Energymag 11 fr by In Site

energymag the energy manager magazine

Périodique d’information | Edition française | septembre - octobre - novembre 2008 | n° 11 | www.energymag.be

6,50 €

# 11

MARKET

Focus

Essent vendra l’électricité de T-Power à Tessenderlo

MANAGEMENT

Solaire Photovoltaïque C’est le moment d’investir!

DOSSIER

Green building

Les bureaux verts devront faire leurs preuves face au marché

Le Code de l’Environnement

Un nouveau benchmark international

Aeropolis II

Des bureaux passifs à 18 € le m2!

EFFICIENCY Bureau de depot : Bruxelles X - Agrément n° P601043

Industrie

Chaudfontaine investit dans une installation géothermique unique en son genre

TECHNOLOGY

Cogénération

Le Groupe Lamaire valorise les déchets organiques

RENEWABLE

Biowanze

La pièce maîtresse du marché belge des biocarburants

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COVER STORY

Daniel Termont, l’homme fort des communes Le bras de fer entre Publigaz et GDF Suez tourne à l’avantage des communes

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Connect emission-free power to the grid? ABB is helping construct the worldâ&#x20AC;&#x2122;s largest offshore wind farm. Using our eco-friendly transmission technology, this 400-megawatt plant is expected to avoid 1.5 million tons of CO 2 emissions per year and improve the reliability of the power grid. Itâ&#x20AC;&#x2122;s just one of the ways that we, as the biggest supplier of electrical products and services for the wind industry, can use renewable power sources to help combat climate change. www.abb.be

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éedito

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Périodique d’information

| Edition française | septembre

- octobre - novembre 2008

| n° 11 | www.energymag.be

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Energymag, the energy manager magazine 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

MARKET

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Essent vendra l’électricité de T-Power à Tessenderlo

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Solaire Photovoltaïque

C’est le moment d’investir!

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Les bureaux verts devront faire leurs preuves face au marché

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Un nouveau benchmark

Aeropolis II

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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

COVER STORY

Daniel Termont, l’homme fort des communes

Le bras de fer entre Publigaz et GDF Suez tourne à l’avantage des communes

Rédacteur en chef : Jean-François MARCHAND (jfmarchand@energymag.be) Rédactrice en chef adjointe : Sylvie WALRAEVENS (swalraevens@energymag.be) Secrétaire de rédaction : Jean HINS (jhins@energymag.be) Journalistes et collaborateurs : Ismaël DAOUD, DATATRA, DYOD, Els JONCKHEERE, Harold SCHUITEN, Charles SCHWEIZER, Alfons VANBERGEN, François VILLERS

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Vers un manque de carburant financier

Dans une discussion récente avec le CFO du groupe Altran (16.000 consultants dans le monde), celui-ci détaillait les heures pénibles qui ont suivi au plus fort de la crise financière. Comme bon nombre d'entreprises, le groupe se finance à court terme sur le marché obligataire. En quelques jours, Altran et d’autres sociétés côtées sur la place parisienne se sont retrouvées court de plusieurs milliards € d’obligations à 3 mois à refinancer avec des banques jouant à guichet fermés. Ceci pour illustrer l’impact que la crise a déjà eu sur les entreprises et les angoisses qu’ont du vivre bien des CFO. Le problème, c’est que l’horizon des financements à long terme n’est pas moins sombre selon notre interlocuteur. Cette situation devrait inquiéter pour l’avenir du marché électrique belge, dont on sait qu’il est dangereusement sous-capacitaire. Comment des développeurs comme Air Energy ou Aspiravi pourront financer des grands parcs éoliens off-shore de plusieurs centaines de millions €? Les projets de centrales à cycle combiné annoncés par Nuon ou la SPE-Luminus verront-ils bien le jour, au rythme prévu? En fin de compte, quel impact la crise financière aura-t-elle sur les investissements dans les capacités de production en Belgique? Les prochains mois seront sans doute cruciaux et dans ce contexte, tout ce qui affaiblit un peu plus le climat d’investissement dans les infrastructures électriques rendra les choses plus difficiles encore. Ainsi, faut-il craindre le plafonnement des prix de l’électricité réclamé par le Ministre Fédéral de l’Energie Paul Magnette. Comme le rappelle la Fédération des grands consommateurs industriels (Febeliec), un tel blocage des prix dégraderait le climat d’investissement. Ajoutant la pénurie de capitaux, on ne peut que lui donner raison. Dans ses propositions alternatives au blocage des prix (voir article p. 12), la Febeliec cite le modèle d’Exeltium, un consortium créé en France par de grands consommateurs industriels. Celui-ci a finalisé l’an dernier un contrat à long terme d’un montant de 13 milliards € avec EDF qui assure à ses membres un tarif protégé et constant inférieur à 40 € le mégawattheure au lieu d’un prix de marché aléatoire et actuellement proche des 100 €. Exeltium avait craint un temps le blocage de cet accord par les autorités européennes pour pratique anti-concurrentielle, il n’en est rien. Mais c’est à présent la crise financière qui vient le compromettre, sinon le retarder. Le consortium n’arrive pas à finaliser son emprunt de 3,7 milliards €. Et pourtant, il compte comme membres sept grands groupes industriels mondiaux. C’est dire si nombre de projets énergétiques risquent d’être à mal dans les mois à venir.

Jean-François Marchand n°11 energymag | 3

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> DOSSIER GREEN BUILDINGS LES BUREAUX VERTS DEVRONT FAIRE LEURS PREUVES FACE AU MARCHÉ

Les nouvelles certifications énergétiques entrant bientôt en vigueur, elles imposent aux promoteurs des coûts de construction plus élevés. Se pose maintenant la question de l’amortissement de ces immeubles verts sur le marché locatif.

SOMMAIRE MARKET

EFFICIENCY

6 COVER STORY

36 BUILDINGS

Interview Daniel Termont: carton plein pour Publigaz

Aeropolis II: des bureaux passifs à 18 € le m2!

11 ACTEURS

40 INDUSTRY

12 BREVES 15 TRENDS

Le pétrole à la croisée des chemins 19 FOCUS

Essent vendra l’électricité de T-Power à Tessenderlo

Chaudfontaine investit dans une installation géothermique unique

> Solaire Photovoltaïque: c’est le moment d’investir! > L’économie du photovoltaïque: comparaison par région

le solaire photovoltaïque

TECHNOLOGY 44 COGENERATION

Le Groupe Lamaire valorise les déchets organiques

MANAGEMENT 20 SOLAR POWER

> 20 Les aides publiques font exploser

RENEWABLE 48 BIOFUELS

> 40 La source de Chaudfontaine pour produire de l’énergie

Biowanze: la pièce maîtresse du marché belge des biocarburants

27 DOSSIER GREEN BUILDINGS > Les bâtiments verts devront faire leurs preuves face au marché > Le Code de l’Environnement, nouveau benchmark international

> 44 Quand les pommes de terre produisent de l’électricité

> 48 Première mondiale: Biowanze

100% renouvelable grâce à une cogénération biomasse innovante

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Interview Daniel Termont

Carton plein pour Publigaz! Distrigaz, Fluxys, Zeebrugge… Trois dossiers épineux dans lesquels le holding communal Publigaz a pesé de tout son poids ces derniers mois. Le bras de fer annoncé entre les communes belges et GDF Suez a bien eu lieu. Et pour une fois, il tourne à l’avantage du marché belge. Entretien avec son Président,

Daniel Termont, l’homme au cœur de toutes les négociations.

Etes-vous satisfait du résultat des négociations avec GDF Suez quant à l’actionnariat de Fluxys et au contrôle de Zeebrugge? Dans ce genre de négociation, le résultat est toujours le fruit d’un compromis. Nous avons dû concéder que GDF Suez devienne propriétaire à 60 % du terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Fluxys à Zeebrugge. Mais en contrepartie, Publigaz deviendra actionnaire majoritaire de Fluxys à la fin 2009, ce qui entraînera le passage de toutes les infrastructures gazières dans les mains du secteur public. Ajoutons que le terminal est totalement géré sur le plan stratégique par le Conseil d’administration de Fluxys.

La gestion journalière comprend la supervision de la maintenance, les contrats ainsi que tous les aspects commerciaux. Et ce n’est pas tout: en 2010, l’Assemblée générale de Fluxys évaluera deux points spécifiques: premièrement, s’il n’y a pas eu une éventuelle discrimination suite à un mauvais usage du terminal par Suez ou un autre partenaire; deuxièmement, s’il y a eu suffisamment d’investissements dans l’entretien du terminal Fluxys, une exigence imposée par l’Europe. En cas d’éventuel manquement, GDF Suez sera mis sur la touche. Enfin, le dernier critère d’évaluation est de savoir si la gouvernance offre suffisamment de garanties.

Vous avez porté beaucoup d’attention aux garanties de concurrence. Est-ce à dire que vous craigniez une manipulation du marché par le gestionnaire du terminal? Il incombe aux autorités publiques de veiller à ce que le marché ne soit pas manipulé par un seul fournisseur de gaz. Illustrons ceci par un exemple –tout à fait fictif, disons-le d’emblée–: imaginez que Suez n’autorise pas un méthanier venant livrer du gaz à Zeebrugge à décharger son chargement “pour des raisons techniques” et qu’entre-temps, il vende son propre gaz à un meilleur prix… Dans ce cas, nous nous retrouverions embarqués dans un scénario extrêmement dommageable: si plusieurs parties proposent leur gaz au même moment, le gestionnaire de l’installation pourrait alors diriger le marché. C’est précisément pour éviter ce genre de situation qu’il est crucial qu’une partie neutre, les pouvoirs publics en l’occurrence, assurent le contrôle du système. En juillet, vous aviez menacé de rendre votre mandat de Président de Publigaz face à l’accord qui était sur la table à ce moment. Pourquoi? Au début du mois de juillet, nous n’avions aucune certitude quant à l’intégration de Fluxys International au sein de Fluxys. Pire encore: un rapport évoquait même un tout autre cap. Qui plus est, il n’y avait aucun accord; nous aurions été enchaînés à vie à GDF Suez sans aucune forme d’évaluation. Ces deux points, à savoir la consoli-

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dation et l’évaluation, apparaissent dans l’accord du 9 juillet. C’est là que se trouve la différence. En faisant valoir notre rang pendant une semaine, nous avons fait épargner plus de sept millions € aux pouvoirs publics. Cela en valait résolument la peine! La menace de GDF Suez de se retirer de Zeebrugge a-t-elle pesé dans les négociations? Sincèrement, je n’ai pas du tout été impressionné par la menace de GDF Suez de se retirer de Zeebrugge. Que pouvait-il faire peser dans la balance? Au terminal, GDF Suez n’est qu’un client qui ne représente qu’un cinquième du chiffre d’affaires total. D’autre part, il est engagé par un contrat de vingt ans qui court. Et enfin: quel autre choix avait-il? En réalité, il aurait même été plutôt intéressant que GDF Suez quitte Zeebrugge, car il y a une demande plus que suffisante pour la reprise de leurs vingt-deux slots au terminal. C’est du moins ce qu’il ressort d’une grande enquête de marché réalisée par Fluxys. Et si GDF Suez n’investit pas dans le terminal? Impossible! L’Europe l’y contraint: elle a décidé que Fluxys pourrait faire valoir la part de GDF Suez si celui-ci ne tenait pas ses engagements. Vous voyez, nous sommes totalement couverts. Comment êtes-vous parvenus à ce résultat? De façon extrêmement simple: s’il n’y avait pas eu d’accord, cela aurait quand même été à notre avantage car Fluxys reste majoritairement entre nos mains. Ce n’était pas nous, mais GDF Suez qui était sous pression. Sans accord, GDF Suez perdait le terminal et Fluxys. GDF Suez a finalement donné le feu vert –bien qu’il dispose de la majorité des administrateurs– parce qu’il y avait un accord d’actionnariat. Des tensions entre les actionnaires et les

Une pièce en trois actes Acte 1 - La cession de Distrigaz

Le premier acte a concerné la cession de Distrigaz. Pour rappel, la Commission européenne avait exigé la cession des parts de Suez (57,24%) dans Distrigaz comme préalable à sa fusion avec GDF. Le 29 mai dernier, Suez s’était mis d’accord avec le pétrolier italien ENI afin de lui céder cette participation pour 2,7 milliards €. Publigaz, deuxième actionnaire de Distrigaz avec 31,5% des parts et disposant d’un droit de préemption sur la participation de Suez avait exigé des garanties très fortes pour renoncer à ce droit. De quoi mettre la pression sur ENI et s’inviter à la table des négociations. Un pacte d’actionnaire entre ENI et Publigaz a été entériné le 30 juillet. Pour renoncement à son droit de préemption, Publigaz a obtenu un plan de gouvernance qui prévoit d’associer la holding publique aux prises de décisions stratégiques sur la gestion de Distrigaz. Cela va loin: politique de dividende, plan d’investissements, contrats majeurs d’approvisionnement, comptes annuels…, autant de points qui nécessiteront l’assentiment de Publigaz. Les deux parties se sont également réservées un droit de préemption réciproque sur leurs parts respectives. Malgré sa position minoritaire, Publigaz s’est ainsi assuré des pouvoirs déterminants au sein de Distrigaz. Plus que sous l’ère Suez. “Grâce à l’arrivée d’Eni, Publigaz aura plus à dire dans Distrigaz”, lançait alors Daniel Termont. “Et le groupe aura une plus grande force de frappe”. Une remarque à peine voilée à la situation qui prédominait sous Suez. Signalons que la Commission vient d’approuver le rachat de Distrigaz par Eni.

Acte 2 - La cession de SPE-Luminus

Comme condition à la fusion avec Suez, la Commission européenne a imposé à Gaz de France la cession des 25,5% que le gazier français détenait dans SPE-Luminus, le deuxième électricien du pays. Dans un premier temps, GDF a cédé ses parts à son compatriote EDF. Pas de chance pour l’électricien français, le britannique Centrica a exercé le droit de préemption qu’il détenait sur les parts de GDF. Dans ce dossier, les communes actionnaires à 49% de SPE via la Spebel n’avaient pas mot à dire, mais ne sont pas rester inactives. Comme on le lira dans l’interview de Daniel Termont, Publigaz a fait en sorte de “sécuriser” les contrats d’approvisionnement en gaz de la SPE-Luminus avec son nouveau “partenaire” ENI. La SPE-Luminus sera dés lors un peu plus indépendante de son principal concurrent pour envisager son développement futur. Reste à voir qui reprendra finalement la SPE: des rumeurs laissent entendre qu’EDF pourrait revenir sur le devant de la scène dans un troc avec Centrica suite à son rachat de l’électricien British Energy.

Acte 3 - La négociation Fluxys/Zeebrugge

Pour approuver la fusion GDF Suez, la Commission européenne avait exigé que Suez se défasse d’une partie de ses actions Fluxys (57,25%) et descende à 45% dans le gestionnaire du réseau gazier belge. Suez avait initialement conclu un accord de cession avec le fonds britannique d’investissements Ecofin Limited, mais Publigaz, disposant d’un droit de préemption sur ces actions entendait l’exercer. L’enjeu des négociations: le terminal gazier de Zeebrugge, dont Suez entendait garder la propriété et Publigaz s’en assurer le contrôle. C’est que le hub de Zeebrugge est stratégique: celui-ci contrôle en effet l’arrivée par méthanier du gaz naturel liquéfié (GNL), une source d’approvisionnement essentielle. Un premier accord a échoué début juillet, Daniel Termont estimant ne pas avoir suffisamment de garanties. Après avoir bataillé tout l’été, les parties se sont accordées fin août. Publigaz a exercé son droit de préemption sur les 12,5% du capital de Fluxys cédés par Suez, montant ainsi à part égale de Suez dans Fluxys (45%). Mais l’accord prévoit qu’à partir de 2010, Publigaz prendra le contrôle de Fluxys en montant à 51,28%. A l’issue de l’opération, le holding public occupera la majorité des sièges au conseil d’administration de Fluxys et prendra la présidence du groupe en 2010. Le terminal au cœur des négociations sera logé dans une nouvelle entité, Fluxys International dont le capital sera aux mains de GDF Suez à concurrence de 60% tandis que Fluxys en assurera la gestion. Une évaluation du partenariat est prévue en 2010 sur les points critiques de l’accord: la liberté de trafic dans le port méthanier, les investissement pour le développer et la gouvernance de Fluxys International. n°11 energymag | 7

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administrateurs auraient mis en péril la position de la Belgique. Vous avez fait peser le poids de Publigaz dans les trois dossiers SPE, Distrigaz et Fluxys. Y avait-il un accord sous la table pour garantir un meilleur développement à la SPE? Je pense en particulier à la sécurisation de ses approvisionnements en gaz? La seule alternative pour l’avenir sont les centrales à cycle combiné gaz/vapeur. Un accord avec ENI nous permet de cogérer les futurs approvisionnements en gaz de notre pays. Ce qui n’est pas négligeable, car en cas de pénurie, nous pourrons grâce à cela user de notre influence auprès des fournisseurs de gaz. C’est la raison pour laquelle nous nous sommes assis autour de la table avec Distrigaz; nous voulons coûte que coûte garder un pied dans Distrigaz. Ceci explique également pourquoi j’ai personnellement insisté sur la conclusion d’un nouveau contrat de longue durée avec SPE: pour avoir des garanties, toujours dans un cadre légal et en tenant compte des conditions du marché. Et je dois dire que j’ai contribué à pacifier les discussions. Dans le dossier Distrigaz, en quoi l’accord conclut avec ENI est-il favorable à la compétitivité du marché belge? L’accord conclu avec ENI concernant l’approvisionnement en gaz est une aubaine car cela crée des possibilités pour Distrigaz. Si un problème survient demain en Russie ou en Géorgie, nous pourrons nous raccrocher à ENI. Il faut savoir qu’ENI est le principal négociant en gaz d’Europe et que la société dispose de neuf ou dix sources gazières, en Norvège, en Égypte, etc. Cet accord permet à Distrigaz de se retrouver dans un groupe de spécialistes, ce qui amène une sécurité beaucoup plus grande pour notre pays.

Quelles sont les prochaines étapes au niveau des autorités publiques belges quant au marché du gaz? Nous devons absolument aboutir à des structures plus transparentes. Les autorités communales sont trop morcelées. Aujourd’hui, la distribution du gaz est assurée par huit intercommunales mixtes et plusieurs intercommunales pures. Devons-nous regrouper Publigaz et Publi T? Voilà une piste qui mériterait d’être examinée. Ce qui est certain, c’est que nous devons davantage centraliser, fusionner. Le frein, ce sont les mandats en jeu. Le paysage gazier est devenu particulièrement complexe. Ce sera peut-être pour les prochaines élections. La redistribution des cartes suite à la fusion GDF Suez offre-t-elle plus de concurrence aujourd’hui? Cela, je ne le sais pas, je n’ai pas de boule de cristal! Ce que je sais, en revanche, c’est qu’aujourd’hui, nous nous rapprochons d’une libéralisation, même si nous n’avons toujours pas la certitude que nous avons réellement trois ou quatre acteurs sur le marché de l’électricité. ENI deviendra l’acteur central pour l’approvisionnement en gaz, mais il n’est pas intéressé par la production d’électricité. L’entrée en jeu d’ENI n’a donc pas amené l’apparition d’un troisième acteur dans le paysage de l’électricité. Ce sont GDF Suez et SPE qui ont les cartes en main. Il faudra encore attendre un certain temps avant de pouvoir parler de véritable libéralisation en Belgique. Les pouvoirs publics permettent de prendre des décisions, de choisir entre l’écologie et l’économie et, ce faisant, de créer les conditions-cadre d’un marché libéralisé. Aucun chiffre absolu n’a encore été fixé pour les centrales électriques, et encore moins concernant leurs lieux d’implantation. Les groupes internationaux qui veulent construire en Belgique sont nombreux. Rien que pour Gand, j’ai déjà rencontré quatre candidats qui souhaitent investir dans des centrales supplémentaires dans

le port. Les autorités fédérales et régionales doivent ouvrir la voie. Personnellement, je suis favorable aux sources d’énergie alternatives qui permettraient de garantir à terme la viabilité de notre monde. Mais dans ce cas, nous devons être attentifs à l’aménagement de notre territoire et déterminer de manière claire les lieux d’implantation des éoliennes, panneaux solaires, etc. Comment jugez-vous l’attitude des autorités belges dans la gestion du volet énergie? J’adopte une attitude très critique à l’égard de la politique gouvernementale. Prenez le débat qui fait rage autour de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, nous n’avons absolument aucune garantie solide d’être en mesure d’évoluer vers une technologie sûre à cent pour cent. Voilà pourquoi il faut œuvrer à une indépendance de plus en plus grande à l’égard de l’énergie nucléaire. Mais pour ce faire, il faut naturellement disposer d’alternatives suffisantes… C’est la raison pour laquelle je plaide avec force en faveur de grands investissements dans le domaine de la recherche. C’est uniquement lorsque nous serons capables de créer suffisamment d’énergie grâce aux ressources naturelles que nous pourrons mettre fin à notre dépendance à l’égard des combustibles qui se raréfient. Aujourd’hui, la Belgique a besoin de deux nouvelles centrales, à mon avis des centrales au gaz, pour couvrir les besoins énergétiques actuels. Il est temps que les autorités fédérales et régionales opèrent des choix. Des plans décennaux suffisent, il n’y a pas besoin d’aller voir plus loin. Si nous pataugeons encore cinq ans, les scénarios américains deviendront également notre lot. p Propos recueillis par Jean-François Marchand et Sylvie Walraevens

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Projet biomasse pour Shanks La société américaine Intrinergy, associée au groupe européen Shanks, a conclu un financement de 34 millions € avec la banque allemande NORD/LB pour la construction d’une centrale de cogénération à la biomasse. Le projet a déjà reçu les autorisations nécessaires. Il porte sur le développement dans une nouvelle zone industrielle située en Flandre d’une centrale de cogénération et d’une usine de fabrication de granulés de bois. La centrale, alimentée par la biomasse renouvelable fournie par Foronex, une filiale locale de Shanks, produira jusqu’à 12 MWth et 5 MWe. La vapeur et une part de l’électricité fourniront l’énergie nécessaire à la chaîne de production des granulés de bois située tout à côté et qui en produira 50.000 tonnes par an.

Nuon bientôt prêt pour sa centrale à Seneffe Une cogénération biomasse pour Solvay Solvay équipera son site de production de chlore à Tavaux (France) d’une centrale de cogénération biomasse. D’une puissance de 30 MW, elle produira 30 tonnes de vapeur par heure et satisfera à 15% des besoins en énergie du site pour une réduction des émissions CO2 espérée de 20%. L’investissement de 67 millions € sera réalisé et exploité par Dalkia tandis que l’électricité sera revendue à EDF. La moitié de la biomasse consommée dans la centrale sera composée de produits de recyclage et l’autre moitié de branchages issus de l’exploitation forestière existante. Signalons que l’industriel investira 55 millions € supplémentaires pour réduire la consommation d’énergie du site. Le programme vise à remplacer l’unité d’électrolyse à mercure par une nouvelle unité à membrane, moins énergivore.

Electrabel entend construire deux parcs éoliens en Mer du Nord Electrabel, GDF Suez, et Jan De Nul, un groupe de dragage et de remblayage, ont introduit auprès de la CREG des demandes de concession pour la construction de deux parcs éoliens en mer du Nord. Le premier projet, Blue4Power I serait situé à 60 km de la côte, dans la zone au nord du Bligh Bank. Il s’agirait du plus grand parc éolien offshore de Belgique, selon Electrabel. Blue4Power II, le deuxième parc, serait érigé 20 km plus au sud, entre le Bligh Bank et le Bank zonder Naam. “Si les concessions sont accordées, les premières éoliennes seront mises en service à partir de 2012”, précise l’énergéticien, qui réitère de la sorte sa volonté de poursuivre le développement sa capacité de production renouvelable.

Nuon prépare la construction d’une centrale à cycle combiné de 400 MW sur son site de Seneffe. L’entrepreneur qui effectuera les travaux préparatoires vient d’être choisi. Nuon prévoit d’obtenir en 2009 les permis nécessaires pour pouvoir démarrer la construction de la centrale. Avec ce projet à Seneffe, mais aussi la construction d’un grand parc d’éoliennes dans le port d’Anvers, Nuon poursuit son programme de développement de capacités propres.

GDF Suez met la main sur Econergy International GDF Suez annonce le rachat pour environ 50 millions €, d’Econergy International, société spécialisée dans les projets d’énergie renouvelable en Amérique latine principalement et en Amérique du Nord. Pour Dirk Beeuwsaert, CEO de Suez Energy International “Econergy International s’intègre parfaitement au sein de notre portefeuille international et le complète utilement. L’entreprise développe un éventail d’actifs intéressants dans le domaine du renouvelable, tels que des unités éoliennes et petites unités hydroélectriques, sur des marchés où GDF Suez est déjà présent ou souhaite s’implanter. Econergy International renforcera également les compétences de GDF Suez en matière de crédits carbone et de sources d’énergie renouvelable non conventionnelles”.

Enel a racheté 80% de Marcinelle Energie La compagnie italienne d’électricité Enel a acheté au sidérurgiste Duferco 80% du capital de la société Marcinelle Energie qui construira sur le site de Carsid, à Charleroi, une centrale électrique d’une puissance de 420 MW. Montant de la transaction: 32 millions €. Le projet avait déjà été présenté par Duferco dans le cadre de ses plans de diversification. Le chantier, qui a démarré en juillet, est censé s’achever en 2011 pour un investissement to-

tal de 290 millions €. Le site produira 2,5 TWh d’électricité destinée au marché belge.

Saint-Gobain investit dans le solaire Le verrier français Saint-Gobain vient d’inaugurer en Allemagne en collaboration avec Shell une usine de production de panneaux photovoltaïques. D’un investissement de 65 millions €, cette usine devrait pouvoir produire 165.000 modules par an. Les deux partenaires envisagent déjà l’ouverture d’une seconde usine du même type. Saint-Gobain souhaite faire de ce secteur un métier à part entière du groupe et vise un chiffre d’affaires de 2 milliards € d’ici cinq ans.

Thenergo exploitera le Jatropha Le producteur d’énergie renouvelable Thenergo vient de procéder à trois augmentations de capital qui porteront la part des anciens actionnaires de Leysen à 21,7%. Basée à Anvers, Thenergo est spécialisée dans le développement et l’exploitation de projets d’énergie renouvelable, utilisant du biogaz, du gaz naturel, de l’huile végétale, des déchets de bois et des combustibles secondaires provenant de déchets (biomasse). Leysen, une société du groupe Thenergo, explore le potentiel du jatropha comme source d’énergie renouvelable. Thenergo veut en extraire un biocarburant, qui sera destiné à alimenter la centrale Greenpower, une unité de cogénération située à Merkplas.

A&S Energie nouvel acteur biomasse Les projets biomasse ont le vent en poupe. La société A&S Energie, née d’une collaboration entre Aspiravi et Spano, a lancé récemment la construction d’une centrale à biomasse jouxtant le site de Spano à Oostrozebeke en Flandre occidentale. A&S Energie y traitera 170.000 tonnes de déchets de bois non recyclables par an. La mise en service de la centrale (90 millions €) est prévue pour 2010. L’installation déploiera une puissance électrique de 24,6 MW et aura une production annuelle nette de 175 GWh d’énergie.

EDF se renforce dans le gaz EDF a annoncé qu’il allait prendre une participation “majoritaire” dans des champs gaziers en mer du Nord britannique pour un montant de 335 millions €. Il a signé un accord à cet effet avec ATP Oil & Gas UK, filiale de la compagnie pétrolière américaine ATP Oil & Gas Corporation (ATPG), qui va lui céder 80% de ses participations dans des actifs gaziers situés en mer du Nord britannique. Le volume estimé des champs visés est de 3 milliards de mètres cubes.

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en bref [Biomasse]

[ focus ]

Les fientes de poulets néerlandais génèrent de l’électricité

Non au blocage des prix, oui à un régulateur fort Plafonner les prix de l’électricité, comme le clame Paul

Magnette, Ministre fédéral de l’Energie, une bonne idée? Les grands consommateurs du pays craignent

[off-shore]

Après l’éolien, l’hydrolien

EDF lance la construction d’un projet pilote de ferme hydrolienne produisant de l’électricité à partir de l’énergie hydraulique des courants de marées. De 4 à 10 hydroliennes d’une capacité totale de 2 à 4 MW seront installées par la société irlandaise OpenHydro au large des Côtes d’Armor (France). L’avantage de la technologie est la prédictibilité de la production, des modèles permettent en effet de prévoir avec précision l’énergie cinétique des marées en un lieu donné. L’inconvénient est l’accessibilité aux turbines sous-marine lors d’entretiens ou de réparations. Le potentiel de production est cependant élevé, EDF estimant que la France pourrait produire jusqu’à 10 millions de MWh par an.

tout le contraire.

Les Pays-Bas ont mis en route la première centrale électrique à biomasse européenne alimentée par des fientes de poulets. Pour assurer une puissance de 36,5MW, la centrale de Moerdijk, dans le sud des Pays-Bas, récupérera quelques 440.000 tonnes de fiente par an auprès de 630 exploitations. La production électrique annuelle devrait dépasser les 270 millions de kWh. Le méthane dégagé par les déchets organiques est brûlé pour produire du courant, et les résidus transformés en engrais. Dix années ont été nécessaires au groupe néerlandais Delta pour mener à bien le développement du projet.

Sur demande du ministre du Climat et de l’Energie, la GREG (régulateur fédéral) a étudié l’évolution des prix du gaz et de l’électricité entre juillet 2003 et avril 2008. Sans surprise, les hausses des tarifs enregistrées sont considérables. Sur les 5 années étudiées, le prix de l’électricité a gagné 35 à 55%, celui du gaz de 50 à 90%. On sait ce qui a suivi de ce rapport avec la spectaculaire sortie de Paul Magnette sur un plafonnement transitoire des prix de l’électricité, la plongée des cours de bourse des énergéticiens européens, GDF Suez en tête et la réaction courroucée de ce dernier menaçant de saisir le conseil d’Etat. Mais est-ce une bonne idée? Non selon la Febeliec, la Fédération belge des consommateurs industriels d’énergie. Certes, elle rappelle qu’en 2008, le prix de l’électricité a également flambé pour les entreprises (+ 40%) et que la situation devient peu à peu intenable, mais juge un blocage brutal des prix inapproprié. Elle souligne que les prix élevés s’accompagnent d’une pénurie en électricité, ce qui handicape notre pays par rapport

à nos voisins. Un blocage des prix et un arrêt de la concurrence et des investissements ne feront qu’accentuer la production insuffisante, entraîner encore les prix à la hausse et détériorer davantage le climat d’investissement pour de nouvelles unités de production. Elle révèle qu’il est par contre urgent que le régulateur contrôle davantage la formation des prix et prenne des mesures transitoires, y compris pour les entreprises industrielles, afin de faire face aux conséquences des prix élevés. D’autres pays européens ont déjà pris des mesures de régulation. Febeliec cite notamment l’exemple de la France, où les gros consommateurs se sont regroupés au sein d’Exceltium, un consortium pour la production et l’achat en commun, et où les autorités ont introduit l’an dernier le système TARTAM (Tarif Retour au Marché). Les consommateurs peuvent opter pour un tarif inférieur au prix du marché. Ce tarif peut aussi être offert par les nouveaux entrants sur le marché parce qu’ils bénéficient pour la différence d’une compensation à partir d’un fonds alimenté par les surprofits d’EDF. Ce faisant, la Febeliec enfonce deux fois le clou sur les “surprofits du monopole nucléaire” lesquels ne profitent qu’aux seuls producteurs existants. Et de réclamer également une taxe “nucléaire” qui remplacerait les prélèvements et charges grevant l’électricité. La répercussion d’une telle mesure sur le prix du marché pourrait être réalisée selon la Febeliec en donnant la possibilité au régulateur de suivre la fixation des prix par les acteurs dominants et en multipliant les règles en faveur de la transparence des marchés.

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Simplifiez-vous ss Simplifiez-vous belgique | market l'énergie l'énergie !! Les Pays-Bas et la Norvège connectés! NorNed, le plus long câble sous-marin hautetension du monde (580 km) vient d’être mis en service. D’une capacité maximale de 700 MW, le câble relie le réseau de distribution Norvégien à celui des pays-Bas. La liaison a pour but de fiabiliser l’approvisionnement en électricité des deux pays et d’atténuer les fluctuations de prix ainsi que les émissions de CO2. En effet, l’électricité norvégienne est presque intégralement d’origine hydraulique et des précipitations inférieures à la normale peuvent avoir des répercussions sur l’approvisionnement du réseau, tandis que l’énergie néerlandaise est produite par des centrales thermiques à combustibles fossiles. Ces dernières pourront tourner à un rendement plus optimal en bénéficiant de l’appoint hydraulique, ce qui permettra selon les estimations de réduire les émissions C02 de 1,7 millions de tonnes par an. La mise en service de la liaison aura également des effets bénéfiques à terme sur le marché belge, via le couplage des marchés d’électricité belge et hollandais.

L’Europe parie sur les piles à combustible et l’hydrogène L’Union européenne et les industriels européens ont annoncé leurs projets visant à faire des piles à combustible et de l’hydrogène une des nouvelles technologies de pointe stratégiques dans le domaine énergétique. La Commission européenne, les industriels et les milieux de la recherche européens, qui constituent ce partenariat public-privé qu’est l’initiative technologique commune (ITC), investiront ensemble, sur une période de six ans, près d’un milliard € dans la recherche, le développement technologique et la démonstration concernant les piles à combustible et l’hydrogène. L’objectif est de développer avant 2020 un marché de masse pour ces technologies prometteuses.

Une entreprise commune vers un marché électrique intégré Les gestionnaires de réseau transport d’électricité belges, français, néerlandais, allemands et luxembourgeois ont annoncé la création de CASC-CWE (Capacity Allocation Service Company for the Central West-European Electricity market), une société de services communs transfrontaliers. Présentée comme un “nouveau pas concret vers l’intégration des cinq marchés de l’électricité dans le marché de l’électricité d’Europe de centreouest”, la CASC-CWE agira comme un guichet unique, chargé de mettre en œuvre et de faire fonctionner les enchères liées à l’allocation annuelle et mensuelle de la capacité de transport d’énergie, aux frontières communes en-

tre les cinq pays et à partir de systèmes et de règles normalisés. “La société facilitera des échanges frontaliers d’électricité, pour tous les acteurs du marché, sur tout le marché de l’électricité d’Europe de centre-ouest. Cette initiative permettra de renforcer la fluidité des échanges et la concurrence sur les cinq pays”, a déclaré Corné Meeuwis, Chief Executive Officer de CASC-CWE. Les premières enchères auront lieu fin novembre.

Protocole de Kyoto: l’UE en bonne voie Au vu des projections, l’Union européenne est sur la bonne voie pour atteindre ses objectifs de réduction des émissions au titre du protocole de Kyoto. Chaque année, la Commission publie un rapport d’évaluation des progrès accomplis en matières d’émissions par les membres. Il aparaît que la plupart d’entre eux “sont en passe de respecter leurs engagements de réduction ou de limitation des émissions”, annonce la Commission. Ainsi, l’UE-15 atteindrait son objectif de réduction de 8 % avec les politiques et mesures déjà adoptées, en ce compris les achats de crédits d’émission. Les mesures supplémentaires à l’étude dans de nombreux États membres devraient réduire encore les émissions de 3,3 %, ce qui permettrait à l’UE-15 de dépasser son objectif.

Vers un réseau européen de captage du CO2

La Commission européenne lance un appel d’offres pour mettre sur pied un réseau de projets de captage et de stockage du dioxyde de carbone (CSC) en Europe. Le contractant retenu sera chargé d’aider la Commission à organiser le réseau de manière à permettre aux entreprises d’échanger informations et expériences tirées de grands projets de démonstration de l’utilisation de technologies de CSC et d’optimiser les coûts par des actions collectives partagées.

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Total investit en R&D pour des procédés industriels moins énergivores Le groupe pétrolier va investir 100 milliards € sur cinq ans en R&D dans le domaine de l’efficacité énergétique des processus indusrtiels. Ces fonds serviront notamment à accélérer la recherche des PME qui développent des solutions innovantes dans des secteurs comme de la valorisation de la chaleur à basse température, la cogénération, la ventilation, le chauffage, la séparation des fluides ou les techniques de pompage. Total sera le premier à bénéficier du fruit des recherches pour modifier ses propres procédés. Mais dans un contexte d’épuisement et de hausse des prix des énergies fossiles, le pétrolier envisage aussi d’aider ses clients à faire évoluer leurs méthodes de production.

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TRENDS

VUE D’ENSEMBLE JUILLET-SEPTEMBRE 2008 - PERSPECTIVES POUR LE QUATRIÈME TRIMESTRE 2008

Le marché à la loupe

Le pétrole à la croisée des chemins

Les prix du pétrole ont chuté de leurs niveaux record lorsque les spéculateurs ont perdu confiance dans ce secteur, qui promettait tellement il y a quelques mois à peine. Les liquidités réduites, la force du dollar et les mauvaises nouvelles économiques générales ont exercé une pression à la baisse sur les prix. Les principaux investisseurs ont liquidé leurs positions spéculatives à la hâte contre des liquidités lorsque la crise financière est devenue une évidence.

Cependant, la force relative des prix du pétrole par rapport aux autres fournitures et actions, même une fois que les principaux spéculateurs se furent retirés du secteur des biens de première nécessité révèle que les fortes pénuries de l’offre et de la demande représentent le principal moteur de la tendance à moyen et long terme. L’offre sous contrainte Le ralentissement de l’économie mondiale pourrait naturellement avoir un impact sur la

consommation mondiale de matières premières. Cependant, la demande des économies émergentes, telles que la Chine et l’Inde, va continuer d’augmenter, pourtant à des taux de croissance réduits. Par ailleurs, le financement de nouveaux projets de pétrole est devenu aujourd’hui plus difficile que jamais. Le coût d’une nouvelle production n’a pas évolué en parallèle avec la baisse des prix du pétrole brut et il n’y a pas beaucoup de nouvelles réserves prêtes à approvisionner le marché. Par conséquent, il semble que les contraintes de l’offre soient à présent plus significatives qu’une baisse probable de la consommation aux Etats-Unis et en Europe en raison du ralentissement économique. Cette force fondamentale sur les marchés énergétiques pourrait faire revenir les spéculateurs sur la scène. Cependant, les règles du jeu ne seront plus les mêmes. Inquiète par les prix records et la volatilité, la Chambre des Représentants américaine a adopté un projet de loi habilitant la Commodity Futures Trading Commission à placer des limites de position sur les principaux contrats à terme sur le pétrole et des contrats similaires négociés hors bourse. Les données de la Commission montrent que la position longue nette globale des spéculateurs dans les contrats à terme de pétrole brut a baissé de 12% pendant les trois derniers mois. Goldman Sachs et Morgan Stanley, deux des principaux investisseurs dans les marchés énergétiques ont décidé de modifier leur statut de banques d’investissement en banques commerciales, consentant à des réglementations plus strictes par l’US Fed dans le cadre du plan de redressement du secteur financier. Cependant, le nouveau marché ne va pas les empêcher d’opérer sur les marchés énergétiques, étant donné que certaines autres banques commerciales, comme JP Morgan Chase par exemple, sont là depuis un certain temps déjà. Réduire la volatilité Dans l’ensemble, il est évident que le gouvernement américain essaie de réduire la volatilité du marché en réduisant le capital spéculatif. Mais cela peut-il être une réussite par rapport à une masse de spéculateurs à qui on a vendu la perspective de rendements élevés sur cette catégorie d’actifs et pourrait ne pas avoir oublié

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S Prix du Brent - Evolution tendancielle court, moyen et long terme 200

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p Brent crude p Long term trend (since 1988) p Medium term trend (since 1998) p Short term trend (since 2003)

ces promesses? Il est toujours difficile de croire que les marchés énergétiques sont capables de revenir à des paramètres fondamentaux de l’offre et de la demande comme principaux opérateurs. D’autres voix ont retenti pour clamer que, si la récession économique se prolonge dans le monde entier, entraînant une baisse de la demande et une pénurie de liquidités, le pétrole pourrait passer sous les 50 USD/baril. La crise qui a commencé l’année dernière en raison des prêts risqués sur le marché résidentiel américain a été rapprochée par de nombreux analystes de la Grande Dépression des années 30 et est supposée déboucher sur une dépression. Cependant, le scénario du pétrole sous la barre des 50 USD/baril n’est pas sur le point de se produire à court terme. D’abord, l’énorme bouffée d’oxygène de 700 milliards USD approuvée par le gouvernement américain dans une tentative d’aider à dégeler les marchés monétaires américains en sortant les actifs les plus toxiques des comptes bancaires pourrait

restaurer la confiance du marché et redynamiser les marchés financiers. Ensuite, l’OPEP s’est avérée très efficace pour freiner l’offre lorsque les prix du marché ne convenaient pas aux pays producteurs de pétrole. Enfin la Russie est de plus en plus active, nouant des liens étroits avec les pays de l’OPEP, y compris avec l’opposant latino-américain le plus ardent des Etats-Unis, le Venezuela, et est prête à bloquer l’offre si la récession économique entraîne une baisse significative de la demande. Trois options d’évolutions En dépit de la grande nervosité, de l’incertitude et de la volatilité, nous prévoyons toujours une stabilisation des prix du pétrole dans un avenir proche. Cependant, on ne sait pas quelle voie sera suivie par les prix du pétrole. La croisée des chemins donne au moins trois options: • Si la récession de l’économie mondiale se poursuit et que la demande chute, le pétrole pourrait revenir à la tendance à long terme

(depuis 1988) et être négociée à 60 USD/baril – 70 USD/baril dans les années à venir • Si les solutions proposées par le gouvernement américain et la politique économique de l’U.E. s’avèrent efficaces, apportant l’élan nécessaire aux marchés financiers tandis que la croissance de la demande énergétique de la Chine et de l’Inde continuent de ralentir, le pétrole restera très probablement aux niveaux actuels et va augmenter aux environs de 110 USD/baril dans un avenir proche, ce qui correspond à la tendance à moyen terme, (depuis 1998); • Cependant, si les marchés financiers reprennent et que l’économie chinoise trouve une nouvelle vitalité, gonflant la demande en énergie, nous verrons les prix grimper en flèche au-delà des 150 USD/baril au cours des prochaines années, ce qui est comparable à la tendance à court terme (depuis 2003). Nous ne pensons pas que quelqu’un soit prêt à tout miser sur l’un des trois scénarios précédents. n°11 energymag | 15

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Des taux de stockage satisfaisants ainsi que des signes à la baisse du marché du pétrole et une demande réduite due à un ralentissement économique pourraient faire baisser les prix. Par rapport au pétrole qui semble assez bien soutenu par l’équilibre de l’offre et de la demande, le gaz affiche un léger surprix. Une baisse des prix du gaz jusqu’à 15% pourrait être attendue au cours du prochain trimestre s’il ne se passe rien de fondamental sur les marchés énergétiques.

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Les perspectives sur le marché du gaz naturel

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GAZ NATUREL

Les prix du gaz naturel n’ont pas totaPrix du gaz continental Cal2008 lement suivi la baisse des prix du pé(TTF) et prix composite du gaz trole. Si, au début de l’année, lorsque britannique correspondant (Zeele pétrole se vendait à 98 USD/baril (66,5 EUR/baril), le prix du gaz naturel bruges), en EUR/MWh 47 était de 26 EUR/baril, le gaz se négociait toujours à un minimum de 35 EUR/ 43 baril à la fin septembre, alors que le pétrole était redescendu en dessous 39 de 100 USD/baril. Autrement dit, le gaz 35 naturel a gagné 40% tandis que le pétrole a perdu 5% à ce moment de l’an31 née. Cette différence est difficile à expliquer étant donné que les systèmes 27 de gaz ont été bien approvisionnés et 23 qu’il n’y a pas eu de pénuries majeures en Europe. Si l’on tient compte du climat inhabituellement clément l’année dernière et des prévisions d’une UK Gas Cal09 (pondered to Continental gas saison plus froide en 2009, la situation standards) s’explique quelque peu. Mais il semble Continental gas Cal09 (TTF) y avoir toujours des motifs suffisants d’attendre un court répit –en tenant compte du moins du rapport du National Grid (réseau national britannique) annonçant que la Grande-Bretagne devrait avoir beaucoup de gaz cet hiver. Des nouvelles positives sont également venues de l’Est où l’Ukraine et la Russie ont trouvé une solution à leurs conflits incessants à propos des prix du gaz, convenant de passer aux prix du marché dans les trois ans. Cela devrait rassurer les Européens qui craignaient des interruptions de la fourniture de gaz russe transitant par l’Ukraine. La Russie vend actuellement du gaz à l’Europe à un prix record de plus de 500 USD/baril par 1.000 mètres cubes et l’Europe se procure auprès de la Russie environ un quart de son gaz.

Evolution des actifs énergétiques par rapport au début de l’année, en % 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 -0,1

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Contrats d’électricité belge, allemand, français et néerlandais dans un horizon d’un an, en EUR/MWh

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Les perspectives sur le marché de l’électricité

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p Cal 10 Spark Spread France p Cal 10 Spark Spread Germany

Futures belges, années civiles, en EUR/MWh

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Spark spreads français et allemand à l’horizon d’un an

Il doit y avoir certains motifs de soulagement sur les marchés de l’électricité. Compte tenu du spark spread élevé qui illustre l’essentiel de la relation entre le prix du gaz naturel et le prix de l’électricité (le revenu net théorique d’une centrale électrique alimentée au gaz tiré de la vente d’une unité d’électricité, après avoir acheté le combustible nécessaire pour produire cette unité d’électricité), il apparaît évident que les prix de l’électricité devraient baisser de près de 10% en France si les prix du gaz naturel restent aux niveaux actuels. En outre, comme nous l’avons déjà signalé précédemment, nous prévoyons que le gaz naturel va perdre du terrain au cours du prochain trimestre, ce qui se traduira par une baisse générale des prix de l’électricité.

p Belgium 2009 p Belgium 2010 p Belgium 2011

Les prix européens de l’électricité n’ont pas plongé lorsque le pétrole est passé sous les 100 USD/baril. La demande est toujours élevée en contrats à terme étant donné que de nombreux clients craignaient d’acheter sur un marché en croissance et s’efforcent de le faire maintenant, lorsque les produits énergétiques semblent être entrés dans une période baissière. Toutefois, les liquidités sont comprimées par la crise financière et les investisseurs deviennent plus prudents. Dans le prolongement de la crise économique aux Etats-Unis, le rôle des banques américaines sur les bourses européennes de l’énergie s’est atténué. Par exemple, les transactions par Lehman Brothers sur l’EEX allemande ont été immédiatement suspendues après le dépôt de bilan le 15 septembre. Néanmoins, les bourses de l’énergie sont tirées à la hausse par la spéculation. EEX est en cours de fusion avec Powernext français, prévoyant de créer un géant qui pourrait couvrir un tiers de la demande européenne. Etant donné que la moitié du volume vendu de 9.000 TW/h par an d’EEX change effectivement de mains, le rôle des fonds spéculatifs est déjà important. En prenant en considération les prix élevés de l’électricité par rapport au pétrole, on pourrait se demander quel est le niveau actuel de la spéculation. Si le pétrole est passé sous le niveau enregistré au début de l’année, le contrat Cal09 bsld a gagné pas moins de 30% en Allemagne et aux Pays-Bas, 38% en Belgique et 43% en France jusqu’à début octobre. L’écart entre les prix énergétiques français et allemand n’a cessé de se creuser depuis janvier, atteignant un record de 8,8% de prime fin septembre. La situation de l’offre nucléaire reste tendue en France dans la perspective de la saison d’hiver –près d’un quart de sa capacité se trouvant offline. n°11 energymag | 17

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p Brent crude p NYMEX crude p NYMEX crude Premium to Brent in USD/bbl

Pendant les derniers mois, le pétrole a été extrêmement volatil. Le 22 septembre, le prix du pétrole NYMEX a augmenté de 15,7% pendant une seule séance de la bourse pour finalement chuter de 12% le lendemain, un record historique de variation en un jour, révélant l’extrême nervosité du marché. Certains des régulateurs du marché ont réagi aux derniers événements en stipulant que, si la spéculation était un élément important du processus de fixation du prix, elle entraînait des distorsions de prix si l’on en abusait et qu’il fallait y mettre fin. Le gouvernement américain a depuis lors pris certaines mesures afin d’éliminer la spéculation disproportionnée sur le marché de l’énergie, y compris la limitation des positions dans les gros contrats pétroliers et plus de contrôles sur les exemptions pour les opérateurs en couverture. Pour la fin septembre, le pétrole est passé sous les 100 USD/baril en raison des inquiétudes liées aux chiffres de l’emploi aux Etats-Unis et d’une baisse de la demande d’essence.

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Le prix des droits d’émission de carboCertification CO2 pour la Phase I ne est toujours faible par rapport aux (Cal2008) et la Phase II (Cal2009), attentes antérieures mais le niveau en EUR/tonne est suffisamment élevé pour mettre 32 la pression sur les prix de l’énergie. En dépit des environnementalistes qui 30 déclarent que le ralentissement économique ne va pas infléchir la hausse 28 des émissions de carbone en Europe, 26 les opérateurs ne prennent pas trop de mesures. Par conséquent, les prix des 24 droits restent dans le tunnel de 24-26 22 EUR/tonne depuis près de deux mois déjà. Pour le moment, on constate un 20 manque d’intérêt à l’achat des utilities 18 et les traders se montrent prudents à la vue des symptômes de la crise financière américaine. Les analystes ont déclaré qu’ils attendaient un défiPhase I I for 2008 Phase II for 2009 cit d’au moins 100 millions de tonnes de droits de carbone cette année et la demande devrait augmenter si cela s’avère réaliste. Haussier aussi, le Royaume-Uni a annoncé que sa première vente d’émissions en novembre serait nettement inférieure aux 23 millions de tonnes et plus qu’il avait prévu antérieurement. En dépit des attentes à court terme de la hausse des prix du CO2 en Europe, des nouvelles semblent encourager la création d’échanges mondiaux des droits de carbone. Dix Etats du Nord-Est américain sont en passe de lancer le premier marché cap and trade de droits d’émissions du pays tandis que le gouvernement australien a confirmé qu’il ne retarderait pas un programme similaire prévu pour 2010. 08

CARBONE

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Les prévisions ont également été revues à la baisse. La Deutsche Bank a déclaré qu’elle prévoyait un pétrole à un prix moyen de 92,5 USD/baril en 2009, contre 112 USD/baril cette année. Elle a ajouté que la demande en pétrole était altérée par les prix élevés et un mauvais environnement économique. En dépit des efforts du gouvernement américain, nous prévoyons que la spéculation va rester élevée. Par rapport aux marchés d’actions, l’énergie a bien résisté jusqu’à présent. Le pétrole n’a perdu que 5% cette année, tandis que l’indice Dow Jones américain et l’indice FTSE britannique ont tous deux perdu plus de 20%. Bien que les investisseurs diminuent leurs positions sur les marchés pétroliers, il semble subsister une demande suffisante pour maintenir des prix élevés. Il semble donc raisonnable d’attendre un pétrole à 100 USD/baril pour la fin de l’année.

Prix du Brent et prime du Brent face au NYMEX en USD/baril

01 /

Perspectives sur le marché pétrolier

Le pétrole à 150 USD/baril est reporté à une date indéterminée. C’est l’opinion communément partagée par les participants au marché des matières premières au cœur de l’automne. En effet, le Brent a chuté de plus d’un tiers depuis le 2 juillet, date à laquelle il a atteint une valeur record à la clôture de 146,08 USD/baril. Beaucoup ont pensé que c’était le début d’une flambée sans précédent, prévoyant de nouvelles augmentations en dépit des paramètres du marché indiquant qu’une grande partie de ce niveau était pure spéculation. Et ils avaient tort. Cette flambée des prix sans précédent s’est transformée en une chute inattendue. Les investisseurs se sont détournés du marché de l’énergie à mesure que le dollar se redressait et que l’environnement financier se détériorait.

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Pétrole

Ces pages indicateurs et leurs commentaires ont été réalisés avec le concours de Siemat Energy. 18 | energymag n°11

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market | focus

T-Power

Essent vendra l’électricité de T-Power à Tessenderlo Pour assurer ses besoins en électricité, Tessenderlo Chemie a mis en place T-Power avec deux partenaires et deviendra ainsi le plus important producteur indépendant du pays. La production de sa centrale à cycle combiné gaz-vapeur 420 MW sera rachetée par Essent qui améliorera ainsi sa position sur le sol belge. Le groupe flamand Tessenderlo Chemie est un grand consommateur d’énergie. Pour se rendre moins dépendant du marché et bénéficier de tarifs plus compétitifs, il a donc décidé dès 2005 de développer sa propre centrale électrique au gaz (TGV). Un projet important puisqu’avec une puissance de 420 MW, cette installation correspond à environ à 3% de la capacité actuelle de production du pays. Aujourd’hui, Tessenderlo dispose de toutes les autorisations et vise la mise en service de la centrale d’ici juin 2011. Il vient d’ailleurs de signer, en août dernier, un accord avec l’électricien hollandais Essent pour la revente des mégawatts produits sur le marché. Mais revenons au début du projet. Tessenderlo Chemie a développé en 2006 sur son site belge une unité d’électrolyse, grande consommatrice d’électricité. De là son idée de développer sa propre centrale. Elle lui garantira un approvisionnement continu et “en produisant sur place, nous éviterons les frais de transport sur les réseaux, explique Kathleen Iweins, porte-parole de Tessenderlo Chemie. Le prix du mégawatt deviendra donc plus compétitif.” Pour construire ce projet, l’industriel a opéré un montage avec deux partenaires pour créer ce qui sera le plus important IPP (independant power producer) de Belgique. Le plus grand producteur indépendant T-Power, la société mise en place pour développer et gérer la centrale, sera un véritable opérateur privé ne dépendant d’aucun fournisseur. Quant à la joint-venture, elle est composée, outre de Tessenderlo Chemie, de la société suisse Advanced Power dont l’activité est essentiellement le développement, la détention et la gestion de participations dans des projets de centrales électriques en Europe et de Siemens Project Ventures qui investit dans des projets d’infrastructures essentiellement dans les secteurs de l’énergie, du transport et des télécommunications. Les trois partenaires interviennent à parts égales. Le montant de l’opération n’a pas été dévoilé. Mais, de manière générale, pour ce type de centrale, on reste proche du million d’euro par MW installé. “Nos besoins sont de l’ordre de 150 MW, note encore Kathleen Iweins. Mais une centrale de ce niveau n’aurait pas

pu être rentable. Nous avons donc jugé plus opportun d’en construire une plus grande et de signer un accord de reprise de l’électricité produite avec un fournisseur.” Un contrat a été signé avec Essent Trading à la mi-août. Il prévoit d’un côté que l’opérateur hollandais fournisse la centrale en gaz à un prix concurrentiel. De l’autre, Essent rachète l’ensemble de la production électrique mais en rétrocède l’équivalent de 150 MW à Tessenderlo pour le fonctionnement de son outil. Le contrat démarrera lors de la mise en service de la centrale, en principe mi-2011, et sera d’une durée de 15 ans, plus une extension possible pour 5 autres années. Une opportunité pour Essent “Ce contrat va nous aider à devenir plus indépendant des acteurs dominants qui nous fournissent en électricité et nous permettre d’offrir des prix plus compétitifs”, commente Erwin Van Laethem, le CEO d’Essent Belgique. C’est un des chevaux de bataille du responsable de la filiale belge de l’énergéticien hollandais. Présent en Belgique depuis que le processus de libéralisation des marchés énergétiques a été lancé – en 2003 en Flandre, puis en 2007 en Wallonie et à Bruxelles –, il cherche à développer ses propres outils de production pour être moins dépendant de l’achat d’énergie auprès des opérateurs historiques. “Nous sommes en permanence à la recherche de terrains capables d’accueillir un projet de centrale électrique, poursuit Erwin Van Laethem. Il serait vraiment nécessaire de disposer d’une base de données de tous les terrains accessibles pour ce genre de projet” Aujourd’hui, Essent fournit 250.000 clients, soit entre 350.000 et 400.000 connexions sur le marché belge. Des chiffres qui reflètent une part de marché de 10% en Wallonie et de 2% en Flandre. En 2011, si le projet aboutit, il disposera d’une capacité propre de plus de 500 MW puisque, en plus des deux tiers de la production de T-Power, il a inauguré une centrale au gaz de 135 MW sur le site du groupe chimique Ineos à Anvers. Et, en énergies vertes, il a signé un contrat avec Air Energy pour racheter l’électricité produite par son parc de 11 éoliennes à Mettet qui tourne depuis le début de cette année. p F.V.

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Solaire Photovoltaïque

C’est le moment d’investir! Le pli est pris. Les améliorations technologiques et le développement des aides ont rendu le solaire photovoltaïque enfin attractif en Wallonie comme en Flandre. Différents acteurs se sont introduits dans la brèche avec des offres originales de financement et d’exploitation. En novembre dernier, Gérard Mestrallet, le PDG de GDF Suez, et Christophe de Margerie, son homologue au sein du groupe pétrolier Total, se sont retrouvés à Tirlemont, au sein de l'entreprise Photovoltech qui fabrique des cellules photovoltaïques. Les deux groupes se partagent, à parts égales, l'actionnariat de cette jeune société du Brabant Flamand. Si ces deux grands formats du Cac 40 parisien avaient fait le déplacement, c'était avant tout pour afficher publiquement

leur intérêt pour cette technologie de production d'électricité verte dans laquelle le monde entier place depuis longtemps de grandes espérances mais sans en avoir vraiment vu de résultats probants. Total a, dans la foulée, annoncé son intention de développer des activités en amont de cette filière, jusqu'à la transformation du silicium. Et, GDF Suez, a précisé son souhait de commencer à rapidement produire des mégawatts à partir de cette source infinie. Maturité du solaire C'était un signe évident que l'énergie solaire photovoltaïque arrivait lentement à maturité. Au niveau de la Wallonie, très en retard dans le domaine par rapport à la Flandre, le vrai signal de démarrage a été donné au début de cette année par le lancement par le gouvernement wallon du plan Solwatt. Un programme avant tout destiné à aider les particuliers à installer des panneaux sur leurs toits puisqu'il prévoit

de subsidier à grands coups de certificats verts (7 par mégawatt produit) les installations de moins de 10 kW crête (kWc). Depuis, la Cwape, régulateur régional, ne sait plus où donner de la tête pour faire suivre les dossiers. Après un démarrage relativement lent, elle reçoit actuellement une centaine de demandes par semaine. En 2007, elle en avait vu aboutir 28 sur son bureau. Fin 2007, on ne comptait d'ailleurs que 36 installations solaires pour une puissance cumulée de 128 kWc. La partie nord du pays avance encore plus vite. Les certificats verts ayant été jusque là nettement plus intéressants (450 € par MWh), de nombreux investissements ont déjà vu le jour. La Région flamande estime qu'elle devra en 2008 octroyer 25.000 certificats verts… alors qu'elle avait tablé sur 9.500 en début d'année. “Fin 2007, il y avait 14,6 MWc installés en Flandre, calcule Jo Neyens, responsable de la fédération des producteurs de photovoltaïque Bel PV. Pour la fin de l'année, on devrait être à 55 MW.” Ca évolue donc très rapidement avec, pourtant, comme particularité, que la moitié des nouveaux mégawatts sont liés à des petites installations privées qui ne font pas plus de 2 à 3 kWc. La locomotive allemande Au niveau mondial l'engouement est pareil. Bien qu'on ne dispose pas encore de chiffres pour 2008, le bilan

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2007 tiré par Eur'Observer montrait déjà l'an passé une augmentation de 57% des MWc installés. En 2007, on a développé de la puissance photovoltaïque pour 1.541,7 MW pour atteindre une capacité de production totale de 4.689,5 MWc. Une belle progression, mais qui ne doit pas cacher qu'actuellement le solaire ne représente toujours que 0,8% des énergies renouvelables au niveau mondial. Et si l'Allemagne n'avait pas joué le rôle de super locomotive –elle contrôlait à elle seule 80% du parc européen avec 3.850 MWc fin 2007– la situation serait encore nettement moins enviable. Les explications quant à la faiblesse des investissements dans le solaire photovoltaïque sont de différents ordres. Premièrement, une certaine lenteur dans l'évolution technologique qui fait que, jusqu'à présent, sans d'importants subsides, les installations ne pouvaient pas devenir rentables. Ensuite, des problèmes liés au traitement du silicium qui fait que cette matière première essentielle dans la fabrication de cellules s'est faite rare, bloquant la production et maintenant les prix à des niveaux très élevés. “Mais, quoi qu'il en soit, on doit quand même constater que l'évolution des investissements dans le photovoltaïque est toujours liée à l'évolution du prix du pétrole. Si les prix du baril s'envolent, on investira plus dans le photovoltaïque”, insiste Charles-Henri Bourgois, responsable du bureau Orchard Consulting. Selon ses estimations, il n'y a plus de problème pour l'instant pour trouver des cellules ou des panneaux. “La production serait plutôt en surplus, l'Espagne ayant revu ses projets à la baisse, note-t-il. On s'oriente même plutôt vers une baisse des prix.” Sur le point de l'innovation, le consultant observe qu'à moyen terme les améliorations technologiques devraient améliorer le rendement électrique des cellules de manière importante. “Actuellement, un panneau offre un rendement moyen de 10% qui peut

aller jusqu'à 20% dans le meilleur des cas, poursuit Charles-Henri Bourgois. Mais, étant donné l'état des recherches en laboratoire on peut espérer que, dans quelques années, on pourra disposer de panneaux bénéficiant d'un rendement de 40%.” Viser les toits Le soleil offre des ressources inépuisables. On considère effectivement qu'il renvoie sur terre de 5.000 à 10.000 fois l'énergie primaire dont la planète à besoin par an. A terme, il est donc plus que probable que l'énergie captée du rayonnement solaire sera plus importante que celle de toute autre technologie renouvelable. Mais il reste que, chez nous, elle est plus difficile à capter. Parce que l'ensoleillement est moindre qu'en Espagne ou au Portugal. Mais aussi parce que la densité de l'habitat ne favorise pas l'émergence de véritables parcs photovoltaïques comme on en voit dans certains pays. Il va donc falloir jouer au plus malin. En développant des partenariats avec les dépositaires de surfaces disponibles pour l'installation de capteurs solaires. C'est dans ce but, notamment, que le petit fournisseur liégeois d'électricité verte Lampiris a annoncé avoir signé un accord avec la firme de construction wallonne Thomas & Piron. L'idée est de placer des cellules photovol-

taïques sur les maisons témoin pour donner l'idée aux futurs propriétaires d'en installer sur leur propre toit. Ils passeraient à ce moment un accord avec Lampiris pour la reprise des électrons excédentaires et des certificats verts. D'autres ont déjà poussé le modèle à une échelle plus grande. Consciente que les plus grandes opportunités seront à saisir sur les surfaces de toitures, la société gantoise Enfinity propose aux entreprises basées en Région flamande de leur louer leur toit pour y placer des installations solaires. Elle se propose ensuite de leur vendre l'énergie verte à un prix compétitif. “C'est un modèle intéressant parce que beaucoup d'entreprises préfèrent garder leur capacité d'in-

Salon professionnel international de l’énergie solaire dans le Benelux Gent - Belgique

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Comparaison par région Le tableau(1) suivant permet de comparer par région la situation d’une installation de 50 kWc réalisée par une grande entreprise. Les calculs tiennent compte d’un coût d’investissement de 4.500 €/kWc, d’un facteur de production solaire de 850 kWh/kWc, d’un rendement dégressif de l’installation (0,5% par an après 5 ans), des frais d’assurance et d’entretien (en ce compris le remplacement de l’onduleur après 15 ans), des amortissements et de l’impôt au taux de 33,99%. La production est autoconsommée et valorisée à un prix de 0,11 €/kWh avec Installation 50 kWc (Grande entreprise) Coût financier brut Prime Déductions fiscales Aides à l’investissement Investissement net Rentrées en certificats verts Economie d’électricité Gain par amortissement Taxation des primes, aides & CV Assurance & entretien Bénéfice après 30 ans Rentabilisation en moins de Taux de rentabilité interne

une augmentation des prix de l’électricité de 3% par an. Les certificats verts wallons et bruxellois sont valorisés à 90 €/CV. La situation pour une plus petite installation réalisée par une PME donne des résultats comparables, avec des temps de retour légèrement plus rapides. A l’inverse, au plus la taille de l’installation croît, au plus la Flandre se distingue par des revenus plus élevés et des temps de retour stables aux alentours des 12 ans tandis qu’ils s’allongent à Bruxelles et en Wallonie.

Flandre

Bruxelles (2)

Bruxelles (3)

Wallonie

-223.248 € 6.697 € 10.244 € – € -206.307 € 371.284 € 208.656 € 75.882 € -128.476 € -105.424 € 215.615 € 12 ans 7,64%

-223.248 € 89.299 € 10.244 € 44.650 € -79.055 € 152.165 € 208.656 € 75.882 € -97.250 € -105.424 € 154.974 € 8 ans 10,78%

-223.248 € 89.299 € 10.244 € – € -123.705 € 152.165 € 208.656 € 75.882 € -82.074 € -105.424 € 125.500 € 10 ans 7,01%

-223.248 € – € 10.244 € (4) 44.650 € -168.354 € 247.888 € 208.656 € 75.882 € -99.433 € -105.424 € 159.215 € 11 ans 7,15%

(1) Pour produire ces résultats, nous avons utilisé la feuille de calcul Photovoltacalc développée par Benoit Spies de Bruxelles Environnement. Vous pourrez télécharger cette feuille de calcul sur notre site www. energymag.be. Une version spécifique pour la région bruxelloise est également disponible sur le site de Bruxelles Environnement (www.ibgebim.be). Cette dernière ne tient cependant pas compte de l’aide aux investissements spécifiques (lire point 2). (2) Situation pour une entreprise industrielle. A partir de 2009, les projets PV pourront bénéficier en plus de la prime solaire de 3 €/kWc de l’aide aux investissements spécifiques en région bruxelloise (20% de l’investissement). L’aide est restreinte aux entreprises industrielles (secteur tertiaire exclu). (3)

Situation pour une entreprise tertiaire.

Estimation grossière de l’aide. L’aide est plafonnée au surcoût de l’investissement par rapport à une centrale de référence déduction faite des gains réalisés les 5 premières années. La demande de calcul de l’aide doit être introduite à l’administration Wallonne. (4)

LES PRIMES ET SUBSIDES POUR ENTREPRISES Région Wallone Aide à l’investissement (loi d’expansion économique)

- 40% de l’investissement éligible pour les PME, max. 1.000.000 € sur 4 ans - 20% de l’investissement éligible pour les grandes entreprises, max. 2.000.000 € sur 4 ans

Déduction fiscale (fédérale)

Déduction fiscale de 13,5% de l’investissement photovoltaïque

Certificats Verts

7 CV/ 1000 kWh produits pour les 5 premiers kWc + 5 CV/1000 kWh pour les 5 kWc suivants + 4 CV/1000 kWh seront accordés sous certaines conditions entre 10 et 250 kWc. + 1 CV/1000 kWh CV octroyés pendant 15 ans. Rachat par la Cwape au prix garanti de 65 €/CV ou vente sur le marché des CV au prix du marché (±90 €/CV).

Région Bruxelloise Prime Energie

3 €/Wc installé, avec un maximum de 40% du coût de l’installation (min. 25000 €)

Aide aux investissements spécifiques

20% de l’investissement (min. 6.200 €). Applicable au solaire PV à partir de 2009 pour les entreprises industrielles (secteur tertiaire exclu).

Déduction fiscale (fédérale)

Déduction fiscale de 13,5% de l’investissement photovoltaïque

Certificats Verts

7,24 CV/1000 kWh produits pour les premiers 20m2. + 5,45 CV/1000 kWh pour les 40m2 suivants + 3,63 CV/1000 kWh au-delà de 60m2 CV octroyés pendant 10 ans. Rachat par Elia au prix garanti de 150 €/MWh ou vente à un fournisseur d’électricité au prix du marché (±90 €/CV).

Région Flamande Prime écologique

20% pour les grandes entreprises et 40% pour les PME, max. 30% du coût éligible.

Déduction fiscale (fédérale)

Déduction fiscale de 13,5% de l’investissement photovoltaïque

Certificats Verts

450 €/1000 kWh produits, pendant 20 ans.

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SOLaR POWeR | management

Investir soi-même ou via un tiers?

La Flandre reste la plus généreuse Si la Flandre offre une aide à l’investissement très modeste en comparaison aux autres régions (3% pour les grandes entreprises et 6% pour les PME), ses certificats verts (450 €/MWh) garantis pendant 20 ans en font la région la plus généreuse en soutien public octroyé sur la durée de vie de l’investissement: 388.225 € contre 302.782 € en Wallonie et 296.358 € à Bruxelles pour une entreprise industrielle et 251.708 € pour une entreprise tertiaire. 400.000 €

Soutien public au photovoltaïque

350.000 € 300.000 € 250.000 € 200.000 €

D’un côté, un revenu potentiellement élevé mais l’entreprise doit assumer le risque et libérer des moyens importants à un investissement hors coeur de métier. De l’autre, zéro euro à débourser et aucun risque, mais des revenus limités. Entre les deux formules, un facteur allant de 1 à 4: sur 20 ans, cela rapporte 4 fois plus d’investir soi-même, avec un taux de rentabilité interne (avant impôt) avoisinant les 10%. Comparaison des deux formules pour une grande installation de 180 kWc offrant une production annuelle de 840.000 kWh dont 155.000 kWh sont autoconsommés, le solde étant revendu sur le réseau. Le calcul tient compte d’une hausse annuelle des prix de l’électricité de 4% par an, de l’inflation et de l’indexation, de coûts d’investissement de 4.500 ¤/ kWc, d’un certificat vert de 450 ¤/MWh et d’une prime écologique de 3% (mécanismes de soutien appliqués en Flandre).

Certificats verts

150.000 €

Déduction fiscale

100.000 €

Investissement propre

Tiers investisseur

Investissement

750.000 ¤ net (après déduction pour investissement et prime écologique, soit environ 8% du montant de l’investissement)

0¤ (investissement réalisé par le tiers investisseur)

Temps de retour sur investissement

8 à 9 ans

Non applicable

Gains après 20 ans

Certificats Verts: 1.150.000 ¤ Frais évités: 188.300 ¤

Revenu locatif: 65.600 ¤ Frais évités: 550.000 ¤

Revenus nets

950.000 ¤

254.000 ¤

Aide à l’investissement

50.000 €

Primes

0€

Bruxelles (tertiaire)

Bruxelles (industrie)

Wallonie

Flandre

L’investissement net le plus bas à Bruxelles A Bruxelles, l’investissement net y sera le plus aisé grâce au cumul des aides à l’investissement et de la généreuse prime de 3 €/Wc. Pour une même installation de 50kWc, l’investissement net y sera de 79.005 € (industrie) ou de 123.705 € (tertiaire) contre 168.354 € en Wallonie et 206.306 € en Flandre. Les autres régions compensent par leurs certificats verts. Investissement financier net 250.000 €

200.000 €

150.000 €

100.000 €

50.000 €

0€

Bruxelles (tertiaire)

Bruxelles (industrie)

Wallonie

Flandre

Des bénéfices net assurés quelles que soient les régions Sans surprise, la Flandre offre les plus gros bénéfices sur la durée de vie de l’installation: 215.615 € en 30 ans (IRR de 7,64%, temps de retour de 12 ans). La Wallonie se classe en deuxième position avec 159.215 € de bénéfices (IRR de 7,16% et un temps de retour de 11 ans). Bruxelles talonne à 154.975 € pour une entreprise industrielle (IRR de 10,78%, temps de retour de 8 ans) et chute à 125.025 € si l’entreprise relève du secteur tertiaire (IRR de 7,01%, temps de retour de 10 ans). 300.000€

Revenus cumulés sur 30 ans (par région)

225.000€

150.000€

75.000€

0€

-75.000€

-150.000€

-225.000€

Une formule tiers investisseur qui séduit les communes Fin 2007, la commune d’Edegem passe contrat avec le tiers investisseur Enfinity pour le placement de 1.100 m2 de panneaux solaires totalisant une puissance installée de 40 kWc sur la toiture du hall des sports communal. En 2006, la consommation du bâtiment a atteint 125.984 kWh, avec une facture de 17,000 ¤ tenant compte d’un coût d’approvisionnement de 0,135 ¤/kWh. L’installation PV devrait produire environ 30.000 kWh/an dont la totalité sera autoconsommée. Le contrat est en tiers investissement: la commune reçoit un chaque année un revenu locatif de 15 ¤/kWc, soit 600 ¤/ an. Elle bénéficie aussi d’un coût de rachat de l’électricité verte produite plus bas que son coût d’approvisionnement: 0,90 ¤/kWh. Les 30.000 kWh produit annuellement lui coûteront 2.700 ¤ au lieu de 4.050 ¤/an. Au total, la commune économise 1.950 ¤/an sans bourse délier.

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pWallonie pFlandre pBruxelles (industrie) pBruxelles (tertiaire)

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vestissement à des projets en ligne directe avec leur activité que dans des panneaux solaires”, estime Charles-Henri Bourgois. Des entreprises bénéficiant de surfaces importantes tels que McBride (produits d'entretien) à Ypres ou Eurogifts (cadeaux d'affaires) à Wervik ont déjà signé de tels contrats. La première a loué 8.500 m2 de toiture sur laquelle Enfinity a installé près de 7.300 panneaux qui permettent de fournir 1 million de kWh par an. La seconde a loué 780 m2 pour produire 100.000 kWh par an (676 panneaux). A l'opposé, d'autres ont fait le choix de rester propriétaire de l'installation. C'est notamment le cas de Reynaers Aluminium. Le fabricant de châssis métalliques vient d'installer sur son nouvel entrepôt de Duffel ce qu'il estime être le plus grand projet photovoltaïque sur toiture en Belgique. Pour parler chiffres, il dispose de plus de 3.000 panneaux solaires répartis sur une surface de 16.000 m2. Cette installation peut produire 500.000 kWh par an, soit la consommation annuelle de 166

ménages. L'entreprise précise encore qu'une centrale au charbon du même gabarit aurait rejeté 280 tonnes de CO2 par an dans l'atmosphère. Contrairement au modèle Enfinity, Reynaers a dimensionné l'installation pour couvrir avant tout les besoins de son entrepôt. Le week-end, l'électricité sera cette fois renvoyée vers le réseau communal. Mais, en plus de bénéficier d'une électricité verte qui correspond à ses valeurs, l'entreprise évite aussi des frais de transport qui rendent ses électrons meilleur marché. "Financer un projet avec son capital propre donne un retour sur investissement de 10 à 11% par an", précise Charles-Henri Bourgois. Du soleil pour deux En tant que fournisseur d'électricité, la filiale belge du groupe hollandais Nuon s'est aussi positionnée dans le solaire photovoltaïque. “Nous pouvons intervenir de différentes façons”, explique Serge Baudhuin, business development manager. La

première se limite à l'achat de l'électricité produite et des certificats verts mais aussi à la vente du complément éventuel en électrons. “En allant un pas plus loin, nous pouvons aussi offrir des services de bureau d'études en conseillant nos clients sur le choix de l'équipement, voire même aller jusqu'à se positionner en tant que gestionnaire de l'installation. A ce moment, c'est nous qui devons estimer la production mais aussi assurer l'entretien et les réparations.” C'est plus ou moins ce type d'accord que Nuon a négocié avec la sicafi Warehouse De Pauw pour l'installation de panneaux sur les toits de ses futurs entrepôts logistiques (voir encadré). La rémunération vient alors à la fois de l'achat ou de la vente d'électricité et de redevances pour les services prestés. Bref l'intérêt pour le photovoltaïque est devenu manifeste, surtout lorsqu'il donne accès à des subsides importants, comme en Flandre. Mais la complexité de son développement impose de trouver des solutions originales. Toujours dans le cadre d'accords gagnant-gagnant. p François Villers

WDP et Nuon sur les mêmes toits La sicafi Warehouse De Pauw est spécialisée dans la construction et la location d’entrepôts logistiques. Elle dispose donc de surfaces de toiture considérables qu’elle veut désormais rentabiliser en les équipant de panneaux photovoltaïques. Et pas seulement de manière symbolique. Lors de l’inauguration du premier entrepôt équipé de panneaux en mai dernier à Grimbergen, son président, Mark Duyck, a annoncé vouloir atteindre une capacité de 10 MWc pour juin 2009. Un investissement de 45 millions ¤ pour 100.000 m2 de panneaux, soit 20 terrains de football. Sa première réalisation, à Grimbergen, dans un entrepôt flambant neuf loué à Caterpillar, offre une capacité de 590 kWc mais devrait, à moyen terme, atteindre 1 MWc. D’autres suivront à Genk, Boom et Willebroek. Actuellement, WDP préfère rester cloisonner en Région flamande où les certificats verts pour les grandes installations sont nettement plus avantageux qu’en Wallonie. Pour mener à bien cet objectif, WDP a passé un accord avec la filiale belge de l’électricien hollandais Nuon. “Nous avons un rôle de gestionnaire de l’installation et nous rachetons les MW excédentaires, explique Serge Baudhuin, responsable du développement de Nuon. Mais ce n’est pas nous qui achetons les panneaux, nous conseillons simplement notre partenaire sur le choix qui nous semble le plus judicieux.” Outre les divers aspects financiers du contrat, l’opérateur hollandais voit dans ce système l’opportunité de glaner des électrons verts sur le territoire belge qui lui permettent de dépendre un peu moins de ses achats au près des fournisseurs historiques.

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Les bâtiments verts devront faire leurs preuves face au marché Les bâtiments verts ne sont pas légion sur le marché, en particulier en Belgique où l’on perçoit encore une certaine frilosité des développeurs. Mais la tendance au vert s’annonce à l’image du Covent Garden, une tour de bureaux de 74.000 m2 Place Rogier à Bruxelles. Conçue par le cabinet d’architecture Art & Build, le Covent Garden est le premier immeuble de ce type en Belgique à être équipé d’une station d’épuration biologique grâce à laquelle une partie de l’eau utilisée est recyclée dans les sanitaires de façon autonome.

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L’instant s’avère charnière dans la construction verte. Pour rappel, les permis de bâtir doivent respecter depuis juillet une performance énergétique minimum. Les normes bruxelloises, plus strictes, imposent la certification E90, suivie de l’E75, dès 2011. Or, d’après le gestionnaire immobilier Richard Ellis, le renouvellement du parc immobilier exigera facilement de 400 à 500 mille m2 de bureau verts certifiés, et ce chaque année dès 2013. Quant aux bureaux à basse énergie ou passifs, les prévisions varient entre 35 et 40 mille m2. Et au dessus de 1.000 m2, les rénovations exigeront aussi une certification. Le mouvement vers une meilleure efficience énergétique des bâtiments est donc sans retour. Le benchmark créé grâce à la labellisation incite déjà les investisseurs à surenchérir, d’où des investissements plus importants encore. “Certains promoteurs demandent une certification E-60, histoire de ne pas voir l’immeuble se démoder rapidement. Comme les baux courent sur 3 à 9 ans, il s’agit de garantir une certification au top sur la durée”, observe Kim Verdonck, chargé de recherche chez Richard Ellis.

Ces dernières années, les bureaux durables ont séduit parmi les propriétaires-locataires. Mais le temps des pionniers semble révolu. Les nouvelles certifications énergétiques entrant bientôt en vigueur, elles imposent aux promoteurs des coûts de construction plus élevés. Se pose maintenant la question de l’amortissement de ces immeubles verts sur le marché locatif. Or, au vu des réticences des locataires, la réussite de l’équation financière n’est pas démontrée. Question prévisions en effet, la quasi-absence de bureaux verts sur le marché n’offre aucun point de référence. S’ajoutent les incertitudes dues au contexte économique difficile, à l’évolution des prix de l’énergie et de la

Développé par Priva, spécialiste hollandais de l’automatisation du bâtiment, le Priva Campus s’annonce comme le premier immeuble de bureaux CO2 neutre en Europe.

construction.

Des perspectives prometteuses, à priori… L’avenir des bureaux verts semble assuré. Et pourtant! La polémique fait rage côté investisseurs. “Les locataires nous suivront-ils?” est un peu l’interrogation qui résume le mieux l’inquiétude. La construction de bâtiments durables induit un surcoût initial… à répercuter sur les loyers. Mais rien aujourd’hui, n’indique que les locataires soient prêts à accepter des prix très supérieurs. En 2007, les grandes entreprises représentaient encore l’essentiel de la force d’entraînement, pour des

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questions d’image notamment. Une sur cinq déclarait rechercher des bureaux verts “précurseurs”, dans le créneau des surfaces supérieures à 15.000 m2, d’après Richard Ellis. Mais la location plus onéreuse d’un immeuble vert n’enthousiasmait guère le plus grand nombre. Les trois-quarts des sociétés locataires sondées refusaient tout supplément de prix. Dans leur majorité, les autres n’acceptaient qu’une majoration de 5% maximum. Difficile, dans ces conditions, d’amortir rapidement des surcoûts initiaux parfois importants. Depuis 2007, la situation a pourtant évolué dans le bon sens. A l’époque, une grande partie des sociétés ignoraient tout de la certification énergétique des bâtiments (CEB). Elles se sentent désormais plus concernées. La transposition imminente des normes européennes est passée par là. La hausse des prix de l’énergie aussi. Pour autant, entre le verre à moitié plein ou vide, les interprétations varient: “aujourd’hui encore, il est impossible d’exiger un loyer de 250 € pour un immeuble vert contre 200 pour un immeuble semblable non certifié. Même une hausse de 4% est inenvisageable vu la conjoncture”, estime Dirk Slabbinck, manager au sein de la société d’ingénierie VK Engineering. L’avis s’avère tout autre du côté de l’IBGE, “L’attitude des locataires commence à évoluer. Et si en 2007, 20% du marché locatif accepte par téléphone le principe de payer plus, c’est déjà énorme. En tous cas bien assez pour saturer la demande en nouveaux bureaux”, estime Antoine Crahay, expert à l’IBGE. Certains investisseurs anticipent un changement du marché. En 2007, les 39 bâtiments, logement compris, présentés pour le titre de bâtiment exemplaire totalisaient 128.000 m2. “Cela représente déjà un cinquième du marché

L’AVis des eXPerTs Michel Baugniet Development Manager, Fortis Real Estate Chaque année, Fortis va plus loin dans ces immeubles. Cela va de l’installation de triples vitrages à celle de pompes à chaleur. Avec la hausse de l’énergie, la limite se déplace et le bilan énergétique s’améliore. Nous faisons de gros effort pour améliorer notre empreinte sur l’environnement. Mais je ne peux que le constater: le critère énergétique n’est pas encore dominant chez les locataires. Les facteurs qui importent restent encore et toujours la localisation, les transports en commun, la présence de faux-planchers pour les câblages, les places de parking, l’air conditionné et le nombre de postes de travail. Les entreprises sont prêtes à payer davantage pour une localisation, pas pour du passif. Du coté des locataires-propriétaires, la construction de bureaux verts a certes de l’avenir. On remarque cependant que le nombre de propriétaires-occupants s’inscrit en régression continue. Ce n’est pas la tendance du marché. Le désengagement de l’Etat Belge et de la Région Flamande en en est la meilleure illustration. Mais rien n’est certain. On pourrait assister à un revirement. Pour la location, je reste globalement dubitatif: 4 ¤ du m 2 épargné en énergie chaque année pour 200 ¤ d’investissement initial supplémentaire, c’est une équation financière intenable.

bruxellois”, estime Crahay. Ce dernier l’assure: les agents immobiliers qui gèrent le parc existant nourrissent les appréhension. Les promoteurs suivraient déjà le mouvement. Faute d’offres à l’heure actuelle, les locataires du vert se font cependant encore rares, n’en déplaise.. Manque de visibilité, y compris en France Ne rien risquer serait-il un risque encore plus grand?, comme le proclamait l’écrivain américaine Erica Jong. L’évolution du marché des bâtiments verts reste difficile à prévoir. Le contexte économique et l’absence de références financières y sont pour beaucoup. “Nous sommes dans l’inconnu. Très rares sont les biens de ce type sur le marché. Dans le parc immobilier sous notre gestion, le plus grand à Bruxelles, nous n’en comptons aucun”, explique-t-on chez Richard Ellis. Même refrain en France, du côté d’IPD, la société d’analyse immobilière: “Il n’existe encore ni his-

torique, ni recul”, témoigne Philippe Fixel, chargé du département clients. Sur ses cinq cents sociétés sondées régulièrement, IPD ne compte aucun bâtiment labellisé Haute Qualité Environnementale (HQE). Fait révélateur: la société de conseil Jones Lang Lasalle, annonçait en juillet, la montée en puissance des immeubles verts. En région parisienne, douze bâtiments supplémentaires certifiés HQE devraient arriver sur le marché en 2008, 21 en 2009 et 35 autres en 2010. Mais la société ne cachait pas certaines interrogations. Elles subsistent en particulier sur l’équilibre à trouver entre les surcoûts de loyer et les économies de charges. En clair, Lasalle peine à évaluer le potentiel de ces immeubles, faute d’exemples tangibles. Dès lors, le manque d’informations fiables tend à confiner dans une attitude prudente. Ainsi en France, “à l’exception d’Axa, les sociétés immobilière le vivent comme une contrainte supplémentaire mais suivent le mouvement de peur de se n°11 energymag | 29

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faire dépasser”, observe-t-on chez IPD. En Belgique aussi, “l’engouement n’est pas général, côté investisseurs”, euphémise Louis de Halleux, partner chez Fidentia Real Estate, le propriétaire de l’immeuble Solaris.

milliers de mètres carrés. Concrètement, cela signifie que quelques dizaine d’immeubles hautement certifiés vont changer le marché”, estime Louis de Halleux. L’opinion est similaire chez Dexia Real Estate. Selon Eric Gobert, le marché actuel Le durable contre la vacance demeure difficile et le vide locatif immobilière important. Il touche dix pour-cent du Les forces du marché restent ce- portefeuille des bureaux bruxellois. pendant ce qu’elles sont, pour Fi- Mais, d’après lui, les biens neufs, dentia: “chaque année en région adaptés et de qualité trouveront bruxelloise, la prise en occupation toujours preneurs. “Actuellement, se monte à quelques centaines de les bureaux neufs qui ne trouvent pas de locataires, n’ont pas de plus-values vertes. Ce n’est pas un hasard si le promoteur Herpain a “verdi” son projet Solaris en cours de route. La vacance immobilière sur la seconde couronne Bruxelloise était trop forte”, ajoute Antoine Crahay. Le durable: un bon moyen de lutter contre la vacance? Fidentia en est convaincue. Et le groupe ne cache pas son pessimisme au sujet des bâtiments qui ne respecteront pas à l’avenir les norLes atria comme absormes les plus strictes: beurs thermiques, une “Dans cinq à six ans, technique qui se répand. Ici le nouvel immeuble ils ne trouveront pas de la BEI (72.000 m2) à preneurs. Si les enLuxembourg.

Deux exemples des projets les plus novateurs en cours de développement à Bruxelles: le Solaris d’Herpain Urbis (13.700 m2) et le Van Volxem (20.000 m2) de JCX Immo. Orientation optimale, performance de l’enveloppe, protections solaires, chauffage et climatisation géothermiques sont de mises. Ces deux immeubles devraient se situer à une consommation énergétique de moitié inférieure à un bâtiment classique.

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treprises ont le choix pour un même prix, elles choisiront naturellement un produit plus vert”. Pour autant, Louis de Halleux se garde de tout angélisme: “Sur le marché locatif, nous le savons, les clients ne payeront jamais plus ou significativement plus. La durabilité de l’immeuble ne permet pas de sortir des limites du marché. Et on ne peut se permettre d’être au top des normes car c’est impayable. Il faut rester à l’intérieur de l’équation financière”. En région parisienne, un marché locatif du bureau vert commence à émerger. Vu le montant général élevé des loyers, le surcoût initial à amortir reste en proportion nettement plus faible. Or, Fidentia n’observe aucune hausse des loyers. Les locataires payent toujours le prix du marché. Un moindre mal pour les investisseurs? Le facteur prix garde la main Pour Fortis, les habitudes restent encore tenaces, côté locataire. “En négociation, les sociétés regardent en premier lieu le montant du loyer. La question des charges, énergétique ou autres, n’est envisagée qu’ensuite. Ceci explique pourquoi, il est si difficile de convaincre”, constate Michel Baugniet qui déplore que l’aspect énergie entre si difficilement en ligne de compte chez le locataire: “ce n’est pas encore un argument qui fait la différence. Même un prix global stable qui englobe les économies d’énergie peine à convaincre”. Chez AOS Belgium, on

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sent néanmoins “un frémissement” ces 12 à 15 derniers mois. Les occupants semblent manifester une réelle sensibilité pour le durable. “Mais de là à ce que les locataires fassent l’effort financier sur le loyer, il y a encore une sérieuse marge”, observe Lionel Andries, marketing manager. AOS ne voit rien venir à l’horizon d’un an mais plutôt sur cinq voir six. La sensibilisation des entreprises est ici en question, estime pour sa part la société de consultance IPD. Elle gère une des plus importantes bases de données en Europe sur les performances immobilières. Or, le groupe constate chez les entreprises un déficit évident de reporting sur leur dépenses en énergie. “Les locataires n’ont souvent aucune idée de leur consommation. Sur 500 entreprises sondées, moins de la moitié est capable de faire remonter l’information”, remarque Philippe Fixel. Or, sans référentiel de coûts chez le locataire, convaincre s’avère délicat. La question des bureaux verts rejoint celle de la politique énergétique des entreprises. “Trop d’entreprises en sont dépourvues. Il suffit de voir le nombre de bureaux éclairés la nuit”, relève Andries. Dans le tertiaire, l’importance des

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La pompe à chaleur géothermique s’impose petit à petit comme une référence dans les nouveaux projets immobiliers. Ici le nouveau siège social d’Arcelor Mittal à Liège qui tire parti de la nappe phréatique de la Meuse comme source renouvelable d’énergie. Mais il n’est pas le seul: le bâtiment Solaris d’Herpain Urbis et l’immeuble Van Volxem de JCX Immo ou le Priva Campus de Priva ont également recours à la pompe à chaleur géothermique pour le chauffage et la climatisation.

Louis de Halleux Managing Director, Findentia Real Estate Il faut cesser de se focaliser sur l’aspect énergétique. Des études américaines démontrent que la valeur sociale d’un bâtiment influe fortement sur le bien-être, le confort, et la productivité. Les configurations du lieu de vie, la mobilité, le caractère anti-effraction importent aussi. L’énergie n’est qu’un aspect parmi d’autres. C’est une approche louable mais pas suffisante. Nous arrivons maintenant à une démarche de certification volontaire. Cela concerne autant le chantier, la durabilité du bâtiment que les possibilités de reconversion. Les hauteurs sous-plafonds en sont un exemple. Si elles s’avèrent trop basses, on pourrait devoir tout raser à l’avenir. Nous prenons aussi en compte l’éventualité d’une reconversion future des bureaux en logement, et ce dès la conception. On prévoit ainsi des espaces pour les ascenseurs et les conduits. L’usage de matériaux écologiques est également important. Notre fond Fidentia Green Building misera à l’avenir sur trois aspects dans ses bâtiments: une certification énergétique réglementée, une certification volontaire du type Valideo et un processus de gestion environnementale à l’exemple de la norme ISO 14.001. Pour l’instant, il n’existe aucun bâtiment sur le marché qui englobe ces trois éléments. n°11 energymag | 31

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Trois exemples de bâtiments verts chez nos voisins: le Priva Campus aux Pays-Bas, le nouveau bâtiment du Conseil de l’Europe à Strasbourg (25.000 m2) et le nouveau siège de la Banque Européenne d’Investissement à Luxembourg (72.000 m2).

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économies d’énergies n’est pas toujours évidentes. Pour beaucoup de sociétés, elles font figure de goutte d’eau dans un océan de coûts. “Il reste difficile de vendre des économies d’énergies annuelles de 4 € du m2, pour 30% de consommation en moins. Les charges globales s’élèvent déjà à 50 €. Quant au loyer, à Bruxelles, il varie de 150 à 300 €. Le gain annuel se monte à peine à 2%, comparé au seul montant de la location”, analyse Michel Baugniet.

La confusion règne encore La PEB laissait entrevoir une clarification du caractère durable des bâtiments. “A court terme, la certification énergétique des bâtiments impactera fortement sur la transparence du marché”, analyse Louis de Halleux. Pour l’heure cependant, la réalité semble encore nuancée. Le “green washing” reste d’actualité. En témoignent certains calicots bien en évidence sur les boulevards, à l’exemple de ce “19.000 m2 de séré-

Le cluster qui vise le tertiaire passif Le projet BTP 100 du cluster 2020 de la région wallonne est pour le moins ambitieux: il vise à créer des bureaux passifs….à moins de 1.000 ¤ du m2, rien de moins! Pour réussir ce tour de force, l’entrepreneur Thomas et Piron a regroupé de nombreux partenaires dont A2M, le CSTC, l’UCL, Luwoge Consulting (filiale allemande de BASF), Dethier et Axima. Le constructeur s’attaque à ce nouveau marché de façon progressive. En septembre, il inaugurait son premier bureau passif en Ardenne, soit le siège social d’Investsud à Marche-en-Famenne. Un projet pilote qui faisait figure de test. “A Marche, on reste encore très éloignés de l’objectif de coût. On est encore 15 à 20% trop cher par rapport à ce que nous visons pour fin 2009”, explique Thomas Dandoy, ingénieur au sein de l’entreprise. La maîtrise des coût est de fait l’unique enjeu des recherches financées grâce au cluster. Identifier les bons procédés, définir les standards constructifs adaptés, trouver les bons partenaires, bref, solutionner l’ambitieuse équation financière, là réside l’enjeu du projet. Concrètement, la Région Wallonne vient d’accepter de verser 500.000 ¤ de subsides sur les 800.000 que coûtera la recherche. Elle s’étalera sur six mois à un an, dès janvier 2009. Mais l’ingénieur consent à nous livrer quelques unes de ses pistes à priori: “On se pose pas mal de questions. Dans le passif, il y a peut-être des marges pour compacter les frais d’étude, assembler les éléments de façades directement en usine. Mais même là, les éléments préfabriqués ne sont peut-être pas non plus la panacée économique. On va repenser la réflexion sur le système de refroidissement, éliminer le plus complexe”. Dès la fin de la phase d’étude, Thomas et Piron attaquera le marché. La société vise cinq à dix mille mètres carrés de commandes par an dès fin 2009. En soit l’ambition reste modeste mais il s’agit d’une première pour un groupe avant tout spécialisé dans la construction de logements (100.000 m2 /an). A l’horizon, c’est surtout une nouvelle niche qui se profile pour la société. Il s’agirait de viser les bureaux de 1.000 à 3.000 m2 qui remplaceraient avantageusement un patrimoine public (écoles, administrations…) vieillissant.

nité durable”. Certains promoteurs vont aussi plus loin que les normes énergétiques. Ainsi, chez Fidentia, on promeut une analyse cycle de vie et valeur social qui englobe l’aspect énergie mais pas uniquement. “Le passif fait pour nous figure de gadget. Il faut aller au-delà de la consommation énergétique du bâtiment (CEB). Pour le groupe, il importe de regarder l’ensemble de l’impact environnemental du bâtiment: la construction, l’usage, la reconversion ou le démantèlement. La société devrait adopter la norme Valideo qui sortira en septembre ainsi que l’ISO 14.001. Une certification de gestion environnementale qu’obtenait Cofinimmo en août dernier. Elle concernait ses trois sièges administratifs, une première en Belgique. De son côté, l’IBGE élabore sa propre norme durable pour l’agglomération bruxelloise, qui intégrera la CEB. Elle ne sortira cependant que dans 3 à 4 ans. “Nous nous rapprocherons probablement des standards allemands et suisses, à l’exemple de Minergie+”, précise Antoine Crahay. Le fait n’a rien d’anodin. L’aspect énergie de cette certification globale exigera des standards passifs de base et leurs 15 kWh annuels. Plus question donc ici de privilégier l’un ou l’autre aspect moins contraignant aux dépends de l’énergie. En France, le label HQE permet ainsi aux promoteurs de choisir trois critères environnementaux sur les douze existants. “A Paris, on voit apparaître des bâtiments verts, à

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l’instar de ceux de Bouygues, dont la consommation énergétique est supérieure aux standards du marché”, constate Philippe Fixel. Face à tant d’interprétations différentes, la confusion reste encore de mise: “il existe encore trop de normes. Le marché a besoin de clarification”, analyse Kim Verdonck. Des bureaux verts pour tous? Les hautes certifications énergétiques ne conviennent cependant pas à toutes les sociétés.”La plupart des locataires exigent une température garantie à maximum 25°. Et ce, à n’importe quel moment, en juillet ou par temps de canicule. Et il s’agit d’une requêtes de base”, affirme Dirk Slabbinck. Or, les bâtiments verts les mieux certifiés n’y répondent pas. Ils sont conçus pour respecter ces contraintes tout au long de l’année… à l’exception de 5% des heures d’occupation, selon les bâtiments. Une durée de 120 heures à comparer aux 2.400 heures d’utilisation annuelle. “Certaines entreprises tournent à plein régime en été et jusque tard en soirée. Vous ne pouvez pas demander au personnel de rentrer chez lui à 15h, une semaine en juillet, à cause de la canicule. Pour la Commission Européenne ou les sociétés de consultance, c’est une éventualité inimaginable”, estime Michel Baugniet. Ces entreprises ont également fait leurs comptes. Elles ne veulent pas perdre ces précieuses heures de travail. Leur équation vis-à-vis

Eric Gobert Senior Advisor, Dexia Real Estate L’intérêt des promoteurs est encore très récent, quelques mois seulement. Les premiers immeubles de bureaux passifs n’ont été étudiés qu’il y a trois ans. Mais la situation évolue très vite. Pour moi, c’est très clair, ceux qui ne montent pas dans le train aujourd’hui, rencontreront des difficultés d’ici deux à trois ans. A moins d’une improbable pénurie de m 2 , leurs immeubles devront faire face à des bâtiments plus performants sur le marché. Les clients cherchent des bâtiments à la pointe. Un promoteur intelligent a tout intérêt à aller au devant des normes PEB. Il faut cependant encore un effort d’explication auprès des locataires: le promoteur fait l’effort de construire un bâtiment plus performant et donc sans doute plus coûteux. En contrepartie, le locataire s’acquitte d’un loyer plus élevé qu’il récupère à travers des charges énergétiques et de maintenance moindres. Sans oublier l’image positive qu’il donne à l’occupant. Mais il ne faudrait surtout pas assimiler les bâtiments verts à des biens hauts de gamme. Le pari, c’est de penser qu’en période de crise, seuls les meilleurs bâtiments s’en sortiront. Beaucoup de choses vont aussi changer prochainement. Le degré de compétence des architectes va s’améliorer. Le prix de l’énergie continuera vraisemblablement à monter. Les rivalités entre promoteur créeront l’émulation. Les références financières apparaîtront. Et le fait d’exemple aura un impact encore plus fort.

des bureaux passifs est la suivante: en terme de productivité, un risque de 1% d’heures de travail au dessus de 28 degrés (hors canicule) et 5% au dessus de 25 degrés vaut-il 4 € du m2 en moins? Et qui me le garanti financièrement? Il est certes possible d’obtenir un gestion des températures totalement régulée en passif. “Le surcoût initial serait phénoménal: de l’ordre de 10 à 15% supérieur dans le meilleur des cas”, assure Benoit Quevrin, ingénieur au sein de la plate-forme Maison Passive. En filigrane, se dévoilent certaines appréhensions: les standards passifs garantissent un meilleur confort qui influe sur la productivité globale (voir dossier Aeropolis, page 36). Mais la notion garde sa part de subjectivité. Faute de consensus sur le sujet, ce sont toujours autant de clients potentiels en moins pour les promoteurs. “Construire un immeuble de location pour 5% du marché, n’est pas viable”, juge Michel Baugniet. Une autre difficulté tient à l’absence d’assurance pour le loueur, question économies. “Il n’existe à l’heure actuelle, aucun système contractuel qui garantisse une réduction effective des charges énergétiques pour le locataire. Mais les entreprises signent parfois des bails de neufs ans!” Perspectives On le voit, côté locataire, un changement radical reste difficile à anticiper. Pour Fortis, les bureaux verts en construction n’ont pas fait leurs

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Développé par Dexia Real Estate, l’Aeropolis II est le premier projet passif d’envergure en Belgique: 7.200 m2 au standard passif.

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Benchmarking

Le Code de l’Environnement, nouveau benchmark international LEED aux Etats-Unis, BREEAM au Royaume-Uni, HQE en France, etc: dans l’immobilier, les certifications environnementales se multiplient ces dernières années. Mais la diversité des labels nationaux rend les comparaisons ardues, sinon impossibles à l’échelle internationale. Avec le Code l’Environnement, le consortium réunissant IPD, Barclays, Veritas et CB Richard Ellis tente d’esquisser un début de solution.

Il aura fallu le temps mais l’outil est enfin prêt. Derrière le Code de l’environnement, lancé en juillet en France, se cache une solide réflexion. L’enjeu? Définir la méthodologie à adopter pour mesurer les données environnementale d’un bâtiment. “Actuellement, les certifications relèvent de préoccupations particulières et complémentaires. Par exemple: l’évaluation des bâtiments neufs par rapports au parc existant, les dépenses énergétique comparée à l’impact carbone. Mais si les méthodologies divergent, elles se retrouvent toutes sur des notions communes: énergie dépensée, part du renouvelable, consommation d’eau,…”, expliquait en juillet, Eric Parisot, manager chez Bureau Veritas. Les entreprises partenaires du Code ont donc réfléchi sur des définitions et des terminologies communes, question données de base. Libre à chacun d’en tirer, par après,

Consommation d’énergie:

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kWh / m2 SUBL

158 immeubles

ses conclusions. Le Code se présente ainsi comme un outil de classification, une méthodologie d’évaluation mais, en aucun cas, comme une certification. Pas question ici de concurrencer les différents labels nationaux existants (HQE, LEED, BREEAM,…). Pour IPD, spécialisée dans le recueil d’information sur les performances immobilières, l’avantage est évident. L’aspect “efficacité technique et environnementale”, aujourd’hui dressé, vient compléter son évaluation globale de l’immobilier d’exploitation qui comprend cinq autres dimensions. Le code a défini précisément les indicateurs quantitatifs qui comprennent la production de déchets, la consommation d’eau, d’énergie et les gaz carboniques associés. Par exemple, la quantité de CO 2 , et non de carbone, émise se mesure selon des ratios gr/ kWh. Et ces derniers varient selon les pays et les années! Logique: le

Tendances IPD UK:

402 Écart: +23%

kWh / m2 NIA

benchmarck inclut les émissions de CO 2 dégagées lors de la production d’électricité en centrale. Les choix énergétique nationaux entrent donc en ligne de compte. En France, les ratios sont calqués sur la méthodologie “Bilan Carbone” de l’ADEME. Déjà des résultats Le premier bilan environnemental d’IPD sur les bureaux, sorti en 2007, aura livré des enseignements intéressants. La performance des bureaux français n’en sort, à tout le moins, pas grandie. Ainsi en 2006, sur 158 immeubles étudiés, la consommation moyenne d’énergie primaire s’élevait à 690 kWh (66 kg équivalant CO 2 /m2 en surface utile brute locative) contre une facture énergétique de 327 kWh payée au final par l’utilisateur. Cet écart qui va du simple au double s’explique par l’importante consommation des bureaux en électricité. Or, il faut 2,58 kWh d’énergie primaire pour produire un kWh d’électricité. Conclusion: en France, performance énergétique et émissions de gaz carboniques des bureaux se classent respectivement dans les tranches H et F, soit très faibles et faibles. Ainsi dans une économie fortement nucléarisée, semblable à la Belgique, un échantillonnage très favorable de bureaux de bonne qualité (8/10 selon la grille C.I.B.E) ne trouve pas grâce aux yeux du nouveau Code de l’environ-

Émission de CO2:

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nement. Et encore, ne sont rapportés dans ce benchmarck, ni les gaz à effets de serre autre que le CO 2 , ni les émissions liées au transport ou dégagées lors de la construction du bâtiment. Pour l’instant le code de l’environnement n’existe que pour la France et l’Angleterre. Une partie de sa méthodologie d’évaluation sert cependant déjà de base au “Global Green Rating”. Ce label, développé, là aussi, par Bureau Veritas avec AEW Europe, Axa REIM, GE Real Estate Europe et ING Real Estate, sortira d’ici la fin de l’année. Le projet pilote concerne la France, l’Allemagne, l’Espagne et le Royaume-Uni. Il s’agira ici d’une certification, soit une cotation du bâtiment assurée par un auditeur indépendant. Ainsi, dans le meilleur des cas à l’avenir, les sociétés auront deux possibilités d’évaluer et de comparer leur empreinte écologique immobilière à l’échelon international. D’un côté, le Code de l’Environnement s’intègre facilement dans l’évaluation globale d’un large parc existant. Son application très quantitative ne repose néanmoins sur aucune vérification extérieure. De l’autre, la certification Global Green Rating, plus qualitative, s’appuie, elle, sur une démarche d’audit. Elle inclura également les aspects environnementaux liés aux transports et à la santé. Mais sa portée globale s’en trouvera forcément plus limitée. De fait, les gestionnaires de parcs immobiliers risquent de s’amuser encore longtemps…. p Ha.S

Le nouvel immeuble de la BEI (72.000 m2) à Luxembourg est le premier projet de construction à être certifié en Europe continentale suivant la “Building Research Establishment Environmental Assessment Method”(BREEAM). Le nouvel immeuble de la BEI a reçu la mention “Très bien” pour son concept énergétique basé sur une enveloppe double peau, des atria qui font office d’absorbeurs thermiques, l’activation thermique de la structure primaire du bâtiment et une ventilation naturelle très poussée.

preuves sur le marché. “Je ne suis toujours pas certain que Fidentia espère vraiment louer Solaris. Nous, nous ne réussirions pas. Cela passera peut-être dans deux ans, pour des questions d’image”. Les inconnues demeurent: une hausse brutale de l’énergie changerait-elle la donne? Le coût de l’électricité a grimpé de 18% entre 2003 et 2006. Et comment évoluera la vacance immobilière? Une autre interrogation réside dans les prix à la construction. S’ils augmentent globalement, ils tendent à régresser dans certains secteurs comme le passif. “Le prix du triple vitrage atteint celui du double vitrage, il y a quatre ans. Les entrepreneurs commencent à avoir la main. Nous utilisons massivement des éléments préfabriqués”, commente Benoit Quevrin. “Aujourd’hui, nous sommes capables de diminuer de 30% les consommations d’énergie, sans surcoût. Il suffit juste de réorienter les technique de construction”, complète Antoine de Crahay. Même dans le passif, on ne rencontre parfois aucun supplément. Ainsi en était-il de la rénovation passive des bureaux de la CIT Blaton. De quoi réduire les investissements initiaux, selon les

GreeN BUiLdiNGs | dossier

cas. Mais il s’agit encore souvent de constructions pour des tiers. “Le marché des batiments verts concernera encore longtemps la construction-acquisition et non la location”, prévoit Kim Verdonck. Une opinion que l’IBGE ne partage pas: “On va bientôt assister à un rééquilibrage du marché. En 2009, tous les bâtiments devront recevoir une certification. Tout le monde pourra connaître la consommation de chaque bâtiment à Bruxelles. La prise de conscience sera forte. Se retrouver dans la dernière classe ne sera pas une bonne nouvelle”, estime Antoine Crahay. Pour Fidentia Real Estate aussi, à moyen terme, le degré de certification énergétique influera directement sur les bases de négociation. Et la société profite déjà de la médiatisation de ses projets de location. Des multinationales la contactent spontanément pour la construction de leurs sièges européens. Reste à voir si ce type de démarche volontaire touchera de façon significative un marché locatif atone p Harold Schuiten

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EFFICIENCY | BUILDINGS

Aeropolis II

Des bureaux passifs à 18 € le m ! 2

Un bureau passif pour 18 € de surcoût annoncé au m2 brut par rapport à un immeuble conventionnel, c’est possible. Et sans les primes. La démocratisation des bureaux passifs semble en marche. Quand on demande à Eric Gobert, le secret d’Aeropolis, ce dernier fini, de guerre lasse, par lâcher quelques mots sur les prix de la construction. Or, ils s’inscrivent pourtant en nette hausse ces dernières années. Mais c’est justement là que réside l’astuce: “Quand on a vu l’augmentation des prix à la construction, on a tout de suite remarqué une chose: en proportion, le passif y gagne énormément! Là, on s’est dit qu’il fallait y aller” explique le manager chez Dexia Real Estate. Eric Gobert s’est en effet aperçu que les coûts des parties techniques augmentent bien plus vite que ceux du gros-œuvre. La construction de bureau passif en

profite car les technologies s’avèrent potentiellement “low-tech” ou peu onéreuses, selon les cas. Dans le concept passif d’Aeropolis, finis les groupes de réfrigérations, les kilomètres de gaines et les faux plafonds etc…Le chaud et le froid sont stockés de jour et de nuit dans le béton du sol et du plafonds. Chaleur et refroidissement sont ensuite irradiées par les matériaux, grâce à leur inertie thermique. Le procédé est vieux comme le monde. Il s’appliquera en août 2009 à un bureau de 7.000 m2 sur cinq étages, le plus grand projet de bureau passif en Belgique. En 2007, il avait reçu le titre de bâtiment exemplaire décerné par Bruxelles Environnement.

Des techniques peu onéreuses Actuellement, la certification de la plate-forme Maison passive ne connaît pas encore d’équivalent pour les bureaux. Bruxelles Environnement y travaille, semble-t-il, activement. Le bureau d’étude Cenergie a donc fonctionné par analogie au niveau des consommations d’énergie, soit 15 kW maximum par m2 annuels. Pour relever le défi, Cenergie a adopté une approche multiple. Le bureau d’étude a tout d’abord veillé à combattre les déperditions liées aux infiltrations d’air et autres ponts thermiques. Le bureau est ainsi recouvert d’une façade étanche idéale pour retenir la chaleur lors des périodes froides. Le façadier Kyotech, filiale de Belgométal, a mis spécialement à disposition ses équipes de recherche. Elles ont développé des modules de façade préfabriqués en bois très économiques. D’autres systèmes complètent le tableau. Ainsi, l’air neuf est réchauffé via un puits canadien situé en retrait par rapport

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BUILDINGS | EFFICIENCY

Un surcoût “passif” inférieur à 2% pour l’Aeropolis II

à la rue. Celui-ci récupère la chaleur emmagasinée dans le sol en hiver. A l’autre extrémité, un récupérateur à roue retient les calories de l’air évacué. Et entre les deux, l’air est pulsé sous le faux-plancher qui irradie la chaleur à partir du sol. Au final, le bureau passif s’avère nettement moins dépendant de l’apport de l’ensoleillement et donc de sa localisation, une grande différence avec les maisons passives. Le procédé permet surtout d’offrir une orientation presque uniforme du vitrage. En tout et pour tout, une modeste chaudière à condensation de 140 kW assurera le chauffage des 7.400 m2 de bureau. Les simulations réalisées grâce aux logiciels Capsol et EnergyPlus annoncent des besoins en chauffage de 5 kWh par m2 et par an. Le refroidissement, clé du succès Les choses se compliquent avec le refroidissement. Le grand défi pour les maisons passives est de chauffer un hiver. La question centrale dans

En regard d’un bâtiment classique, l’attention portée à l’enveloppe d’un bâtiment passif (triple vitrage, contrôle solaire, isolation renforcée) fait gonfler le poste gros œuvre. Mais celui-ci est en grande partie compensé par des équipements techniques moins coûteux (pas de groupes de froid, chaudière d’appoint pour le chauffage). Dans le cas de l’Aeropolis II, le surcoût n’est ainsi que de 159.000 ¤ pour un bâtiment dont le budget final s’élèvera à 11 millions ¤. Soit 1,45% de la facture totale. Un “investissement passif” qui sera vite rentabilisé grâce à des économies d’énergie annuelles de 32.000 ¤ (temps de retour de 5 ans). Au final, les consommations énergétiques ne devraient pas dépasser 2 ¤/ m2 brut par an contre 5,6 ¤/m2 brut par an pour le même bâtiment conçu de façon classique.

un bureau est de refroidir ses occupants. L’électronique, l’éclairage et la concentration d’employés chauffent déjà énormément les espaces. C’est tout bénéfice en hiver mais cela devient vite un casse-tête en été et au printemps. Il s’agit donc de diminuer au maximum l’apport de chaleur intérieur si apprécié auparavant. La mesure la plus évidente consiste à adopter des luminaires à haut rendement. Ils ne chauffent quasiment pas et consomment peu en électricité. Des sondes de régulations et des détecteurs de présence complètent le dispositif. La surface limitée du vitra-

Comparaison des coûts passif/classique 4.000.000 € 3.500.000 € 3.000.000 € 2.500.000 € 2.863.000 € 2.000.000 € 3.161.000 €

1.500.000 € 1.000.000 € 500.000 €

826.000 €

0€ 369.000 €

Bâtiment passif

Bâtiment classique Gros œuvre

Techniques

Consommation énergétique prévisionnelle €/an 0€

12.500 €

25.000 €

37.500 €

50.000 €

17.534 €

49.407 €

Bâtiment passif

Bâtiment classique

ge et surtout une protection solaire extérieure mobile réduisent également l’apport de l’ensoleillement. Ceci ne suffisant pas, il a fallu mettre en place une stratégie de refroidissement passif. Le puits canadien permet déjà de refroidir l’air entrant de 5 à 10 degrés. La température dans le sol reste en effet relativement stable tout au long de l’année. Mais le point essentiel réside dans la ventilation nocturne. Un groupe d’extraction aspire l’air frais du soir à l’intérieur des bureaux, à travers des ouvrants motorisés situés en façade. Cet air vient ensuite refroidir le plafond de béton n°11 energymag | 37

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EFFICIENCY | BUILDINGS

Le concept énergétique Triple vitrage Etanchéité de l’air poussée

Façade int. bois respirante et accousitique

Isolation performante

HIVER

Standard “maison passive”

25°C

ETE JOUR

Climatisation passive

20°

)

18°C

ETE NUIT Ventilation nocturne

15°C

Amenée d’air naturelle

qui “rayonnera” la fraîcheur durant la journée. En fin de circuit, l’air est rejeté vers le toit. Le concept ne règle pas, de façon passive, la question du refroidissement du local serveur. Une petite ventilation active fera ici exception à la règle. Des bureaux très modulables Une autre difficulté de taille qui se présentait aux ingénieurs résidait dans la modularité demandée des espaces. Aeropolis II accueillera cinq ASBL liées au groupe Arco, actionnaire de Dexia. “L’occupation multiple du bâtiment a demandé une régulation très complexe, par niveau mais aussi par zone”, explique Lionel

Ouverture automatique de nuit

Wauters, ingénieur au sein du bureau d’étude Cenergie. Ce qui paraît courant pour un immeuble conventionnel, l’est nettement moins pour un immeuble passif. Dans ce but, les ingénieurs ont implémenté une gestion technique centralisée, couplée à des sondes. Concrètement, l’éclairage mais aussi les amenées et reprises d’air seront installées tous les nonante centimètres. Le bureau d’étude garanti ainsi une régulation adaptée pour chaque tranche, ce qui permettra de faire varier le cloisonnement sans modifier aucun élément technique. Le bureau passif devrait donc s’adapter aux besoins changeants des PME, en surfaces de tra-

vail. En tout et pour tout, Lionel Wauters prévoit un surcoût de 159.000 € (18,2 €/m2 brut) sur un budget initial de 11 millions € (1.250 €/m2 brut). Les économies d’énergie se monteraient ainsi à 32.000 € (3,6 €/ m2 brut) chaque année, pour des charges énergétiques annuelles (gaz pour le chauffage et électricité pour l’éclairage, la ventilation et le refroidissement) de 17.530 €, soit un petit 2 €/m2 brut! Et encore, Lionel Wauters base-t-il sa comparaison sur celle d’un immeuble neuf dont la consommation en énergie serait de 5,6 €/m2 brut, bien loin donc des 12,8 € en moyennes, observés en Belgique…”Vu les économies d’énergie à son prix actuel, le

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BUILDINGS | EFFICIENCY

Ventilation parking

24°C

Echangeur de chaleur à roue

0°C

10°C

Puits canadien

5°C

Ventilation parking

15°C

18°C Extraction en toiture

Puits canadien

25°C

Le bâtiment Aéropolis II est affecté principalement à du bureau réparti sur 6 niveaux hors sol (7.400 m2) et deux niveaux de parking et archives en sous-sol. La taille du bâtiment en fait le premier projet passif belge d’envergure. Le concept a été étudié dans une démarche logique, d’abord diminuer les charges de chaleur, ensuite éliminer la chaleur encore excédentaire par un refroidissement passif. Côté chauffage, grâce à une faible puissance de chauffe propre au standard passif, le bâtiment est chauffé uniquement au moyen de l’air de ventilation hygiénique. L’air entrant est réchauffé naturellement dans un puits canadien couplé à un récupérateur à roue. Une chaudière d’appoint de 140 kW fait le complément lors des périodes de grand froid. Côté refroidissement, la stratégie combine le puits canadien et le night cooling. L’air hygiénique est ainsi refroidit dans le puits canadien en période chaude. Une ventilation nocturne permet également de refroidir la structure en béton (absence de faux plafond) qui durant la journée “rayonne” du froid.

temps de retour serait de 5 ans. Mais les coûts énergétiques augmentent encore plus rapidement que ceux de la construction. La période d’amortissement a déjà tendance à diminuer. Et les prix sont susceptibles d’évoluer à la hausse”. p Harold Schuiten

* Pour permettre une comparaison sur un budget de construction généralement exprimé en brut metré (ici 1.250 €/m2 brut), les chiffres détaillés sont rapportés sur la surface brute metrée, soit la surface hors sol + la surface sous-sol pondérée à 50%. Ce qui donne une surface brute metrée de 8.750 m2 pour l’Aeropolis II (Hors sol: 7.400 m2 - Sous-sol: 2.700 m2). La surface nette est de 6.000 m2.

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EFFICIENCY | INDUSTRY

Récupération de chaleur

Chaudfontaine investit dans une installation géothermique unique En six ans, Chaudfontaine est parvenue à réduire sa consommation d’énergie de près de 43%. Un record dans le secteur, à mettre au crédit de Coca-Cola, qui a repris l’entreprise depuis 2003. Mais la marque d’eau minérale butait toujours sur un obstacle majeur: le refroidissement de l’eau de source, seule eau minérale naturelle chaude de Belgique, qui jaillit à 37°C. La solution est aujourd’hui opérationnelle: une installation géothermique unique en son genre permet de refroidir naturellement la source tout en alimentant le chauffage des locaux de production. L’installation inaugurée voici peu porte la réduction des consommations du site à 50%, soit l’équivalent de 5.500 tonnes de CO2 par an. On peut difficilement mieux faire!

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INDUSTRY | EFFICIENCY

Chaudfontaine est l’une des trois investi près de 50 millions € sur notre variables, grâce à quoi unités de production du groupe site. Nous avons concentré en pre- nous réduisons de moiCoca-Cola en Belgique. Là où la pro- mier lieu nos efforts sur la réduction tié la consommation duction des limonades et des jus de des consommations d’énergie, ce qui d’eau et d’énergie pour fruits représentait encore environ est allé de pair avec la réduction des ce procédé. Ces multi50% de ses activités jusqu’en 2003, émissions de gaz à effet de serre. Les ples améliorations ont elle se concentre depuis sa reprise seules émissions dont nous sommes conduit en six ans à une par la multinationale américaine sur encore responsables reposent sur la réduction de 43% de nos consommal’embouteillage d’eau minérale na- combustion d’énergies fossiles”, ex- tions énergétiques et émissions de turelle plate et gazeuse au départ plique Jean-Louis Cornet, Directeur CO2”, précise Jean-Louis Cornet. de sa source thermale de Chaudfon- de production du site. Entre 2003 et taine. Grâce à l’excellente qualité de 2007, l’usine de Chaudfontaine a ain- Dernier obstacle vaincu ses produits et au repositionnement si subi une véritable métamorphose Pour autant, Chaudfontaine n’était de son image, Chaudfontaine est verte. Le toit du hall de production a pas totalement satisfait avec ce aujourd’hui l’une des marques qui été rénové et équipé de grandes cou- résultat déjà remarquable. Un progresse le mieux sur le marché poles verrières grâce auxquelles un poste gourmand en énergie restait très concurrentiel de l’eau. Depuis éclairage naturel a été créé. L’éclai- jusqu’alors sans solution: le refroil’intégration, la production s’est rage a été remplacé par des lampes dissement de l’eau de source. ”C’est ainsi accrue de 35%. La marque est à économie d’énergie et les sols précisément le plus gros consommateur d’énergie de l’usine”, distribuée essentiellement “En six ans, nous avons pu réduire précise Jean-Louis Cornet. en Belgique, mais aussi aux notre consommation d’énergie De fait, l’eau de ChaudfontaiPays-Bas et en France. Le ne est la seule eau minérale site emploie aujourd’hui 196 et nos émissions de CO2 de 43%. naturelle chaude de Belgique. personnes. Mais nous n’étions pas encore L’eau provient d’une nappe satisfait de ce résultat car nous thermale située à une profonEn six ans, les consomman’avions pas encore trouvé de deur de 1.600 mètres et émertions chutent de 43% solution pour l’application la plus En 2001, le management de énergivore: la réfrigération de l’eau ge à une température de 37°C après un périple sous terre de l’époque a mis en tête des de source.” 60 ans. Pour pouvoir être mise priorités la réduction des consommations d’énergie. ”Dans peints en gris clair afin d’améliorer en bouteille, l’eau doit être refroidie un premier temps, nous avons fonc- la réflexion. Les lignes de production à 15°C. Jusqu’à présent, le procestionné sans gros budgets d’investis- ont aussi été entièrement rénovées sus utilisé était basé sur l’utilisation sement. Nous avons alors focalisé avec des équipements à la pointe de d’eau glacée, mais celui-ci est très toute notre attention sur la gestion l’art, non seulement sur le plan hy- gourmand en énergie. ”Nous avons des fuites et l’optimisation des pro- giénique mais aussi sur celui du ren- essayé durant plusieurs années de cessus. Mais lorsque Coca-Cola dement énergétique. ”Pour parvenir valoriser la chaleur de l’eau de soura repris l’entreprise, la situation a à un rendement optimal, nous avons ce, mais nos efforts sont restés sans changé. Le souci pour l’environne- du concevoir nous mêmes certains succès. Nos recherches menaient ment est devenu l’un des piliers de des équipements. Ainsi par exemple, dans la mauvaise direction: nous l’entreprise. Chaque année, nous les anciennes machines de lavage cherchions à récupérer et exploiter définissons des objectifs à atteindre des bouteilles tournaient à rythme la chaleur via des pompes à chaleur et nous disposons des budgets d’in- constant. Nos ingénieurs sont parve- ou d’autres systèmes similaires. Mais vestissements nécessaires: les cinq nus à développer un système où les les coûts étaient tellement élevés dernières années, Coca-Cola a ainsi machines tournent à des fréquences qu’aucun des projets étudiés n’était

Pour assurer un éclairage naturel, le toit de l’usine a été équipé de coupoles de lumières.

Coca-Cola en pointe en 2007 En 2007, les trois unités de production de Coca-Cola en Belgique (Chaudfontaine, Gand et Anvers) ont consommé 484 millions de MJ d’énergie pour la fabrication de 894 millions de litres de produits. La consommation énergétique moyenne s’est élevée à 0,54 MJ par litre, soit une baisse de 8,5 % par rapport à 2006.

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EFFICIENCY | INDUSTRY

Et l’avenir? Malgré ces gains déjà appréciables, l’entreprise pense pouvoir encore améliorer son efficacité énergétique. Elle examine déjà d’autres projets de valorisation. ”Dans notre liste d’actions, nous étudions la récupération de chaleur générée par les compresseurs pour l’utiliser dans des applications à comme le soufflage des

en verre, l’adaptation des flexibles de nettoyage avec de plus petits diamètres… ”Etant donné que nous voulons éviter que des résidus étrangers ne pénètrent dans les bouteilles, nous utilisons aussi l’eau de source pour le lavage et le nettoyage des bouteilles”, précise Jean-Louis Cornet. ”Mais grâce à ces efforts, nous avons réduit de 15% la consommation d’eau par litre embouteillé rien que sur un an. Et nous avons encore l’intention de réduire cette consommation. Car bien que nous disposions d’une source suffisante pour tripler notre capacité de production, nous voulons diminuer le plus possible les

économiquement viable”. Jusqu’au jour où, l’an dernier, l’un des employés du service maintenance a eu l’idée lumineuse d’appliquer la récupération de chaleur à la réfrigération elle-même. ”Après étude, nous sommes arrivés à la conclusion que c’était la manière la plus économique d’exploiter la chaleur: en conduisant l’eau chaude à travers un système de conduites en spirales - une sorte de radiateur - les calories s’échappent à l’air, ce qui refroidit l’eau. Nous avons finalement réussi à mettre cette idée au point avec comme résultat une Grâce à l’installation géothermique, le producteur d’eau a pu réduire eau refroidie de manière naturelle au maximum son poste énergétique le plus important. jusqu’à ± 22°C en été et 15 à 16°C en hiver. Grâce à ce gain, nous par- bouteilles en PET”. Il sera cependant gaspillages”. Dans le domaine du venons à réduire de 90% l’usage de difficile d’atteindre des améliorations traitement des déchets, l’entreprise l’eau glacée, ce qui a une incidence encore notables sur le plan énergé- a également apporté des amélioraimmédiate sur nos consommations tique. Aussi, l’équipe de Jean-Louis tions. Chaudfontaine à récemment d’énergie. Au cours du développe- Cornet se concentrera sur d’autres mis sur le marché une nouvelle boument du système, nous avons aussi aspects environnementaux durant teille en PET plus légère et dont le design permet de la comprimer découvert que nous pou“Le projet de géothermie a généré après usage. Chaudfontaine vions aller une étape plus 11% d’économies d’énergie travaille aussi sur un plan loin. En hiver, au lieu de supplémentaires, grâce à quoi de protection de la source laisser les calories s’échapnous avons réduit de moitié thermale. ”L’eau minérale per à l’air, nous conduisons de Chaudfontaine est d’une l’eau via un pipeline équipé nos consommations d’énergie très haute qualité comparée d’un ventilateur qui souffle sur base 2001, soit une réduction aux sources chaudes que la chaleur dans les espaces de 5.500 tonnes de CO2 par an.” l’on trouve à l’étranger. Mais de production. Le système permet d’assurer une température les prochaines années et poursuivra pour garantir cette qualité exceptionde confort de 21°C, sans recours à les efforts déjà entrepris. Ainsi, elle a nelle à long terme, nous devons utiun chauffage additionnel. Au total, remplacé l’ensemble de ses chariots liser tous les moyens de protection le projet a permis de réaliser un gain élévateurs par de nouveaux modèles de la nappe thermale. Nous sommes de 11% d’économies d’énergie sup- qui fonctionnent au gaz ou à l’électri- donc occupés à développer une applémentaires. Sur la base de 2001 et cité. Dans le domaine de l’utilisation proche unique dans ce sens. Pour tenant compte de l’ensemble de nos rationnelle de l’eau, des actions ont l’instant, nous ne pouvons pas en procédés, nous consommons moi- aussi été entreprises: la réduction révéler les détails, mais l’an prochain tié moins aujourd’hui, ce qui repré- des fuites, une réduction considéra- vous entendrez parler de cette initiasente une réduction de 5.500 tonnes ble de la consommation d’eau utili- tive”, conclut Jean-Louis Cornet. de CO2 par an”. Le développement sée pour le nettoyage des bouteilles p Els Jonckheere

Depuis la reprise par Coca-Cola, toutes les lignes de production ont été rénovées avec des installations ultra hygiéniques et plus performantes sur le plan énergétique.

et la construction de l’installation géothermique n’auront coûté que 180.000 €. Il semble certain que cette technologie se diffusera rapidement chez d’autres entreprises du secteur à l’étranger.

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BFM

Le retour!

(à cause d’une décision politique du Conseil Supérieur de l’Audiovisuel…)

…la fréquence modulée, c’est fini pour BFM Radio. La fréquence maximum, c’est pour bientôt!

Grab it

Pour rester informé sur la fréquence maximum de BFM, envoyez un mail à mabfm@bfm.be avec le mention: “Je veux savoir”.

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technology | Cogeneration

Biogaz

Quand la pomme de terre produit de l’électricité Produire de l’électricité à partir d’un biogaz généré par la digestion de pommes de terre, c’est le tour de force réalisé par le Groupe Lamaire en partenariat avec l’entreprise anversoise Thenergo. Le résultat est Valmass, une co-entreprise qui permet l’émergence d’une nouvelle filière de valorisation biomasse tout en se positionnant comme fournisseur indépendant d’énergie verte. Un partenariat win-win qui pourra fournir chaque année la consommation élec-

trique de quelque 3.500 ménages.

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cogeneration | technology

d’une filière, mais il rencontre aussi nos préoccupations pour l’environnement”. De la collaboration nait Valmass Les deux entreprises ont construit et Le réacteur biogaz consiste en une installation anaérobique d’un volume de exploitent ensemble un bioréacteur 5.500 m3 permettant une production de 800 m3/h de biogaz. sur le site du Groupe Lamaire à VleteMoyennant l’entreposage dans un Le groupe a alors entamé une vraie ren, dont la production annuelle avoiespace ventilé et à température croisade. Car ce n’est qu’après bien sinera les 12 à 13.000 MWh d’électriconstante de 8°C, la conservation des des recherches que le spécialiste de cité (l’équivalent de la consommation pommes de terre peut être garantie la pomme de terre a enfin trouvé une annuelle de 3.500 familles). Le groupe sur une longue durée. Mais une frac- solution adéquate. “En l’occurrence, Lamaire n’en consomme qu’environ tion du stockage se 10%. “Nous avons dédégrade au cours “Nous avons finalement décidé de construire libérément opté pour du temps, rendant un réacteur biogaz qui produira annuellement une grande capacité. leur commercia12 à 13.000 MWh d’électricité. Si nous n’en Ça nous permet de lisation impropre consommons que 10%, nous avons tout de mettre en place notre à la consommafilière de valorisation même opté pour une grande capacité. Ça tion humaine. et d’assurer une stanous permet de mettre en place notre fi lière “Les pommes de bilité du processus terre qui ne répon- de valorisation et d’assurer une stabilité du dans le temps”, exdent pas à notre plique Bart Lamaire. processus dans le temps.” contrôle de qualité “Pour rendre notre étaient jusqu’à présent revendues nous sommes entrés en contact avec partenariat plus clair sur le marché, dans la filière de l’alimentation pour Thenergo en 2006. Il est apparu très nous avons créé une nouvelle société: bétail. Mais ce segment de marché rapidement que Thenergo avait le Valmass SA”. “Nous travaillons touest très aléatoire. Il est de plus de- savoir-faire et la solution que nous jours de cette manière. Depuis notre venu aussi très sensible à la sécurité recherchions: produire de l’énergie lancement, nous avons développé 24 alimentaire, un incident mineur chez verte au départ des pommes de ter- projets de production d’énergie verte un fournisseur pouvant influencer re. Non seulement le processus est à partir de biomasse, répartis dans directement nos activités. En outre, rentable et permet le développement des secteurs les plus divers. La créail s’agissait là d’un poste de coûts: Groupe Lamaire - Leader européen du négoce de pommes de terre le prix que nous obtenons pour la revente des pommes de terre imL’histoire du Groupe Lamaire débute lorsque José Lamaire prend la décision de quitter les bancs de l’école propres à la consommation humaine pour se lancer dans la vente à la commission. Il démarre dans le commerce de la paille, mais se rend vite ne couvre pas les frais de transport compte qu’il ne ferait pas fortune. Né au pays des pommes de terre, il décide alors de tenter sa chance vers les producteurs d’aliments dans ce secteur. Ce qui se révèle payant. A cette époque, le développement des grands producteurs de pour bétail”, explique Bart Lamaire, pommes de terre lui permet de croître rapidement. Avec une capacité de 300.000 tonnes par an, le Groupe Managing Director du Groupe LaLamaire est aujourd’hui l’une des plus grandes entreprises de négoce de pommes de terre en Europe. Les maire. “Depuis quelques années, fournisseurs les plus importants viennent de Flandre et du nord de la France, mais Lamaire importe aussi ses pommes de terre des quatre coins du globe. Environ 80% de sa capacité est exportée vers l’étranger: nous recherchions donc des filières l’Europe, mais aussi la Russie, l’Afrique, l’Asie et l’Amérique du Sud. Vers quels pays précisément, cela varie de valorisation alternatives pour ce d’année en année: Lamaire vend en effet ses pommes de terre sur les marchés où les récoltes déçoivent. Le produit avec l’objectif d’en faire une Groupe est toujours aujourd’hui une entreprise 100% familiale. source d’activités complémentaire”. n°11 energymag | 45

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technology | cogeneration

Après lavage, le biogaz est brûlé dans une centrale de cogénération composée de deux moteurs au gaz de 836 kWé chacun.

tion de joint venture est l’approche la plus logique pour rendre ces projets viables. Elle permet de tenir compte de l’ensemble des charges de travail et de gestion, mais aussi de mettre en commun les connaissances et expertises des partenaires”, explique David Ringoot, Chief Technology Ofﬁcer de Thenergo. “Ce dernier point est essentiel, car ce n’est qu’en conjuguant efﬁcacement les forces de chacun que ce type de projets a une chance de réussir. La production d’énergie à partir de combustibles alternatifs est une activité complexe. Il faut trouver une source de biomasse valorisable,

la transporter, la décharger, assurer un approvisionnement en quantité et qualité nécessaires, dans un timing adéquat, etc. La production de biogaz et la conception d’un digesteur réclament également des connaissances biologiques et techniques très spécifiques. Enfin, il faut vendre l’électricité produite… Tout ceci demande de multiples expertises, ce qui rend la coopération et le partenariat la solution la plus efficace”. Coup d’œil sur l’installation Le réacteur biogaz consiste en une installation anaérobique dans la-

Thenergo - Producteur d’énergie renouvelable A l’origine, la société a été crée en 2002 par plusieurs actionnaires qui ont vu un avenir sur le marché de l’énergie suite à la libéralisation des marchés du gaz et de l’électricité. En trois ans, la société baptisée Energo réalise trois projets de cogénération. Mais ce n’est qu’en 2006 qu’elle prend véritablement son envol. Elle est alors rachetée par le Français Theolia (développeur de projets d’énergie renouvelable, principalement éolien) et est rebaptisée Thenergo avant d’être introduite en bourse. Elle trouve alors les moyens ﬁnanciers qui lui ont permis de croître. Elle compte aujourd’hui dans son portefeuille 24 centrales de cogénération et emploie 190 personnes pour un chiffre d’affaires de 26 millions sur les 6 premiers mois de l’année. L’entreprise se développe sur le marché de la cogénération à base de combustibles alternatifs comme le biogaz, les biocarburants, le bois et les déchets organiques. Elle s’applique à maîtriser la chaîne complète des projets: des combustibles jusqu’à la vente d’énergie sous forme d’électricité et de chaleur. Thenergo est actif dans plusieurs pays européens grâce à quoi elle est moins dépendante des règlementations locales. Signalons que depuis l’an dernier, l’entreprise a repris son autonomie par rapport à Theolia, la combinaison éolien et biomasse n’ayant pas démontré sa synergie.

quelle sont décomposés toutes sortes de déchets organiques (pommes de terre, etc.). D’un diamètre de 23 mètres et d’une hauteur de 13 mètres, le digesteur offre une capacité de 5.500 m3 et permet une production de 800 m3/h de biogaz. “La biomasse est réduite au moyen d’un moulin de broyage et est mêlée à de l’eau pour être ensuite pompée vers le digesteur. Nous avons également prévu un système d’alimentation pour les matières plus liquides, comme les pelures de pommes de terre étuvées et la purée. Celles-ci sont stockées dans les silos pour être ensuite pompées directement vers le digesteur”, explique Bart Lamaire. “Le digesteur est un réservoir hermétique dans lequel la matière organique est brassée et chauffée en permanence à 55°C, soient les conditions nécessaires pour activer les bactéries anaérobiques. En 25 jours, elles décomposent les matières organiques et produisent ainsi du biogaz. Celui-ci est ensuite lavé pour le débarrasser des composants nuisibles, après quoi il est brûlé dans deux moteurs au gaz de 836 kWé chacun pour produire l’électricité. Une partie de l’électricité produite est utilisée pour les besoins de l’installation et ceux du Groupe Lamaire, le solde est revendu sur le réseau par Valmass”, poursuit David Ringoot. Lors de la conception de l’installation, on a recherché le rendement énergétique maximal. Ainsi, l’eau de refroidissement des blocs moteurs, qui atteint une température de 90°C, est utilisée pour chauffer le réacteur. La vapeur générée par les gaz d’échappement est utilisée pour sécher les résidus de méthanisation, qui sont ensuite récupérés et broyés en poudre. Ce digestat dont la valeur fertilisante est riche est valorisé comme engrais agricole. Enﬁn, l’eau qui résulte du processus de digestion

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cogeneration | technology

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est retraitée et utilisée comme eau de lavage par Lamaire. D’une pierre plusieurs coups L’investissement dans ce réacteur biogaz, en service depuis l’été, s’est élevé à 9,4 millions €. Grâce au rendement élevé de la production d’électricité et aux certiﬁcats verts, le projet est renta-

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Bij procescontrole, Le digestat est séché et utilisé comme fertilisant dans de kwaliteitsgarantie van eenl’agriculture. product,R&D

ble. Mais les avantages que le Groupe Lamaire en retirent sont cependant Bij controle van elektrische, plus difficiles à évaluer. “Notre approelektronische en visionnement énergétique est meilleur mechanische componenten marché, mais cela ne tient peu au bioréacteur lui-même, mais bien au fait que l’électricité est produite sur notre site et ne doit plus être transportée. Nous vendons également nos déchets organiques à Valmass, mais globalement, le rendement financier est minime. Ce n’était pas le but à vrai dire. Le plus important tient dans le développement d’une filière de valorisation durable et la contribution qu’elle apporte sur le plan environnemental. Elle nous ! en outre d’offrir à nos clients s re permet d a w Nieu et fournisseurs la possibilité de valoesto NV riser également leurs déchets, ce qui ndustrielaan 19 apporte une valeur ajoutée considé740 Ternat rable à notre prestation de services”, el. 02/582 03 61 ax 02/582 62 13 conclut Bart Lamaire.

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Biowanze

La pièce maîtresse du marché belge des biocarburants Biowanze produira ses premiers litres d’éthanol de blé et de betterave en décembre prochain. Le projet ambitieux du groupe sucrier allemand Südzucker proposera un bilan CO2 largement favorable grâce à une centrale de cogénération unique en Europe.

En cette journée grisâtre de fin août, André Antoine reprend le collier. La première visite du ministre wallon de L’Energie sera pour le site de Biowanze. La future usine de bioéthanol est toujours en construction. Mais les silos qui se dressent désormais vers le ciel sont un signe que la fin des travaux est proche. L’usine devrait en fait entrer en activité en décembre prochain. Et si le ministre wallon s’est rendu sur le terrain, c’est pour inaugurer la chaudière dont les premiers tests ont été effectués quelques jours plus tôt. Dans cet entrelacs de poutrelles et de tuyauteries se cache un procédé unique de production d’énergie. Pour fabriquer le bioéthanol, Biowanze transformera de la betterave et du blé. Et c’est justement le son, l’enveloppe du grain de blé, qui servira de carburant à cette centrale biomasse

d’un type nouveau et qui fournira un rendement proche de 90%. Cette chaudière, c’est en fait le cœur du processus de Biowanze, celui qui, pour le ministre Antoine, permet de “séparer le grain de l’ivraie entre agrocarburants et biocarburants”. Selon les responsables du projet, la future usine wallonne entraînera une réduction totale des émissions de CO2 de 70% par rapport à un carburant classique. Un argument utilisé pour balayer le procès fait aux biocarburants actuellement. Le plein de certificats verts L’installation d’une centrale de cogénération particulièrement innovante a été un argument déterminant pour la Région wallonne qui a, dès lors, décidé d’aider le projet par un subside important sous la forme de certificats verts. Jusqu’à 20 MW de

Südzucker, géant européen du bioéthanol Biowanze est une filiale à 100% de la société allemande CropEnergies. Cotée en Bourse depuis 2006, elle reste contrôlée à 70,6% par Südzucker, le plus important groupe sucrier européen, qui possède aussi la Raffinerie Tirlemontoise dont dépend la sucrerie de Wanze. CropEnergies, avec Crop pour “Creative Regeneration Of Power”, entend devenir rapidement leader dans la production européenne de bioéthanol en atteignant le million de m3. Actuellement, la firme de Mannheim contrôle trois centres de production. Südzucker Bioéthanol à Zeitz en Allemagne, qui peut fournir 360.000 m3, Bioenergy Loon-Plage à Dunkerque, en France, qui en assure 100.000 m3, et enfin Biowanze qui devrait être enfin opérationnel dans les prochains mois. Pour l’exercice 2007, CropEnergies a réalisé un chiffre d’affaires de 186,8 millions ¤, en progression de 27%.

capacité, l’usine verra le montant de ses certificats verts doubler. Un bonus estimé à 120.000 certificats pour une unité qui devrait en récolter 300.000 par an. De quoi rentabiliser rapidement cette centrale biomasse qui a coûté à elle seule 60 millions €. L’unité de production de bioéthnaol, implantée sur le site de la raffinerie de Wanze, est financée à 100% par la société allemande CropEnergies, elle-même filiale du groupe sucrier germanique Südzucker, propriétaire de la Raffinerie Tirlemontoise. L’investissement atteint 245 millions €. Il permettra de produire 300.000 tonnes de carburant. L’usine fonctionnera à partir de sirop de betterave, amené par pipe-line depuis la raffinerie toute proche, et de blé. Au total, ces besoins annuels équivaudront à 400.000 tonnes de betteraves et 800.000 tonnes de blé. Dans un premier temps, elle permettra la création de 120 d’emplois directs. Après Alco à Gand et Syral à Alost, Biowanze est la troisième et dernière unité de production de bioéthanol sur le sol belge. Quatre autres unités produisent du biodiesel à partir de colza et de soja, ce qui porte à sept le nombre d’usines capables de fournir du biocarburant sur le marché belge. Si Biowanze a pris du retard à l’allumage, c’est parce

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que ses responsables ont attendu de connaître le montant des quotas dont ils pourraient bénéficier avant de lancer les premiers travaux. Le coût de production des biocarburants les rend en effet toujours plus cher que les carburants fossiles. Pour les rendre attractifs auprès des pétroliers et faire en sorte qu’ils les intègrent dans les carburants traditionnels, le gouvernement fédéral a autorisé de défiscaliser certains volumes de biodiesel et de bioéthanol. Il a ensuite réparti les quotas entre les différents fabricants. Les mesures prises en décembre 2006 sont valables 6 ans. Elles autorisent des volumes défiscalisés d’éthanol à hauteur de 250.000 m3 et des volumes de biodiesel pour un total de 380.000 m3. Convaincre les pétroliers Les responsables de CropEnergies avaient exigé d’obtenir au moins la moitié du quota disponible en bioéthanol avant de se lancer dans un projet de grande envergure. Ils ont effectivement obtenu un quota de 125.000 m3 réservé au marché belge. Mais aujourd’hui ses dirigeants s’inquiètent d’un manque d’intérêt des pétroliers pour les biocarburants. “Nous n’avons toujours signé aucun contrat au niveau belge”, regrettait

La production de biocarburants en Belgique Sept sites de production se partagent le marché du biocarburant sur le sol belge. 4 pour le biodiesel (substitut au diesel) et 3 pour le bioéthanol (substitut à l’essence). Quotas de production défiscalisés (en m3) 200000

150000

100000

50000

Néochim Proviron

Bioro

BIODIESEL Leurs investissements étant moins importants, les fournisseurs de biodiesel ont démarrés les premiers. Ils sont quatre: Néochim, Bioro, Proviron et Oleon. Néochim, à Feluy, est une filiale du groupe chimique italien Spiga Nord. Elle produit depuis 2007 et dispose d’un quota de108.000 m3. Proviron est un groupe familial belge contrôlé par la famille Michiels. Il dispose à Ostende d’une unité de biodiesel en fonctionnement depuis mars 2007, qui a reçu un quota de 43.000 m3. Bioro a inauguré son usine en mars dernier sur le port de Gand. L’entreprise est un montage entre le groupe huilier britannique Cargill, le céréalier belge Vanden Avenne et le Biodiesel Holding. Il peut produire 165.000 m3 biodiesel. Oleon à Ertvelde a été un des premiers acteurs dans les biocarburants en Belgique. L’entité (ex-Oleofina), contrôlée parle holding anversois Ackerman & Van Haaren, dispose d’un quota de 64.000 m3.

Oleon BioWanze Alco Bio

Syral

Bioéthanol Au niveau du bioéthanol, les concurrents directs de Biowanze sont Alco Bio Fuel à Gand et Syral à Alost. Alco Bio fuel est une filiale du groupe belge Alco, un pionnier dans le domaine de l’éthanol pour voiture. Il est installé dans le métier du trading de ce carburant depuis vingt ans et a acquis une position importante au Brésil. Alco Bio Fuel, inauguré en juin, dispose d’un quota défiscalisé de 90.600 m3. Syral à Alost, dispose d’un quota de bioéthanol de 32.000 m3. L’unité de production, inaugurée au début de l’été, est intégrée dans une unité de production plus vaste de dérivés de glucose à partir du blé. Cette ancienne usine Amylum (Tate & Lyle) a été rachetée par le groupe sucrier lillois Tereos, un rassemblement de 14.000 agriculteurs plus connu par sa marque Beghin-Say. Tereos envisage d’introduire en Bourse sa filiale éthanol.

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p Ismaël Daoud

p François Villers

Concevoir une usine de production de bioéthanol 100% renouvelable et autonome. Tel était l’objectif des concepteurs de l’usine Biowanze en construction. Objectif atteint grâce à une nouvelle technologie de cogénération biomasse. Une première mondiale. Explications… Biowanze produira fin 2008 du bioéthanol à partir de farine de froment. Or la production de farine à partir des graines de froment génère un sous-produit: du son (enveloppe de la graine). Le son de froment possède un pouvoir calorifique intéressant pour la production d’énergie. Jusqu’à présent, le son était toujours brûlé avec d’autres type de biomasse (pailles, bois…). Chez Biowanze, l’enjeu était de bruler que le son. Et de préférence dans une chaudière à vapeur haute pression (10.890 MWprimaire) afin de générer de l’électricité (19 MWé) et de la chaleur (78 MWth) nécessaires au process. Ce qui constitue une innovation mondiale. Biowanze a opté pour une turbine vapeur à contre-pression, avec un soutirage à moyenne pression, plutôt qu’une turbine à condensation. Un choix justifié par des besoins en vapeur constants mais également le souci d’avoir le rendement global le plus élevé possible: 90%. Exceptionnel! Une technologie très séduisante. Elle permet d’utiliser localement un sous-produit neutre en CO2 à la place du gaz naturel (251 kg CO2/MWh) et de l’électricité (456 kg CO2/MWh). Ainsi, le bioéthanol de l’usine Biowanze permet une économie en CO2 de l’ordre de 70% par rapport à l’essence. Alors qu’une usine “classique” de bioéthanol ne permet une économie en CO2 que d’environ 35%. Sur base annuelle, la cogénération de Biowanze fonctionnera pendant 8.000 heures. Et produira ainsi 152 GWh/an d’électricité et 624 GWh de vapeur totalement neutre en CO2. Sans cette cogénération biomasse, l’usine de bioéthanol aurait émis 69.000 tonnes CO2 pour l’électricité à acheter sur le réseau électrique et 168 000 tonnes de CO2 pour la consommation en gaz naturel pour produire la même quantité de vapeur. A titre de comparaison, chaque wallon doit encore faire un effort de 218 kg de CO2 pour être quitte au niveau de Kyoto pour 2008. Les fournisseurs de cette cogénération biomasse de nouvelle génération sont plutôt rares sur le marché mondial. C’est Babcok Wilcox Völund (USA) qui a fournit la chaudière biomasse alors que Siemens a installé la turbine vapeur. Le chantier s’est déroulé dans les temps, sous l’œil attentif du bureau d’engineering De Smet Engineering. A l’heure d’écrire ces lignes, cette cogénération est en phase de réception provisoire. Verdict du bon fonctionnement et de la rentabilité de cette innovation mondiale dans un an…

Thomas Hubbuch, CEO de la Raffinerie Tirlemontoise et président de Biowanze, lors de la visite de chantier d’André Antoine. Il lançait dès lors l’idée d’amendes à imposer aux distributeurs d’hydrocarbures qui refuseraient d’intégrer des biocarburants selon le même principe que celui qui oblige les fournisseurs d’électricité à remettre un certain quota de certificats verts aux régulateurs sous peine de sanctions financières. Réponse du berger à la bergère, quelques jours plus tard: Total Belgique annonçait l’adjonction d’éthanol à l’essence classique à hauteur de 7% sur l’ensemble du réseau belge. “Les pétroliers ne sont pas contre les biocarburants, estimait alors Miguel del Marmol, CEO de Total Belgium. Mais ne nous ne pouvons pas acheter d’éthanol à Biowanze tant que nous n’avons pas pu tester sa production”. En plus, il apparaît aujourd’hui que le quota d’éthanol est trop généreux par rapport à la consommation réelle d’essence, ce qui risque de compliquer la donne au niveau commercial. Ses premiers litres, Biowanze devrait les produire en décembre prochain. A partir de la betterave pour ensuite passer au blé. D’ici là, elle aura sans doute eu le temps de convaincre des distributeurs nationaux de tenter le cocktail essenceéthanol. Mais la force du groupe CropEnergies lui assurera aussi un écoulement d’une partie de sa production sur les marchés voisins.

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