonine que l'électricien ne soit pas racheté par un acteur actif dans le nucléaire. Voilà pour le terrain de jeu. La trame finale semble se dessiner aujourd'hui. Parmi les trois candidats sélectionnés par Suez pour le rachat de Distrigaz (EDF, E.ON et ENI), le groupe italien ENI tiendrait la cote. Selon le Tijd, il offrirait ainsi entre 4 et 8 milliards €, soit un “prix” largement supérieur à la valorisation actuelle de Distrigaz qui est de 4 milliards €. C'est également selon les vœux de beaucoup l'option qui permettrait le mieux d'accroître la concurrence avec la venue d'un tout nouvel acteur sur le marché. La barre étant placée haut, on voit mal EDF surenchérir d'autant qu'on le sait depuis longtemps, le gouvernement souhaite éviter un duopole français sur notre sol. Quant à E.ON, qui a annoncé son intention de construire prochainement une centrale au charbon de 1.100 MW dans le Port d'Anvers, il se dit que l'énergéticien allemand qui dispose de bonnes positions en gaz à l'étranger se consolerait en mettant la main sur les 15% de nucléaire restant à céder par Electrabel. Reste à voir ce que sera le sort de la SPE-Luminus? Un temps soutenu par le holding public, le second électricien du pays qui affichait voici encore quelques semaines son “optimisme” quant au rachat de Distrigaz, malgré l'éviction de son offre par Suez, serait semble-t-il, lâché par Publigaz. Un “deal” verrait en effet le holding public monter dans le gestionnaire de réseau Fluxys tout en laissant la voie ouverte sur Distrigaz. Mais pas à n'importe quelles conditions: “la position de la SPE-Luminus comme second acteur du marché doit être garantie, notamment pour l'accès au gaz”, précise le Ministre Magnette. Voilà qui devrait “rassurer” les acquéreurs potentiels de la SPE-Luminus. Deux candidats déclarés sont en lice -EDF qui tiendrait là son lot de consolation et Nuon qui croît en ses chancestandis que le Britannique Centrica pourrait faire usage de son droit de préemption pour se renforcer dans la SPE-Luminus. Alors, le futur paysage énergétique belge? Tentons une “prospective”. Suez-GDF resterait un acteur dominant, mais affaibli. ENI entrerait sur le marché Belge par la grande porte Distrigaz et serait, selon les spécialistes, capable de rapidement coupler une fourniture d'électricité à son offre en gaz. E.ON deviendrait un acteur capable de peser lourd, tant dans le gaz que dans l'électricité. Et l'acquéreur de la SPE-Luminus s'offrirait une belle place de second sur le marché. Si l'on compte bien, cela fait quatre joueurs de taille. Le chiffre qu'un certain Verhofstadt avait appelé de ses vœux.
Jean-François Marchand n°9 energymag | 3
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> DOSSIER MONITORING ENERGETIQUE DE LA MESURE AUX NÉGAWATTS
La comptabilité énergétique, la surveillance, le monitoring ou la vérification énergétique sont des termes avec lesquels il faudra dorénavant compter. Que recouvrent-ils? Quelles sont les bonnes raisons pour les mettre en œuvre? Quels sont les objectifs visés? Et quelles sont les implications?
Sommaire > 21 Infrabel: MARKET
EFFICIENCY
6 TEMPS FORT
36 FAST FOOD
Cession Distrigaz: une partie qui se joue à trois (ou plus)!
Le plan de McDonald’s en détail: réduction de 10% de la consommation énergétique en sept points
10 INTERVIEW
EDF Belgium: une belle percée dans le gaz! Avant la grosse prise?
44 BUILDING
12 ACTEURS
Les Miroirs: une tour de 60.000 m2 au tout DRV!
14 BREVES
TECHNOLOGY
17 TRENDS
41 DEBIT REFRIGERANT VARIABLE
MANAGEMENT
Quand la clim’ souffle le chaud et le froid
21 NEWTORK
Réseaux de distribution privés: attention à l’insécurité juridique!
coûts d’approvisionnement en baisse de 30% grâce à l’éolien
> 35 Le burger McDonald’s moins énergivore grâce à Jan Snauwaert
22 COVER STORY
Le train à voile: des éoliennes pour alimenter le réseau ferroviaire. L’économie de l’éolien: des moulins à vent de plus en plus compétitifs! 27 DOSSIER MONITORING ENERGETIQUE > Monitoring énergétique: de la mesure aux négawatts. > Package logiciels: coup d’œil sur six solutions de pointe. > Stations de mesure: thermiques ou électriques, filaires ou sans fils, prenez la mesure. > Mesurage & Vérification: de la complexité de mesurer les négawatts
05 Sommaire fr.indd 5
> 41 Le débit réfrigérant variable: une solution qui s’impose dans les rénovations
> 44 Les Miroirs: la plus grande installation DRV d’Europe est n°8 energymag | 5 signée Johnson Controls 6/05/08 12:23:26
MARKET | TEMPS FORT
Cession Distrigaz
Une partie qui se joue à trois (ou plus)! Dès que la fusion entre GDF et Suez sera effective, le nouveau groupe annoncera la cession de Distrigaz. Pour satisfaire les exigences européennes en matière de concurrence. Après avoir reçu des marques d’intérêt de la plupart des groupes énergétiques européens, Suez a présenté fin mars une liste de trois noms à Bruxelles. Le choix devrait donc logiquement se faire entre EDF, ENI et E.ON. Ou plus, selon l’attitude du holding Publigaz.
ACTIONNARIAT Flottant sur Euronext Bruxelles: Bruxe Bru xeelles elles:: 11% 11%
APPROVISIONNEMENT Etat belge (golden ((gggold lden sahre): sahr h e): ) 1% %
Autres: A t : 10% Autres 10%
Pays-Bas: PPay ayyss-Bas: BBas: 40% 40%
Q t 113 3% Qatar: 13%
Le holding public Publigaz représentant les co commu communes mmunes nes be belge belges: lges: s: 31%
Suez: Suez: 57% % Norvège: Norvèège: 37%
Chiffre d’affaires
4,28 milliards € en 2007 (-7,4%)
Bénéfice net
294,1 millions € (+ 12,5%)
Capitalisation boursière
4,2 milliards €
Part de marché
81% du marché de gros en Belgique
Ventes de gaz naturel
15,2 milliards de m3 en 2007 dont 80% en Belgique
En principe, Distrigaz passera sous contrôle français, allemand ou italien. Au terme d’une première sélection qui a duré plusieurs mois et fait couler beaucoup d’encre, le groupe franco-belge Suez a en effet rentré une “short list” de trois noms aux autorités européennes le 26 mars dernier. On sait donc désormais que le choix du groupe dirigé par Gérard Mestrallet se fera entre EDF (France), E.ON (Allemagne) et ENI (Italie). Trois géants européens qui ont dû jouer d’arguments qu’on imagine solides pour sortir de ce panier de crabes dans lequel on trouvait aussi les noms de l’espagnol Iberdrola, du britannique Centrica –associé au belge SPE– ou encore du hollandais Nuon. Distrigaz attire les convoitises Depuis que Bruxelles a lié son aval à la fusion entre Suez et Gaz de France à la cession de la filiale de négoce gazier qui contrôle 80% du marché du gaz en Belgique, les prétendants se sont bousculés. Différentes raisons à cela. Celles liées tout d’abord à la valeur intrinsèque de Distrigaz. Avec un bénéfice net de 294,1 millions € pour 132 personnes employées, elle présente par exemple le meilleur ratio de bénéfice par membre du personnel de toutes les sociétés belges. Elle bénéficie aussi de contrats importants avec les producteurs hollandais et norvégiens et maîtrise parfaitement les enjeux du gaz naturel liquéfié 333
6 | energymag n°9
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TEMPS FORT | MARKET
EDF: des armes nucléaires à double tranchant Électricité de France a l’appétit vorace. Bien que son PDG, Pierre Gadonneix insiste lourdement sur le fait qu’il n’ira que là “où il sera le bienvenu”, on parle d’EDF en Espagne –il y préparerait un raid sur Iberdrola–, en Allemagne –il aurait des vues sur RWE– et bien entendu en Belgique dans la mesure où il n’a jamais caché ses ambitions par rapport à Distrigaz. Pour confirmer ses ambitions, l’électricien hexagonal a annoncé récemment un plan d’investissement de 35 milliards ¤ sur 3 ans dont 15 milliards hors de France. “EDF a visiblement des ambitions dans le gaz, analyse Laurent Dumarest, consultant auprès du bureau belge d’AT Kearney. Il aimerait pouvoir se développer en France dans des offres duales gaz/électricité mais n’a pas encore d’approvisionnements pour y parvenir”. Distrigaz présente évidemment l’avantage d’être sur un marché proche, donc facile d’accès. Mais le géant français n’entend pas rester inactif en Belgique non plus. En l’espace de quelques années, il est déjà parvenu à contrôler 4% de la distribution du gaz, essentiellement vers les entreprises, il détient 50% de la centrale Tihange 1, soit 3% de l’électricité produite en Belgique, et est partenaire à hauteur de 20% dans le projet éolien C-Power en mer du Nord.
En prenant possession du “fichier” de Distrigaz il peut espérer, dans un deuxième temps, s’étendre sur le marché de l’électricité contrôlé encore à 75% par Electrabel, donc par Suez. EDF a évidemment les plus gros atouts dans son jeu avec son quasi monopole dans le nucléaire en France sur lequel Suez aimerait avoir un peu plus de prise. “Mais le jeu présente des risques, analyse Thierry DDumal Thi rest. En cédant éventuellement des tranches de centrales nucléaires contre Distrigaz, EDF pourrait ouvrir les portes de son propre jardin à GDF Suez. Il pourrait y développer, à son tour, des offres combinant gaz et électricité sur le marché français”. Chiffre d’affaires Bénéfice net Capitalisation boursière Personnel Actionnaire de référence
59,6 milliards ¤ 5,6 milliards ¤ 111,5 milliards ¤ 156.000 État français (87,3%)
ENI: l’Europe p du Nord contre l’Italie Contrôlé par l’Etat italien, ENI n’est pas moins que le quatrième groupe européen d’hydrocarbures. Et par rapport à la moyenne des groupes pétroliers, il est très présent dans le gaz. Cette activité représente 28% de son résultat d’exploitation. Mais elle reste encore très centrée sur son marché domestique (la moitié de ses ventes). Paolo Scaroni, le CEO d’ENI, s’est récemment rendu compte du handicap que cette position pouvait représenter et a lancé le mot d’ordre de l’extension sur le territoire européen. Il veut désormais voir ses ventes hors de la péninsule augmenter de 9% par an. Distrigaz pourrait donc lui offrir une voie d’accès intéressante vers les marchés d’Europe du Nord (France et Allemagne) en lui ouvrant notamment la voie de Zeebrugge. Pour les autorités belges, l’entrée du groupe pétrolier italien ne peut pas être mal perçue. Au contraire, elle amènerait le “troisième joueur” réclamé par le gouvernement Verhofstadt à côté de Suez et de la SPE-Luminus. Et la diversité de ses sources d’approvisionnement en gaz, à côté de celles de Distrigaz, ne peut que renforcer la sécurité énergétique du pays. GDF Suez devrait aussi pouvoir trouver son compte dans les contreparties que l’Italien
pourrait proposer. “ENI pourrait transférer vers le groupe français des capacités dans ses outils de transport et de stockage gaziers, voire lui céder des contrats d’approvisionnements”, estime Laurent Dumarest. Or, au niveau de ses ambitions européennes, le futur géant français considère l’Italie comme une priorité. Ensemble, GDF et Suez y assurent déjà un chiffre d’affaires de 3,5 milliards ¤ et GDF, déjà quatrième groupe gazier du pays, se donne comme objectif, à moyen terme, de détenir une part de marché de 10%. Ce qui revient à y doubler sa taille actuelle. Chiffre d’affaires Bénéfice net Capitalisation boursière Personnel Actionnaire de référence
88 milliards ¤ 9,47 milliards ¤ 90 milliards ¤ 73.500 Holding public (30%)
E.ON: échanges sur la “plaque” du nord de l’Europe L’entrée de l’énergéticien allemand sur le territoire belge via le rachat de Distrigaz semble être l’option qui a les faveurs du gouvernement belge. Sans doute parce que la proximité d’E.ON sur des marchés d’Europe du nord de mieux en mieux interconnectés pourrait lui permettre relativement facilement d’entrer dans le jeu de la vente d’électricité contre Electrabel. Le groupe de Dusseldorf a d’ailleurs annoncé, fin de l’année dernière, vouloir construire une centrale au charbon de pas moins de 1.100 MW dans le port d’Anvers. Mais E.ON a réellement des ambitions européennes dans le secteur du gaz. Elles sont liées au rachat, en 2003, de la société Ruhrgas qui contrôlait déjà à l’époque 60% du marché allemand du gaz. Depuis, le groupe allemand veut s’étendre en Europe et son PDG, Wulf Bernotat, dispose, à ce sujet, d’un “trésor de guerre” de 50 milliards ¤. Après son échec dans l’OPA sur l’espagnol Endesa, E.ON a obtenu des concessions de la part d’Enel et Acciona, ses rivaux de l’époque, en France, en Italie et en Espagne. Sa présence en Belgique comblerait un vide géographique. “Elle lui permettrait aussi de faire le lien avec le marché britannique où il veut prendre une place de plus en plus conséquente”, note encore Laurent Dumarest. Pour cet
observateur des marchés énergétiques européens, l’acquisition de Distrigaz permettrait enfin au géant allemand de réduire sa dépendance face au russe Gazprom en matière d’approvisionnements et de détenir, grâce aux compétences du management de Distrigaz, une expertise dans le domaine de plus en plus stratégique du GNL. Suez enfin, de son côté, déjà présent dans des poches du territoire allemand, a en projet la construction de deux centrales au charbon en Allemagne et pourrait certainement voir dans la vente de Distrigaz à E.ON l’occasion de se renforcer dans un marché stratégique à l’échelon européen.
Chiffre d’affaires Bénéfice net Capitalisation boursière Personnel Actionnaire de référence
68,7 milliards ¤ 5,11 milliards ¤ 81 milliards ¤ 88.000 Investisseurs institutionnels (73,1%) n°9 energymag | 7
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MARKET | TEMPS FORT
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(GNL) qu’elle fait transiter via Zeebrugge depuis plus de 20 ans. Enfin, le personnel de la filiale belge est reconnu pour ses compétences en matière de contrats gaziers. Mais pour maîtriser les enjeux qui se sont cristallisés autour de Distrigaz, il faut aussi garder à l’esprit que, depuis la hausse très forte des prix énergétiques, les compétiteurs européens regorgent de liquidités… et que pas grand-chose n’est à vendre dans le monde des “utilities” où chacun se voit comme un futur champion européen. Une véritable aubaine pour le futur groupe GDF Suez qui a pu laisser monter les enchères sans doute assez haut. Mais, ses dirigeants n’ont cessé de le répéter, ils ne veulent pas de cash. En échange de la compagnie gazière belge, ils veulent recevoir les meilleurs actifs possibles dans des marchés où ils fixent leurs ambitions. Accroître la concurrence Rappelons aussi que, de son côté, l’Europe a fixé une triple exigence vis-à-vis des repreneurs éventuels: une surface financière suffisante pour faire assurer l’avenir de la société, un savoir-faire reconnu par rapport à son métier propre et, enfin, que la vente offre un meilleur contexte concurrentiel sur le marché du gaz. Pendant que Bruxelles scanne les trois candidatures à la lumière de ces critères, les équipes de Suez entament, elles, les négociations finales avec leurs
trois “clients” pour pouvoir donner une réponse définitive au 30 juin, date prévue de la fusion. Si on passe en revue les critères objectifs, tant ENI que E.ON ou EDF ont des arguments à faire valoir pour s’implanter en Belgique et, sans aucun doute, d’intéressantes contreparties à offrir à Suez. Mais dans cette partie purement commerciale, il ne faudra peutêtre pas non plus négliger la dimension politique. On le sait, le président français Nicolas Sarkozy, verrait très bien GDF Suez, que l’Etat français contrôlera à 35%, céder sa participation dans Distrigaz à EDF… qu’il contrôle à hauteur de 87,3%. Un schéma qui se heurte aux exigences politiques belges. Donnant de la voie en fin de règne, Verhofstadt III a, lui, fait entendre qu’il n’entendait pas se contenter de voir passer la situation d’un monopole à un “duopole français”. Reste à voir si Yves Leterme reprendra les mêmes mots. Publigaz en Embuscade Selon le schéma développé par Suez, le futur propriétaire de Distrigaz sortira de la short list. Probable. Mais néanmoins pas tout à fait sûr. Parce que, dans ce dossier complexe, il faut aussi tenir compte du rôle du holding public Publigaz, qui représente les intérêts des communes belges et détient un droit de préemption sur la part de Suez. L’utilisera-t-il? Et de quelle manière? Craignant l’arrivée du
groupe étatique français EDF, les communes flamandes ont voulu mener une grande coalition liant la SPE, deuxième électricien belge, et son partenaire britannique Centrica. Mais, comme pour EDF, le gouvernement Verhofstadt a fait savoir qu’il n’en voulait pas. Cette association ne ferait que renforcer le deuxième acteur et empêcherait l’émergence d’un troisième. Autre option: une opération de portage provisoire pour un candidat refusé ou qui n’aurait pas rentré de dossier. L’armateur anversois Exmar n’exclut pas ce genre de montage en partenariat avec l’électricien allemand RWE qui est son client privilégié. Publigaz achète les parts de Suez et les revend ensuite au candidat de son choix. Mais les communes, qui se sont toujours déclarées plus intéressées par des outils régulés, pourraient aussi préférer lâcher Distrigaz et monter dans le gestionnaire du réseau Fluxys. Elles disposent enfin d’un “droit de suite” qui leur donne le droit de revendre leurs parts dans Distrigaz à l’acheteur désigné par Suez au même prix que celui obtenu par le groupe énergétique. Il est d’ailleurs pratiquement sûr que celui-ci devra lancer une OPA sur les parts de tous les minoritaires. Bref, l’encre n’a pas fini de couler. p François Villers
ENI, le candidat idéal? Le choix du lauréat aura une influence certaine sur l’ouverture du marché belge et les conditions de concurrence. Quel est le meilleur choix possible? Nous avons posé la question à Stéphane Querinjean, spécialiste des marchés énergétiques chez Siemat Energy.
Quel est le candidat idéal pour une meilleure concurrence sur le marché belge? Il n’y a pas vraiment de meilleur candidat. Par contre il est certain que si EDF l’emporte, cela réduira la concurrence sur le marché du gaz. EDF est déjà présent en Belgique sur le marché du gaz, avec une politique commerciale très dynamique qui l’a vu prendre des parts de marché ces derniers mois (ndlr: lire notre interview en page 10). Si EDF reprend Distrigaz, on aura de facto un acteur de moins sur le marché, ce qui est le sens contraire de ce que l’on veut obtenir. ENI et E.ON sont certainement de meilleures pistes pour ouvrir la concurrence. Concernant E.ON, ils sont déjà très présents chez nous en électricité, avec une volonté à long terme. L’accès au gaz n’est cependant pas un problème majeur pour l’opérateur allemand. Avec Rurhgaz, leur approvisionnement est assuré et ils peuvent très bien démarrer demain avec des offres combinées gaz-électricité sur le marché belge. ENI est par contre une réelle opportunité qui consacrerait la venue d’un réel nouvel acteur sur le marché du gaz et éventuellement sur celui de l’électricité. La vraie problématique reste le souci d’accès au marché du gaz L, sur lequel on n’a parfois aucune concurrence en face de Distrigaz et pour
lequel il faudra trouver une solution à moyen-long terme. En gaz H, la dynamique de concurrence fonctionne par contre bien, notamment grâce à l’agressivité d’EDF. Les échanges d’actif joueront un rôle essentiel dans le choix. Quel est celui qui a le plus de chances de l’emporter selon vous? Objectivement, le groupe Suez-GDF est dans une position très confortable. Ils sont présents sur les trois marchés de référence –France, Allemagne et Italie– avec des visées à long terme. De leur point de vue, il y a autant d’intérêt à renforcer leurs positions dans ces trois pays et les candidats ont de quoi offrir des actifs d’intérêt. A ce niveau, les options sont équivalentes. Le manque d’expertise d’ENI dans la production électrique n’est-elle pas un handicap, eu égard à la convergence électricité-gaz? Non. EDF fait bien des offres électricité en Belgique sans y avoir de centrales. C’est une acticité de fourniture comme ENI les connaît très bien en Italie. Il ne faut pas sous estimer sa capacité a fournir ce type de service en Belgique.
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MARKET | INTERVIEW
EDF Belgium
Une belle percée dans le gaz! Avant la grosse prise? Energymag maintenant sur BFM radio! Olivier Dubois était l’invité de la rédaction d’Energymag dans le cadre de notre émission
“Le magazine de l’énergie” sur les ondes de
l Retrouvez nos prochains invités chaque troisième jeudi du mois à 8h49 et 18h20 sur: 101.4 E Charleroi 101.9 E Wavre-LLN 104.9 E Mons 106.7 E Liège 107.1 E Namur 107.6 E Bruxelles
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Le prétendant au rachat de Distrigaz fourbi ses armes sur le marché du gaz. En six mois, l’électricien français a déjà conquis 150 sites industriels pour des contrats de fourniture de 2 TWh. Entretien avec Olivier Dubois, directeur commercial d’EDF Belgium On connaît l’intérêt d’EDF pour le marché belge. Etes-vous satisfait de vos résultats commerciaux à ce jour? Oui complètement. Nous avons lancé l’activité commerciale gaz voici moins d’un an et en quelques mois nous avons conquis plus de 150 clients industriels pour des contrats de livraison totalisant plus de 2 TWh. En électricité, nous avons aussi bien progressé en multipliant par six le nombre de site fournis pour atteindre 4.000 sites cette année et des ventes d’électricité de 2,5 TWh. Deux TWh en gaz, c’est une belle percée. Comment expliquez-vous un tel succès? Tout d’abord, je préciserai qu’EDF n’est pas nouveau dans le gaz. Nous y avons fortement investi depuis plusieurs années, au point que nous sommes aujourd’hui l’un des plus grands négociants de gaz en Europe. EDF a ainsi négocié l’année dernière près de 200 milliards de m3 de gaz, ce qui représente à peu près 10 fois la consommation belge. EDF par exemple a conclu l’année dernière un contrat à Zeebrugge pour des livraisons physiques de gaz norvégien et qatari sur des durées très longues, jusqu’à 15 ans. EDF Belgium ne manquera donc pas de gaz pour ses clients belges. Il faut également dire pour expliquer le succès qu’EDF Belgium est actif sur le marché belge dans l’électricité depuis plusieurs années et jouit d’une réputation de fournisseur fiable, sérieux, solide. Tout cela bien sûr nous a aidé pour le démarrage de nos ventes de gaz. On tournerait sur une consommation de 13 GWh par site, ce sont des clients d’une certaine taille. Quel est leur profil? Ce sont des contrats d’une durée de un à deux ans, pour une consommation en effet respectable. Cela dit, EDF Belgium vise comme en électricité toutes les entre-
prises belges, des PME jusqu’aux grands industriels. Pour donner un ordre d’idée, nos clients de taille moyenne consomment de quelques milliers de kWh à quelques dizaines de millions de kWh. Nous avons eu également des succès sur des clients multi-sites ou des groupements d’achat. Nous avons gagné par exemple l’appel d’offres lancé par le Ministère Wallon de l’Equipement et du Transport pour la fourniture d’environ 800 sites en haute tension. Revenons sur votre offre de gaz, qu’est ce qui fait sa spécificité? Nous proposons des offres sur mesure. Soit des prix fixes, ce qui est quelque chose de très nouveau, soit des prix indexés, avec plusieurs formules d’indexation, sur des contrats de longues durées, de trois, voire quatre ans. Les entreprises peuvent conclure des contrats à prix fixe qui comprennent même l’inflation. Dans un contexte où les prix de l’énergie continuent de flamber, proposer des prix fixés sur plusieurs années permet au client d’avoir des budgets plus stables. Enfin, il n’y a aucun engagement de volume, ce qui est une nouveauté très appréciée par les entreprises. Quels sont vos objectifs à terme? Nous sommes très optimistes et ambitieux. Contrairement à l’électricité, nous constatons que la plupart des entreprises belges ne savent pas encore qu’elles peuvent choisir un fournisseur en gaz. Notre prospection est de fait prometteuse. Compte tenu de nos succès en 2007, nos objectifs sont d’au moins doubler nos parts de marché. À quel niveau se situent vos parts de marché sur le segment des entreprises? Nous estimons que la part de marché en électricité est de l’ordre de 4 à 5% et sur
le gaz, avec les livraisons que nous envisageons sur l’année 2008, notre part de marché doit être de l’ordre de 2,5%. Cela reste très modeste, mais nous ne pouvons que progresser. Qu’en est-il côté production? Il est clair que l’une des clés du marché belge reste l’accès à la production, nous sommes donc en recherche très active dans ce domaine, pour notre propre compte ou en coopération avec des industriels. Le programme d’investissement d’EDF au plan européen est extrêmement important, nous parlons de 37 milliards € sur trois ans, et nous espérons bien qu’une partie de ces investissements sera consacrée à des projets belges. Petite incursion sur le débat autour de Distrigaz. EDF est toujours dans la course pour le rachat de Distrigaz? Le président d’EDF s’est clairement exprimé en faveur d’un développement en Belgique. Vous comprendrez que sur le sujet que vous évoquez, je ne puis faire aucun commentaire. Votre grand patron, Monsieur Gadonneix a laissé entendre qu’il souhaitait se faire apprécier en Belgique. Allons-y: quels sont les arguments qui plaident en faveur de l’accroissement de la présence d’EDF en Belgique? EDF est extrêmement présent en Europe. Pour rappel, EDF réalise 46% de son chiffre d’affaires hors de France. Compte tenu de son expertise et de sa forte présence européenne, tant en gaz qu’en électricité, le groupe EDF peutêtre force de proposition pour améliorer la sécurité d’approvisionnement et le fonctionnement du marché local belge, bien évidemment en concertation avec l’ensemble des acteurs locaux.
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DISTRIGAZ OBTIENT UNE PROLONGATION POUR LE GAZ L L’approvisionnement du pays en gaz néerlandais devrait perdurer jusqu’en 2020 au moins! Distrigaz a en effet signé une déclaration d’intention avec le gazier néerlandais GasTerra pour assurer l’approvisionnement de ses clients après 2016, date estimée de la fin de l’actuel contrat. Le gaz hollandais, qui compte pour 28% de la consommation belge (17 milliards de m3) est un gaz à faible pouvoir calorifique (type L). La fin du contrat d’approvisionnement aurait nécessité des investissements de 700 millions € pour adapter les systèmes au gaz H (haut pouvoir calorifique) sur l’axe Anvers-Bruxelles, principale zone concernée. La transition sera plus douce et moins coûteuse.
ALBERT FRÈRE INVESTIT DANS LES IMMEUBLES DURABLES Faut-il y voir un début de tendance sur le marché immobilier pour des immeubles plus verts? Toujours est-il que l’invest Fidentia Real Estate, dont la Compagnie Nationale à Portefeuille (CNP) d’Albert Frère détient 50%, vient d’acquérir auprès du développeur immobilier Herpain Urbis la propriété du bâtiment Solaris, situé à Bruxelles. Solaris, un immeuble de bureaux de 13.706 m2 ayant recours à l’énergie solaire et à la géothermie, est l’un des premiers bâtiments de promotion durable mis sur le marché. Selon Fidentia, l’acquisition du Solaris n’est qu’une première étape dans le développement d’un portefeuille vert
ELECTRABEL ET E.ON VONT TESTER LA CAPTURE CO2 Electrabel et E.ON Kraftwerke s’associent à Hitachi Power Europe pour mener des programmes de recherche sur la capture et le stockage de carbone. Ils s’intéresseront plus particulièrement aux solvants utilisés pour capturer le CO2 dans les fumées des centrales. Des tests en conditions réelles sont prévus et seront réalisés par Hitachi. Chaque solvant sera testé en fonctionnement normal sur un débit de fumée de 5.000 Nm3/h pendant quatre ans par phase de 12 à 24 mois.
HAMON ENTRE DANS XYLOWATT XYLOWATT, la spin-off spécialisée dans la technologie de cogénération par gazéification de bois poursuit son développement. Après avoir mis au point son nouveau réacteur Notar xW1500 (1500 kWe, 3000 kWth), la société vient de porter son capital à 5 M€. Au rang des nouveaux actionnaires: le Groupe Hamon, acteur
mondial de l’engineering et du contracting, qui épaulera la jeune société dans son développement commercial.
LONDRES FAIT LE CHOIX D’HONEYWELL & DALKIA Honeywell et Dalkia ont été sélectionnés par la Greater London Authority pour mettre en œuvre un programme de modernisation d’immeubles qui augmentera l’efficacité énergétique des installations municipales et qui réduira les émissions de carbone. Les travaux porteront dans un premier temps sur 42 immeubles: 20 pour Dalkia et 22 pour Honeywell. Ces contrats visent la mise en œuvre des premières phases du programme développé par la Clinton Climate Initiative à l’attention des grandes métropoles du C40. Ce programme prévoit d’accélérer la rénovation énergétique des bâtiments publics en combinant l’engagement volontariste des autorités publiques, la certification des prestataires de services énergétiques et le financement bancaire.
ELECTRABEL PERD DES MILLIERS DE CLIENTS Entre le 1er août 2007 et le 1er février 2008, Electrabel a perdu en Flandre au moins 11.960 particuliers et 4.956 petites et moyennes entreprises au sein de sa clientèle. Et ce ne serait que le début, puisque les derniers chiffres de la VREG font état de changements de fournisseur pour 20.000 clients. Le signe que la libéralisation du marché se fait de plus en plus ressentir. En Wallonie, la tendance serait aussi au changement de fournisseur vu le tassement de la part de marché détenue par Electrabel: ECS 61,89 %, SPE 24,53 %, Essent 7,93 %, Lampiris 2,88 %, Nuon 1,53 %.
FLUXYS DOUBLE LA CAPACITÉ DU TERMINAL GNL DE ZEEBRUGGE Le gestionnaire de réseau gazier Fluxys mettra en service un quatrième réservoir de stockage de gaz naturel liquéfié (GNL) au terminal de Zeebrugge. Cette opération permet de doubler la capacité annuelle de 4,5 à 9 milliards de mètres cubes de gaz, et de faire face à l’explosion attendue du transit GNL en Europe de l’Ouest. Avec une capacité d’accueil de 110 méthaniers par an, Fluxys LNG s’attend en effet à une hausse du trafic maritime.
ENECO RACHÈTE ET BOOSTE AIR ENERGY Air Energy vient d’introduire auprès de la Creg une demande de concession pour un parc éolien offshore représentant une valeur d’au moins 1,5 milliard €. Le parc, dénommé “North Sea Power”, devrait développer une puissance allant de 420 à 630 MW. Il se situera à une distance comprise entre 22 et 30 km des côtes. Ce projet, pour le moins ambitieux, intervient après que le néerlandais Eneco soit devenu l’actionnaire majoritaire d’Air Energy.
Le solaire photovoltaïque séduit toujours plus en Flandre Le solaire photovoltaïque poursuit sa croissance en Flandres. Alors que la ville de Furnes construira cette année en partenariat avec le développeur Greenfever un parc solaire de quelque 11.000 panneaux photovoltaïques pour une puissance de 2MWp (8 millions €), Honda Belgium Factory inaugurait récemment son nouveau centre logistique d’Alost équipé de 6.500 m2 de panneaux solaires (880 kWp) pour un investissement de 4 millions €. Cette opération menée en partenariat avec Electrabel n’est que la première d’une longue série. L’électricien annonce en effet près de 11 MWp de projets auprès d’une quinzaine de clients industriels en Flandre rien que pour cette année. De son côté, la sicav immobilière Warehouse Depauw (WDP) spécialiste des entrepôts logistiques inaugurait tout récemment l’installation d’une première tranche de 17.000 m2 de panneaux PV sur un programme qui en comptera 200.000 m2 d’ici à fin 2009 pour une puissance installée de 10 MWp! L’investissement prévu est de 45 millions €. Le programme est mené en partenariat avec le fournisseur d’électricité Nuon qui assurera le rachat et la redistribution de l’électricité produite ainsi que le support technique et la société néerlandaise SolarAccess qui fournit les panneaux solaires.
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en bref [RÉGION WALLONNE]
Les bâtiments publics passent au vert Depuis ce 1er mai, les bâtiments occupés par la Région wallonne seront alimentés exclusivement en électricité verte. La mesure concerne l’ensemble des 300 bâtiments administratifs appartenant à la Région wallonne, soit quelque 310.000 m2, dont la consommation électrique annuelle s’élève à quelque 20.000 MWh. L’économie estimée en rejets CO2 est de 9.000 tonnes par an.
[ FOCUS ]
Un niveau E90 pour Bruxelles! La nouvelle réglementation en matière de performance énergétique et de climat intérieur des bâtiments entrera en vigueur dès le 1er juillet 2008 en Région Bruxelloise. Ses exigences vont au-delà de celles appliquées dans les autres régions. © Shutterstock
[ÉLECTRONIQUE]
Dell se lance dans les PC verts
Dell vient d’annoncer la commercialisation prochaine d’un ordinateur écologique comme étant le plus environnemental au monde. Ultra-compact, sa taille serait réduite de 81% par rapport à une mini-tour de bureau standard tandis qu’il consommerait 70% d’énergie en moins. Le boîtier est conçu en bambou, les composants internes étant fabriqués à partir de matériaux recyclés, notamment du plastique, du carton et du verre. Lancement prévu pour la fin de l’année avec un prix variant entre 500$ et 700$.
Des niveaux de performance énergétique E90 et d’isolation thermique K45 seront dorénavant exigés Région Bruxelles Capitale. Pour les habitations individuelles et le résidentiel commun, l’exigence thermique est renforcée à un K40. Si le niveau E exigé est plus élevé qu’en Flandre et en Wallonie, il n’est d’application que pour les unités neuves. Le mode de calcul du niveau E sera cependant différent selon qu’il s’agisse d’une habitation individuelle ou de bureaux et immeubles de services. Vers le standard passif D’une manière générale, le renforcement des exigences en matière de résistance et de transmission thermiques tend à imposer le standard passif dans la construction et la rénovation lourde. Les nouveaux bâtiments et ceux qui changent d’affectation devront en outre être muni d’un système de ventilation calqué sur le principe de la ventilation double flux, avec des débits de ventilation minimum à respecter. Pour les systèmes dont le débit d’air neuf dépasse le 5.000 m3/h et qui fonctionnent 2.500 heures ou plus par an, la réglementation impose par ailleurs l’installation d’un récupérateur
de chaleur sur l’air extrait pour le préchauffage de l’air neuf. L’arrêté impose également la modulation de puissance des installations de production de chaud (chauffage et eau chaude sanitaire). Mais aussi le partitionnement de la distribution de chaud, de froid et d’air. Soit une conception des réseaux hydrauliques et aérauliques autorisant une gestion de la température ambiante et de l’intermittence par zone de besoins homogènes. Le calorifugeage est en outre exigé pour toutes les conduites: eau glacée, chauffage et eau chaude sanitaire ainsi que les conduits de ventilation. Comptage énergétique Enfin, tout bâtiment neuf ou rénové devra mettre en place un comptage énergétique différencié (eau, gaz, électricité, etc). La réglementation impose différents niveaux de comptage en fonction de la puissance et du type d’installation: chaudières, machines de production d’eau glacée, pompes à chaleur, ventilateurs de pulsion ou d’extraction et panneaux solaires thermiques. Pour plus d’information, téléchargez la fiche PEB sur le site de Bruxelles Environnement (www.ibgebim.be).
[BRUXELLES]
Bâtiments “exemplaires” récompensés L’appel à projets pour la réalisation de “bâtiments exemplaires sur le plan énergétique et environnemental” lancé l’an dernier en Région bruxelloise fait le plein. Sur 76 dossiers rentrés, 39 ont été sélectionnés et recevront des subsides (100¤/m2, montant plafonné à 200.000¤ pour le secteur privé et à 1 million pour les autres). La plupart des projets sélectionnés privilégient le standard passif (consommation inférieure à 15 kWh/an/m2 en HVAC). Les premiers devraient voir le jour dès le second semestre 2008. 14 | energymag n°9
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Delhaize investira 32,8 millions € en efficacité énergétique! Le montant mérite d’être relevé: 32,8 millions € seront en effet investis par le Groupe Delhaize afin de réduire les consommations énergétiques de 35% d’ici à 2020 (base 2005). “Nous allons prendre une série d’initiatives en vue d’atteindre cet objectif. Les systèmes économiques que nous installons déjà aujourd’hui le seront Le également dans les nouveaux magasins et les rénovations chiffre à venir. La consommation d’énergie de chauffage sera du mois diminuée de 50% dans les nouveaux supermarchés, notamment grâce à une meilleure isolation. Nous allons également équiper tous nos comptoirs frigorifiques de portes en verre, soit une économie d’énergie de 40%. Nous aurons aussi recours à de nouveaux systèmes pour le refroidissement et l’éclairage, comme le refroidissement à base de CO2 et la technologie LED”, précise ainsi PhilippeHenri Heymans; Architect & Technical Director Delhaize Belgique.
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Simplifiez vous Simplifiez-vous NEWS | MARKET l'énergie ! LE CERTIFICAT ÉNERGÉTIQUE EST INSTAURÉ EN FLANDRE Au premier janvier 2009, sous peine d’amendes, plus aucune vente, construction ou location d’un bien immobilier ne pourra s’effectuer sans la production d’un certificat énergétique. Ce certificat est la suite logique de la transposition de la directive PEB. La Flandre est ainsi la première région à le mettre en application. Il devra être établi par un expert suivant un protocole d’inspection précis et comprendra diverses données, comme la date, l’identification de l’expert et du bâtiment, le niveau de performance énergétique du bâtiment ainsi que les recommandations de l’expert en vue de l’amélioration de la performance énergétique du bâtiment. Le nouvel arrêté prévoit également une procédure d’agrément pour les experts et de contrôle par échantillonnage de la qualité des audits et certificats. Cette dernière mission relève des compétences de l’Agence flamande de l’Energie.
L’INDUSTRIE DES MÉTAUX POURRAIT RÉDUIRE SA CONSOMMATION DE 50%
Lors de la dernière foire de Hanovre, l’entreprise allemande Zenergy Power s’est vue décerner le prestigieux prix Hermes Award pour son innovation technologique en matière de chauffage par induction HTS (High-Temperature superconductive). Le procédé de chauffage par induction utilisé dans l’industrie métallurgique consomme des quantités importantes d’électricité, pouvant représenter entre 1 et 5% de la consommation industrielle annuelle. La technologie développée par Zenergy fait appel à la supraconductivité à haute température et à des procédés innovants qui leur permettent d’atteindre un rendement de 90% là où les systèmes conventionnels de chauffage par induction tournent entre 35 et 45% de rendement en raison des pertes de chaleur. Un résultat qui l’a fait élire parmi le top 10 des nouvelles technologies prometteuses pour l’industrie métallurgique par le magazine Industrial Heating Magazine. Elle pourrait en effet permettre à l’industrie des métaux de diminuer de moitié sa consommation d’électricité.
MICROCOGÉNÉRATION: NUON PLACE LA BARRE HAUT Si à l’échelle industrielle, la cogénération est largement utilisée, la percée de la microcogénération résidentielle se faisait encore attendre. Nuon vient de franchir un pas décisif en passant commande de 50.000 piles à combusti-
bles (PAC) du fabricant australien CFCL qui, une fois intégrées à des chaudières à condensation, produiront 1 à 2 kW d’électricité. L’unité reposera sur le module SOFC développé par CFCL. Le fort rendement énergétique de la pile à combustible permettra de réduire les émissions de CO2 de l’ordre de 25% par rapport à un schéma énergétique basé sur une consommation de gaz naturel, et de l’ordre de 60 % par rapport à un système au charbon. L’accord qui lie également le fabricant de chaudières Remeha-De Dietrich prévoit un investissement de 13 millions € dans une nouvelle ligne de production en Allemagne qui devrait sortir dès l’an prochain 10.000 unités par an destinées au marché Belge et Hollandais.
UN CODE DE BONNES PRATIQUES POUR LA COMPENSATION CO2 Dans notre précédent dossier (energymag N°8) nous détaillions les règles pour aborder la compensation volontaire des émissions de CO2 en attirant l’attention sur le manque de transparence de ce marché naissant. Depuis, la société CO2 Logic, pionnière sur le marché belge, vient de sortir un mémorandum transmis aux autorités politiques du pays visant à établir un code de bonne pratique de la compensation des émissions de CO2. Un code qui s’inspire de ceux mis en place par les agences de l’environnement britannique (Defra) et française (Ademe). Ce document en huit points réclame notamment que le caractère additionnel des projets dont sont issus les crédits soit garanti; que ces projets aient été certifiés dans le cadre du mécanisme de développement propre des Nations unies (crédits CER) ou de mise en œuvre conjointe (crédits ERU) et que la traçabilité et l’annulation des crédits vendus soient assurées. Il semblerait que le document ait fait mouche auprès du Cabinet du Ministre du Climat, Paul Magnette, qui plancherait sur des critères de base auxquels devraient répondre les opérateurs belges de la compensation volontaire.
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GE ENERGY: NOUVEAU MOTEUR À 24 CYLINDRES Le fort développement mondial de la cogénération et la demande pour des puissances toujours plus élevées dopent les ventes des fabricants de moteurs. Pour coller à cette tendance, GE Energy a dévoilé un nouveau moteur à 24 cylindres –première mondiale– qui complète la famille par le haut, avec une puissance nominale de 4 MW. En tant qu’unité de cogénération il produit 3.7 MW supplémentaires de chaleur et atteint ainsi jusqu’à 90% de rendement. Avec ce moteur à régime élevé (1.500 t/min) à mélange pauvre autorisant tous types de gaz combustibles et muni d’un groupe turbocompresseur “découplé”, la technologie des moteurs à gaz fait un bond en avant. Plus petit et plus léger que les modèles courants à moyen ou bas régime, ce 24 cylindres se distingue par une puissance élevée et une installation à moindre coût. Cette technologie sera mise en place prochainement dans le cadre d’un premier projet commercial chez un producteur de tomates (Royal Pride Holland) aux Pays-Bas.
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APERÇU DE JANVIER À MARS 2008 - PERSPECTIVES POUR LE DEUXIÈME TRIMESTRE 2008
Le marché a la loupe
Retour du charbon malgré les records de prix
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Rupture d’approvisionnement
Malgré le fait que les producteurs européens d’électricité utilisent de moins en moins le charbon cher en faveur d’un gaz naturel à moins forte intensité de carbone, il existe des signes sur le marché selon lesquels la prédominance du charbon sur le marché mondial se développe en dépit des records de prix. Si les prix du pétrole ont augmenté de près de 66% depuis le mois de mars de l’année dernière, les prix du charbon sur le marché mondial ont doublé au cours de la même période. Le marché mondial a profondément souffert d’une kyrielle de ruptures d’approvisionnement qui ont entraîné une diminution de pas moins de 10 millions de tonnes de l’offre mondiale de charbon pour le deuxième trimestre de 2008. Il s’agit en effet d’une pénurie sans précédent de l’approvisionnement sur le marché mondial du charbon.
Le plus grand producteur de charbon au monde, la Chine, a cessé ses exportations de charbon en février et mars avec l’ambition de compenser les retombées négatives engendrées par les pénuries massives d’énergie dans le pays, alors que les fortes précipitations et les inondations ont affecté la production et le transport par train en Afrique du Sud et en Australie. Ces ralentissements et retards de livraison dans les exportations ont semé la panique parmi les producteurs d’électricité en Asie, augmentant les prix spot australiens jusqu’à un record de 150 USD/tonne. Mais ces facteurs suffisent-ils à expliquer l’augmentation exceptionnelle à long terme des prix du charbon? Nous pensons que la raison principale à l’origine de la rupture de l’approvisionnement mondial et de l’augmentation consécutive des prix réside dans la volonté de quelques pays producteurs de protéger leurs réserves car les prix à l’exportation ne suffisent pas à compenser les coûts d’importation des produits pétroliers plus onéreux. En effet, l’un des principaux producteurs asiatiques de charbon, l’Indonésie, est capable de construire rapidement des centrales à charbon et son gouvernement a déjà averti les producteurs qu’il pourrait les inviter à consacrer leur charbon d’exportation à la demande domestique. Le gouvernement sud-africain a également décidé de cesser les exportations de charbon, à moins que les réserves domestiques de la compagnie de production d’électricité ESKOM soient pleines.
Le charbon a la cote Pourquoi le charbon est-il si populaire et pour quelles raisons régit-il le marché à ce point? Premièrement, le charbon est relativement bon marché à extraire et à brûler, et il est facilement disponible. Deuxièmement, il est également plus abondant au niveau mondial et est présent dans un plus grand nombre de pays que le pétrole ou le gaz naturel, représentant de ce fait une oppor-
tunité de résoudre certains des conflits géopolitiques qui trouvent leur origine dans le pétrole. Troisièmement, les réserves de charbon sont disponibles pour 300 ans et les nouvelles technologies permettent des explorations plus profondes et une utilisation plus efficace du charbon. La Chine, par exemple, qui représente le plus grand consommateur mondial avec 2,4 milliards de tonnes brûlées chaque année, compte sur le charbon pour près de 90% de sa production d’énergie. L’Afrique du Sud, elle aussi, dépend presque entièrement des centrales à charbon. À titre de comparaison, le Royaume-Uni brûle 60 millions de tonnes par an, ce qui fournit 35% de ses besoins énergétiques. Même les Européens semblent avoir reconnu les opportunités que le charbon peut encore offrir. Pour la première fois depuis la grève des mineurs en 1984, les mines rouvrent au Royaume-Uni et des mineurs sont recrutés. La compagnie danoise d’électricité, DONG, parallèlement à ses projets d’énergie propre à budget réduit, tels que les champs d’éoliennes, envisage de construire une nouvelle usine de production massive de charbon dans le nord de l’Allemagne. Le prix des émissions européennes de carbone est trop bon marché pour constituer un obstacle à de tels projets.
Charbon propre!? Cependant, le charbon représente la source d’énergie la moins respectueuse de l’environnement et son utilisation soulève de nombreuses questions supplémentaires, comme la technologie de piégeage et de stockage du carbone. Certains gouvernements européens ont réaffirmé leur empressement à développer une production de charbon propre, se consultant au sujet de la définition d’“aptitude au piégeage” avant d’investir dans des projets très onéreux. Toutefois, la technologie de capture du carbone n’a pas encore été testée au niveau commercial. Quelle est l’énergie du futur? Répondre “le charbon” relève tout autant de l’absurde que du réalisme. n°9 energymag | 17
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La question est de savoir si le pétrole, avec le taux de croissance actuel, constitue une source durable à long terme au niveau mondial. N’engendrerait-il pas des disparités ultérieures en termes de richesses, provoquant des conflits et encourageant de nouveaux prix record, tel un cercle vicieux? Les banquiers n’y croient pas. La plupart des banques américaines et européennes annoncent des prix avoisinant les 80 USD/bbl d’ici à la fin de l’année. En effet, les signes de faiblesse de l’économie américaine (crise du logement, chiffres de l’emploi négatifs, diminution des octrois de crédits et augmentation des appels de marge dans le chef des banques) ont affaibli la demande en gazole et distillat, obligeant les acteurs financiers à liquider leurs actifs pétroliers. Un baril dont le prix oscillerait entre 90 et 100 USD/bbl constituerait un résultat justifié pour le deuxième trimestre 2008.
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Les perspectives sur le marché du pétrole
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Brent brut Premium sur le NYMEX en USD/bbl
Cette année, il semble que les spéculateurs aient engrangé des bénéfices élevés, le prix du brut atteignant de nouveaux records historiques. Qui aurait pu le prédire, l’année dernière, en janvier, lorsque le baril de pétrole était vendu à la moitié de son prix actuel? Aujourd’hui, le prix du pétrole dépasse les 100 USD/bbl et, selon la plupart des estimations, au moins 20% de ce prix résulte de la pure spéculation. En effet, la dépréciation sensible du billet vert face aux autres grandes devises s’est accentuée à la fin de 2007 et a contribué à diriger les achats vers les produits, dans la mesure où les investisseurs ont constaté que les actifs en dollars s’avéraient relativement bon marché. Les spéculateurs ont intégré en masse les marchés de l’énergie, en compensant l’importance des principes de l’offre et de la demande vis-à-vis de l’évolution des prix à court terme. Par ailleurs, les tensions géopolitiques ont engendré des préoccupations supplémentaires sur un marché déjà nerveux. Le Venezuela a menacé de cesser tout approvisionnement vers les États-Unis dans la ligne de la nationalisation des capitaux d’Exxon. Entretemps, Hugo Chavez a envoyé des troupes à la frontière colombienne, exacerbant les craintes d’une conflagration régionale massive. Ailleurs, pour la première fois depuis 2004, des attaques à la bombe ont interrompu des approvisionnements depuis le port d’exportation pétrolier de Bassora, en Irak, alors que plus de 200 000 barils par jour sont encore retenus au Nigéria en raison des attaques lancées par les activistes. Cependant, le rôle principal des spéculateurs et de la géopolitique est de soutenir la grande volatilité du pétrole. La véritable origine des spéculations actuelles réside dans la demande croissante de la Chine accompagnée d’une demande élevée des États-Unis. Le monde post-industrialisé est confronté à des prix fictifs élevés eu égard à la perte de vigueur de certaines économies.
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“Spark spreads” annuels en France et en Allemagne
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Puisque la demande en électricité est traditionnellement plus faible pendant le deuxième trimestre, en raison des conditions climatiques spécifiques, il est prévu une diminution des prix spot et un relâchement de la pression sur les contrats à long terme. Les prix du CO2 sont également trop faibles pour faire véritablement pression sur le marché. Il n’y a aucune pression du côté de l’offre, en raison de la disponibilité élevée du nucléaire et des bons niveaux des réserves d’eau. Dans ces conditions, le pétrole demeurera le principal vecteur sur le marché européen de l’électricité. Le pétrole à 100 USD/ bbl maintiendra les prix de l’électricité européenne entre 63 et 64 EUR/MWh. Une baisse de 10 USD/bbl pour le pétrole devrait par conséquent ramener le prix de l’électricité à 60 EUR/MWh.
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Les perspectives sur le marché de l’électricité
Contrats énergétiques annuels en Belgique, aux Pays-Bas, en France et en Allemagne, en EUR/MWh
p German Spark Spread YA p French Spark Spread YA
Le marché européen de l’électricité a fini le premier trimestre en deuxième position, abandonnant la première place avec près de 65 EUR/MWh atteints en France et en Allemagne en février. Le marché continental est largement approvisionné, étant donné que l’on a constaté en moyenne moins de 10% de pannes en France et en Allemagne, alors que les énergies éolienne et hydraulique offraient une capacité d’équilibrage suffisante. En raison d’un complexe énergétique structurel persistant, le prix moyen des contrats de livraison de base en France et en Allemagne en 2009 négociés au cours du premier trimestre 2008 était de 6 EUR/MWh supérieur au prix moyen des mêmes contrats conclus au cours du dernier trimestre 2007. À un point tel que les producteurs d’électricité ont semblé préférer le gaz naturel au charbon, étant donné le fait que l’or noir a vu son prix doubler par rapport à l’année dernière. Cette situation a contribué à la réduction des prix sur le long terme car la production de charbon implique également des coûts élevés en termes de permis d’émissions de CO2. De plus, les nouveaux “spark spreads” (revenu net théorique à la suite de la vente d’une unité d’électricité après avoir acheté le carburant requis pour produire cette unité) chuteront en France et en Allemagne, après avoir régulièrement envoyé des signaux au marché, dans la mesure où les producteurs d’électricité seront contraints d’augmenter les prix s’ils souhaitent atteindre le niveau de revenu précédent.
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ENERGY TRENDS
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Cal09 (pondérée vis-à-vis des p Gaz britannique normes du gaz continental) p Gaz continental Cal09 (TTF)
En outre, la bonne nouvelle est que l’Europe a évité une crise probable dans les approvisionnements en gaz russe via les gazoducs qui traversent les anciennes républiques soviétiques. Les divergences déjà traditionnelles entre la Russie et ses voisins occidentaux ont constitué une source de préoccupation pour les consommateurs européens au début de cette année. Le géant russe Gazprom, qui détient le monopole, a déclaré que l’Ukraine était redevable de 1,5 milliards de dollars en paiement pour des approvisionnements antérieurs et a réclamé l’apurement de la facture. Cette dissension qui a duré plusieurs mois est survenue après que l’ukrainien Naftogaz ait réduit sa dette en versant 100 millions de dollars américains. L’Ukraine est traversée par 80% des exportations de gaz russe vers l’Europe, tandis que l’Europe dépend de la Russie pour 25% de sa consommation totale de gaz.
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Après l’effondrement de la Phase I des Certification CO2 pour la Phase I quotas européens de carbone, la Com(Cal2007) et la Phase II (Cal2008), mission européenne a consenti des efen EUR/tonne forts importants destinés à revitaliser un marché censé imposer une pression 25 additionnelle aux industries énergétiques polluantes. Cependant, ces efforts ne se 24 sont pas avérés très efficaces jusqu’à 23 présent, car les prix actuels des quotas de carbone permettent à des producteurs de 22 brûler économiquement des carburants 21 sales. Le prix actuel du CO2 n’est même pas suffisamment élevé pour inciter les 20 producteurs d’électricité à enfouir leurs 19 émissions de gaz carbonique, ce qui est 18 considéré comme une réponse propre aux usines de charbon. Au contraire, certaines des compagnies européennes d’électricité les plus importantes, les plus Allocations Phase I Allocations Phase II grands pollueurs dans le secteur de l’électricité, ont annoncé des plans pour la construction de centrales à charbon. Entretemps, des bassins houillers rouvrent au Royaume-Uni, après vingt ans d’inactivité. Des critiques ont souligné le fait que des industries reçoivent actuellement gratuitement une partie importante de leurs quotas de carbone, ce qui leur permet de réaliser des bénéfices supplémentaires sur le compte des consommateurs finaux. À cet égard, une nouvelle proposition de loi indique que les producteurs d’électricité devront acheter tous les permis d’émission à partir de 2013. Cependant, les prix actuels du charbon européen, s’ils se confirment globalement au cours des prochaines années, ne limiteraient le réchauffement climatique que de 3 degrés centigrades environ, selon un climatologue reconnu.
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3/
Avec un charbon dont le prix atteint des records et des producteurs d’électricité passant au gaz naturel, l’on constate une demande décroissante des quotas à court terme car la production d’électricité devient plus propre. En dépit des prévisions d’une faiblesse de la demande à la fin de l’année, il est encore trop tôt pour espérer que les prix du CO2 soient supérieurs à 25 EUR/MWh. Ultérieurement, une demande accrue d’électricité pendant l’été pourrait tirer les prix vers le haut, jusqu’à 30 EUR/MWh, niveau unique auquel le carbone a été vendu précédemment, en avril 2006.
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Les perspectives sur le marché du carbone
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CARBONE
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Nous n’espérons pas une diminution du prix du gaz en-deçà de 25 EUR/MWh au cours du deuxième trimestre 2008, sauf chute du prix du pétrole.
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L’on s’attend à ce que la demande en gaz naturel diminue à l’approche de la saison chaude, mais cette baisse ne devrait pas s’avérer déterminante pour les coûts d’approvisionnement ultérieurs (prix structurels) dans la mesure où le pétrole semble représenter un facteur plus fiable que l’équilibre offre-demande. Les prix continueront d’être régis par les principes du pétrole. Les consommateurs de gaz européen devront suivre l’évolution du gaz, du pétrole et du fioul lourd tout au long du deuxième trimestre 2008, en gardant à l’esprit la pénurie des réserves de gaz et de pétrole en Europe et la grande sensibilité de ce produit à l’évolution du marché.
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Les perspectives sur le marché du gaz naturel
Prix du gaz continental Cal2008 (TTF) et prix composite du gaz britannique correspondant (Zeebruges), en EUR/MWh
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GAZ NATUREL
Le gaz naturel a suivi la courbe du pétrole, devenant extrêmement sensible à tout changement affectant les produits énergétiques de référence. Cette situation découle également de la demande élevée provoquée par la vague de froid qui a frappé l’Europe au cours du premier trimestre 2008, réduisant de 75% les réserves belges et britanniques à la fin du mois de mars. Les contrats prévus pour l’année prochaine affichent un prix nettement supérieur à 26 EUR/MWh au cours de la deuxième moitié du premier trimestre 2008. Le gaz continental s’est avéré moins volatile que le gaz britannique en début d’année. Néanmoins, en considérant le fait que les contrats relatifs au gaz naturel sont généralement dérivés des produits pétroliers en Europe continentale, les prix réels facturés aux consommateurs sont plus élevés que ceux affichés sur le marché de gros TTF.
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Ces pages indicateurs et leurs commentaires ont été réalisés avec le concours de Siemat Energy. 20 | energymag n°9
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NETWORK | MANAGEMENT
Réseaux de distribution privés
Attention à l’insécurité juridique! L’insécurité juridique plane autour du concept des réseaux de distribution privés. Le tour de la question
privés résidentiels”… De semblables réseaux peuvent ainsi être reconnu par le gestionnaire de réseaux de distribution auquel ils sont raccordés.
avec les avocats du bureau Stibbe, spécialiste des marchés de l’énergie. Nous avons été confrontés à plusieurs reprises déjà dans notre pratique aux questions juridiques liées aux réseaux d’électricité privés, étant donné les avantages qu’ils offrent: économie sur les tarifs de distribution grâce à un raccordement direct sur le réseau haute tension, meilleure marge de négociation sur les volumes d’achat,… Cette “opportunité” de réseau privé se trouve toutefois en conflit direct avec le monopole des gestionnaires de réseaux de distribution. En instaurant ce monopole, le législateur a voulu prévenir les distorsions de marché que peuvent engendrer le “cherry picking1 et/ou le “free riding”2 au détriment des (clients affiliés aux) réseaux régularisés, qui resteraient ainsi en retrait avec une qualité moindre et des coûts plus élevés. Réglementation déficiente En tant que juristes, nous constatons qu’un cadre juridique clair et équilibré manque aujourd’hui pour la mise en œuvre et la gestion de réseaux privés et que la réglementation restreinte est à ce sujet déficiente. Cette réglementation légale imparfaite étonne, eu égard au fait que la discussion au sujet des réseaux privés touche des piliers du marché d’électricité libéralisé. Depuis le 1er juillet 2007, tout client est en effet libre de choisir son fournisseur d’électricité. Il a ainsi droit à un accès non-discriminatoire et régularisé au réseau d’électricité. Cela exige une solide créativité pour insérer un réseau de distribution privé dans ces principes, vu que le réseau privé “se trouve” littéralement entre le réseau (de distribution ou de transmission) et le consommateur, ce qui implique que le
choix entièrement libre du fournisseur n’est pas nécessairement garanti pour les clients qui sont affiliés à un réseau privé. Le décret d’électricité flamand ne semble pas laisser de place pour les réseaux privés. Pourtant le règlement technique flamand contient une définition du “réseau privé”, par le biais d’une unique disposition qui lui est consacrée. Il y est précisé que les clients résidant en camping, en résidence-services ou en hébergement d’étudiants ne peuvent être considérés comme consommateur individuel du réseau de distribution seulement s’ils disposent d’un compteur séparé. La question se pose alors, si en l’absence desdits compteurs individuels, il ne s’agit pas d’un réseau privé (autorisé). En outre, dans la pratique, il existe aussi de nombreux réseaux privés en Flandres, par exemple dans les plus grandes gares de chemin de fer. Ceux-ci sont en quelque sorte “tolérés” actuellement par le régulateur flamand (VREG). L’ordonnance d’électricité bruxelloise comprend une définition du réseau privé, mais met assez étrangement comme condition son raccordement à une installation de production d’électricité verte. Dans le règlement technique bruxellois qui occupe un rang inférieur à l’ordonnance dans la hiérarchie des normes juridiques, cette condition n’est plus une exigence mais est laissée à l’appréciation du gestionnaire de réseau de distribution bruxellois. Le décret wallon de l’électricité enfin semble, comme en Flandres, ne laisser aucune place aux réseaux privés. Ce qui n’empêche pas le règlement technique wallon de comprendre une disposition séparée pour des “réseaux
Insécurité juridique Bien que les réseaux privés soient donc un fait en Belgique et aient du sens sur les plans technique et économique, on ne dispose que de bases juridiques imprécises et étroites dans les législations régionales respectives. La mise en place de tels réseaux privés exige un conseil juridique ad hoc et une consultation préalable du gestionnaire de réseaux de distribution et du régulateur concernés. Il y a cependant un manque évident de sécurité juridique et un éclaircissement de la réglementation sur ce sujet, dans lequel serait tenu compte des intérêts de toutes les parties, est souhaitable d’urgence. Il faut aussi tenir compte des restrictions que le droit Européen impose aux réseaux privés. Signalons ainsi le recours actuel auprès de la Cour Européenne de Justice sur la conformité au droit Européen de la législation allemande de l’énergie, dans laquelle des réseaux d’entreprises (“betriebsnetze” sur des terrains industriels, aéroports, etc.) sont autorisés pour contourner le règlement européen de non-discrimination d’accès aux tarifs régulés (H.v.J., C. 439/06). La conclusion sévère de l’avocat général Mazàk dd. 13 décembre 2007 dans cette affaire, indique déjà que les réseaux privés devront aussi tenir compte des principes essentiels de la réglementation européenne sur l’énergie, comme la licence de fourniture pour la (re)vente d’électricité et l’interdiction de combiner des activités de gestion de réseau d’un côté et vente d’électricité de l’autre. p Frederik Vandendriessche Prof. Dr. Droit de l’énergie à U.Gent Avocat Stibbe p Wouter Geldhof Avocat Stibbe
Dans un article précédent (voir energymag N°7), nous nous faisions l’écho de l’intérêt d’un réseau de distribution privé au sein d’un bâtiment tertiaire. Nous signalions que, si la réglementation flamande excluait cette option, les règlements techniques bruxellois et wallons l’autorisaient. La Cwape (le régulateur wallon) a réagi à cet article, précisant que le règlement technique wallon n’admettait que des réseaux privés résidentiels, sous certaines conditions. Nous avons demandé au Cabinet Stibbe d’éclairer le lecteur sur les conditions juridiques des réseaux de distribution privés. Le chapeau, le titre et les intertitres sont de la rédaction.
1
“Cherry picking” signifie le picorage, ou sélection des seuls éléments qui semblent a priori intéressants dans une opération ou dans un marché global.
2
Un “free rider” est un opérateur qui consomme plus que sa juste part des ressources.
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MANAGEMENT | COVER STORY
Le train à voile
Des éoliennes pour alimenter le réseau ferroviaire Qui a dit que le renouvelable n’est pas rentable? Certainement pas Luc Lallemand, administrateur délégué d’Infrabel, le gestionnaire de l’infrastructure ferroviaire belge. Avec un investissement cash de moins de 6 millions €, le plus gros consommateur du pays se garantit près de 35 gigawatts heure par an d’électricité produite par des éoliennes à un coût de 30% inférieur à son prix moyen d’approvisionnement et une économie annuelle de 60.000 tonnes de CO2 à la clé. Un joli coup qu’Infrabel compte rééditer. Et un exem-
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ple à suivre!
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COVER STORY | MANAGEMENT
Fin février dernier, le conseil d’administration d’Infrabel, la société gestionnaire de l’infrastructure ferroviaire en Belgique, approuvait sa participation dans un consortium créé pour développer un parc éolien de 60 MW à cheval sur la frontière linguistique, le long de la ligne à grande vitesse Bruxelles-Liège. Infrabel rejoignait ainsi sur le fil le partenariat public privé (voir encadré) mis en place par Electrabel avec six communes bordant l’autoroute E40 (Hannut, Hélécine et Lincent côté francophone, Gingelom, Landen et Saint-Trond côté flamand).
ministrateur délégué d’Infrabel. Suivant les cas, on absorbera tout ce qui est produit par les éoliennes ou bien seulement une partie et le surplus sera réinjecté dans le réseau électrique”. En situation la plus favorable (vent suffisant et consommation moyenne du réseau ferroviaire), les trains –dont les TGV– circulant sur cette partie du réseau pourront être alimentés entièrement par de l’énergie éolienne, et ainsi être tractés par la seule force de vent.
tenaire dans l’outil de production, nous aurons l’avantage d’être facturé sur le coût de production et non plus le prix du marché”, explique Luc Lallemand. Et c’est peu dire que cela fera beaucoup d’euros épargnés. La production éolienne permettra ainsi de gagner 20€ sur le prix du MWh. Auxquels il faut encore ajouter les 3€ de coûts de transport épargnés puisque l’électricité sera produite et injectée sur place. Au final, la consommation électrique des trois lignes, qui représente tout de même 4% de la facture énergétique d’Infrabel, devrait coûter 45 € du MWh au lieu de 68 € en moyenne. Une jolie baisse des coûts mais aussi des rejets CO2 puisque ce nouveau parc éolien permettra une réduction de 10% des émissions CO2 sur l’ensemble de la production annuelle ferroviaire (570.000 tonnes). Une performance qui renforcera encore l’attractivité du train comme mode de transport alternatif. C’est d’ailleurs l’un des objectifs poursuivis par Infrabel: devenir l’un des réseaux ferroviaires européens les plus sobres en carbone. “La participation à ce projet rencontre notre intérêt pour des raisons environnementales mais aussi financières et stratégiques”, conclut Luc Lallemand. Et d’annoncer qu’Infrabel est preneur de tout projet qui offrirait des conditions optimales similaires. Le réseau de chemin de fer belge compte en effet 72 sous-stations de transformation réparties dans le pays, souvent situées le long d’axes autoroutiers. Ce qui autorise de belles perspectives pour les développeurs de projets.
Le mégawatt heure en chute libre Si la participation d’Infrabel au consortium reste limitée (10%), elle se révèle par contre très juteuse. La production éolienne couvrira ainsi près des 2/3 Un parc éolien de 60 MW Chez Infrabel, le projet est tout simple- des besoins en électricité pour les tronment baptisé “le train à voile”. Il vise çons visés (consommation annuelle de à alimenter certaines lignes ferroviai- 54 GWh/an). Mais à un prix nettement res directement par de l’électricité inférieur au prix moyen du MWh acproduite par des tuellement sup“La participation à ce porté par l’opééoliennes. Le parc, composé de 20 éoprojet rencontre no- rateur ferroviaire. liennes d’une puis“Notre profil de tre intérêt pour des sance unitaire de 2 consommation raisons environneà 2,5 mégawatts, est particulièrementales mais aussi ment sensible sera installé le long de l’autoroute financières et straté- aux conditions E40 et de la Ligne du marché, avec giques”, précise Luc à Grande Vitesse des appels de Lallemand. à hauteur de Lanpointe très imden, Gingelom et Hannut. Le raccorde- portants sur des plages horaires peu ment de ce parc de 60 MW au réseau compétitives en termes de prix. Ajoutez électrique sera réalisé via la sous-sta- que pour un consommateur de notre tion de traction d’Infrabel à Avernas. taille, l’un des plus gros avec BASF, Cette infrastructure, pour laquelle des la concurrence joue très faiblement travaux d’extension étaient déjà pré- et il nous faut faire preuve de trésors vus, sera réaménagée pour un montant d’imagination pour optimiser nos coûts de 3,7 millions € à charge d’Infrabel. d’approvisionnement. En devenant parp Jean-François Marchand Les études d’Electrabel prédisent une Un partenariat public privé de 65 millions ¤ production annuelle moyenne de 100 gigawatts heure. Un tiers de la producCe parc éolien de 60 MW (20 éoliennes), le plus grand parc “on shore” de Belgique, résulte d’un partetion sera utilisé pour alimenter directenariat public privé entre les communes désireuses de s’investir dans la production d’électricité verte, ment les trains utilisant les trois lignes Electrabel et Infrabel. Les communes prendront en charge l’investissement nécessaire à hauteur de alimentées par la sous-station –la ligne 40%, Electrabel à hauteur de 50% et Infrabel les 10% restants. L’investissement global est estimé à 65 à “Grande Vitesse” Louvain-Liège (L2) millions ¤ à charge du consortium (1/3 sur fonds propres), soit environ 2 millions ¤ de cash à sortir pour et les deux “classiques” Tirlemont-VoInfrabel, auxquels il faut ajouter 3,7 millions ¤ d’adaptation de la sous-station d’Avernas. Pour moins de roux (L36) et Landen-Hasselt (L21)– les 6 millions ¤, Infrabel s’assure ainsi un approvisionnement compétitif pour les 20 à 25 prochaines années, durée estimée de l’infrastructure. “L’amortissement de l’investissement sera réalisé bien avant”, précise deux autres tiers seront injectés dans Luc Lallemand. En fonction de l’obtention des permis nécessaires, les travaux d’installation des éoliennes le réseau. “Tout dépendra des condipourraient commencer en 2009, pour une mise en service progressive à partir de 2010. tions météorologiques et des heures de pointe, précise Luc Lallemand, adn°9 energymag | 23
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MANAGEMENT | COVER STORY
Ces entreprises qui investissent dans l’éolien Ces derniers temps, l’éolien fait des émules dans le rang des entreprises grosses consommatrices d’électricité où l’on voit les turbines pousser comme des champignons. Tour d’horizon des projets.
Le Groupe Colruyt fut le premier à se lancer dans l’aventure. En 1999 déjà, le distributeur installait sur son centre logistique de Halle une première éolienne de 1,6 MW qui a produit depuis près de 15.000 MWh. En janvier 2007, une seconde turbine de 2 MW a été érigée sur son site de Waldico (Ghislenghien). Plus performante et mieux située, elle devrait produire le double d’électricité de sa petite sœur. Via sa filiale WEPower, Colruyt possède aussi une concession de 2 éoliennes sur les 9 installées avec 3 autres partenaires à Ypres, le long du canal de Ieperlee. WE-Power devrait également participer à hauteur de 50% au projet initié par l’intercommunale wallonne Ideta en Hainaut Occidental. Ce projet de parc baptisé “Elsa” envisage l’installation à cheval sur les communes de Ath et Silly de 9 turbines d’une puissance unitaire de 2 MW pour un investissement de 26 millions €. Et les ambitions de Colruyt comme les moyens ne s’arrêtent pas là. Rappelons en effet que WE-Power est également partenaire à hauteur de 25% du projet de parc éolien off-shore mené par Edelpasco, au large de Zeebrugge. Un projet de quelque 600 millions € pour un parc de 36 turbines de 6 MW dont l’installation est programmée en 2011. Nike en tête dans l’industrie Le secteur industriel n’est pas en reste non plus. Citons le parc de 12 MW en projet sur le site anversois de BASF en partenariat avec Electrabel. Toujours avec Electrabel, les 9 MW installés sur le site de Volvo Europa Truck couvrent depuis l’an dernier 50% des besoins électriques de l’usine gantoise. Sur le site de Nyrstar, le nouveau géant du zinc créé par Umicore, c’est un projet de 4 turbines qui est en cours de développement. Quant à Nike, c’est depuis le 30 juin 2006 que son centre européen de distribution à Laakdal est alimenté en électricité par un parc de 6 éoliennes d’une puissance de 1,5 MW chacune. La production atteint 22 GWh par an et permet de couvrir 100% des besoins du site. Il s’agit ainsi du premier site industriel mondial de cette taille (1300 travailleurs), intégralement fourni en énergie éolienne, ce qui lui garantit
l’indépendance par rapport aux fluctuations des cours de la production énergétique et une réduction annuelle de 5.000 tonnes de ses émissions en CO2. Dans un cas comme dans l’autre, la formule est souvent la même: l’industriel n’opère pas le parc éolien lui-même, mais loue l’espace à un partenaire exploitant, en l’occurrence le producteur allemand Seeba pour Nike. La rente de location couvre les coûts additionnels liés à l’achat d’électricité verte sur le réseau. L’opération financière est neutre dans le cas de Nike. Dexia compense par l’éolien Enfin, ce panorama ne serait pas complet sans citer le récent rachat par Dexia d’un parc éolien de 20 mégawatts situé en Basse-Normandie. Cette opération qui s’inscrit dans la politique de neutralité carbone du groupe de bancassurance est destinée à “réduire et compenser les émissions de CO2 issues de la consommation d’énergie des bâtiments du groupe et de ses filiales”. Le parc, qui entrera en service en mars 2009, sera constitué de dix éoliennes construites par EDF Energies Nouvelles, filiale du groupe français Electricité de France, et permettra d’éviter l’émission de 17.700 tonnes de dioxyde de carbone chaque année, “soit 66% des émissions liées aux consommations électriques du groupe Dexia en 2006”. Ce sont donc les certificats d’énergie renouvelable qui intéressent au premier chef le bancassureur. Dexia revendra ainsi à EDF l’électricité produite à un prix inférieur à son coût d’approvisionnement propre, mais le groupe affirme que cette différence est modique au regard de l’enjeu qui est de réduire les émissions de CO2. Dont acte.
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COVER STORY | MANAGEMENT
L’économie de l’éolien
Des moulins à vent de plus en plus compétitifs! Même si les coûts d’investissement ont tendance à diminuer ces dernières années, à environ 1,2 million € le MW installé, l’éolien demeure gourmand en capitaux pour une production intermittente. Le jeu en vaut pourtant la chandelle, grâce au soutien des certificats verts et à un prix de revient qui oscille entre 4,5 c€/kWh et 8,8 c€/kWh suivant les conditions d’exploitation. Des données qui voient les projets se multiplier.
Que coûte un projet éolien? L’investissement de Colruyt par exemple était de 1,41 millions € pour sa première turbine installée en 1999, une Vestas de 1,65 MW. Il s’est monté à 2,27 millions € pour la seconde, plus puissante (2MW) et de technologie plus récente (2007). L’investissement prévu pour le parc Elsa de Silly (voir article) tournerait aux alentours de 26 millions € pour une puissance installée de 18MW. Le parc de 9MW implanté sur les installations de Nike à Laadkdal s’est monté à quelque 14 millions €. De 1.000 à 1.200 € le kW installé Rapporté à la puissance installée, le ratio de coût unitaire d’investissement est actuellement de l’ordre de 1.000 à 1.200 € par kW installé suivant la taille de la turbine et les coûts annexes. Pour une mesure plus précise, on utilisera la surface de rotor
qui est un bon indicateur pour évaluer la production d’électricité d’une turbine éolienne et partant les coûts d’investissement. Suivant les chiffres fournis par le SPF Economie, les coûts d’investissements tourneraient entre 409 €/m2 et 471 €/ m2 de surface de rotor. Une éolienne de 2 MW (± 80 m de diamètre) représenterait ainsi un investissement allant de 2 à 2,4 millions €. L’achat des éoliennes compte pour 65 à 80% (voir graphique). Les autres coûts sont fortement dépendants de la taille et des caractéristiques du projet. C’est notamment le cas pour les infrastructures (éloignement des routes et du réseau électrique, type de terrain pour les fondations et les accès). On notera cependant que le montage financier d’un projet éolien autorise aujourd’hui un faible apport en capital (entre 15 et 30%). Avantage au fuel “vent” aussi, les coûts annuels de
fonctionnement (entretien, opération et maintenance) sont relativement faibles en regard de l’investissement. Ils tourneraient entre 1,5 à 2% de l’investissement initial pour les premières années et augmenteraient de 10% dans la deuxième partie de vie de l’installation (estimée à 20 ans). Sur la durée de vie de l’éolienne, ces coûts pèsent de 20 à 25% du coût total actualisé par kWh produit. Ici encore, ils pèseront moins lourd les premières années (10 à 15%) pour atteindre un ratio de 25 à 30% à la fin de vie de l’éolienne. Le prix de revient du kWh Le prix de revient du kWh (en coût total actualisé) dépend à la fois du coût du kW installé et de la quantité d’électricité produite sur le site, qui elle-même varie en fonction du gisement éolien (la vitesse moyenne du vent sur un site donné). Pour exemple, un parc éolien d’une puissance nominale de 2,2 MW sur un site de bonne qualité où le vent souffle en moyenne sur l’année à 8 m/s aura une production annuelle de l’ordre de 6.000.000 kWh. En conséquence, plus la vitesse moyenne du vent sur un site est importante et plus le prix de production du kWh éolien diminue. Ainsi, pour une turbine de 1,5 MW, le SPF Economie évalue le prix de revient entre 4,5 c€/kWh pour un site offrant un potentiel d’énergie spécifique de 1.200 kWh/m2/an et 8,8 c€/ kWh pour un site limité à 600 kWh/m2/an. On peut cependant constater qu’historiquement, les coûts au kWh produit par les nouvelles turbines ont chuté de 9 à 17% à chaque doublement de la capacité installée. Ainsi, le coût
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MANAGEMENT | COVER STORY Répartition des coûts 10%
moyen est passé d’environ 9,2 c€/ kWh (pour une turbine de 95 kW dans les années 80 implantée sur un site fortement venté à proximité de la mer) à environ 4,4 c€/kWh, pour une machine de 2MW aujourd’hui, selon l’EWEA (European Wind Energy Association). Avec des turbines d’une puissance atteignant aujourd’hui la barre des 6MW, ces prix devraient encore baisser. D’une manière générale, on retiendra que le prix de revient fluctue entre 6 et 8 c€/kWh, pour un site avec des vitesses de vent faibles à moyennes, et jusqu’à 4-5 c€/kWh pour des sites mieux ventés. À noter que ces coûts dépendent
fortement du taux d’actualisation (ou taux d’intérêt) pris en compte. Quelle rentabilité? En règle générale, l’autoconsommation est rarement possible du fait de l’intermittence. Dans la plupart des cas, les projets de production décentralisée se font en partenariat avec un opérateur. L’électricité est ainsi injectée sur le réseau et vendue à un fournisseur sur base de contrats de rachat. De la négociation sur le prix de revente et la valorisation des certificats verts liés à la production d’électricité renouvelable dépendra la rentabilité. À titre indicatif, dans
8% 75% 5% 2%
Eolienne
Raccord. Électrique
Ingénierie
Levage & transport
Génie civil
son mémorandum éolien, la Région Wallonne donnait comme référence pour 2004 des tarifs de rachat allant de 20 à 25 €/MWh. Auxquels il faut ajouter les certificats verts de 65€ par MWh en Wallonie (pendant 15 ans) et 80€ par MWh en Flandre (10 ans) pour l’éolien on shore. On comprend mieux qu’il suscite de l’intérêt. p Jean-François Marchand
Où en est st ll’éolien éolien belge?
En 2007, laa capacité installée en tait de 130 MW (79 éolienWallonie était nes) pour une production annuelle de 280 GWh. Si la Wallonie a été en retard dre, elle semble aujourd’hui combler sur la Flandre, son retard.. Ainsi près de 13 parcs éoliens d’une capacité de 2355 MW ont reçu leurs permis et vont bientôt GWh, ce être mis enn service. Ils devraient produire près de 517 qui devraitt largement couvrir l’objectif de 370 GWh/an visé pour 2010. En Flandre,, la capacité installée était de 170 MW pour 126 éoliennes 08. Elle devrait atteindre 250MW à fin 2009, ce qui est loin de à mars 2008. l’objectif de 450 MW pour 2010. Mais l’avenir, au nord du pays, est à f-shore. En septembre, C-Power commencera l’exploitation l’éolien off-shore. emières turbines (5MW chacune) d’un parc qui devrait en des six premières compter 600 (300 MW). Le projet Belwind de son côté vient d’obtenir son permis de construire pour la bagatelle de 66 éoliennes (330 MW), tandis que celui d’Edelpasco ne saurait tarder (36 turbines de 6MW chacune). Mais il y a encore de la place et des ambitions comme le démontrent les développeurs éolien Aspiravi et Air Energy. Ils viennent d’entrer une demande de concession auprès de la Creg, le régulateur de l’énergie, pour deux nouveaux parcs off-shore dont un méga projet de 620 MW pour Air Energy.
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De la mesure aux négawatts Mesurer, c’est savoir. Nous vivons une époque où les prix de l’énergie explosent et où apparaissent de nouvelles charges attachées à la consommation des énergies fossiles, sous forme de compensation CO2 par exemple. Pour un nombre toujours plus grand d’entreprises et d’organisations, la question se pose aujourd’hui sur ce qui peut être fait pour réduire la facture d’énergie. Une question simple mais aux réponses multiples. La démarche commence pourtant toujours avec une vision claire de sa consommation énergétique. Le suivi et l’analyse des consommations d’énergie sont depuis quelques années une pratique de plus en plus courante, comme base d’une gestion énergétique intégrée. La comptabilité énergétique, la surveillance, le monitoring ou la vérification énergétique sont des termes avec lesquels il faudra dorénavant compter. Que recouvrent-ils? Quelles sont les bonnes raisons pour les mettre en œuvre? Quels sont les objectifs visés? Et quelles sont les implications? Une courte introduction. n°9 energymag | 27
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Il y a différentes bonnes raisons pour mettre en place un suivi systématique des consommations d’énergie. La première est d’avoir une vision claire sur les différents flux d’énergie consommée et leur évolution dans le temps. Bien qu’il semble pour le moins évident qu’une entreprise ait une telle vision, c’est rarement le cas dans la pratique actuelle. Comprendre, analyser et comparer Suivre l’évolution de la consommation mois par mois, par exemple, permettra de déterminer l’influence de la température, du volume de production, de l’occupation des bâtiments, etc. sans forcément passer par des calculs compliqués. De même, suivre de façon active, tous les mois, ses consommations d’énergie donnera déjà rapidement des informations importantes sur les facteurs qui peuvent influencer la consommation d’énergie d’un site. Mais aussi d’établir un lien entre l’utilisation du site et son niveau de consommation
et permettre ainsi la prédiction de sa consommation future. Précisons ici qu’il est plus important d’analyser les consommations d’énergie proprement dite (en unités de consommation) que les factures d’énergie étant donné les variations de tarifs importantes qui peuvent survenir dans le temps. A partir de là, le calcul d’indicateurs simples permettra de faire une analyse comparative de son site avec des sites similaires ou à des valeurs moyennes de consommation trouvées dans la littérature. Un hôpital, par exemple, peut reporter la consommation d’électricité par lit ou par m2 utile et comparer ses performances avec les valeurs procurées par le VITO (Vlaamse Instelling voor Technologische Onderzoek) ou l’organisme Senternovem (Pays-Bas). L’exercice d’analyse comparative permet d’identifier très rapidement les sites qui offrent le plus grand potentiel d’économie d’énergie. Et si une entreprise dispose de plusieurs sites de typologies différentes, la
même analyse comparative peut être mutualisée type par type. Du contrôle des économies réalisées à la surveillance permanente Une raison au moins aussi importante de mettre en place un suivi actif des consommations d’énergie tient aux mesures d’économies d’énergie mises en place par l’entreprise ou ses contractants. L’impact et le rendement d’une mesure ne peuvent être évalués de façon précise que lorsque les consommations sont contrôlées avant, pendant et après sa mise en œuvre. Cette évaluation permet en outre de pérenniser les résultats dans le temps. L’expérience montre ainsi qu’une campagne de sensibilisation aux économies d’énergie verra ses résultats s’accroître et perdurer dès lors que l’on peut communiquer régulièrement sur les résultats atteints. On verra plus loin que le marché des services énergétiques se dirige vers des investissements massifs en économie d’énergie et que les métho-
L’utilité des profils de consommation Les profils de consommation (ou courbes de charge) sur base des données quart horaire (pointe de consommation quart d’heure par quart d’heure) ouvrent un monde de possibilités pour réduire de façon active ses consommations d’énergie. Analyse d’un exemple simple mais parlant.
Uniquement l’administration et équipe de nettoyage
Heures d’ouverture
Ici, les consommations en électricité d’une bibliothèque sont portées en graphe. Le profil de consommation à première vue n’indique pas de consommations anormales. En pratique, pourtant, cette bibliothèque n’est ouverte au public que l’après-midi. Or ici, la consommation d’électricité est principalement représentée par l’éclairage. Les activités de gestion et d’entretien de la bibliothèque n’exigent pas le même niveau d’éclairage que les périodes d’ouverture au public. Par la mise en place de détecteurs de présence sur l’installation d’éclairage, on pourrait réduire notablement la consommation électrique. Une surconsommation structurelle de ce type n’aurait sans doute pas été identifiée par le responsable énergie du site sans l’analyse de sa courbe de charge. La gestion énergétique du site est en effet centralisée pour tous les bâtiments de la commune.
La consommation électrique peut être réduite de 20% par un relighting
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des de mesure et vérification (M&V) prendront de plus en plus d’importance à l’avenir. Enfin, la surveillance et le monitoring énergétique, sont un stade plus abouti de la gestion des énergies, basé sur un suivi détaillé des profils de consommation. L’objectif est de repérer et corriger en temps réel ou à brève échéance les dérives de consommation par rapport à la normale historique ou par rapport à des objectifs que l’on se fixe. Ici, il s’agit de mettre en place une approche qualifiée de Mesurage et Ciblage (Monitoring & targetting en anglais) qui vise à optimiser de façon active la consommation énergétique d’un site ou d’un processus. Le monitoring énergétique s’applique le mieux aux profils de consommation (appelé aussi profils de charge) où les données de consommation sont suivies de façon automatique quart d’heure par quart d’heure. Où trouver les sources? Les données de consommation nécessaires pour assurer ce suivi peuvent venir de différentes sources. Une première source évidente est la facture d’énergie. Toutes les données de consommation nécessaires pour une comptabilité énergétique simplifiée y sont en effet détaillées. Une question prioritaire tient dans le fait que la facture doit porter sur une périodicité permettant la tenue d’un suivi régulier. A contrario, il sera plus simple de relever directement soi-même les données sur les compteurs d’énergie en place. Une autre source pour récupérer ses données de consommation sont les gestionnaires de réseau de distribution, ou plus précisément les “meter reading companies” (MRC), sociétés chargées d’assurer la relève des compteurs d’énergie pour le compte des gestionnaires de réseau. Ainsi, Indexis, l’une des principales MRC, aujourd’hui filiale d’Eandis, permet au départ de votre numéro EAN (numéro d’identification unique de votre
compteur d’énergie) de rapatrier vos données de consommation via son site Internet. Vous obtenez généralement les données en J+1 ou J+2, soit les données de la veille ou l’avant veille. Il est également possible de s’abonner auprès d’Indexis pour recevoir ces données de façon régulière par email. D’autres gestionnaires de réseau offrent pareilles possibilités. Enfin, il est encore possible pour l’entreprise d’équiper son site d’une solution de relève télémétrique (AMR, Automated Meter Reading) qui lui permettra de relever en temps réel et de façon autonome ses données de consommation. Plusieurs systèmes et technologies sont actuellement disponibles sur le marché (voir notre article). Tableur ou package commercial? Les sources de données connues, il faudra ensuite s’équiper d’un outil de gestion approprié à ses besoins. Cela va du simple tableur Excel jusqu’au package logiciel sophistiqué autonome et/ou accessible via Internet et couplé à un système de télémétrie automatisé. Le choix final devra tenir compte des buts poursuivis par l’entreprise ou l’organisation quant à la gestion de ses consommations d’énergie. Si l’objectif est de mettre en place une simple comptabilité énergétique, de rendre les consommations compréhensibles et de les comparer entre sites ou à des valeurs de référence, développer un modèle sous son propre tableur peut suffire. Toutefois, le recours à des solutions commerciales disponibles sur le marché offre un grand nombre d’avantages. De tels systèmes comprennent souvent déjà des valeurs de référence pour les types de bâtiments les plus courants, mais aussi des données climatiques et des fonctionnalités graphiques qui permettent des analyses comparatives autrement plus pertinentes. Ces solutions sont aussi presque toujours disponibles sous plateforme Internet, ce qui confère
une plus grande facilité d’emploi, surtout si vous travaillez sur plusieurs sites avec plusieurs utilisateurs. Attention aux mesures d’économies d’énergie Dès lors que le suivi des consommations cadre avec le contrôle des résultats d’investissements en mesure d’économie d’énergie, il devient indispensable d’opter pour un package commercial qui tienne compte des corrections nécessaires sur les consommations. En outre, la solution doit également permettre la gestion de périodes qui n’ont pas la même date de début et de fin. Plusieurs éditeurs offrent ainsi des algorithmes de correction adaptés à cette problématique. Il sera aussi préférable dans ce cas de travailler avec les données de consommation en provenance du gestionnaire de réseau de distribution, du fait qu’elles sont juridiquement validées. C’est certainement important quand les résultats du projet d’investissement sont conditionnés à des clauses financières entre parties, notamment des
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La relève automatique (AMR), comment ça marche? Pour opérer la surveillance d’énergie sur base des profils de consommation, on doit veiller à ce que le système soit alimenté en données de consommation quart horaire. Dans certains cas, ces données sont disponibles contre paiement auprès du gestionnaire de réseau de distribution. Quand ce n’est pas le cas où que vous souhaitiez opérer en temps réel (les données du gestionnaire ne sont disponibles qu’en J+1 ou J+2), voire mener une analyse plus fine de vos équipements, il vous faudra équiper vos installations d’un système de comptage et/ou de sous-comptage télémétrique (Automatic Meter reading). Un système de ce type est schématisé ci-dessous. Le plus souvent, on installera à côté du compteur un équipement composé de trois modules: un lecteur qui extrait les données de consommation du compteur, un datalogger qui les stocke et un module de communication qui les transmet à la base de données centrale. La technologie classique de lecture fait appel à une sortie impulsionnelle. Un simple contact donne un nombre d’impulsions proportionnelles à la consommation. Quand cette sortie impulsionnelle n’est pas disponible, il sera nécessaire de remplacer le compteur. Pour les compteurs de gaz, cela peut vite générer des frais prohibitifs. Dans ce cas, il est plus économique d’avoir recours à une lecture optique du compteur via un module de lecture optique. Xemex et Xemtec sont deux fournisseurs qui offrent de telles solutions. Pour la transmission des données des modules de lecture installés sur les différents compteurs vers le datalogger, on utilise le plus souvent une connexion câblée. Les connexions sans fils sont aussi appropriées, mais offrent une moins grande Système comptabilité énergétique fiabilité quant à la Système monitoring énergétique meter perte de données et la qualité des communications. Uidees CommData- Commmodules
logger
Module
PSTN GSM GPRS Internet
Module
garanties de résultats liées à des contrats de performance. Une autre bonne pratique est d’effectuer une relève manuelle des compteurs en place, plutôt que de faire une confiance aveugle au relevé télémétrique du gestionnaire de réseau de distribution. Des fautes techniques peuvent en effet survenir dans la chaîne de télémétrie (problèmes de communication, panne de courant prolongée, etc…) avec comme conséquence des données erronées. Des alertes pour mieux réagir Enfin, dans le choix d’un applicatif de gestion, un dernier aspect important à prendre en considération est le souhait d’assurer une surveillance et un monitoring énergétique. Comme précisé plus haut, dans le cadre d’une politique de gestion énergétique intégrée, il est question ici de suivre au jour le jour la consommation d’énergie par une mise sous surveillance des profils de consommation. De cet-
te façon, on peut détecter les écarts et dérives de consommation et y remédier très rapidement (voir notre exemple plus loin). De même que l’on peut se fixer des objectifs sur base d’une analyse détaillée des postes de consommation et des améliorations qui peuvent être apportées aux installations ou à leur mode de gestion. La plupart des systèmes qui offre des fonctionnalités de surveillance disposent de fonctions d’alarme qui alertent le gestionnaire avant le dépassement d’un seuil de puissance ou de consommation, par exemple. En tous les cas, il est important pour la surveillance et le monitoring énergétique de disposer des profils de consommation, typiquement sous la forme de valeurs de quart d’heure. Une forme ou une autre de relève télémétrique sera donc nécessaire. Les raccordements d’électricité à partir de 100 kVA sont en général d’office équipés par le gestionnaire de réseau d’un système de télémé-
trie. Une application de monitoring énergétique Internet qui offre une interface avec la base de données du gestionnaire de réseau est dans ce cas indiquée. Pour les compteurs d’énergie qui ne sont pas relevés à distance par le gestionnaire de réseau, on pourra alors faire appel à l’une des nombreuses solutions de télémétrie disponibles sur le marché. Dans ce cas, il faudra tenir compte des coûts supplémentaires liés à ces solutions. S’équiper de trois compteurs télémétriques revient à 3 ou 4.000 €. Un poste d’investissement auquel il faudra encore ajouter les coûts de l’abonnement au service de surveillance par Internet, coût qui dépend du produit choisi, des fonctionnalités offertes et du nombre de compteurs à relever. Cela peut varier de 15 à 500 €/an/compteur ou plus. Ceci étant dit, il est reconnu par différentes sources qu’une surveillance énergétique active conduit facilement à des économies d’énergie allant de 5 à 15%, voire beaucoup plus lorsque l’on mène en parallèle une optimisation poussée de la conduite des installations. De cette manière, une analyse coûts-bénéfices peut être rapidement menée. La marché offre un très large choix de solutions, dans la plupart des cas des applications accessibles sur Internet. Pour opérer le choix final du système, il est surtout important de définir clairement les buts poursuivis par le suivi des consommations d’énergie. A partir de là, vous opterez entre une comptabilité énergétique classique, un applicatif doté de fonctionnalités d’analyse comparative (benchmarking), un outil de contrôle et vérification de projets en économies d’énergie et enfin des fonctionnalités de surveillance et monitoring énergétique. Les solutions existantes seront plus ou moins adaptées à chacune de ces exigences. p Charles-Henri Bourgois
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Monitoring énergétique
Coup d’œil sur six solutions de pointe! On trouve sur le marché belge une large gamme de solutions pour assurer une gestion active des consommations d’énergie. Il est bien sûr possible de démarrer une comptabilité énergétique simplifiée à l’aide d’un tableur Excel. Il est toutefois rapidement utile de passer à un package logiciel plus sophistiqué. Dès lors que plusieurs sites sont en jeu et/ou que plusieurs utilisateurs sont en charge du suivi des consommations, il est indiqué d’opter pour une solution fonctionnant sur Internet. Coup d’œil sur six solutions parmi les plus représentatives du marché.
Siemens, EMC
Energy-ICT, EIServer
REUS, EUView
Package de base pour la comptabilité et le monitoring énergétique. Offre des fonctionnalités de base pour la mesure et vérification (M&V) des projets d’efficacité énergétique, comme les corrections en dégré jour. EMC est développé et utilisé à l’échelle mondiale Faibles coûts d’installation et d’abonnement pour l’application de base Navigation laborieuse à travers les écrans en mode surveillance
Package orienté sur la collecte, le traitement et la publication de données de consommation relevées par télémétrie. Solutions de télémétrie propriétaires très vaste en ce compris la capture de données en temps réel pour les environnements industriels. Très fort dans la fiabilité de l’acquisition de données, le hardware et le software Très fort dans l’environnement industriel Coûts élevés d’abonnement
Package également très complet, développé sur base d’une large expérience dans le domaine de la surveillance et l’efficacité énergétique. REUS offre également des services d’accompagnement ainsi que des conseils en économie d’énergie basée sur une formule “no cure, no pay”. Euview offre également un module étendu d’alarmes de consommation. Offre complète et large palette de fonctionnalités Accompagnement et formule “no cure, no pay” Prix relativement élevé
Références: Vlaamse Gemeenschap, Fedesco
Références: Carrefour
Références: Développement et exploitation technique du système de comptabilité énergétique en ligne “Enerlution Vision” pour Electrabel Customer Solutions et “Concreet” pour Eandis (bâtiments publics).
Ferranti, MeComs
Dapesco, EMIS
Cenergie, Erbis(web)
Package issu de l’univers des “utilities” et orienté sur la consolidation des données de consommation dans le cadre de l’administration des fournisseurs d’énergie. Le module de base offre toutes les fonctionnalités nécessaires pour la tenue d’une comptabilité et le monitoring énergétique. L’expertise dans le domaine de la consolidation des données de consommation Prix compétitif des solutions propriétaires de télémétrie Coût d’installation élevé
Package très complet conçu spécifiquement pour la comptabilité énergétique, la surveillance et le monitoring énergétique. La solution bénéficie de l’expertise de Dapesco dans le domaine de l’efficacité énergétique. Offre aussi des fonctionnalités poussées de contrôle et la consolidation des factures. Ainsi que des services de conseil et accompagnement en efficacité énergétique. Offre complète et large palette de fonctionnalités Large ouverture aux différentes marques de télémétrie Services d’accompagnement et conseils en efficacité énergétique Prix relativement élevé
Logiciel de comptabilité énergétique qui permet le monitoring énergétique des profils de consommation. Cenergie offre également des services d’encadrement à la comptabilité énergétiue. La possibilité de simuler les consommations en fonction de plusieurs paramètres Version Internet moins développée que la stand-alone
Références: Indexis, Nuon, Essent, Eneco, SPE
Références: SD Work, Université de Gand, Ville de Gand, International Distribution Partners
Références: Dexia, Ministère de l’Equipement et du Transport (MET), Groupe Accor, Delhaize n°9 energymag | 31
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Stations de mesure
Thermique ou électrique, filaire ou sans fils, prenez la mesure! Maîtriser ses consommations énergétiques, c’est d’abord tout mettre en œuvre pour les connaître avec précision. Une connaissance qui est fortement soutenue par les développements importants réalisés ces derniers temps dans les systèmes de mesure, mais aussi dans le domaine de la télé-relève avec une forte progression de la transmission sans fil, le tout à des prix qui ont fortement régressé. Les avantages d’un comptage précis sont nombreux: il permet au fournisseur d’établir la facturation avec une certitude quasi absolue, au consommateur de pouvoir surveiller l’évolution de ses dépenses énergétiques en continu, aux gestionnaires de bâtiments occupés par différentes sociétés de répartir les consommations, au tiers-investisseur de mieux contrôler les effets positifs engendrés par ses investissements en vue de diminuer les consommations, et donc de se rémunérer honnêtement…
Compteurs compacts Les gammes de solutions de comptage de la plupart des acteurs comprennent aussi bien des compteurs compacts de facture classique que des compteurs à ultrasons. C’est le cas chez Sensus. Jean-Luc Crouvezier, responsable Energie Thermique: “Dans la gamme des compteurs compacts, PolluCom E est utilisé pour mesurer la consommation d’énergie dans des installations où circule de l’eau utilisée comme liquide caloporteur. Il s’agit d’un équipement de mesure d’une grande précision. Il peut aussi bien être utilisé dans des réseaux de
Il y a quelques années, à l’époque où l’énergie était encore payable, les facility managers réfléchissaient à deux fois avant d’investir dans l’installation de sous-stations de mesure et dans des unités centrales. D’autant que les solutions proposées il y a quelques années étaient des solutions filaires qui pouvaient causer certains désagréments lors de l’installation. En outre, la modularité de ces équipements restait assez limitée. Avec l’apparition des modèles sans fil et avec la hausse du prix de l’énergie, cette réflexion à propos de la nécessité d’investir dans ce genre de technologie ne se pose plus longtemps. D’autant que les prix des sousstations et des unités chargées d’enregistrer les comptages ont fortement régressé. “A l’heure actuelle, pour du bon matériel, il faut compter environ 500 ¤ par sous-stations et le même montant pour l’unité de comptage centrale. Si vous
chaleur que pour la facturation résidentielle”. Disponible en trois débits nominaux (0,6 - 1,5 - 2,5 m3/h) pour une pression de service admissible de 16 bars, le PolluCom E convient parfaitement comme compteur de chauffage, mais aussi pour la climatisation et en mode réversible avec l’exploitation d’index distincts. Cet équipement est équipé pour permettre la télérelève et le transfert de données, ce qui autorise dès lors un prestataire à assurer le suivi des consommations à distance ou à détecter la moindre anomalie dans le fonctionnement du système de mesurage.
avez dix locaux à équiper, cela vous fait un investissement de 5.500 ¤, à compléter par les honoraires de l’électricien qui viendra monter (rapidement) ces équipements. C’est peu lorsque vous considérez tous les avantages qu’il est possible de tirer de ces équipements sur le plan des économies d’énergie…”, souligne Paul Leens, managing director chez Lem Belgium. Sachant que 250 sous-stations peuvent être reliées à une seule et même unité centrale, la marge de manœuvre est large. “Et si vous deviez dépasser les limites de l’unité centrale, il suffit de faire installer une deuxième unité centrale, et vous passez automatiquement à un total de 500 sous-stations possibles dans votre bâtiment…” http://www.lem.com
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Compteurs d’énergie à ultrasons Toujours chez Sensus, mais dans une autre gamme, le PolluStat convient pour des débits allant de 0,6 à 10 m3/h. “Le gros avantage de ce type de compteur, c’est qu’il n’est pas pourvu de pièces susceptibles de se gripper car le principe de comptage repose sur les ultrasons. Cela permet d’éviter les problèmes liés aux contraintes mécaniques qui surviennent tôt ou tard avec les compteurs traditionnels”. En plus des compteurs, la société a développé une expertise reconnue dans le domaine de la sauvegarde des consommations. Le PolluTherm est par exemple doté d’un enregistreur programmable capable de stocker le résultat d’une mesure effectuée toutes les deux secondes pour les températures. Enfin, pour les (sans doute) très rares gestionnaires qui auraient eu l’idée de préchauffer leur système de chauffage grâce à des panneaux solaires, pas de souci par rapport au risque toujours possible d’une coupure d’électricité: même en étant programmé pour une sauvegarde permanente des données, le système peut continuer à fonctionner trois mois durant… Consommations électriques En s’appuyant sur les technologies informatiques disponibles, Sensus développe ses propres systèmes de relève à distance qui fonctionnent en totale complémentarité avec ses technologies de comptage. Ces technologies permettent de créer un flux de données continu et fiable, qui ne nécessite aucune intervention humaine du compteur jusqu’au logiciel de facturation, et qui n’importune ja-
mais l’occupant des locaux où il est nécessaire de relever les compteurs. Parallèlement aux sociétés comme Sensus qui se focalisent sur la mesure de l’énergie thermique consommée, d’autres sociétés ont su développer une expertise internationale dans le domaine de la mesure des consommations électriques. Pas forcément en proposant des solutions qui révolutionnent le mode de relevé des consommations, mais plutôt par transfert de diverses innovations technologiques au domaine du mesurage. Chez Lem comme dans d’autres sociétés de référence, le standard ZigBee a largement contribué au développement du marché. En effet, le rayon d’action du protocole ZigBee est d’une centaine de mètres. Celui du protocole Wi-Fi est certes supérieur, mais il a au moins un gros désavantage: il est nettement plus énergivore que le ZigBee. Ainsi, l’autonomie d’une station Wi-Fi branchée sur batterie n’excèderait guère quelques heures alors qu’elle est de plusieurs années dans le cas d’une sous-station fonctionnant selon le protocole ZigBee. Fort de cette autonomie, la société Lem a développé le Wi-LEM ou Wireless Local Energy Meter qui fonctionne selon ce protocole. Attention aux perturbations électromagnétiques Paul Leens, managing director chez Lem Belgium: “Cet équipement de mesure est capable de communiquer instantanément toutes les informations concernant la consommation électrique en différents points d’un bâtiment des années durant en étant relié à une simple batterie. Une fois
les consommations identifiées, les informations concernant les stations sont envoyées à la base centrale par simple fréquence radio”. A la clef: un temps d’installation réduit et donc des coûts réduits pour un suivi toujours affiné des consommations. Les équipements de mesure fonctionnant selon le protocole ZigBee bénéficient d’un autre grand atout: ils sont insensibles aux perturbations électromagnétiques. “C’est un atout essentiel lorsque vous devez équiper de sous-stations des bâtiments où sont déployées des activités industrielles où les perturbations électromagnétiques sont légion avec la présence de machines, de moteurs, de compresseurs… A fortiori, cette solution est parfaite pour les bâtiments tertiaires”, termine Paul Leens. p Johan Debière
Vous avez dit ZigBee? A la base du système proposé par Lem: ZigBee. Il s’agit d’un protocole de communication de courte distance. Au contraire du protocole Wi-Fi, le protocole ZigBee consomme peu d’énergie et fonctionne plus simplement que la technologie Bluetooth. Autre avantage de ZigBee: sa portée qui atteint 100 mètres contre une portée qui va de 100 mètres à 10 mètres pour le Bluetooth et de 30 à 300 mètres pour le Wi-Fi en fonction des obstacles rencontrés. Sur ce plan, le Wi-Fi fait donc beaucoup mieux, mais avec une consommation qui s’envole littéralement puisque lorsque les équipements de mesure sont alimentés par des piles, l’autonomie ne dépasse guère quelques heures, alors qu’elle atteint des… années lorsque l’unité de mesure utilise le protocole ZigBee. Les caractéristiques du protocole ZigBee en font un allié précieux pour les équipementiers spécialisés dans l’automation des bâtiments résidentiels et tertiaires, mais aussi dans l’automation industrielle et dans le management de l’énergie. Le protocole permet en effet un accès immédiat aux indices consommations. Il permet l’installation rapide du matériel dans la mesure où la transmission des informations se fait par radiofréquence et non via un fil. Plus d’informations sur le site officiel du consortium chargé de la diffusion du protocole: http://www.zigbee.org
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Le mesurage et vérification (M&V)
De la complexité de mesurer les “négawatts” En Belgique comme partout ailleurs dans le monde, investir dans des projets d’économies d’énergie devient une solution incontournable. Mais comment évaluer précisément le rendement d’un tel investissement? C’est ici qu’entre en scène le Protocole de Mesure et Vérification du Rendement, développé par l’EVO. Tant pour des raisons environnementales qu’économiques, les investissements en économies d’énergie sont appelés à connaître une croissance exponentielle. On voit ainsi naître un marché global de l’investissement en efficacité énergétique où les prestataires et les formules contractuelles se multiplient, notamment via le développement des offres de performance contracting et de tiers financement. Les projets ne sont pas en reste: du remplacement d’une chaudière en fin de vie par une cogénération à la rénovation énergétique complète d’un site, en passant par l’intégration d’énergie renouvelable, la nature, la portée et la taille des projets se diversifient. En Belgique aujourd’hui, on annonce des projets dont les investissements atteignent déjà la barre des 5 millions €. Il devient dès lors essentiel de pouvoir mesurer la valeur réelle des investissements réalisés. La question est comment? Ajuster pour mesurer Sans mesure précise des économies d’énergie produites, il sera en effet impossible de valoriser l’investissement et à fortiori d’en susciter de
nouveaux. De même, dans le cadre de contrats avec garantie de résultat, contractant et client devront s’accorder sur le mode d’évaluation des économies réalisées pour se prémunir l’un l’autre. Le tiers financier lui conditionnera le remboursement de l’investissement au prorata des économies réalisées qu’il lui faudra mesurer. Bref, chacune des parties est dépendante d’un système de mesure précis des économies d’énergie. Or, si les applicatifs de monitoring énergétique tels que décrits dans notre dossier permettent de suivre précisément la consommation d’énergie d’un site, la complexité du côté des “négawatts” est par contre bien plus grande. Ainsi, par exemple, la consommation de l’éclairage est liée à l’occupation du bâtiment tandis
que la consommation de chauffage, de ventilation et d’air conditionné est directement dépendante des appels de charge et des conditions météo. Ces facteurs couplés aux variations quotidiennes survenant dans la conduite des installations rendent de facto la détermination des économies d’énergie difficile. Mais pas impossible. En effet, si les économies d’énergie ne peuvent être mesurées directement (elles représentent la “non consommation” d’énergie) la consommation réelle, la performance des installations et les paramètres opérationnels eux peuvent l’être. C’est sur base de ces données que l’on évaluera les économies produites. Comment? En les ajustant par un modèle de correction qui indique ce que la consommation aurait été
Un projet sur cinq n’atteint pas les économies garanties… Mais sept sur dix génèrent plus d’économies que prévu. Ainsi, sur 517 projets de performance énergétique analysés par l’Université de Berkeley dans son étude du marché ESCO aux Etats-Unis, 72% ont généré des économies supérieures à ce qui était garanti initialement par le prestataire de service, dans des proportions pouvant aller jusqu’à 50%. Tandis que 9% des projets ont atteint le quorum garanti et 19% ont produit des résultats en deçà des garanties. Avec des coûts inférieurs à 5% des économies générées, la Mesure et Vérification (M&V) est une assurance peu coûteuse contre les 19% de projets qui ne délivrent pas les économies garanties.
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Utiliser un standard reconnu Il faudra alors se tourner vers un protocole de mesurage et vérification (M&V) reconnu et accepté par les parties. L’IPMVP, connu en français sous l’appellation de Protocole international de mesure et de vérification du rendement (PIMVR), est le protocole le plus employé dans le monde. Il définit les procédures et les règles de mise en œuvre qui, lorsqu’elles sont appliquées, offrent aux différents intervenants une approche scientifique pour quantifier les résultats des projets d’efficacité énergétique. Il a été développé par un réseau international d’experts bénévoles, afin de mettre à contribution la meilleure expertise dans le domaine du mesurage et vérification (M&V), et de développer un consensus au sein des professionnels à travers le monde entier sur les pratiques à retenir pour effectuer du M&V. La version 2001 de ce protocole, traduite en dix langues, est utilisée dans plus de 40 pays. En mai de l’an dernier, une nouvelle version anglaise a été publiée par EVO (Efficiency Valuation Organization), l’organisme qui le promeut. À travers quatre options de calcul
Fedesco fait le choix d’EMC Fedesco, société anonyme de droit public, intervient en tant que tiers investisseur dans le cadre de projets d’économie d’énergie proposés à ses clients comme les services publics fédéraux (FOD’s) et d’autres instances fédérales. Sa mission porte sur plus de 1.800 bâtiments fédéraux de tailles diverses. Pour l’exécution de ces projets, Fedesco conclut des contrats avec des entreprises qui, à leur tour, s’engagent à réaliser les économies d’énergie. Dans le cadre de cette mission, il est important pour Fedesco de mesurer et de vérifier de la manière la plus précise possible les économies réalisées dans les projets financés. La diminution des coûts énergétiques suite it à un projet j t d’é d’économie i d’énergie constitue en effet la base du calcul des mensualités à payer par le client pour le financement fourni par Fedesco. Outre cet objectif prioritaire, l’entreprise publique a aussi pour mission de promouvoir une meilleure gestion énergétique au sein des bâtiments fédéraux. Fedesco a ainsi lancé un appel d’offre début de cette année pour choisir une solution logicielle qui réponde à ses contraintes: permettre la mesure et vérification (M&V) des projets d’économies d’énergie qu’elle finance et mettre à disposition de ses clients internes une plateforme de gestion partagée pour la surveillance et le monitoring énergétique. C’est le progiciel EMC de Siemens qui a finalement été retenu par Fedesco. Si EMC (voir notre comparatif) permet déjà de tenir compte de l’influence de facteurs extérieurs (comme la température de l’air ou le taux d’occupation), le progiciel fera néanmoins l’objet d’un développement sur mesure aux besoins de Fedesco, notamment sur le volet M&V. Lieven Vanstraelen, Directeur Général de Fedesco: “Nous allons procéder cette année encore au lancement des premiers appels d’offres pour les contrats de performance énergétiques des bâtiments publics fédéraux. Il est par conséquent indispensable de disposer d’un instrument de mesure extrêmement fiable. Notre choix du logiciel EMC repose avant tout sur le fait que Siemens propose une version sur mesure qui répond parfaitement à nos besoins”. © Laurent Vansteensel
en l’absence du projet d’efficacité énergétique implanté. La correction en degrés jours est un premier ajustement de ce type. Ils permettent de lisser la performance d’une installation toutes conditions météo étant égales. À partir de là, on peut comparer la consommation historique avec la consommation actuelle, ce qui permet déjà une première évaluation des économies produites. Reste que cela ne tient pas compte des appels de charge et des autres changements de condition intervenant dans l’exploitation des installations. Le modèle d’ajustement devra donc être plus sophistiqué pour des projets plus imposants.
détaillées et des références sur les éléments importants pour réduire les imprécisions liées à l’évaluation des conditions d’exploitation, le PIMVR permet de mesurer de façon précise les économies réellement générées par les projets. Combien cela coûte? Le mesurage et la vérification (M&V) des économies atteintes dans le cadre d’un contrat de performance énergétique doit être perçu comme une assurance contre le risque que le projet puisse échouer à délivrer les économies garanties sur le cycle de vie de l’investissement. Cette assurance permet au fournisseur de services énergétiques de démontrer que les économies sont réelles et au client de le tenir pour responsable du manque à gagner en économie d’énergie en cas de défaillance du projet. Comme pour toute assurance, l’acheteur doit évaluer le rapport
coût-bénéfice de la réduction du risque. Une intéressante étude réalisée en 2005 par l’Université de Berkeley sur le marché ESCO aux Etats-Unis montre que les coûts de M&V sont relativement modestes en comparaison des coûts et des économies générés par les investissements en efficacité énergétique. Pour environ 70% des projets de performance contracting réalisés au niveau fédéral, ils seraient ainsi inférieurs à 10% du coût total d’investissement. Rapportés aux économies annuelles, ils ne représenteraient plus que 5%. Les auteurs spécifiant que ces niveaux constituent la limite supérieure dans l’industrie. À mettre en balance avec les 19% de projets qui ne délivrent pas les économies escomptées (voir encadré)! p Jean-François Marchand Pour en savoir plus sur EVO et PIMVR, consultez le site www.evo-world.org.
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Le plan de McDonald’s en détail
Les projets d’utilisation rationnelle de l’énergie sont généralement associés à des activités industrielles à grande échelle. Mais dans ce domaine, les secteurs secondaire et tertiaire ne sont pas en reste, bien que les initiatives proviennent parfois de là où on ne les attend pas. C’est par exemple le cas de McDonald’s Belgium, qui, depuis 2000, a adopté une stratégique très dynamique en la matière. Les résultats que la chaîne de restauration rapide peut aujourd’hui présenter sont tellement bons que l’entreprise est passée à deux doigts de remporter le Nuon Generation Award l’année dernière.
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Une réduction de 10% de la consommation énergétique en 7 points C’est en 1955 à Des Plaines, dans l’Illinois, qu’un certain Ray Kroc a ouvert le premier restaurant McDonald’s. La chaîne est aujourd’hui devenue le leader mondial du secteur de la restauration rapide. Elle compte aujourd’hui plus de 31.000 restaurants, répartis dans une centaine pays et emploie, avec ses franchisés, quelque 1,5 million de travailleurs. McDonald’s s’est installé en Belgique en 1978 et compte 57 restaurants, dont 56 sont aux mains de franchisés. Ces derniers bénéficient toutefois de l’accompagnement et du soutien du département belge du groupe, dans tous les aspects de l’exploitation. “Cela signifie qu’au niveau de l’environnement et de la politique d’utilisation rationnelle de l’énergie, nos franchisés peuvent compter sur l’assistance nécessaire, explique Jan Snauwaert, directeur des équipements chez McDonald’s Belgium. Les mesures que nous proposons dans ces domaines sont fortement recom-
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Sept points d’action Grâce à un examen minutieux de la consommation énergétique de plusieurs de ses restaurants, McDonald’s Belgium a identifié sept points susceptibles d’amélioration. Jan Snauwaert, Equipment Manager, nous en dit davantage: “Dans un premier temps, nous nous sommes penchés sur les chambres froides de nos restaurants. Après analyse de Laborelec, le laboratoire énergétique d’Electrabel, nous avons décidé de les équiper d’un régulateur auto-optimisé (QKL),
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L’environnement: une priorité Bien que McDonald’s ne le crie pas sur les toits, la chaîne de restauration rapide fait de l’environnement une priorité. “La diminution de notre impact environnemental est ancrée depuis plus de dix ans déjà dans notre politique globale d’entreprise durable, commente Kristel Muls, Coordinatrice de la communication chez McDonald’s Belgium. Ainsi, nos emballages sont fabriqués avec plus de 75% de matériaux recyclés, et nous passons progressivement aux emballages biodégradables. D’autre part, toute notre huile de friture est convertie en biodiesel, nous faisons appel depuis vingt ans déjà à la technologie des pompes à chaleur, nous avons introduit l’année dernière des friteuses qui consomment moins d’huile, nous utilisons des grills qui nécessitent moins de puissance, etc. Mais dans notre réseau belge, nous souhaitions aller encore plus loin. C’est pourquoi, à l’entame du millénaire, nous nous sommes engagés à réduire de dix pour cent en huit ans notre consommation énergétique”.
qui exploite la technologie de la sublimation. ConcrèL’impact des mesures (kWh) Emissions évitées (téq. CO2) tement, cela signifie que la glace qui s’accumule 00 sur l’évaporateur n’est 7 9.0 21 00 51 7 3 9.0 00 pas dégivrée, mais subli1 5,7 190.0 0 119 mée. La matière passe 00 778. .000 342 ainsi directement de l’état 487 21.951.000 213 solide à l’état gazeux. Ces régulateurs nous ont per7.300 mis de réduire le nombre de dégivrages de quatre par jour à deux fois par semaine. Depuis, quaNombre de sites équipés rante restaurants ont déjà été équipés de ce sys57 57 Sublimation tème, ce qui entraîne une Pompes à chaleur économie d’énergie de Démarrage PLC 40 73.000 kWh et une réducRécupération de chaleur 28 tion d’environ 45 tonnes Free Cooling 20 d’émissions de CO2”. Une Variation de fréquence 16 deuxième intervention Relamping 10 2 consistait à remplacer les Energie verte chauffe-eau électriques conventionnels par des appareils qui fonctionla raison pour laquelle nous appliquons nent suivant le principe de la pompe aujourd’hui un démarrage automatique à chaleur. Jan Snauwaert: “Ce choix et progressif via PLC. Les paramètres a lui aussi été guidé par les résultats peuvent être ajustés chaque semaine de l’étude réalisée en collaboration au moyen d’un ordinateur relié au sysavec Laborelec. Entre-temps, 28 res- tème. De cette manière, chaque restautaurants ont déjà été équipés d’une rant détermine son propre démarrage pompe à chaleur de ce type, ce qui re- idéal et son propre profil opérationnel. présente une économie d’énergie de Dix cuisines de nos restaurants sont 828.000 kWh par an et une réduction aujourd’hui déjà équipées d’un système de 517 tonnes d’émissions de CO2”. d’automatisation de ce type, ce qui nous permet d’économiser chaque année Lisser les pics de puissance 219.000 kWh d’énergie et 137 tonnes Ensuite, McDonald’s Belgium a examiné d’émissions de CO2”. comment optimaliser la gestion électrique et énergétique de ses restaurants. Récupération de chaleur et free Jan Snauwaert poursuit: “Dans ce ca- cooling dre, c’est surtout le démarrage des sys- Dans le cadre d’une utilisation rationtèmes qui est important. Auparavant, il nelle de l’énergie, l’installation HVAC était possible de démarrer tous les équi- représente un poste important. Il n’en pements de cuisine en une seule fois, va pas autrement chez McDonald’s par exemple, ce qui pouvait générer Belgium. Dans ce domaine, la chaîne d’importants pics de puissance. C’est de fast food a concentré ses efforts sur 7 82 3.00 8. 0 00 0
mandées, mais les franchisés restent bien entendu toujours libres de suivre cette voie ou non”.
Sept mesures pour une économie annuelle de 2,35 millions kwh et 1.469 tonnes évitées
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deux aspects: d’une part, l’installation de systèmes de récupération de chaleur, et d’autre part, l’introduction du concept de free cooling. Jan Snauwaert explique: “Au niveau de l’installation HVAC, nos cuisines ouvertes représentent le plus grand défi. D’une part, nous devons notamment parvenir à un certain équilibre des flux pour éviter que les odeurs de cuisine n’arrivent dans le restaurant. Et d’autre part, nos cuisines doivent être constamment refroidies. Tout cela réclame une grande quantité d’énergie. C’est la raison pour laquelle nous avons décidé d’introduire des échangeurs croisés. Grâce à ceux-ci, l’air non vicié qui est aspiré dans le restaurant est
L’es ’essse ’e senttiel des es sm me esures ess concer cerrne les s cui uisin issi sin ines es, le es, e pl plus us gros poste de consommation d’un McDonald’s. Mise en place d’échangeurs de chaleur, free cooling, variateurs de vitesse et relamping génèrent 1.319.000 kWh d’économies annuelles.
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d’abord préchauffé ou refroidi en fonction de la saison. L’échange se produit avec l’air qui est évacué du restaurant et des espaces sanitaires. Etant donné que ce type d’installations est très onéreux, nous n’en avons jusqu’à présent équipé que les deux derniers restaurants McDonald’s qui ont ouvert. Mais nous enregistrons déjà une économie d’énergie de 9.000 kWh et une réduction des émissions de CO2 de 5,7 tonnes”. Par ailleurs, la chaîne de restauration rapide a développé en collaboration avec Nuon, SAP-koeletechniek et Cooltech un système de free cooling
pour les cuisines. Jan Snauwaert: “Vu la production de chaleur relativement importante des cuisines, il nous faut refroidir ces espaces pratiquement en permanence. Avant, les compresseurs frigorifiques tournaient donc presque tout le temps, indépendamment de la température extérieure. Aujourd’hui, ils ne sont plus activés que si la température de l’évaporateur –80% d’air non vicié et 20% d’air de récupération– dépasse les 15 °C. Cette solution, qui s’appuie sur un appareil de contrôle Siemens, a déjà été installée dans seize restaurants et assure une économie d’énergie de 190.000 kWh et une réduction de 119 tonnes d’émissions de CO2. De plus, tous les nouveaux systèmes pour la cuisine et le restaurant sont équipés de compresseurs à variation de fréquence utilisant la technologie Inverter. Ceuxci font en sorte que la quantité de froid ou de chaleur amenée soit ajustée, en fonction de la température intérieure et extérieure. Cette solution, qui s’appuie sur la technologie Daikin, a déjà été installée dans vingt restaurants et assure une économie d’énergie de 778.000 kWh et une réduction des émissions de CO2 de 487 tonnes”.
tervention nous permet d’économiser 342.000 kWh, ce qui correspond à une réduction de 213 tonnes d’émissions de CO2. Nous avons en outre moins de points lumineux et des ampoules d’une durée de vie beaucoup plus longue, ce qui nous permet également d’économiser sur l’achat et l’entretien de celles-ci” ajoute Jan Snauwaert. Au-delà des attentes! Grâce à toutes ces initiatives, McDonald’s Belgium a atteint ses objectifs un an plus tôt que prévu, à savoir consommer dix pour cent d’énergie en moins. Au total, l’entreprise est aujourd’hui parvenue à réduire sa consommation annuelle de plus de 2,35 millions de kWh et à faire passer sa consommation maximale par restaurant de 120 kWh à 80 ou 90 kWh. Un point positif pour le portefeuille, mais aussi pour l’environnement: au total, ces économies d’énergie devraient assurer 1.469 tonnes d’émissions de CO2 en moins. “Tous ces investissements sont bien beaux, mais reste à savoir s’ils continueront à fournir les résultats attendus et s’ils seront correctement exploités, poursuit Jan Snauwaert. C’est pourquoi nous avons fait le choix d’introduire un système de surveillance énergétique. Il s’agit d’un système de verrouillage qui mesure en permanence la consommation maximale
Une belle économie grâce au relamping Autre point auquel McDonald’s Belgium a travaillé: l’éclairage dans les cuisines. Pour chaque restaurant, un projet de relamping a été dé- © McDonald’s veloppé en collaboration avec ED-DIS, AM Electronics et Fines, ce qui a permis d’obtenir 50% d’intensité lumineuse en plus avec la moitié de la puissance installée auparavant. Les ampoules utilisées sont par ailleurs des ampoules à longue durée de vie d’Osram, qui garantissent jusqu’à 45.000 L’iinst ns allati allllati ation on n de e free free cool fre cool ooling ing g dé déveve lo lop loppée opp pée ée e en pa part rrte t nariat te nar aria avvec Nuo uon, n, heures de lumière. “Cette inSAP-Koeltechniek et Cooltech.
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100% verte… Et pour ne pas faire les choses à moitié, McDonald’s Belgium a décidé que le moment était également venu de passer à une énergie 100% verte. “Nous avons à cet effet consulté les différents fournisseurs. Notre choix s’est finalement porté sur Nuon: non seulement pour le prix, mais aussi –et surtout– pour le service que ce partenaire pouvait nous garantir. De surcroît, Nuon était prêt à regrouper tous les différents contrats –un par restaurant– et à les négocier comme un seul contrat commun, ce qui nous a évidemment permis d’obtenir un tarif plus avantageux”. C’est ainsi que McDonald’s Belgium ne consomme plus que de l’électricité verte depuis le 1er juin 2007. Le spécialiste du hamburger évite ainsi l’émission de plus de 7.300 tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent de deux mille voitures! D’autres projets en chantier! “Avec cette rationalisation de notre consommation énergétique, nous faisons office de pionniers au sein du groupe McDonald’s, affirme Kristel Muls. Grâce aux résultats très encourageants que nous avons enregistrés, il est clair que d’autres divisions du groupe suivront bientôt notre exemple”. “Mais ce projet est encore loin d’être terminé, car nous pensons que les résultats peuvent encore être améliorés, poursuit Jan
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et moyenne en kWh et qui émet un signal lorsqu’un certain plafond est dépassé. Donc, si quelque chose est défaillant, comme l’appareil de commande des compresseurs, ou si quelque chose ne s’est pas déroulé correctement, comme par exemple l’éclairage qui est resté allumé pendant la nuit, le restaurant peut directement intervenir”.
Grâce Grâ râce e à son pla l n d’action mené de façon méticuleuse, Jan Snauwaert a atteint plus rapideme me en ntt q pr que pré évu u sse es objectifs de réd éduct uction ion de dess cons consomm ommati ations ons d’ d’éne énergi rgie. e. Ave Avecc une baisse de e 10 0% en c som con co somma mat atio ion annuelle l , l’an ’anten tenne ne bel belge ge fai faitt depu depuis is offi o ce e de ré référence au sein se du gé g ant nt am améri ériicain éricai éri caain cai du fast food. Ce McDo belge moins énergivore faisait ainsi partie des trois lauréats finaux qui se sont disputé en novembre dernier l’attribution du NuonGeneration Award. Si Colruyt méritait le prix, McDonald’s, que l’on n’attendait pas là, mérite le coup de chapeau.
Snauwaert. Ainsi, nous étudions actuellement l’application de panneaux solaires et d’un parc d’éoliennes chez nos fournisseurs, comme pour le centre logistique à Olen et notre fournisseur de pains. À court terme, nous souhaitons également lancer un projet de relamping pour les parkings et les salles des restaurants. Enfin, nous voulons aussi continuer à travailler sur l’aspect énergétique des chambres froides. En effet, nous sommes convaincus que nous pouvons encore économiser de l’énergie en intervenant au niveau des tech-
niques de refroidissement”. “Notre souci de l’environnement ne s’arrête cependant pas à l’énergie. Nous avons beaucoup d’autres projets. Je pense par exemple à l’installation d’urinoirs sans eau –qui sont déjà testés dans quelques restaurants–, la collecte et la réutilisation de l’eau de pluie –déjà opérationnelle dans une dizaine d’établissements–, l’application d’un taux d’isolation encore plus élevé dans les nouveaux restaurants que nous construirons, et bien d’autres choses encore” conclut Kristel Muls. p Els Jonckheere
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Débit de Réfrigérant Variable
Quand la clim’ souffle le chaud et le froid Encore peu connue des architectes et des facility ma-
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nagers, malgré une présence déjà relativement ancienne sur le marché et une fiabilité aujourd’hui éprouvée, la technologie appelée DRV pour “Débit de Réfrigérant Variable”, VRV pour “Variable Refrigerant Volume” ou encore VRF pour “Variable Refrigerant Flow” commence à faire connaître ses nombreux avantages en termes de confort et d’efficience énergétique. Pour autant que la configuration des bâtiments s’y prête, la technologie dite du “Débit de Réfrigérant Variable” permet de réaliser de belles installations dans différents types de bâtiments. Sans entrer dans les détails (nous y reviendrons plus loin), ce système peut être qualifié d’“opportuniste” en ce sens qu’il peut amener des calories dans un bureau de quelques m2 en tirant parti de l’extraction des calories excédentaires présentes dans une salle informatique située à quelques mètres de là. Le tout, à partir d’une seule unité extérieure à laquelle peuvent venir se coupler des dizaines d’unités internes réparties dans le bâtiment.
C’est à Daikin que l’on doit cette application particulière du conditionnement d’air. Au début des années ‘80, le n°2 mondial sur le marché de la climatisation sort un gros système centralisé capable d’alimenter jusqu’à quarante unités intérieures. Un système doté d’un pouvoir d’adaptation totalement inédit pour l’époque, et capable de répondre de manière individualisée aux besoins de bâtiments spécifiques comme les hôtels où les besoins en chaleur sont par définition très variables. A la clef: une modularité parfaite, un confort optimal et, surtout, des rendements impressionnants par rapport aux systèmes traditionnels.
Un sys Un systèm ys èm me DRV V sse e compos ossse e d’une unité de production e ern ex ext rn ne et et d’u ’un un u n en e semble ed d’unités intérieures terminales é ipé équ pées es d de e leu l rs rég g gulations. ula Des tuyauteries de qualité friigor go o ifi fique raccorde den de dent l’unité de production aux différentes unités s intérieures re res. e Un bus de communication relie les unités entre e ent en n re ell e elles es et e permet très facilement de gérer la régulation de e faç façon fa a on n ccentralisée. Le système “2 tubes” permet de climatiser ou chauffer l’ensemble d’un bâtiment. Le “3 tubes” permet à chaque unité intérieure de fonctionner indépendamment, en mode rafraîchissement ou en mode chauffage. La nouvelle génération de VRV permet de raccorder 64 unités intérieures sur un seul circuit. Elle utilise le fluide R410A dont les performances et les opérations liées à sa maintenance ont été améliorées. Les plages de fonctionnement ont été étendues et permettent le fonctionnement du système par -20°C extérieur en mode chauffage et +43°C extérieur en mode rafraîchissement.
Un des secteurs les plus dynamiques Il y a quelques années, la diffusion de cette technologie était assez confidentielle. Elle l’est beaucoup moins aujourd’hui. Dans notre pays et dans la majorité des pays européens, on peut dire sans se tromper que la DRV constitue un des segments les plus dynamiques. On en installe classiquement dans des bâtiments de taille moyenne, dans des commerces, et même des bâtiments réputés difficiles comme les centres d’entreprises où cette technique permet une répartition simple des consommations électriques entre les occupants d’un immeuble au pro rata de la consommation électrique de l’unité installée dans chaque n°9 energymag | 41
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DRV: gare à l’investissement Multi-split: investissement allant de 90 à 110 ¤/m2 htva Pompe à chaleur air/eau: investissement allant de 120 à 170 ¤/m2 htva DRV: investissement allant de 170 à 200 ¤/m2 htva
bureau équipé. “Une approche qui est aujourd’hui rendue possible grâce à des éléments comme la télégestion”, affirme Yves Nyssen, gérant de Climacool-group, une société établie à Alleur qui a déjà installé bien des DRV un peu partout en Belgique. Du siège de sa société, l’installateur qui peut aussi le cas échéant se muer en gestionnaire peut détecter les pannes, intervenir sur la régulation, relever des consommations… Tout est possible à partir d’installations de télégestion qui se sont aujourd’hui fortement démocratisées. Deux ou trois tubes? Une fois décidé pour cette technique sur conseil d’un bureau d’études, reste à se déterminer entre le système dit à deux ou à trois tubes. Yves Nyssen, Climacool: “Le système VRV deux tubes permet de climatiser ou de chauffer l’ensemble d’un bâtiment. Le VRV trois tubes permet en revanche à chaque unité intérieure de fonctionner indépendamment, en mode rafraîchissement ou en mode chauffage. Chaque occupant des différentes parties du bâtiment peut donc sélectionner le mode chaud/froid à tout moment en fonction de ses envies”. En plus de sa flexibilité d’utilisation en mode trois tubes, ce système est modulable à l’envi. Yves Nyssen: “A la base, vous avez une unité de production complétée par un ensemble d’unités inté-
rieures terminales, chacune d’elles étant équipées de régulations”. Dans les dernières générations de VRV, on peut monter jusqu’à une quarantaine d’unités intérieures reliées à un seul et même circuit. La technologie est donc assez modulaire et pourrait très bien s’accommoder d’ajoutes de terminaux dans le système. En revanche, l’utilisation du fluide frigorifique limite la longueur des conduites qui ne doivent idéalement pas être trop longues. Une faiblesse que les derniers développements apportés aux fluides viennent cependant quelque peu atténuer. Ainsi, la nouvelle génération de VRV utilise le nouveau fluide R410A dont les performances et les opérations liées à sa maintenance ont été améliorées, avec des plages de fonctionnement permettant le fonctionnement par -20°C extérieur en mode chauffage et par +43°C extérieur en mode rafraîchissement. Si on se réjouit des progrès nombreux à inscrire chaque année à l’actif de cette technique, chez Architecture & Climat, on n’en souligne pas moins la nécessité de pouvoir disposer rapidement du résultat de mesures officielles qui permettront de confirmer ou d’infirmer les bons résultats annoncés pour la DRV. Entre 80 et 300 € le m2… Reste le nerf de la guerre, qui est directement lié aux performances
énergétiques de l’installation: l’argent. En prenant l’exemple d’un hôtel dont on équiperait les chambres d’un système VRV, on tournerait de l’aveu d’installateurs, dans une frange comprise entre 2.500 et 4.000 € la chambre équipée, matériel et pose inclus. Mais l’évolution technologique et le développement commercial de nouvelles gammes dans le segment VRV rend toute comparaison hasardeuse. Une solution proposée depuis peu par Airwell propose le groupe extérieur à 15.000 €, à compléter par les unités intérieures qui reviennent 1.500 € pièce. A cela s’ajoutent les frais et débours divers comme les accessoires, les contrats d’entretien… A cet égard, le constructeur tient toutefois à mentionner que la maintenance est réduite à sa plus simple expression: remplacement des filtres sur les unités intérieures, check-up et nettoyage périodique des unités extérieures… Comme dans bien d’autres domaines comme le leasing de voiture, les responsables d’entreprises vont devoir apprendre à composer avec le TCO ou Total Cost of Ownership lorsqu’ils seront confrontés aux investissements relativement élevés liés à la DRV. A la question de savoir quel investissement l’installation d’un tel système peut représenter au m2, on ne nous a pas véritablement apporté de réponse claire, les ordres de grandeur al-
La DRV convient-elle pour votre bâtiment?
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Le bâtiment équipé doit bien évidemment être bien isolé, sous peine de perdre le bénéfice lié à l’efficacité énergétique du système. Le bâtiment doit être peu inerte Les éléments internes doivent pouvoir se réchauffer rapidement.
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Le bâtiment doit avoir besoin de produire simultanément du chaud et du froid (pour chauffer un bureau en hiver et refroidir une salle informatique). La DRV s’impose lorsque la configuration du bâtiment et lorsque les besoins de ses occupants nécessitent une certaine souplesse.
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Accessoirement, la DRV constitue une solution technique qui résout le problème de l’absence de locaux techniques, lorsque les bâtiments sont trop petits et que l’occupant ne peut ou ne veut pas sacrifier de l’espace pour une salle technique.
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Utopia IVX lant de 80 à 300 € le m2. En réalité, tout dépend de la configuration des lieux. Et des exigences des occupants en termes de confort. Retour en moins de trois ans Chez Architecture & Climat, une estimation “à la louche” a été faite à l’époque où le fioul ne coûtait encore que 0,35 € le litre et le courant de jour 0,1 €/kWh. Celle-ci avait amené les experts à fixer le seuil de rentabilité à partir d’un Coefficient de Performance moyen de 2,5. Or, avec ces systèmes, on dépasse aujourd’hui allègrement les COP de 3,5 ou 3,6. En tenant compte de la possibilité, dans certains cas, de faire fonctionner le système à la fin de la nuit, au moment où les tarifs de nuit sont encore applicables, il est ainsi possible de relancer la chauffe du bâtiment avant que les premiers occupants n’y pénètrent. Or, on sait que cette opération de relance est celle qui consomme le plus d’énergie. Les professionnels rassureront toutefois assez rapidement le facility manager en affichant des périodes de retour sur investissement scandaleusement courtes –à vérifier toutefois à la lumière d’un contrôle objectif des performances des installations–. On parle en effet de un à trois ans seulement pour rentabiliser un tel investissement. En effet, comme évoqué plus haut, il convient d’inclure dans la réflexion tous les aspects de la gestion du bâtiment: ceux qui tiennent à l’évolution des consommations d’énergie, mais aussi aux frais de maintenance, à l’occupation optimale de l’espace, à la rapidité de mise en œuvre des installations, à l’absence de salle technique… Ce sont des éléments qui comptent lorsqu’on doit faire face à un prix du m2 qui s’est envolé ces dernières années… Salles à refroidir par des salles à réchauffer Les avantages de la DRV sont sans aucun doute importants, mais ce cadre enchanteur ne doit toutefois pas faire oublier que cette solution
Proposé par Hitachi, Utopia IVX est une solution qui utilise le système du flux réfrigérant variable. Il peut être combiné à une trentaine d’unités intérieures et offre un beau bilan énergétique avec un COP de 4,24 pour un volume que le constructeur a pu réduire de près de 43% par rapport aux anciens modèles. Econome, l’Utopia sait aussi se faire discret avec un niveau sonore qui rend sa présence quasi imperceptible dans l’environnement. Sa seule grosse contrainte concerne la longueur du conduit qui ne peut pas dépasser 150 mètres. On notera également que la différence de hauteur entre les unités intérieures installées le plus bas dans le bâtiment et l’unité extérieure placée sur le toit ne doit pas excéder les 15 mètres. Des limites qui cantonnent donc Utopia à une utilisation dans le segment des PME ou des petits bâtiments tertiaires.
ne convient pas à tous les bâtiments. Et le premier préalable pour pouvoir envisager l’installation d’un tel système, c’est de pouvoir déterminer si des demandes de chaud et de froid pourront apparaître simultanément. Bref, il faut pouvoir disposer d’une salle informatique ou d’un autre local à refroidir installé à proximité de locaux à réchauffer … Autre cas de figure: celui d’un immeuble de bureaux dotés de vastes baies vitrées. En hiver, la chaleur dégagée par le rayonnement solaire couplée à la chaleur dégagée par les équipements bureautiques et par les occupants sera extraite de ce plateau de bureaux pour être amenée de l’autre côté du bâtiment, du côté où le rayonnement solaire ne produit pas ses effets. On évitera ainsi de devoir chauffer la face non exposée. Une solution particulièrement intéressante en mi-saison avec des configurations en façades bénéficiant d’orientation différentes. Attention toutefois à ne pas se leurrer: d’après les estimations les plus raisonnables, et dans le cas d’un bureau-type de 3.000 m2, une analyse des besoins par simulation fera rapidement apparaître que le potentiel de récupération de chaleur sur la demande de froid peut avoisiner les 20% de la demande de froid annuelle, mais il s’agit, une fois de plus, d’un potentiel théorique. Configuration ‘en carré’ souhaitée L’effet de l’installation est plus impressionnant encore avec des confi-
gurations particulières comme une structure ‘en carré’ ou avec des étages en sous-sol. Elle peut s’imposer de fait lorsque l’usage des différentes parties du bâtiment est incertain, ce qui est de plus en plus fréquent avec le taux de rotation élevé que l’on observe dans certaines entreprises, avec des bâtiments en proie à de perpétuels déménagements, avec des plateaux entiers qui sont réorganisés, du personnel qui est réaffecté ou licencié… Dans ce cas, la DRV est suffisamment souple pour permettre une réorganisation du bâtiment sans rien perdre de l’investissement consenti puisque les installations peuvent fonctionner dans les deux sens: chaud ou froid. Etant donné la pression immobilière croissante, il est également utile de rappeler que la DRV permet d’économiser de l’espace. En effet, avec cette technologie, aucun espace technique. La technologie se prête aussi très bien à la rénovation car les tuyauteries restent “discrètes”. Le seul élément auquel il convient peut-être d’accorder plus d’importance concerne le niveau sonore de l’unité placée à l’extérieur. Encore qu’à cet égard, les progrès consentis par les fabricants sont tout simplement fabuleux avec des niveaux sonores quasi inaudibles pour les voisins grâce à des systèmes à vitesse variable et à une isolation soignée. p Johan Debière
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Une tour de 60.000 m au tout DRV! © Johnson Controls
La plus grande installation DRV d’Europe est signé Johnson Controls et Daikin. Près de 120 pompes à chaleur VRV II de Daikin alimentent 2.100 diffuseurs en chaud et froid toute l’année. Une réalisation exceptionnelle qui ouvre de nouvelles perspectives dans la rénovation de grands ensembles où les options techniques sont limitées. Les premiers résultats montrent une baisse drastique des consommations en confort climatique: 35 kWh/m2 contre 137 kWh/m2 auparavant. Qui dit mieux?
S’il fallait chercher un exemple emblématique du débit réfrigérant variable (DRV), c’est bien celui de la tour Les Miroirs. Si jusqu’à ce jour, la technologie était considérée comme idéale pour la rénovation énergétique de petits et moyens immeubles, il n’en allait pas de même pour les grands ensembles. C’est pourtant le pari qu’ont relevé les propriétaires de la tour Les Miroirs, un immeuble prestigieux de 60.000 m2 implanté au cœur du quartier d’affaires de ParisLa-Défense. C’est aussi le premier contrat de performance énergétique d’envergure (15 millions €) mené par les équipes Energy Environment & Solutions (EES) de Johnson Controls. Un carcan de contraintes Le projet est de fait ambitieux et répond aux contraintes multiples auxquelles étaient confrontés les propriétaires des Miroirs. Érigés
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en 1979, Les Miroirs ont inauguré la troisième génération des tours construites à Paris-La-Défense. Un immeuble de troisième génération certes, mais bâti sur des technologies des années 70. L’immeuble n’est ainsi équipé que de simples vitrages, pour ne citer qu’un exemple. À l’image de nombreux bâtiments du centre des affaires de Paris, Les Miroirs confiaient leur chauffage et climatisation à une centrale de production extérieure. Après deux décennies d’utilisation, l’infrastructure commence à montrer des signes de vieillissement prématuré. “Résultat d’un manque assez classique de maintenance préventive”, explique sans ambages Jacques Auxenfants, le maître d’œuvre délégué du projet de rénovation. Le résultat est sans appel: les fuites et les corrosions qui s’accumulent dans les circuits hydrauliques deviennent irréparables et les coûts de rénovation se révèlent exorbitants. Face à cette situation, les propriétaires cherchent une solution alternative et évaluent la possibilité d’amener sur place les services d’une centrale de production de chaud et froid, d’une technologie plus moderne et économe en énergie. Problème: le bâtiment est occupé à 97% de sa surface et sur un site comme La Défense, “manger” 8 m2 de surface utile par niveau pour installer des locaux techniques revient vite à mission impossible. Pour couronner le tout, l’immeuble abrite des grands noms: outre le siège mondial de Saint-Gobain (d’où, le nom Les Miroirs), on y trouve Atos Origin, une filiale trading de la Société Générale, etc. En tout 4.000 personnes, de niveau décisionnel. Le coût estimé de la relocation pour une rénovation lourde est prohibitif: 6 millions €. S’ajoute enfin les
contraintes réglementaires propres aux immeubles de grande hauteur (IGH) appliquées en France. Le défi du DRV: la taille du projet Conséquence: les solutions techniques sont peu nombreuses, dans une configuration où l’on ne peut agir sur la structure du bâtiment et où la rénovation doit s’effectuer en milieu “occupé”. “On ne disposait que de deux options, les poutres froides ou la pompe à chaleur. Nous avions confiance dans la technologie DRV quant à son efficacité climatique et énergétique, mais le vrai défi à relever était la taille du projet”, confirme Jacques Auxenfants. C’est là qu’intervient le bureau d’ingénierie Climadequat et son patron Olivier Pinos. “Un thermicien de génie”, précise Jacques © Daikin Auxenfants. L’homme travaille sur le projet depuis 2002. C’est lui qui propose la solution DRV. Sur base d’un appel d’offres, il invite trois fabricants à mettre leur technologie au banc d’essai. C’est Daikin et son VRV II de l’époque qui rencontre le mieux les exigences d’Olivier Pinos, soit l’obtention d’un COP de 3,8. “La contrainte était de pouvoir intégrer cette machine au système de gainage propre du bâtiment, d’optimiser les performances en fonction des distances de gainage et des charges exigées”. Le résultat est impressionnant. La solution retenue met en œuvre pas moins de 120 groupes VRV II posés en terrasses qui alimentent 2.100 unités gainables 2 tubes gérés de façon individuelle
et par zone. Pour contourner la contrainte des 2 tubes, Climadequat a en effet découpé le bâtiment en 20 zones homogènes. Les groupes externes sont autonomes et alimentent chacun un maximum de quinze bureaux. Les 20 zones quant à elles sont choisies de manière à offrir des expositions identiques. Si un étage présente deux zones à expositions contrastées, elles seront alimentées
par deux groupes différents. De manière à ce qu’une zone puisse être chauffée, tandis que l’autre serait rafraîchie, si cela s’avère nécessaire. Au final, le système permet une régulation individuelle du confort climatique sur une latitude inférieure à 3 mètres. On peut difficilement mieux faire et pourtant. “Nous avons développé en partenariat avec Daikin un système de gestion ilote permettant de travailler en chaleur sensible et d’éliminer le travail en chaleur latente, très consommateur en énergie et sans réel bénéfice pour le confort”, précise Olivier Pinos. Chaque groupe est ainsi équipé d’une électronique de régulation auto-modulante elle-même reliée à une GTC évoluée. “Celle-ci a été dé-
Li’i’inst L ns all nst allati llati tiion on com om mpre prend nd d 120 120 12 20 unitté uni tés és é s VR VRV II montées tté é en terrasse, soit la plus grande installation DRV d’Europe à ce jour.
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veloppée en partenariat avec Johnson Controls pour offrir le meilleur rendement énergétique tout en maintenant un confort de haute qualité”. La GTC prend ainsi en compte la température extérieure, l’orientation solaire, l’enthalpie de reprise d’air en façade, les consignes ou demandes de chaque bureau, le fonctionnement économique nocturne et l’effacement en période non occupée (week-end). Le système est
Cha haque qu gr que gro oup up upe est éq est é équip quip uipé é d’un ’u une un ne éle ectr ctroni oniique qu de e rég gula ulatio lati tio ion auto ttomodula mod ulante nte,, ellllle lle e mêm ême reli ê eliée ée à ée une un ne n e GT GTC C dé éve veve veloppée lop llo oppée e pa parr JJohnohnohn h son Controls.
en outre auto-apprenant. Précisons enfin que l’installation a été dimensionnée pour répondre à 130% de la charge nécessaire. Une option privilégiée pour accroître les COP effectifs en mi-régime. “Sous nos latitudes, c’est le mode le plus fréquent. Si l’investissement est plus élevé, il est vite récupéré à l’exploitation, grâce à des plages de fonctionnement atteignant des COP supérieurs à 6”, précise Olivier Pinos.
Optimiser les flux d’air Puissance, performance et régulation acquises, l’équipe de Climadequat s’est aussi focalisée sur l’optimisation des flux d’air en faisant développer chez Halton une grille de diffusion spécialement étudiée pour le projet. “Le bâtiment d’architecture verrière est équipé d’un simple vitrage avec une isolation de façade faible. Nous avons dès lors beaucoup travaillé sur l’effet coanda afin d’habiller les façades d’une lame d’air chaud contrôlée en vitesse et température. Pour la période d’été, nous avons également travaillé sur l’élimination des filets d’air froid (douche froide) qui sont générateurs d’inconfort”, affirme Olivier Pinos. Autre bénéfice: la réinstallation du système a également permis de mettre en place des conduites d’air frais dans chaque bureau. Et là aussi, les concepteurs sont allés un cran plus loin: ils ont tout simplement doublé les débits imposés en IGH (soit 50m3/h contre 25m3/h) en privilégiant la récupération de chaleur sur l’air extrait via deux batteries de récupération. 35 kWh/m2 contre 137 kWh/m2 Les résultats? Les premières mesures converties en degrés jours dans l’un des corps de bâtiment (au nombre de 4) indiquent une chute vertigineuse de la consommation énergétique en HVAC: 35 kWh/m2 par an contre 137 kWh/m2 par an, moyenne en degrés jours sur les cinq dernières années. Même si les résultats finaux seront sensiblement plus élevés, ils seront largement sous la norme de la nouvelle réglementation thermique française (RT 2005) qui impose une consommation limite de 80 kWh/m2 en HVAC dans un bâtiment ancien faisant l’objet d’une rénovation. Et cela avec un simple vitrage!
La réalisation est si convaincante que les propriétaires envisagent la certification du bâtiment en label HQE exploitation (Haute Performance Energétique) et l’introduction d’une demande de certificats d’économie d’énergie. Ce système adopté en France permet de valoriser les économies d’énergie par la mise en place d’un marché de certificats; les électriciens étant tenus de les racheter. Pour Les miroirs, l’évaluation est de 30 millions de kWh cumac (unité d’économie comptabilisée en kWh d’énergie finale) sur une période de 10 ans, soit 33% de la consommation totale du site (un peu plus de 8 millions kWh/an). À 2 cents le kWh cumac, cela fait 600.000 €. Une planification à la hauteur Au final, la facture énergétique est réduite de 33%, passant de 600.000 € à 400.000 € par an. Mais ce résultat est aussi garanti par Johnson Controls qui a pris en charge l’exécution du projet dans le cadre d’un contrat de performance énergétique portant sur 7 ans. C’est que, outre les enjeux techniques, le projet était titanesque: 20 mois de chantier en site occupé et où l’accessibilité, tant intérieure qu’extérieure, est une contrainte permanente. Un grand effort de planification et de programmation a donc été nécessaire. Les travaux ont eu lieu de nuit, avec une base de vie sur site pouvant accueillir 80 personnes. Mais le chantier proprement dit a été placé en dehors de Paris. Johson Controls a mis au point un système de kitting pour permettre un approvisionnement en flux tendu et coordonné des composants nécessaires à chaque nuit de travail. À 7 heures du matin, les bureaux étaient nettoyés, pour faire place nette à l’occupant… p Alfons Vanbergen
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Image of the Zenith building in Brussels - architects: SCAU (Macary & Delamain) / CERAU - visualisation: Codic group
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