Energymag 12 fr by In Site

energymag the energy manager magazine

Périodique d’information | Edition française | janvier - février - mars 2009 | n° 12 | www.energymag.be

6,50 €

MARKET

Temps Fort: Percée germanique sur le marché électrique belge.

Focus: Crunch bancaire et récession énergétique.

MANAGEMENT

Valideo: Les bâtiments durables enﬁn certiﬁables.

DOSSIER

Bureau de depot : Bruxelles X - Agrément n° P601043

Le bois investit l’entreprise et les villes! Une option qui n’est pas exempte de contraintes! Le bois énergie, la prochaine commodité?

TECHNOLOGY

Derbibrite: La membrane d’étanchéité qui fait chuter les consommations!

Cogénération: Solvay passe à la biomasse!

RENEWABLE

COVER STORY

Eric Bertrand pousse Derbigum vers des sommets!

Care: Les dalles de moquette au rebut employées comme combustible secondaire.

01 cover N12 fr.indd 1

Plus 30% en efﬁcience énergétique, moins 30% en émissions spéciﬁques, la PME qui fait mieux que les grandes!

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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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Naturally.

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energymag the energy manager magazine

Périodique d’information

éedito

| Edition française | janvier

- février - mars 2009 | n°

12 | www.energymag.be

6,50 €

Energymag, the energy manager magazine MARKET

Temps Fort:

Percée germanique sur le marché électrique belge.

Focus: Crunch bancaire et récession énergétique.

MANAGEMENT

Valideo: Les bâtiments durables enﬁ n certiﬁables.

DOSSIER

X - Agrément n° P601043

Le bois investit l’entreprise et les villes! Une option qui n’est pas exempte de contraintes! Le bois énergie, la prochaine commodité?

Bureau de depot : Bruxelles

In Site Sprl Rue J. Coosemans 107 B-1030 BRUXELLES Tél. +32 (0)2 737 91 19 Fax +32 (0)2 735 30 97 Gérant : Jean-François MARCHAND

TECHNOLOGY

Derbibrite: La membrane d’étanchéité qui fait chuter les consommations!

Cogénération: Solvay passe à la biomasse!

RENEWABLE

Care: Les dalles de moquette au rebut employées comme combustible secondaire.

01 cover N12 fr.indd

COVER STORY

Eric Bertrand pousse Derbigum vers des sommets!

Plus 30% en efﬁcience énergétique , moins 30% en émissions spéciﬁques, la PME qui fait mieux que les grandes!

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REDACTION Energymag Rue Coosemans 107 1030 Bruxelles redaction@energymag.be Tél. +32 (0)2 737 91 19 Fax +32 (0)2 735 30 97

Rédacteur en chef : Jean-François MARCHAND (jfmarchand@energymag.be) 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 Adressez vos communiqués de presse à redaction@energymag.be

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Le temps des greennovators! De la Corée du Sud aux Etats-Unis, en passant par la Chine, le Japon et, dans une moindre mesure, l'Europe, les plans de relance économique se teintent de vert. Si le green washing a pu un temps faire illusion, il s'agit aujourd'hui d'aller plus loin que la simple efficacité énergétique. Car ce verdissement des plans de relance pose les jalons du basculement d'un modèle économique basé sur le pétrole vers un modèle gérant au mieux les ressources de la planète. Dans l'économie de demain, remplacer un moteur électrique par un modèle plus efficient ne sera plus suffisant. Il faudra revoir en profondeur ses processus industriels et la compétitivité environnementale de ses produits sur base du bilan le plus complet de l'empreinte écologique. L'avenir est aux produits et procédés les moins énergivores, les plus innovants sur le plan écologique et les plus sobres en ressources naturelles. Sur ce dernier point, les Japonais parlent ainsi d'une économie des 3R dans laquelle les matières premières sont utilisées en quantité Réduite, Réutilisées ou Recyclées. Tout y devient potentiellement matière première à commencer par les déchets. Pour entrer dans cette nouvelle économie, de solides doses de vision et d'innovation seront nécessaires. On pourrait aussi ajouter le courage. Courage de changer de cap, de réinventer son métier, d'investir dans ce pari. Suffisamment tôt pour le réussir. L'exemple nous vient d'une PME. Typiquement belge. Ni tout à fait flamande. Ni tout à fait wallonne. Mais beaucoup des deux. Sa marque est connue un peu partout dans le monde: Derbigum. Même la toiture de la Maison Blanche est équipée de ses membranes d'étanchéité, c'est dire! La production d'1m2 de membrane Derbigum consomme aujourd'hui 30% d'énergie en moins qu'il y a cinq ans. Et produit 30% de CO2 en moins. Fin de cette année, l'entreprise devrait encore gagner 10% en efficacité. Le même mètre carré de membrane compte aujourd'hui 10% d'anciennes membranes usagées et recyclées grâce à un procédé innovant conçu maison. En 2010, le taux de recyclage grimpera à 50%. Avec ses nouveaux produits innvoants, le Derbibrite et le Derbisolar, la PME a aussi opéré un premier virage stratégique: du spécialiste de l'étanchéité, Derbigum s'affirme aujourd'hui comme celui de la toiture thermo-efficace et productrice d'électricité renouvelable. Et demain? Derbigum entend devenir un acteur majeur du bâtiment durable, comme le clame son nouveau logo "Making Building Smart". Faut-il le dire, tout ceci est le fruit d'une seule et unique chose: la recherche et développement, à laquelle Derbigum consacre 10% de ses revenus. Et bien sûr, de vision et de courage.

Jean-François Marchand n°12 energymag | 3

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“ NOIR SUR BLANC, LA VOITURE LA PLUS VERTE DE SA CATÉGORIE.” Luc Donckerwolke Head of Design SEAT Avec un taux d’émissions de 98 g/km seulement, la nouvelle Ibiza Ecomotive fait clairement attention à l’environnement. Et lorsqu’on sait qu’elle est ainsi déductible à concurrence de 90 %, on se dit qu’elle fait aussi attention à votre budget !

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> DOSSIER BOIS ÉNERGIE LE BOIS INVESTIT L’ENTREPRISE ET LES VILLES!

L’électricité et la chaleur vertes à base de bois sont devenues des questions “chaudes” en regard de l’envolée des prix des énergies conventionnelles, de la contrainte carbone croissante et des objectifs européens de 20% d’énergie renouvelable en 2020! Enquête sur une ﬁlière bois énergie qui se structure, son potentiel et ses limites.

SOMMAIRE MARKET

EFFICIENCY

6 TEMPS FORT

42 INDUSTRY

Électricité: percée germanique sur le marché belge.

Imperbel-Derbigum: quand la R&D paie en efﬁcacité énergétique!

> 20 Avec Valideo, la Belgique se lance dans la certiﬁcation des bâtiments durables.

10 ACTEURS 12 BREVES 14 TRENDS 18 FOCUS

Production: crunch bancaire et récession énergétique.

> 6 Temps fort: E.ON et RWE afﬁrment leurs intentions sur le marché belge.

TECHNOLOGY 45 BUILDING

Derbibrite: la membrane d’étanchéité qui fait chuter les consommations! 46 BIOMASS

MANAGEMENT

Solvay Tavaux fait conﬁance aux ressources locales.

20 BUILDING

Valideo: les bâtiments durables enﬁn certiﬁables. Certification: la Banque Européenne d’Investissement à l’épreuve du BREEAM. 24 DOSSIER BOIS ÉNERGIE > Le bois investit l’entreprise et les villes! > Une option qui n’est pas exempte de contraintes! > Le bois énergie, la prochaine commodité?

RENEWABLE 48 GREEN FUEL

Care: les dalles de moquette au rebut employées comme combustible secondaire.

> 42 Grâce à une révision complète de ses process, Derbigum réduit de 30% ses émissions spéciﬁques! > 46 Une cogénération biomasse de 55 MW pour Solvay Tavaux.

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MARKET | TEMPS FORT

Electricité

Percée germanique sur le marché belge En quelques semaines, les deux plus grands énergéticiens allemands, E.ON et RWE, se sont positionnés en tant que candidats sérieux sur le marché électrique belge. E.ON grâce à un accord d’échange d’actifs avec Electrabel, RWE en devenant propriétaire du Hollandais Essent. Ils avouent désormais des ambitions sur notre sol. Jusqu’à présent, les géants allemands de l’électricité, E.ON et RWE, s’étaient montrés relativement discrets par rapport à leur intérêt pour le marché belge. Mais ces dernières semaines ont considérablement changé la donne. Rien que sur le mois de décembre, on a vu E.ON réaliser un deal avec Electrabel qui lui a offert d’emblée la position de troisième producteur d’électricité en Belgique et RWE racheter à la Région wallonne 20% du premier projet éolien en mer du Nord C-Power. Quant aux premiers jours de

janvier, ils ont montré que la consolidation restait de mise dans le secteur des utilities européens avec le rachat du Hollandais Essent par RWE. Une opération qui lui permet aussi de mettre la main sur les 250.000 clients acquis par Essent chez nous depuis la libéralisation du secteur. Proximité géographique et culturelle Commençons par cette opération. Depuis quelque temps, les actionnaires du géant allemand s’inquiétaient de ne pas le voir prendre une part plus active

dans le mouvement de consolidation européen. Une attitude à ce point passive qu’elle avait entraîné des rumeurs d’une éventuelle opération du Français EDF sur le groupe basé à Essen. Mais, à la tête de RWE depuis un an et demi, Jurgen Grossmann a inversé la donne. Essent, ses 5,3 millions de clients et ses nouveaux investissements dans l’énergie verte, était convoité par le suédois Vatenfall et un consortium formé du Danois Dong et de l’Italien ENI. Pour être sûr de remporter le morceau, RWE n’a pas hésité à offrir 9,3 milliards € entièrement en cash. Une somme d’autant plus importante par ces temps de crise qu’à l’automne Essent avait été évalué à environ 6 milliards. Ce montant fait en tout cas de cette opération la plus importante en termes de fusion-acquisition en Europe depuis le début de l’année. Pour 2008, le chiffre d’affaires d’Essent est estimé à 6,55 milliards € et le groupe, contrôlé par différentes provinces et collectivités locales néerlandaises, occupe 7.800

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TEMPS FORT | MARKET

personnes. “L’acquisition d’Essent nous offre des positions fortes sur le marché du gaz et de l’électricité aux Pays-Bas et en Belgique, des marchés qui sont proches de nous géographiquement mais aussi culturellement”, a commenté Jurgen Grossmann après l’annonce du deal. Entré en Belgique au moment de l’ouverture du secteur à la concurrence (2003 en Flandre et 2007 en Wallonie et à Bruxelles), Essent compte désormais parmi les premiers challengers de l’ancien opérateur historique Electrabel. La filiale de l’électricien hollandais emploie 130 personnes et réalise un chiffre d’affaires de 450 millions €. Moins bien préparé à attaquer un marché en passe de se libéraliser, il n’a pu obtenir jusqu’à présent, en Flandre, qu’une part de marché de 2%. En Wallonie, par contre où le processus a bénéficié d’une meilleure information vis-à-vis des consommateurs, Essent contrôle 10% du marché. Au total, la filiale belge détient un portefeuille de 250.000 clients. Les premiers mégawatts Le véritable défi pour ces groupes venus à la conquête de la clientèle belge, c’est avant tout de développer des sources de production qui leur permettront d’obtenir l’électricité à des tarifs permettant de concurrencer Electrabel. Et, à ce niveau, l’année qui s’achève aura été très importante pour Essent Belgique. En Mai 2008, premier grand investissement, l’inauguration d’une centrale TGV de 135 MW sur le site du groupe chimique Ineos à Anvers. Quelques mois avant, l’énergéticien batave avait signé un contrat avec le producteur éolien Air Energy pour

“L’acq “Lacq quisition d’Ess sse se ent nou n s offr ffre de po de des osit s ions fortes es s sur le em ma march ché é du du gaa et de l’l éle gaz g l ctr ctri t ic icité aux ici ux Pa Paysys Bas et en Be en Bel B e elgiiq que, e de des marchés héss q qu ui sont nt proche pro r che ches hes de nous he ou u géograph phi ph hiqueme iqu men nt nt mai a s auss ai uss ssi si cult ltu ltu ure r llemen re me e t”, Jur Jurgen gen G ssmann Gro ssm sm man ann n, C CE EO de RWE. WE.

récupérer l’énergie produite par son nouveau parc de 11 éoliennes situé à Mettet. En septembre dernier, la filiale trading du groupe, basée à Genève, a signé un contrat avec la joint-venture T-Power, composée de Tessenderlo Chemie, de la société suisse Advanced Power et de Siemens Project Ventures. L’objectif est de pouvoir commercialiser les 420 MW d’électricité qui seront produits par la future centrale TGV que cette société construira d’ici 2011 sur le site de Tessenderlo Chemie pour les besoins de son unité d’électrolyse (voir EnergyMag N°11). Elle devra toutefois en rétrocéder directement 150 MW à l’entreprise pour son fonctionnement propre. Enfin, à la mi-novembre, Essent a annoncé avoir déniché un terrain de 3,5 hectares à Genk, dans le Limbourg pour construire sa première centrale turbine-gaz-vapeur en Belgique. Elle est désormais dans la phase des demandes de permis. Indépendance et moyens financiers L’encre n’étant pas encore tout à fait sèche sur l’accord paraphé entre Essent et RWE, la direction belge n’a pas encore de vue très claire sur les changements qui s’opéreront après la prise de contrôle par l’énergéticien allemand. Mais son

patron a en tout cas déjà précisé que Essent resterait une business unit indépendante qui continuerait à fonctionner sous sa marque historique. Le conseil d’administration du groupe hollandais a, de son côté, recommandé aux actionnaires d’apporter leurs actions à l’opération. Pour Michael Boersma, le CE0 d’Essent, le rapprochement avec le partenaire allemand “ouvre les portes à de nombreuses opportunités pour la société. Dans le contexte d’un marché de l’énergie en mouvement très rapide, le partenariat avec RWE va créer de solides fondations pour le futur”. RWE a déjà précisé qu’Essent serait sa plateforme pour la croissance aux Pays-Bas et en Belgique, “supportée par le pouvoir ﬁnancier et l’expérience des différentes sociétés du groupe”. Depuis l’arrivée de Juergen Grossmann, RWE a lancé le plus vaste programme d’investissement de son histoire avec un montant global de 32 milliards € d’ici 2012. Un programme qui a déjà fait étape par la Belgique, plus précisément au large de la mer du Nord. RWE vient en effet de racheter les 20% que la Région wallonne voulait céder dans C-Power, le premier projet concret dans l’éolien offshore en Belgique. Pour le reste, la présence du groupe allemand sur le marché belge se limitait, avant cela, au partage avec Electrabel d’une centrale de cogénération de 400 MW sur le site de BASF à Anvers. n°12 energymag | 7

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MARKET | TEMPS FORT

Un troc belgo-allemand Les nouvelles activités de RWE chez son voisin belge entreront en concurrence directe avec celle de son rival de toujours, E.ON. L’autre géant allemand, qui avait échoué l’an dernier dans sa tentative de rachat du groupe espagnol Endesa après une OPA de plus de 18 mois, a hérité de la place de “troisième électricien belge” exigée par la “Pax Electrica 2”. Le document remonte à l’automne 2006. Il avait été négocié entre le gouvernement Verhofstadt et le groupe Suez dans le contexte de sa fusion avec GDF et visait à démanteler le quasi monopole de fait dont jouissait encore Electrabel-Suez en Belgique, malgré la libéralisation. Dans la “Pax 2”, l’opérateur historique avait promis de céder une part signiﬁcative de son parc de production à un opérateur étranger. C’est ce qu’il a fait avec E.ON à la mi-décembre. Au terme d’un accord d’échange, Electrabel a “conﬁé” 10% de la capacité de production belge à l’opérateur basé à Dusseldorf. Détaillons les termes de l’accord. - Electrabel vend à E.ON deux centrales thermiques belges : Vilvoorde (TGV

Au A u ter tte errme e me d de e ll’a l’’a ’acaccco ccor orrd, o d, E E.O ON disp iis ssp po poo-se ser era de 1 er 1.71 .71 .711 711 M 71 MW W de d e cap paci ciité é éle élle é lecc-tri r que ue aau u Be B nelux, u ttroquées é avec Electrabel contre 1.691 MW de capacité électrique en Allemagne. E.ON devient ainsi le troisième producteur d’électricité belge.

de 385 MW) et Langerlo (556 MW en charbon et biomasse). Il a également cédé à son nouveau concurrent des droits de tirage dans les centrales nucléaires belges: 184 MW dans Tihange 1, 150 MW dans Doel 1 et 166 MW dans

Doel 2. Ajoutons à cela 270 MW dans des centrales thermiques aux Pays-Bas pour arriver à un total de 1.711 MW. - E.ON, pour sa part, cède trois centrales classiques: Farge (350 MW au charbon), Jansen (132 MW hydroélectriques) et Zolling 1-2-3 (charbon, pétrole et biomasse pour un total de 509 MW). Electrabel obtient aussi des droits de tirage dans trois centrales nucléaires allemandes pour 700 MW. Il reste évidemment des inconnues dans ces transactions. Elles concernent notamment les mégawatts nucléaires qui viennent, dans les deux cas, de centrales qui devront fermer vers 2015. Des clauses ont donc été prévues entre les deux parties au cas où leurs gouvernements respectifs reviendraient sur ces programmes de ﬁn du nucléaire. Par cet accord, qui devrait se concrétiser vers la ﬁn de cette année, E.ON deviendra en tout cas d’emblée le troisième producteur belge d’électricité. Pour Jean-Pierre Hansen, administrateur délégué d’Electrabel et responsable du pôle énergie chez GDF Suez, en tenant compte des nouveaux investissements programmés en Belgique, son groupe ne devrait plus détenir qu’un peu plus de 50% de la capacité de production installée sur le sol belge en 2010. Electrabel disposera de 10.500 MW, SPE Lu-

minus de 2.235 MW et E.ON de 1.450 MW. 400 clients industriels Contrairement à RWE, E.ON avait déjà fait des pas plus amples chez son voisin belge. Il a notamment créé une cellule commerciale pour vendre des électrons au secteur industriel. Actuellement, il dessert environ 400 clients (Carrefour, Glaverbel…) pour un total de 2,5 TWh. Une situation qui lui donne déjà 3% de part de marché en Belgique. “C’est vers ces clients qu’ira en priorité la production dont nous disposerons en Belgique, note un porte-parole du groupe depuis Dusseldorf. Mais rien n’exclut non plus de s’adresser désormais aux clients résidentiels”. C’est surtout en lançant l’idée de construire une centrale au charbon dans le port d’Anvers que le géant teuton s’est révélé comme candidat sérieux sur le marché belge. En décembre 2007, il explique en effet publiquement son intention de bâtir une centrale au charbon de 1.100 MW sur un terrain de 25 hectares. Un projet dont l’investissement se monterait à 1,5 milliard € et qui lui octroierait 7% de la capacité de production nationale. Chez E.ON Belgique, on se contente de noter que le projet suit son cours. Mais il est aussi observé de près par des mouvements comme Greenpeace qui ont ouvertement déclaré la guerre au charbon. “Un mauvais procès, notait récemment Bert Abbeel, directeur général de E.0N Benelux. La technologie utilisée permettra de renvoyer 25% d’émissions de CO2 en moins dans l’atmosphère que les centrales traditionnelles”. E.ON s’était aussi

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TEMPS FORT | MARKET

Nuon, la prochaine cible

positionné, début 2008, pour la reprise des 57,25% que Suez devait céder à un énergéticien européen pour satisfaire aux exigences de Bruxelles dans le contexte de sa fusion avec GDF. E.ON avait sans doute la préférence du gouvernement belge mais s’est fait devancé par le pétrolier italien ENI dont l’offre a paru plus alléchante aux dirigeants de Suez. Electricité verte De manière plus discrète, le groupe allemand investit aussi en Belgique dans l’électricité verte. L’an dernier, il a conclu un accord avec la scierie IBV de Vielsalm pour acheter les certiﬁcats verts liés à une centrale de cogénération de 20 MW qu’elle a installé sur son site. Pour s’impliquer plus avant dans ce projet, E.ON prévoit désormais de développer avec IBV une nouvelle centrale de biomasse bois de 40 MW destinée à produire des granulés de bois. Un projet qu’il ﬁnancera partiellement et pour lequel il assurera aussi la vente de l’électricité verte produite à partir des déchets de bois de la scierie. Mais aussi la production de pellets de bois qu’E.ON entend exploiter dans le développement d’une dizaine de centrales de cogénération bois auprès de clients industriels

En février 2007, les deux grands énergéticiens hollandais, Essent et Nuon, avaient tenté de fusionner pour pouvoir continuer à peser dans le contexte européen de concentration des groupes énergétiques. Mais un an plus tard, incapables de s’entendre sur le poids des anciens actionnaires, ils ont refermé le dossier. Aussi, après la vente d’Essent, doit-on encore s’attendre à voir un acteur important prendre le contrôle de Nuon. Le deuxième opérateur batave ne l’a pas caché : il est à la recherche depuis plusieurs mois d’un candidat pour 40% de son capital. Et, selon ses déclarations à l’automne, la plupart des grands électriciens européens se sont montrés intéressés. Aujourd’hui, le dossier se rapproche de la conclusion. Et les analystes prennent au sérieux la candidature du Suédois Vattenfall, candidat malheureux au rachat d’Essent et très présent dans l’Europe du Nord. Mais il pourrait être contré par un consortium composé du Danois Dong, allié à l’Italien ENI. Nuon étant lui aussi présent en Belgique, on pourrait donc devoir tenir compte, une fois de plus, d’un nouvel acteur dans un paysage belge, devenu, en très peu de temps, très cosmopolite.

européen après EDF… qui, lui, l’a fortement entamé avec le rachat de British Energy. E.ON a aussi annoncé pour la période 2008-2010 un plan d’investissement de 28 milliards. Pour en faire quoi? Au niveau Benelux, la direction s’est en tout cas ouvertement déclarée intéressée, comme RWE, par les projets éoliens en mer du Nord. Et si elle n’a pas rentré de dossier alors que les candidatures pour les espaces disponibles au large des côtes belges sont provisoirement bouclées, elle compte sur le fait que l’un ou l’autre des promoteurs en concurrence aura, un jour, besoin d’un partenaire ﬁnancier solide.

belges. Notons aussi que, toujours dans le domaine de la cogénération, il développe, en joint-venture avec Electrabel, un projet de centrale de 42 MW sur le site du chimiste allemand Degussa. E.ON bénéficie enfin d’un contrat pour racheter la production (20 MW) et les certificats verts de la société Fraxinor (Beersel) qui transforme les graisses animales en électricité. Trésor de guerre Dans son dernier observatoire sur l’énergie datant d’octobre 2008, le consultant français Capgemini notait que le “trésor de guerre” d’E.ON s’établissait fin 2007 à 26,6 milliards €, le deuxième plus important au niveau

p François Villers

PRODUCTION / GW 54 54 GW

PRINCIPAUX MARCHÉS Allemagne, Royaume-Uni, Scandinavie, Pays-Bas, Hongrie, Etats-Unis, Espagne et Italie ACTIONNARIAT 75% d’investisseurs institutionnels (18% d’investisseurs allemands) INVESTISSEMENTS 11,3 milliards EUR (2007)

44,5

43 GW 32 GW 22 GW 11 GW 0 GW

CHIFFRES D’AFFAIRES 70

PRINCIPAUX MARCHÉS Allemagne, Royaume-Uni, Tchéquie, Hongrie, Slovaquie, Autriche et Pays-Bas ACTIONNARIAT 84% d’investisseurs institutionnels (41% d’investisseurs allemands) INVESTISSEMENTS 6,5 milliards EUR (2008)

56 42

66,7 42,5

28 14 0

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MARKET | ACTEURS

FUJIFILM INSTALLE DES ÉOLIENNES SUR SON SITE DE TILBURG Fujiﬁlm Manufacturing Europe se lance à son tour dans l’éolien en site propre. L’industriel a signé en novembre dernier un accord avec les autorités locales pour ériger de 3 à 5 éoliennes sur le site de son usine de Vossenberg à Tilburg (Pays-Bas). C’est le développeur Evelop, ﬁliale du groupe d’énergie renouvelable Econcern, qui a remporté le contrat d’installation et d’exploitation du parc. L’exploitation devrait débuter en 2011 pour une production attendue de 15.000 à 24.000 MWh par an, soit assez pour couvrir entre 10 et 20% de la consommation d’électricité de l’usine.

ELECTRABEL VA INVESTIR 160 MILLIONS € À LA CENTRALE DE DOEL Electrabel va investir 160 millions € en 2009 dans des travaux de sécurisation de la centrale nucléaire de Doel. Le plus important projet concernera le remplacement des générateurs à vapeur de la centrale de Doel 1, appelée à fermer en 2015, pour 70 millions €. Environ 50 emplois sont à pourvoir cette année à la centrale de Doel qui avait déjà embauché 400 personnes en 2008.

ELECTRABEL PROJETTE UN PARC ÉOLIEN DANS LA RÉGION DE LIÈGE Electrabel projette d’investir dans la construction d’un parc éolien sur le territoire de la commune de Modave, dans la Province de Liège. Il s’agit d’un parc de quatre éoliennes d’une puissance unitaire de 2 ou 3 MW, pour une puissance totale installée de 8 à 12 MW qui devraient voir le jour en 2011. L’investissement s’élève à 16 millions €. Il s’intégre dans le plan de développement d’Electrabel, qui prévoit l’investissement de 1,3 milliards € pour la construction de 600 MW renouvelable en Belgique d’ici 2015.

T-POWER CLÔTURE SON FINANCEMENT T-Power, la joint-venture formée par Siemens Project Ventures, Tessenderlo Chemie et Advanced Power vient de ﬁnaliser le ﬁnancement de la centrale TGV de 420 MW à construire sur le site de Tessenderlo. Un accord a été signé avec un consortium de dix banques pour la somme de 440 millions €. Tessenderlo a projeté de créer sa propre centrale électrique pour couvrir les besoins importants exigés par son activité électrolyse. T-Power sera ainsi le premier producteur indépendant de cette taille sur le marché belge. La centrale devait être opérationnelle en 2011.

SPE DÉFINITIVEMENT AUX MAINS DE CENTRICA C’est fait: GDF Suez a ﬁnalisé la cession au groupe britannique Centrica de la totalité de ses titres dans la société belge Segebel (soit 50% de Segebel), société qui détient elle-même 51% du capital de SPE. Le montant de la transaction s’élève à 515 millions €. Un complément de prix pourrait être versé lors de l’entrée en vigueur des contrats conclus entre SPE et le Groupe en vertu des engagements pris vis-à-vis de l’Etat Belge.

BELWIND SE CHERCHE DES PARTENAIRES Belwind, le deuxième projet d’éolien offshore belge, se prépare à lancer la première phase de construction. Le groupe énergétique hollandais Econcern, qui tenait seul les rênes jusqu’à présent, chercherait un partenaire et serait en discussion avec Electrabel pour un partenariat. Le directeur général de Belwind, Frank Coenen, indique cependant qu’Econcern entend conserver la majorité dans ce projet éolien. Au total, le parc de Belwind devrait disposer d’une capacité totale de production de 330 MW pour une production de 1,2 milliard de KWh. Signalons qu’Electrabel a également introduit ses propres projets auprès de la Creg pour les zones encore en compétition.

4ENERGY CONSTRUIT SA PREMIÈRE UNITÉ DE BIOCHARBON 4Energy Invest, la société belge active dans le secteur des énergies renouvelables et de la valorisation de la biomasse en énergie, vient de démarrer la construction sur son site d’Amel d’une unité de torréfaction de la biomasse pour un investissement de 13 millions €. Cette unité produira des pellets de bois torréfiés (biocoal) utilisés pour la co-combustion avec du charbon pulvérisé dans les unités de production d’électricité ainsi que du charbon de bois. L’exploitation devrait débuter fin 2009 pour une production annuelle de 38.000 tonnes dont 94% de pellets de bois torréfiés.

RWE REPREND 51% DE LUXEMPART-ENERGIE Le holding luxembourgeois Luxempart a cédé sa participation de 51% dans Luxempart-Energie au groupe énergétique allemand RWE pour 187 millions €. Luxempart-Energie détient 30% de Cegedel, le principal fournisseur d’électricité du Grand Duché, et 5% de la Société Electrique de l’Our (SEO), une entreprise luxembourgeoise active dans la production d’énergie hydroélectrique. Luxempart reprendra en direct cette participation de 5% dans SEO

C-Power vendra son électricité off-shore à Eneco Le groupe énergétique C-Power, développeur du parc éolien offshore en mer du Nord, s’est associé avec le hollandais Eneco. Ils ont conclu un contrat à long terme pour la commercialisation de la production des 6 premières éoliennes, représentant un total de 30 MW. A terme, la capacité du parc passera à 300 MW. L’électricité de C-Power sera vendue aux différents clients professionnels d’Eneco dans toute la Belgique, la ﬁliale belge occupant la 5e place du marché. Derrière ce partenariat, on voit surtout poindre l’émergence d’un grand acteur transfrontalier de l’électricité renouvelable capable d’optimiser les portefeuilles clients-production à l’échelle régionale. C’est en effet l’expertise d’Eneco en la matière et sa forte présence belge qui a séduit C-Power. Déjà opérateur d’un parc off-shore de 120 MW aux Pays-Bas, Eneco qui s’est emparé l’an dernier du développeur éolien belge Air Energy, s’est également porté candidat pour une nouvelle concession sur notre littoral pour un futur parc off-shore de 400 à 600 MW, le North Sea Power. L’entreprise d’énergie développe, en outre, des installations de biomasse et des projets à base d’énergie solaire, tant dans l’industrie qu’à l’échelle agricole.

Publigaz conserve une minorité de blocage dans Distrigaz. Publigaz peut garder sa minorité de blocage dans Distrigaz et quand même continuer à réduire ses intérêts dans la compagnie gazière. L’accord d’actionnaires que le holding communal a passé avec la ﬁrme pétrolière italienne Eni accorde aux communes une minorité de blocage de fait avec seulement 15% des parts. Les communes n’ont pas encore décidé si elles doivent revendre leurs intérêts actuels dans Distrigaz ou si elles doivent les garder comme participation stratégique pour garantir l’approvisionnement en gaz.

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Avez-vous la moindre idée de comment l’électricité voyage?

Elia, propriétaire et gestionnaire du réseau à haute tension belge, a pour mission le transport de l’électricité. Depuis un parc éolien en mer, un barrage dans les Alpes ou une centrale en Belgique jusqu’au grand consommateur industriel ou jusqu’à votre distributeur qui l’acheminera, à son tour, jusqu’à votre salle de bain ou votre frigo. Nos équipes de spécialistes utilisent pour cela des technologies avancées et respectueuses de l’environnement, pour votre plus grand confort. Acteur clé du marché de l’électricité, nous travaillons également chaque jour à son amélioration, en développant les outils qui permettent d’aller chercher l’électricité là où elle est, au meilleur prix, partout en Europe. Pour tout savoir sur Elia, rendez-vous sur www.elia.be.

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en bref [PHOTOVOLTAÏQUE]

Les pneus Michelin au solaire PV Après que Michelin Italiana ait mis en service une centrale de cogénération à cycle combiné gaz/vapeur de 43MWé le 24 octobre dernier; l’équipementier franchit un pas de plus sur son site italien de Cueno: il installera d’ici 2010 la plus grande installation de panneaux photovoltaïques en toiture d’Europe. On parle de 147.000 m2, soit près de 15 hectares de modules PV mixtes d’une capacité électrique totale de 10 MW. L’usine Michelin de Cuneo produit chaque jour 1.000 tonnes de produits semiﬁnis et 300 tonnes de pneumatiques et chambres à air. Signalons que Michelin a installé des panneaux photovoltaïques sur les toits de ses quatre sites en Allemagne, et deux éoliennes sont en service sur son site écossais de Dundee.

[CHALEUR VERTE]

Ikea passe à la géothermie Grâce à la géothermie, son nouveau magasin ouvert l’an dernier près de Rouen (France) sera à 80% autonome pour ses besoins de chauffage, climatisation et aération. Le système prélève à 40 mètres de profondeur les calories de la nappe phréatique située sous le magasin. Le surcoût de l’investissement est de 2,5 millions ¤ sur une facture globale de 55 millions, mais devrait être amorti en moins de 10 ans. Précisons que la solution géothermique a été choisie pour trois autres magasins aux Pays-Bas, en Italie et en Grande-Bretagne. Ikea teste aussi la production d’électricité photovoltaïque depuis deux ans dans des magasins espagnols, belges, suisses et britanniques.

[ FOCUS ]

L’efficacité énergétique rapporte plus qu’elle ne coûte! Le cabinet de consultant McKinsey a listé les 200 mesures à prendre, classées en fonction de leur coût et de leur impact potentiel, pour limiter le réchauffement à deux degrés d’ici à 2030. Un tiers des mesures ont un coût négatif. Elles concernent surtout l’efficacité énergétique! Alors que les dirigeants politiques s’interrogent sur les mesures de relance économique à mettre en œuvre, le nouveau rapport de McKinsey rendu public fin janvier dresse la liste de 200 mesures à prendre d’ici à 2030 pour parvenir à limiter le réchauffement climatique à 2°C. Classées des moins chères aux plus chères et corrélées avec leur impact en termes de réduction d’émissions de CO2, ces mesures vont du remplacement des lampes, à l’isolation des bâtiments, du changement des modes de cultures jusqu’aux énergies décarbonées. Le premier enseignement du rapport est qu’il confirme les estimations précédentes du GIEC, à savoir le faible coût de la lutte contre le changement climatique: entre 200 et 350 milliards € par an à l’horizon 2030, soit 0,4 % du PIB mondial. Le tout avec un baril de pétrole ne dépassant pas 60 dollars. En supposant que les mesures visées soient adoptées dans l’ordre et sans tarder, elles devraient coûter en moyenne à peine 4 € par tonne de CO2 évitée, soit loin de la valeur actuelle d’une tonne CO2 sur le marché européen des échanges de quotas. Mais le plus surprenant est de constater qu’un bon tiers d’entre-elles ont un coût négatif et relèvent essentiellement de l’efficacité énergétique. Les économies d’énergie qu’elles rapportent tout au long de leur vie représentent une valeur plus importante que l’investissement initial. C’est là aussi que se situe le

plus grand impact CO2: 14 gigatonnes par an en 2030. Le développement massif des énergies propres et non carbonées ne vient qu’en seconde position avec 12 gigatonnes par an et un coût sensiblement élevé. Enfin, le rapport illustre l’importance de faire émerger le secteur agricole et forestier (arrêt du déboisement des forêts tropicales, lancement de projets de reforestation, réforme des pratiques agricoles pour protéger les sols…) qui représente un potentiel équivalent aux énergies propres: 12 gigatonnes par an. A noter que McKinsey Belgique a été mandaté par la FEB pour évaluer le potentiel belge en matière d’efficacité énergétique. Le rapport de McKinsey sera dévoilé le 21 avril prochain lors du Forum des Entreprises 2009 organisé par la FEB et placé cette année sous le thème de l’efficacité énergétique. Energymag soutient l’événement.

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Simplifiez vous Simplifiez-vous EUROPE | MARKET l'énergie ! Electricité: consommation en baisse, importation en hausse C’est rare, mais cela arrive: la consommation d’électricité a baissé de 1% en 2008 en Belgique. Elle a glissé de 88,9 TWh en 2007 à 88 TWh en 2008. On ne s’en étonnera pas: le ralentissement économique est la principale cause. A l’opposé: l’importation d’électricité s’est encore sensiblement accrue l’an dernier conﬁrmant à nouveau notre déﬁcit de capacité de production. D’après Elia, le gestionnaire du réseau haute tension, l’importation nette s’est élevée à 10,6 TWh. C’est 12% de la consommation totale et une augmentation de 60% par rapport aux importations 2007.

Les Facility Managers de plus en plus sensibles à l’énergie L’attention portée aux économies d’énergie dans les bâtiments utilitaires s’est accrue de 68% ces trois dernières années et augmentera encore au cours des trois prochaines années. C’est ce que révèle une étude réalisée par USP Marketing Consultancy pour l’agence hollandaise de l’énergie, SenterNovem. La motivation principale tient à l’optimisation du confort des occupants. Ces trois dernières années les gestionnaires de bâtiments ont ainsi accru leurs investissements dans l’efﬁcacité de leurs installations de climatisation, dans l’installation d’éclairage économique et des systèmes de régulation des installations. A l’avenir, pas moins de 70% des facility managers s’attendent à ce que l’attention portée à l’efﬁcacité énergétique des bâtiments augmente encore.

Plan de relance européen: 145 millions € pour la Belgique La Commission européenne a proposé de consacrer 3,5 milliards € à des projets énergétiques jugés stratégiques. Un total de 145 millions € devrait tomber dans l’escarcelle belge dont 135 millions pour améliorer l’interconnexion des gazoducs entre la Belgique et la France, ainsi qu’entre la Grande-Bretagne et l’Allemagne à travers la Belgique. L’exécutif européen entend en outre de mobiliser 10 millions € pour le développement du parc éolien off-shore du Thornton bank, en Mer du Nord belge.

Europagrid: 4,4 milliards € pour relier l’off-shore européen Le 30 janvier dernier, le consortium Imera a annoncé la construction en Mer du Nord et en Atlantique de réseaux d’électricité reliant les grands marchés clés aux parcs éoliens offshore. Baptisé Europagrid, ce réseau sera à la base de la construction d’un réseau paneuro-

péen d’électricité offshore visant à améliorer rapidement l’interconnexion entre les pays et d’accélérer la croissance de la production d’électricité renouvelable. Précisons qu’Imera, ﬁliale d’Oceanteam, est une société d’investissement spécialisée dans le développement des interconnexions sous marines et des réseaux de transmission d’énergie. Elle détient actuellement cinq licences et est activement engagée dans le développement d’interconnexions entre l’Irlande et le Royaume-Uni, la France et le Royaume-Uni, la Belgique et le Royaume-Uni. Ces projets constituent le fondement d’EuropaGrid.

Le facteur carbone des électriciens s’est dégradé en 2007 Alors que la directive européenne visant à réduire les émissions de CO2 a été revue et durcie en 2007, les émissions cumulées des 22 principaux électriciens européens s’est élevée en 2007 à 800 Mt CO2 , soit une augmentation de 23 Mt CO2 par rapport à 2006 (+3%) et 46 Mt CO2 par rapport à 2001 (+6%). Si l’augmentation de la production explique pour moitié la hausse (+1,5% en 2007), la dégradation du facteur carbone européen des électriciens est également pointé du doigt: à 373 kg CO2 /MWh en 2007, il s’est accru de 5,3 kg CO2 /MWh par rapport à l’année 2006 (+1,4%). Parmi les bons “élèves”, épinglons Electrabel dont le facteur carbone a chuté de 314 kg CO2 /MWh en 2006 à 300 kg CO2 /MWh en 2007, soit une baisse de 4,5%.

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Coopération belgo-hollandaise dans la séquestration carbone. GTI, la ﬁliale hollandaise du groupe GDF-Suez, en partenariat avec le Vito et l’entreprise chimique DSM, va développer un projet pilote de capture et séquestration géologique du carbone sur le site de Chemlot (Geleen), ancien site minier où DSM Agro opère deux unités de production d’ammoniac. Le consortium a obtenu une aide de 30 millions € du gouvernement hollandais pour ce projet intégré qui vise à capturer le CO2 émis lors du processus de production d’ammoniac de l’usine de DSM et de l’injecter directement sous terre dans les couches géologiques calcaires situées sous les veines de charbon. Le CO2 sera injecté à une profondeur approximative de 1,8 km et se ﬁgera au cours du temps à la structure géologique en se minéralisant dans la couche calcaire. Le Vito apportera son expertise géologique, les enseignements du projet pilote pouvant être par la suite appliqués en Belgique, en particulier dans les anciens sites miniers de Campine.

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TRENDS

ENERGY OVERVIEW

FOR

OCTOBER-DECEMBER

2008

–

OUTLOOK

FOR

Q12009

NATURAL GAS

44 38 33 27 21

01 08 /0 3/ 31 08 /0 3/ 30 08 /0 4/ 30 08 /0 5/ 29 08 /0 6/ 29 08 /0 7/ 28 08 /0 8/ 27 08 /0 9/ 27 08 /1 0/ 0 26 8 /11 / 26 08 /1 2/ 25 08 /0 1/ 09

p UK Gas Cal09 (pondered to Continental gas standards) p Continental gas Cal09 (TTF)

Since the resolution of the gas Russian-Ukrainian gas row, European natural gas prices have just slightly declined, heading down toward the 20 EUR/MWh mark. Flows of natural gas from Norway to UK were mostly stable at the beginning of the year and storages are at comfortable levels.

/0 1/

01 /

Note: Russian gas meets about 42% of annual demand in Germany, 28% of annual demand of Italy and about 24% of annual gas demand of France. Many Central and South East European countries rely for more than 60% on Russian gas: Austria (60%), Hungary (60%), Slovenia (64%), the Czech Republic (80%), Greece (82%), Serbia (87%), Bulgaria (96%). Slovakia, Bosnia, Macedonia and Moldova are completely reliant on Russia for their gas supplies.

Continental gas price Cal Y+1(TTF) and corresponding UK gas composite price (Zeebrugge), in EUR/MWh

01 /

As it can be seen from the graph showing the evolution of energy assets compared to January 1st 2008, natural gas prices have not responded with the same amplitude to the global economic crisis as oil prices did. In fact, at the beginning of this year the European gas market has resented a bullish impact of a dispute over natural gas tariffs between Russia and Ukraine that caused an interruption of Russian gas transit to European countries through Ukrainian territory for a couple of weeks. The incident has once again brought to the EU agenda the degree of reliance over Russian gas and the necessity of diversifying supplies.

Evolution of energy assets compared to January 1st 2008, in % 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

PERSPECTIVES on natural gas market There seems to be additional downward pressure on natural gas market, given the low oil prices and the resolution of the Russian-Ukrainian gas row that restored gas supplies to Europe. If current market conditions are to stay unchanged during the ﬁrst quarter of 2009, we should see gas prices descending by 10% to 15%.

0,4 0,3 0,2 0,1 0 -0,1 -0,2 -0,3 -0,4 -0,5 -0,6

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p Brent oil p NYMEX oil p Electricity France p Electricity Germany Cal 2009 bsld p Electricity Belgium Cal 2009 bsld p Electricity Netherlands Cal 2009 bsld p CO2 Phase II for 2008 p UK Gas Cal09 p Continental Gas Cal2009

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ENERGY TRENDS

OIL

11,25 110 90

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01 01 /08 /0 2 01 /08 /0 3 01 /08 /0 4 01 /08 /0 5 01 /08 /0 6 01 /08 /0 7 01 /08 /0 8 01 /08 /0 9 01 /08 /1 0 01 /08 /11 01 /08 /1 2 01 /08 /0 26 1/0 /0 9 1/ 09

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

Price of Brent oil, in USD/bbl, since 1988, compared to the long (since 1988), medium (since 1998) and short (since 2003) term trend 200

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-200 24/06/91

In the ﬁrst half of January 2009 oil trade has entered a tunnel of 35-45 USD/bbl, with NYMEX crude being traded at a relative discount compared to Brent. Market is no longer registering lower lows and is moving to neutral short term, in a balance between the bearish trend and bullish efforts of oil producers.

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As a response, oil producers reacted with an output cut in an effort to trim price fall. OPEC countries agreed on December 17 to cut output by a record of 2.2 million barrels per day (bpd), taking its total reduction since September to 4.2 million bpd, or about 5% of world supply. Latest evidence suggested that OPEC was rather successful on its endeavor, with an estimated output fall of 1.55 million barrels per day in January.

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Investors ran away from energy markets as commodities became unattractive and cash was seen as the best remedy against the crisis. The appreciation of the dollar in relation to other currencies, and especially to the euro, helped add bearish pressure on the commodities market. As a result, crude oil, along with other commodities, such as industrial metals or grains, sunk more than 50% since July, double the decline in the US Dow Jones stock index. It was the ﬁrst negative performance for commodities after four straight positive quarters that had earned investors some of their best returns in 35 years.

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01 /

Oil has averaged 99.75 USD/bbl in 2008, the highest annual average price ever (considering inﬂation). But much of the pressure that brought prices that high during last summer vanished already.

Price of Brent oil and Brent premium to NYMEX oil, in USD/bbl

24/06/88

The fall of 2008 will remain in the chronicle of oil trade just as much as in the history of ﬁnancial trade. Nobody could have expected at the beginning of last year such an evolution of oil price throughout 2008. World’s number one energy commodity has steadily grown risen to reach more than 147 USD/bbl in July, awakening discussions on whether it was going to hit the 200 USD/bbl mark in the medium term. This bullish perspective was however indeﬁnitely postponed shortly after. Oil has dramatically plummeted 100 USD/bbl, depressed by steep falls in energy demand as the world economy slides towards recession.

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

PERSPECTIVES on oil market The financial crisis affected world economies at a large scale and is still sending bearish signs to oil market, as far as economic growth and therefore demand is concerned. The International Monetary Fund said cut its 2009 global growth forecast to a low level of 1-1.5% from a previous estimate of 2.2%, as economic conditions deteriorate. Additional economic data confirms the deepening of the global economic crisis, as UK registered first recession since 1991 and Spanish unemployment rose to 9 year high.

Oil price has already fully responded to the bearish fundamentals of the world economy. The current price is under any trend since 1988 (see graph of oil price trends). Technical analysts have conﬁrmed that bottom resistant points have been reached. Therefore, oil is expected to remain in equilibrium during the next quarter, as modest hopes that governmental initiatives will revive economies are tempered by a lack of conﬁdence in the commodities market as a whole.

On the other hand, prices remain much higher along the forward curve (Brent for delivery in ﬁve years time was around 69 USD/bbl), and a revival of the market could be expected for the second half of the year. Brent. OPEC said it will react further if Brent crude prices fall to below $40 per barrel. It will envisage a meeting in March to ﬁnd opportunities for further cuts.

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ENERGY TRENDS

ELECTRICITY

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78 73

-2

51 45

The average price of Calendar 2009 contract last year was of 75.63 EUR/MWh in Belgium, 73.85 EUR/MWh in France, 70.01 EUR/MWh in Ger-

08 /1 0/ 08 /11 /0 8 07 /1 2/ 08 07 /0 1/ 09 06

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01 /

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

Belgian futures, calendar years, in EUR/MWh

European power prices responded to the global economic slowdown and the fall in oil prices at almost the same degree as natural gas prices did. In mid-January, power prices in the main European markets were just 15% lower than during the same time last year, while oil was at more than 50% down. Power is strongly linked to natural gas and has therefore resented the bullish impact of the Russian-Ukrainian gas row, which has tempered the decline of prices.

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Speciﬁcally, German power is sensitive to the ﬂuctuations of coal and gas prices, as much of the installed capacity is based on conventional fuels. On the other hand, it is known that French power is less sensible to gas prices due to its large nuclear capacity. However, the two power markets are strongly correlated and mirror one another. At the end of 2008, French power complex was affected by a range of capacity outages that added premiums in comparison to the prices of similar German contracts.

01 /

p France Cal 2009 bsld p Germany Cal 2009 bsld p Netherlands Cal 2009 bsld p Belgium Cal 2009 bsld

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In fact, given that we expect natural gas price to descend during the ﬁrst quarter of 2009, we would estimate that power is going to respond in direct correlation.

100

01 /

There is indeed a strong linkage between natural gas and power prices (see the graph on the evolution of energy assets compared to January 1st 2008). The Cal Y+1 spark spreads have descended to a neutral level of 9-12 points in both Germany and France, which means that there is no much downward pressure from the natural gas market at the moment, unless the fuel price goes further down. Additionally, CO2 market fell to new record lows, releasing some of the pressure from power markets.

French and German one year ahead spark spreads

01 /

German utility RWE announced that German industrial power consumption should decline by only 2% this year, as manufacturers are likely to cut consumption due to the economic downturn. On the other hand, household demand for electricity will not be affected by the recession and will remain stable. This applies to other European markets as well. Therefore, the impact of the crisis over the demand fundamentals in the power market is expected to be insigniﬁcant. Consequently, the price will be strongly related to production and fuel costs.

Belgian, Dutch, French and German one year ahead power contracts, in EUR/MWh

01 /0 1/ 08 01 /0 2/ 08 03 /0 3/ 03 08 /0 4/ 04 08 /0 5/ 04 08 /0 6/ 05 08 /0 7/ 05 08 /0 8/ 05 08 /0 9/ 08 06 /1 0/ 0 06 8 /11 /0 8 07 /1 2/ 08 07 /0 1/ 09

PERSPECTIVES on electricity market

p Belgium 2009 p Belgium 2010 p Belgium 2011

many and 75.87 EUR/MWh in Netherlands. The Calendar 2010 contract is currently traded for 50-52 EUR/MWh in Germany and France, as the spread between the two markets narrowed at the beginning of this year. Belgian and Dutch power contracts are sold at respectively 0.5 EUR/MWh and 1.5 EUR/MWh premiums to the German price.

CARBON

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CO2 certiﬁcate for Phase II, in EUR/tonne

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a technical bounce and relatively bullish oil. But this recovery is considered temporary and further declines are expected. A representative from Societe Generale said that “demand is dead” and as more allowances coming from Poland’s expected 2009 allocation in February, the downward pressure on prices will be sustained. The short term outlook for carbon prices is indeed bearish if power prices continue to fall. Falling gas and coal prices will limit fuel-switching which is a highly carbon intensive process. With low natural gas prices, power producers are expected to use the less CO2 emitting natural gas instead of the higher polluting coal, thus limiting demand for allowances and sending prices further down.

01 /

European carbon prices are 60% down in six months. After reaching more than 30 EUR/ tonne last June, CO2 allowances have fallen to 11.5-12 EUR/tonne in the second half of January 2009. Traders say this is due to the anxiety caused by plummeting oil and expectations that industrials will cut production and therefore will not need lower than anticipated levels of allowances. Tight credit markets have also prompted emission trading scheme participants to sell assets in order to raise cash. Technical analysts say that there is no real resistance level, as it was in fact previously proved by the collapse of Phase I scheme. Since the record low level of 11.4 EUR/tonne, CO2 allowances have slightly recovered on

p Phase II for 2009

Ces pages indicateurs et leurs commentaires ont été réalisés avec le concours de

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La raréfaction du crédit bancaire menace-t-elle les investissements dans la production d’électricité? Le consultant français Capgemini s’inquiète d’un réveil douloureux lors de la sortie de crise. En Belgique, les projets annoncés semblent toutefois maintenir le cap.

Production

Crunch bancaire et récession énergétique La crise économique et ﬁnancière intervient à un très mauvais moment pour l’Europe énergétique. Les grandes utilities, qui avaient longtemps cru à un surplus de capacités et attendaient de voir plus clair dans la libéralisation des marchés, avaient suspendu tout investissement de production. Ce n’est qu’à partir de 2005, lorsque les premiers risques de “black out” sont apparus qu’ils ont à nouveau développé des programmes d’accroissement de l’outil de production. Dans la 10ème édition de “l’Observatoire européen des marchés de l’Energie”, la société française de conseil Capgemini s’inquiète toutefois du ralentissement que la crise pourrait provoquer au niveau de ces investissements. D’autant que selon Colette Lewiner, responsable de l’étude, 1.000 milliards € seront nécessaires “L “Le Le L e ré r vve eil risque d’être très douloureux au sortir de la e ccrrrise e”, s’’inquiète Colette Lewiner, directrice internattionale ion naaale d du secteur Energie et Utlities chez Capgemini.

au cours des 25 prochaines années pour la construction de nouvelles centrales, de lignes électriques et de gazoducs. Or, elle craint que, dans un contexte de crise sévère, les énergéticiens ne reportent ou n’annulent purement et simplement leurs projets de nouvelles centrales.

“A ce moment, menace-t-elle, le réveil risque d’être très douloureux au sortir de la crise”. Gare au réveil ! Que constate Capgemini? Le consultant observe qu’en 2007 la sécurité d’approvisionnement électrique s’est détériorée. Les marges réelles de capacité de production, c’est-à-dire les capacités disponibles lors des pics de consommation, ont reculé à 5,3% contre 7,6% en 2006. C’est d’autant plus étonnant que, entre 2005 et 2006, elles avaient justement quitté la côte d’alerte des 5% pour remonter audessus de 7%. Ce retour dans la zone dangereuse serait dû, selon l’analyse de Capgemini, à rythme d’investissement trop lent, à la part de plus en plus importante prise par les énergies vertes qui ne peuvent pas être comptabilisées dans la production de pointe (parce que leur production dépend des éléments naturels) et par une plus faible disponibilité de la capacité nucléaire française en 2008. Cette inquiétude a été récemment relayée au niveau belge par Febeg, la fédération belge des entreprises électriques et gazières. Elle a calculé qu’actuellement, pour répondre à la consommation électrique, notre pays devrait importer 10 TWh par an, soit 12% de la demande totale. Luc

Sterckx, président de la fédération, pointe trois phénomènes qui font que cette dépendance ne fera que se conﬁrmer au cours des prochaines années: l’augmentation de la capacité de production des pays voisins, l’amélioration des interconnexions et le manque d’investissements en Belgique. 30 milliards Selon Febeg, garantir la sécurité d’approvisionnement de la Belgique exigera des investissements de près de 30 milliards € d’ici 2020. Dans un premier temps, il faudra injecter un milliard par an entre 2008 et 2016 pour assurer l’installation de nouveaux outils de production électrique. La fédération calcule aussi qu’il faudra encore un budget de 15 à 20 milliards € entre 2008 et 2020 pour améliorer les infrastructures en électricité et en gaz. Pour encourager ces investissements, la Febeg a lancé l’idée d’un “pacte d’investissement” entre le secteur énergétique et les autorités publiques pour les dix années à venir qui donnerait un cadre légal stable et cohérent. “Le secteur a besoin d’un environnement stable, tant au niveau des mesures limitant les émissions, de l’énergie nucléaire et du développement de l’infrastructure gazière

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La Belgique en manque d’électrons Il ya tout juste un an, la Commission de régulation de l’électricité et du gaz lançait un cri d’alarme: la Belgique a trop peu investi dans la production électrique et va devoir importer de plus en plus d’électrons de ses pays voisins. Capgemini, dans sa dernière étude, ne constate pas autre chose. Alors qu’elle met en garde les pays européens qui reviennent tout près du seuil d’alerte de 5% de marges réelles de capacité de production (5,3%), la Belgique, elle, est carrément déﬁcitaire. Elle doit compter sur de la production étrangère pour au moins 10% de ses besoins. Par contre, en 2007, notre pays s’est plutôt bien comporté en termes de consommation. Au niveau européen, la consommation d’électricité afﬁche encore une augmentation de 0,9% (1,5% en 2006). La Belgique, par contre, avec une baisse de sa consommation de 0,5%, obtient la troisième meilleure performance, derrière la Grande-Bretagne (-0,7%) et la Suisse (-0,6%). Au niveau du gaz, la consommation belge diminue également (-0,6%) mais moins que la moyenne européenne qui marque un recul de 1,6% par rapport à 2006.

qu’à celui de la ﬁscalité et des politiques de subsides”, a expliqué Luc Sterckx. Jusqu’à ces derniers mois, les annonces étaient plutôt rassurantes. Les projets d’investissement dans la production électrique se sont multipliés, tant de la part des fournisseurs actifs depuis la libéralisation des marchés régionaux (Nuon, Essent, SPE-Luminus) que de nouveaux acteurs misant sur l’avenir de l’électricité verte. Selon les projets annoncés, on pourrait espérer, d’ici 2015, quelque 4.000 MW de capacité supplémentaire. Reste à savoir si ces investissements résisteront à la crise et notamment au resserrement des cordons du crédit. En novembre, à l’heure de raccorder au réseau ses premières éoliennes marines, C-Power a en effet mis en doute la poursuite du projet (60 éoliennes de 5 MW en

mer du Nord) dès 2009 par manque de garantie de la part des banques. Son directeur, Filip Martens, a depuis relativisé quelque peu ce cri d’alarme. Mais ce qui est certain, c’est qu’il faudra avoir les reins solides pour maintenir le cap alors que les prêts bancaires seront plus difficiles à obtenir et plus chers. La période est donc devenue dangereuse pour les petits producteurs, notamment dans l’éolien, qui doivent compter sur des prêts bancaires pour développer leurs projets. Certains risquent de ne pas résister à la crise et de devoir se vendre à de plus gros poissons. Des années fastes Parce que les grandes utilities, de moyens elles en regorgent. Elles ont en effet massivement tiré proﬁt de la hausse des prix des hydrocarbures, répercutés sur ceux du gaz et

de l’électricité. Elles ont donc sans doute les moyens de poursuivre les projets entamés. Vissant sa casquette de patron de SPE Luminus, Luc Sterckx confirme ainsi qu’aucun retard ne sera enregistré dans les projets du groupe. Or, il planifie la construction d’une centrale TGV de deux fois 450 MW à Visé à l’horizon 2012. Un projet estimé à 500 millions €. Il est vrai que le deuxième électricien belge dispose d’un actionnaire de poids avec le Britannique Centrica monté à 51% depuis le retrait de Gaz de France. De son côté, le Néerlandais Essent vient lui aussi d’annoncer, en plein climat de crise, l’achat d’un terrain à Genk pour la construction d’une centrale TGV de 400 MW. Et notons, enfin, qu’en Mer du Nord les investisseurs se battent pour pouvoir s’installer sur les quatre dernières concessions que la Creg, le régulateur fédéral doit encore attribuer. A terme, le vent marin devrait apporter au bas mot 2.000 MW. Mais on sait qu’il ne souffle pas toujours avec la même puissance et impose donc d’en relativiser l’impact en termes d’approvisionnement. Bref, en espérant que la crise ne s’éternise pas trop, on peut espérer que les industriels de l’énergie présents en Belgique, fassent mentir les prévisions des analystes internationaux. Les concurrents de l’opérateur historique ont de toute façon sérieusement besoin de ces nouveaux mégawatts s’ils veulent espérer jouer un rôle important sur le marché belge. Et, visiblement, ils en restent conscients. p François Villers

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Les bâtiments durables enﬁn certiﬁables Si vous vous intéressez au caractère durable des bâtiments, vous connaissez sans doute la certification française HQE ou le label suisse Minergie qui ont beaucoup fait parler d’eux. En Belgique, rien n’existait encore dans ce registre. Ce vide vient d’être comblé grâce à une initiative commune de SECO, du Centre Scientifique et Technique de la Construction (CSTC) et de l’organisme certificateur, le BCCA. Ensemble, ces trois partenaires ont mis au point une méthodologie cohérente et objectivée permettant d’évaluer la qualité durable d’un bâtiment.

Avec la montée en puissance de l’importance accordée par les promoteurs immobiliers à l’efficacité énergétique des bâtiments, mais aussi avec l’attention de plus en plus forte portée par les entreprises aux qualités ‘environnementales” de leur bâtiment, certaines voix se sont élevées en Belgique pour réclamer la mise en place d’un cadre clair permettant de trier le bon grain de l’ivraie dans le domaine des bâtiments durables. Pour répondre à cette attente, le bureau technique SECO a planché sur un projet de référentiel de certification des bâtiments utilisable en Belgique, en collaboration avec le Centre Scientifique et Technique de la Construction et du BCCA, un organisme certificateur créé par ces deux acteurs en 1998. De cette collaboration est née Valideo, la première démarche certifiante belge dans le domaine des bâtiments. Agir sur toute la vie du bâtiment Les intiateurs de la formule ne s’en cachent pas: les systèmes de certification existant déjà en France, en Suisse ou encore en Grande-Bretagne ont constitué une source d’inspiration privilégiée. Mais les concepteurs de Valideo ont tenu à aller plus loin, améliorant tout ce qui pouvait l’être. Ainsi, la démarche Valideo s’avère plus intéressante que les démarches nées chez nos voisins en ce sens qu’elle est appliquée par des spécialistes tout au long du processus de construction, en allant autant que possible en amont, dès la phase de conception du bâtiment, jusqu’à la réception du bâtiment par le maître d’ouvrage. Autre particularité de Valideo face à ses sœurs Minergie et HQE: le cas échéant, la mission

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entreprise peut se poursuivre après la réception par l’utilisateur du bâtiment. Philippe De Mey, ingénieur principal actif au sein de la cellule construction durable de SECO: “L’idée est alors de continuer à jauger le caractère durable du bâtiment avec de vrais occupants et dans des conditions de fonctionnement réelles”. Un raffinement qui peut se révéler essentiel, comme le prouvent à suffisance les cuisantes déconvenues survenues aux propriétaires de bâtiments que l’on croyait durables (mauvaise conception de la VMC, étanchéité à l’air insuffisante sur des éléments clés comme les châssis…). Dans ce cas-ci, la prolongation de la mission permet de remédier à tous les problèmes que l’on rencontrerait par la suite, après la réception du bâtiment par son ou ses occupants. Ca coûte combien une certification? Les détracteurs de la formule évoquent le prix élevé et le caractère très lourd des démarches certificatives. A cet égard, Philippe De Mey tient à se montrer rassurant: “Le prix de la formule dépend très clairement de l’étendue de la mission”. Concrètement, aucun “droit d’entrée” ou aucune somme forfaitaire n’est réclamée au propriétaire du bâtiment à explorer. Tout se fait dans la plus totale transparence, sur base d’un cahier de mission qui a été discuté au préalable avec le commanditaire. Résultat des courses: la formule est “payable” par une PME qui occuperait une surface de 1.000 m2 comme par une société plus importante dont l’activité se déploierait sur une surface de plusieurs dizaines de milliers de m2. Un détail qui peut faire la différence dans un pays dont le tissu économique est essentiellement composé de PME… Sans doute, mais quel budget doit-on prévoir pour ce genre

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d’intervention? “Les PME qui occupent des surfaces restreintes pourront, si elles le souhaitent, souscrire à une mission “à la carte” et ne devront pas nécessairement souscrire à l’analyse complète, mais cela dépend aussi de la complexité technique du dossier, en particulier si celle-ci exige un surcroît de travail pour les ingénieurs chargés de l’exploration (attestation)”. Question de Normand, réponse de Normand… La question obsédante du retour sur investissement Pour avoir une idée plus correcte de la prestation, il faut en tous cas distinguer le poste “certiﬁcation” de l’aspect “attestation technique”. Le premier élément incorpore les réunions du comité de suivi du BCCA, les droits d’usage de la marque et du référentiel, l’enregistrement du projet et l’administration qui en découle. Philippe De Mey: “Ce poste peut par exemple atteindre 2.000 € pour un projet standard, mais donner un ordre de grandeur est en revanche plus malaisé pour les frais liés à la procédure d’attestation par les ingénieurs. A cet égard, SECO fonctionne en effet en heures de prestation d’ingénieurs. Il s’agit d’un travail d’analyse des plans, de réﬂexion au stade de la conception, mais aussi de visite du chantier. Dans ce cas, les frais peuvent donc varier fortement en fonction des dossiers étudiés et de tout ce que nous découvrons lors de nos visites”. Pour l’un des projets les plus récents menés à bien par le trio, 350 heures de travail auront été nécessaires pour venir à bout des 10.000 m2

La Banque Européenne d’Investissement à l’épreuve du BREEAM En tant que consultant chez B4F, Jean-Louis Hubermont a eu une chance exceptionnelle: celle de pouvoir se pencher sur le cas du bâtiment de la Banque Européenne d’Investissement, certifiée sous BREEAM, acronyme de BRE Environmental Assessment Method. Chance exceptionnelle parce qu’avec une surface de plus de 70.000 m2 pour quelque 750 occupants et des infrastructures comprenant un restaurant, une cafétaria, des salles de réunion, le bâtiment de la Banque Européenne d’Investissement offrait un cadre rêvé pour l’application d’un référentiel aussi exigeant que BREEAM. Mais pourquoi avoir opté pour ce référentiel lors que d’autres étaient envisageables? Jean-Louis Hubermont: “D’abord parce qu’il s’agit d’une méthode européenne qui est véritablement reconnue dans le monde entier. Ensuite, parce que son usage est une réalité depuis 1991 et parce que la méthode proposée par BREEAM est reconnue par l’OCDE comme étant une des plus connues et l’une des plus utilisées dans le monde. Enfin, tout comme le fait Valideo, BREEAM prend en compte l’ensemble du cycle de vie du bâtiment, et pas seulement la phase de construction”. Autre avantage de BREEAM: il fait reposer le verdict sur un nombre important de critères fixés au préalable. Les critères qui sont du seul ressort de l’auditeur sont en outre limités afin d’éviter de laisser la subjectivité de l’examinateur prendre le dessus sur une analyse froide et objective du bâtiment. Parmi les thèmes “scannés” par BREEAM, on retrouve bien évidemment les thématiques typiques comme celle de l’eau ou des déchets, mais également les problèmes de santé et de bien-être des occupants, de transports ou encore d’utilisation du territoire. Parmi les éléments techniques qui ont permis de faire de ce bâtiment une réussite, on trouve notamment la valorisation des micro-climats et des zones tampon, ou encore celui des atriums et des double façades. Les concepteurs du bâtiment ont également veillé à l’application de principes que l’on retrouve dans les habitations passives avec, par exemple, la valorisation du principe de ventilation naturelle. www.b4f.eu www.breeam.org n°12 energymag | 21

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de surface à suivre. Pour ces raisons, les promoteurs de Valideo se refusent pour l’instant à évoquer un Return On Investment précis, car ce dernier est difficile à calculer. Quoi qu’il en soit, et pour couper court aux discussions un peu oiseuses sur la question du retour sur investissement, il convient de préciser qu’une démarche certificative qui serait engagée avec Valideo entraîne systématiquement des gains. Philippe De Mey: “Cela peut se manifester grâce à la baisse des consommations d’eau et d’énergie, mais aussi grâce à des éléments qui pourraient paraître anecdotiques comme la plus grande facilité d’entretien du bâtiment ou la meilleure productivité des employés qui travaillent dans de bonnes conditions de confort”. Quel accueil chez les promoteurs et les maîtres d’oeuvre? Si le contenu offert par Valideo semble très attractif, peut-on forcément en conclure qu’il va séduire une part significative des maîtres d’ouvrage et des promoteurs? Chez les premiers, le doute est permis. En effet, le maître d’ouvrage est encore très frileux lorsqu’il s’agit de donner une orientation durable à sa construction. En toute logique, il n’y a dès lors aucune raison pour qu’il se précipite spontanément sur cette démarche qui est, rappelons-le, pourtant totalement volontaire. Et rien, dans l’état actuel des choses, ne permet de penser à une évolution de la législation qui rendrait cette démarche certificative obligatoire. Chez les promoteurs immobiliers en revanche, la méthodologie proposée par SECO et par le CSTC pourrait en revanche faire mouche

plus facilement. En cette période de crise, l’immobilier fait en effet feu de tout bois pour prouver que les bâtiments qu’il a en portefeuille valent la peine d’être pris en location ou achetés. Faire certiﬁer un bâtiment en appliquant le référentiel Valideo permet au promoteur de distinguer son offre de celle de ses concurrents de manière objective. La démarche permet aussi de faire prendre conscience à l’occupant potentiel (qu’il soit loueur ou candidat à l’achat) des économies directes et indirectes qu’il va pouvoir réaliser grâce à ce programme. Les spéciﬁcités de chaque référentiel Créée en 1998, le standard suisse Minergie partage le même objectif que la Haute qualité environnementale (HQE): encourager les propriétaires, architectes et promoteurs à réaliser des constructions conformes aux exigences d’un développement durable. Cependant, les deux normes ont pris des directions différentes. Minergie s’est concentré sur les performances énergétiques, l’étanchéité à l’air, sur une excellente isolation thermique et sur une aération contrôlée. Le contrôle strict de ces critères permet

d’obtenir un bâtiment qui afﬁche des coûts d’exploitation particulièrement bas, du fait du caractère extrêmement performant du bâtiment en termes énergétiques. Plus transversal, HQE vise quant à elle quatorze points concernant l’énergie, la santé, l’eau et les déchets dans une démarche qui s’apparente donc plus à celle au courant de l’éco-construction. Pour ces raisons, Valideo semble plus se rapprocher, au moins dans le contenu et les critères, du référentiel français. En effet, dans son processus de certiﬁcation, Valideo prend en compte des éléments portant sur l’intégration dans le site et sa valorisation, les nuisances diverses (sonores, visuelles…) provoquées par le chantier, les impacts environnementaux des matériaux utilisés, mais aussi de manière plus positive le recours aux énergies renouvelables, la consommation rationnelle de l’eau, l’optimisation du confort et de la qualité de vie des usagers du bâtiment, et même jusqu’à des éléments comme la liaison du bâtiment avec la communauté extérieure! www.valideo.org

Bâtiments verts: ce que les entreprises en pensent

p Johan Debière

GROENE GEBOUWEN DE NIEUWE ENERGIEPRESTATIE-WETGEVING

BATIMENTS VERTS

LA NOUVELLE REGLEMENTATION EN MATIERE DE PERFORMANCE ENERGETIQUE

En tant qu’acteur incontournable sur le marché, CBRE a eu l’occasion de mener une vaste enquête auprès de ses clients à propos des bâtiments verts. Premier enseignement de l’enquête: la directive européenne sur l’efficacité énergétique des bâtiments est bien connue. Deuxième constat: lorsqu’on recherche les personnes qui seraient responsables du nombre trop peu élevé de bâtiments performants sur le plan énergétique, les constructeurs affirment que les développeurs ne sont pas demandeurs, les développeurs mettent à leur tour en cause les investisseurs, et les investisseurs pointent du doigt l’absence de demande du marché pour ce genre de bâtiment… Bref, on tourne en rond. Autre enseignement intéressant de l’étude de CBRE, c’est chez les occupants des plus gros bâtiments, sur des surfaces supérieures à 15.000 m2, que l’on retrouve le nombre le plus élevé d’early adopters, c’est-à-dire des sociétés qui ont décidé de faire de leur bâtiment un modèle du genre contre seulement une petite dizaine de pourcents qui se contentent d’un bâtiment conforme à la moyenne du marché. Pour les surfaces inférieures à 1.000 m2, la proportion s’inverse. Dans ce cas, on trouve alors près de 50% des bâtiments en phase avec la moyenne du marché pour à peine quelques pourcents de bâtiments que l’on pourrait qualifier de durables. A la question de savoir s’ils seraient prêt à payer plus cher pour l’occupation d’un bâtiment durable, les occupants répondent par la négative dans plus de 70% des cas contre un peu plus de 20% de répondants qui montrent plus d’enthousiasme à cet égard. Enfin, pour terminer sur une note beaucoup plus positive, il faut signaler que chez les promoteurs et les investisseurs, l’attrait pour ce type de bâtiment est en revanche bien marqué: près de 90% d’entre eux ont en effet affirmé être très enthousiastes à l’idée de pouvoir investir dans ce genre de développement. www.cbre.be CB RICHARD ELLIS

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Le bois investit l’entreprise et les villes! Avec sa chaudière biomasse alimentée aux graanulés de bois mise en service à Gand fin 2007, le constructeur de cam mions Volvo a-t-il lancé un signal de démarrage: celui d’une coursse à l’é énergie bois dans les entreprises et les collectivités? Sans doute e! Car l’é électricité et la chaleur vertes à base de bois sont devenues des questions “chau udes” en regard de l’envolée des prix des énergies conventtionnelles, de la contrainte carbone croissante et des objectifs europée ens de 20% d’énergie renouvelable en 2020! Enquête sur une filière bois énergie qui se structure, son potentiel et ses limites.

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S’il y a encore quelques années, utiliser le bois comme combustible en industrie prêtait à sourire face à la commodité du gaz et du fioul, la situation a bien changé. A cela une raison simple: le prix des énergies conventionnelles a grimpé en flèche. Ce qui rend aujourd’hui la solution bois énergie plus compétitive en terme de prix au MWh produit et ce malgré les coûts d’investissement et d’exploitation plus élevés d’une chaudière au bois. S’y ajoutent pour les entreprises ayant une puissance installée supérieure à 20 MW, les obligations liées au système des quotas de CO2. Celles-ci doivent soit respecter leur allocation en réduisant leurs émissions (en optant pour la biomasse par exemple), soit acheter des tonnes de carbone sur le marché. Résultat: les projets de biomasse à base de bois se multiplient et tout indique que cela va s’accélérer. Industrie du papier en tête Jusqu’à présent, le bois n’était (auto)consommé que par les entreprises de la filière, principalement les industries du papier et celles de la transformation du bois. A l’échelle européenne, l’industrie du papier tirerait ainsi déjà 50% de ses besoins en énergie du bois et des sous-produits qu’elle génère par ses procédés, essentiellement la liqueur noire. C’est aussi l’un des secteurs où la cogénération est la plus répandue, particulièrement en Belgique. En 2006, la cogénération représentait 56% de la consommation spécifique du secteur et la cogénération renouvelable 31%. Un exemple est l’unité de la papeterie Burgo Ardennes à Virton qui est autonome pour sa consommation de vapeur et quasi autonome en électricité grâce à la

cogénération. L’entreprise accroît sans cesse ses performances: l’an dernier elle a mis en service une nouvelle turbine à vapeur qui lui a permis d’augmenter sa production électrique de 10 MW avec la même quantité de vapeur produite et la même consommation de biomasse. Une performance à mettre sur le compte de Siemens qui a fourni, outre la turbine, un système expert de gestion de la consommation du

de 6.000 tonnes de CO2 par an, soit 30.000 tonnes sur la période 20082012. A mettre en rapport avec le quota de 484.457 tonnes de CO2 qui a été alloué au site pour cette même période. Nouveaux débouchés pour les scieries L’industrie de la transformation du bois n’est pas en reste, qui a bien compris elle aussi tout l’intérêt

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combustible. L’investissement de 15 millions € a permis d’accroître la production d’électricité de 35%, le site couvrant à présent plus de 70% de ses consommations électriques. Au total, Burgo Ardennes est auto-sufﬁsant en énergie à 92%, la biomasse comptant pour 82% du combustible utilisé. Précisons qu’à l’échelle du groupe, ce ratio n’est que de 24% pour la biomasse contre 75% pour le gaz, ce qui donne une idée de la performance de la ﬁliale belge. Dernier chiffre: la nouvelle turbine génèrera une économie

de valoriser ses sous-produits. A commencer par les scieries qui y ont vu une double opportunité: assurer leur autonomie énergétique tout en se créant de nouveaux débouchés. En effet, les scieries produisent une grande quantité de sous-produits de bois sous forme d’écorces, sciures, dosses, délignures et plaquettes (bois déchiqueté). Une partie de ces sous-produits alimente les industries de la trituration pour la fabrication de panneaux agglomérés, le reste étant sans débouchés et considéré comme des déchets (supportant

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donc un coût d’élimination). En même temps, ces entreprises ont d’énormes besoins en séchage et en traitement thermique, tandis que la croissance de la demande pour le bois énergie a rendu nécessaire le développement de plateformes spécialisées dans la préparation et l’approvisionnement en plaquette de bois. Bref, une chaîne complète qui a suscité des vocations. Un bon exemple est celui de la scierie Lebois qui a créé Seco-Bois, une plateforme de préparation des plaquettes de bois destinées à la filière bois énergie. En partenariat avec Electrabel, l’entreprise s’est équipée de deux modules de cogénération par gazéification de bois (700 kWé, 1.200 kWth), une technologie développée par la spin-off belge Xylowatt. La gazéification permet de transformer les résidus de bois en gaz de synthèse, qui, une fois traité, est brûlé dans un moteur de cogénération adapté. L’avantage est de profiter du bon rendement électrique apporté par la technologie moteur à gaz. En l’occurrence, les modules Xylowatt atteignent des rendements de 75%. Alimentée par la scierie en

combustible et matières premières, l’installation de Seco-Bois produit ainsi la chaleur et l’électricité nécessaire aux séchoirs à bois qui assurent les traitements thermiques de deux entreprises: le séchage des bois d’un côté et la préparation des plaquettes de l’autre. La boucle est bouclée. Précisons que la centrale est exploitée et ﬁnancée par Electrabel. Le granulé de bois en point de mire Un autre exemple est celui du parc industriel de Kaiserbaracke à Amel en province de Liège et réservé à des entreprises du bois et de l’agroalimentaire. A l’époque, deux sociétés étaient déjà présentes sur le site: Holz Niessen, centre de triage du bois qui fournit 200.000 m3 de grumes par an à Belwood Amel,

Les prix du bois énergie sont relativement stables! Depuis octobre 2006, l’Insee (l’institut national français des statistiques) publie deux fois par an (avril et octobre) une mercuriale des prix bois énergie et de leur indice d’évolution. Il s’agit de moyennes pour le marché français, mais un constat s’impose: les prix sont relativement stables et sont même plutôt à la baisse pour la plaquette forestière et les granulés de bois, les producteurs ayant tendance à anticiper la demande du marché. Autre facteur de stabilité des prix: la “production” se développe dans toutes les filières et sauf particularisme local, l’offre excède la demande.

Plaquette forestière Plaquette industrielle Sciures Feuillus Sciures Résineux Ecorces Feuillus Ecorces Résineux Granulés de bois (Vrac) Broyat de palettes *

l’une des cinq plus grosses scieries du pays. Cette dernière produit 100.000 m3 de sciage par an dont 15% sont séchés avec l’ambition d’augmenter cette part de 80 à 100% à terme. De son côté, Delhez Bois, entreprise existante localisée à une cinquantaine de kilomètres d’Amel, souhaitait se délocaliser et s’implanter sur le parc aﬁn de développer son activité de rabotage (50.000 m3 de grumes transformées), de production de granulés de bois

Prix en ¤/T

Indice (Base 2006)

64,7 31,5 19,1 26,4 6 10,7 171,2 22,5

87,9 101,6 122,4 128,8 125 118,9 94,4 112,5 * Indice base 2007

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Ressources biomasse en 2004 (Mtep) EU (20 pays) - Total: 142,7 Mtep 0

Résidus forestiers

33,1

Bois de chauffage (résidentiel)

21,1

Pellets & briquettes

1,6 19,1

Produits connexes industriels (solides) Liqueurs noires

10,7

Bois de rebut

8,2

Autre biomasse (agricole et fruitère)

48,9

Biomasse énergie consommée en 2004 (Mtep) EU (20 pays) - Total 65,5 Mtep 6

Résidus forestiers

11,7

Produits connexes industriels (solides)

Autre biomasse (agricole et fruitère)

21,9

Pellets & briquettes

Bois de rebut

8,1

Bois de chauffage (résidentiel)

Liqueurs noires

9,8 1,3 6,1 6,6

AURA-T-ON ASSEZ DE BIOMASSE? A l’échelle européenne, seule la moitié de la biomasse actuellement mobilisable serait exploitée. Ainsi, selon l’étude réalisée par Eubionet2, les ressources biomasse en Europe (20 pays étudiés) en 2004 étaient de 143 Mtep, alors que la consommation à usage énergétique s’est élevée à 65,5 Mtep. L’Allemagne (31 Mtep), la France (29 Mtep), l’Espagne (20 Mtep), la Suède (16 Mtep) et la Finlande (10 Mtep) sont les pays les plus riches en biomasse. Notre pays est donc bien situé auprès de sources importantes d’approvisionnement. Une situation d’autant plus favorable que nous pouvons aussi compter sur les ressources locales encore sous-exploitées. En Région Wallonne, où se situe les gisements les plus importants, les sous produits d’exploitations forestières produisent environ 400.000 tms (tonnes de matière sèche) par an tandis que l’élagage des haies en génère annuellement 45.000 tms. Les industries de la première transformation du bois produisent annuellement 446.807 tonnes de plaquettes industrielles, 166.303 tonnes de sciures, 94.019 tonnes d’écorces, 75.866 tonnes de dosses, de délignures et de chutes. L’industrie de la seconde transformation produit quant à elle 380.000 m3 de sciures et copeaux par an, 155.000 m3 de chutes et 8.000 m3 de plaquettes. Enfin, la filière déchetterie exploitant le bois de démolition produirait environ 35.000 tms/an. Si on valorise en énergie la totalité de ces gisements, cela donne un potentiel avoisinant les 500.000 tep/an. Il y a donc de la place pour une filière bois énergie en Belgique.

(25.000 tonnes par an) et de vente de copeaux secs (un million de sacs par an). L’idée étant de jouer sur les complémentarités, Delhez pouvant s’approvisionner en copeaux et sciures chez Belwood. Le parc n’étant cependant pas connecté au réseau de gaz naturel et se situant en bout de ligne électrique, les entreprises installées n’avaient d’autres solutions que le fioul pour produire chaleur et électricité. Belwood par exemple consommait 1,2 million de litres de fioul par an. On imagine aisément l’inflation des coûts ces dernières années. La solution est venue de 4 Energy Invest, un investisseur/opérateur dans le secteur de l’énergie renouvelable. Celui-ci a investit 40 millions € dans la construction d’une centrale de cogénération comprenant deux chaudières biomasse (chaudières à grille mobile avec turbine à vapeur du fabricant finlandais Wärtsilä) permettant d’assurer une production de 20 MWth et 8 MWé. Elles sont alimentées par les résidus de la scierie et de la menuiserie pour la moitié de sa production, l’autre moitié provenant d’autres fournisseurs de biomasse. Un groupe diesel fonctionnant en cogénération à partir d’huile végétale (3MWé et 4MWth) complète le dispositif. La quantité d’électricité produite est modulée selon les besoins en chaleur. Celleci est valorisée dans le séchoir à tunnel de Belwood (5 MWth), tout comme dans le séchoir à bande de Delhez (10 MWth). Résultat: les industriels vendent deux fois plus cher leurs sous-produits et se procurent une source de chaleur et d’électricité à bas coût. Du côté de Delhez, la disponibilité en chaleur bon marché permet un meilleur séchage des copeaux, donc un produit de meilleure

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qualité. L’entreprise peut aussi accroître à l’avenir sa production de granulés de bois pour alimenter la filière bois énergie. Pour 4 Energy Invest, qui exploite la centrale, les économies sur la fourniture de biomasse sont conséquentes. Sans la proximité des industries, le transport représenterait sinon, à lui seul, 50% des coûts du combustible. Les panneauteries embraient Autre lieu, autre filière, même constat! Implanté à Oostrozebeke, en Flandre Occidentale, le groupe Spano est l’un des plus grands fabricants européens de panneaux de particules. On est ici dans la seconde transformation du bois, industrie qui produit elle aussi ses sous-produits potentiellement valorisable. Un potentiel que Spano entend à présent exploiter. Le 13 octobre dernier, la société A&S Energie, née d’une joint venture 50/50 entre Spano et le développeur en énergie renouvelable Aspiravi, a érigé la première pierre d’une centrale biomasse jouxtant le site de Spano. A&S y traitera 170.000 tonnes de déchets de bois non recyclables par an. L’installation qui représente un investissement de 90 millions € déploiera une puissance électrique de 24,6 MW et aura une production annuelle nette de 175 GWh. C’est l’allemand Prokon Nord Energiesysteme qui est en charge de la construction de la centrale, la chaudière étant de type LFC (lit fluidisé circulant). Spano se chargera de l’approvisionnement et du traitement du bois via sa filiale Spanin Wood Recycling, et utilisera une partie de l’énergie produite pour ses procédés de production. La mise en service est prévue pour l’été 2010.

La ccha La ha haud udi dière èrrre d è de Vo ollv lvo vvo o br bû ûle lle e de d s gran gran an nu ulé lé és de b bois ois, mais ois ssaa g gri gr r lle ri lle e a été été t di d men mensio en nsionné sii n sio nn nné n e de de maniière èr à pou po o voi voirr acc cue ue eill illlllir ir d d’autr d’a utres ut es typ ty es de biomas bio i masse se com o me l’é om écor orrce, ce les pe pelle lle l ts t de litièr lit i ièr it ière e de de lin, lin in,, le es noya yaux ya aux u d’o d lliv i es, es et e c. c

La seconde vie du bois usagé La dernière ﬁlière à s’engager dans le bois énergie n’est autre que celle du recyclage, le bois de rebut pouvant servir lui aussi de combustible. L’un des projets les plus illustratif est celui de Recybois dans la région de Virton. A l’origine, Recybois est une entreprise de récupération et d’élimination des déchets de bois industriels et ménagers crée en 1998 par l’intercommunale Idelux. En 2003, Idelux s’engage dans un partenariat public-privé en cédant au groupe Paletteries François 55% de Recybois. Ensemble, ils investissent dans la construction d’une centrale de cogénération. Le bois récupéré dans les parcs à conteneur (35.000 tonnes/an) est broyé avant d’être brûlé dans une chaudière à grille mobile couplée à une turbine vapeur d’une puissance électrique nette de 2,5 MWé. L’électricité produite (22 millions kWh/an) alimente les différentes installations du site, le solde étant réinjecté dans le réseau.

La puissance caloriﬁque qui s’élève à 5 MWth alimente de son côté un réseau de chaleur qui permet de chauffer les différents bâtiments du zoning et fournir en chaleur les séchoirs des Palleteries François. Une chaudière biomasse de 2 MWth brûlant les déchets de fabrication de la paletterie sert de backup au réseau. Mais le concept de Recybois ne s’arrête pas là. Les deux partenaires ont également investi dans une unité de biodécoupe qui leur permet de traiter les résineux de 2e et 3e éclaircies. Celle-ci permet d’alimenter en planche la production de palettes tandis que les sous-produits (sciures et plaquettes) sont exploités dans une unité de production de granulés de bois (30.000 tonnes par an) elle même alimentée en chaleur par la centrale de cogénération. Une boucle complète. L’investissement total s’est élevé à 25 millions € dont 11 millions pour la centrale de cogénération. Depuis, d’autres acteurs de la ﬁlière recyclage suivent cette

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COMBUSTIBLE

ORIGINE

Plaquette forestière

Broyage de rémanents lors d’exploitation forestière ou de l’entretien de haies et bords de route.

Écorces

Écorçage des grumes en scierie

voie. Shanks investira ainsi cette année 35 millions € dans la construction d’une centrale de cogénération couplée elle aussi à une unité de fabrication de granulés. La chaleur verte a le vent en poupe On le voit, la plupart des acteurs de la ﬁlière du bois auto-consomment déjà une bonne partie de la ressource valorisable en énergie. Mais la ressource intéresse à présent d’autres secteurs industriels que le bois. Une raison simple à cela: le tarif du gaz s’est envolé ces dernières, ce qui rend aujourd’hui le combustible bois très compétitif. Selon Eurostat, le prix moyen du gaz à usage industriel sur le marché belge oscillait en 2007 entre 26 €/MWh PCI et 38€/MWh PCI suivant le volume de consommation. Le prix de la plaquette industrielle en entrée chaudière tourne quant à lui entre 7 et 15 €/MWh PCI. La plaquette forestière entre 16 à 25 €/MWh PCI. Et le granulés de bois, situé dans le haut du panier, entre 34 et 55 €/MWh PCI. Bref, les coûts d’investissement et d’exploitation d’une chaudière bois peuvent être compensés par une économie sur l’achat du combustible. Il faut encore ajouter l’incidence CO2

Copeaux et sciures

Plaquette industrielle

Granulés ou pellets

pour les entreprises soumises au système des quotas carbone: à 25 € la tonne de CO2 économisée, la rentabilité du bois s’accroît encore. C’est sans doute ce qui a convaincu l’usine gantoise de Volvo de passer à l’acte ﬁn 2007. Jusqu’alors Volvo Europa

La Belgique importe du bois énergie En 2006, la consommation primaire d’énergie dans notre pays a été couverte à hauteur de 3% par les sources d’énergie renouvelables, la biomasse en représentant à elle seule 96% (1,7 million de tep: 60% bois, 35% déchets urbains solides, 5% biogaz). Selon Eurostat, les 973.000 tep de bois consommées en Belgique en 2006 se répartissent entre l’industrie (50% principalement industries du papier et du bois avec une part importante en cogénération), la production d’électricité par les électriciens (30%) et le chauffage domestique (20%). Toujours d’après Eurostat, la production intérieure pour l’énergie est au regard de la consommation inférieure de 400.000 tep, ce qui suppose une importation nette de bois de l’ordre de 1,5 à 2 millions de tonnes.

Résidus de scierie

Déchiquetage des rebuts: • usine de 2e transformation du bois • déchetteries • bâtiment • collecte d’emballages en bois Densifié à partir de sciure séchée.

Truck utilisait le gaz pour répondre à ses besoins en chauffage, ce qui représentait des rejets de quelque 4.200 tonnes de CO2 en 2005. En partenariat avec Electrabel, Volvo a substitué le gaz par la biomasse en octobre 2007 (voir Energymag N°7). L’ancienne installation de chauffage se composait de trois chaudières. L’une d’entre elles devait être rénovée et a été remplacée par une chaudière alimentée aux granulés de bois conçue par le fabricant belge Vyncke Energietechniek. Une seconde équipée à l’origine pour fonctionner avec du combustible liquide (mazout) ou gazeux (gaz naturel) a été convertie à la biohuile. D’une capacité de 5 MWth, la chaudière bois pourvoit à 70% des besoins en chauffage, les 30% restants étant fournis par la chaudière biohuile (11 MWth), essentiellement pour les périodes de pointe en hiver.

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UTILISATION

PCI

AVANTAGE/INCONVÉNIENT

PRIX EN € PAR MWH (PCI ENTRÉE CHAUFFERIE)

• La plaquette sèche (20 à 25% d’humidité) est destinée aux petites chaufferies collectives. • La plaquette humide (40%) est utilisée en cogénération, dans les réseaux de chaleur ou dans les grosses chaufferies collectives.

3,3 à 3,9 MWh/t pour une humidité de 20 à 25% 2,2 à 2,8 MWh/t pour une humidité de 40 à 50%

Nécessite un volume de stockage important. Coût assez élevé comparé à la plaquette industrielle. Taux de cendres en fonction de la ressource (houppier, grume).

16 à 25

Utilisation dans les grosses chaufferies industrielles ou collectives

1,6 à 2,8 MWh/t pour une humidité de 40 à 60%

Réservé aux très grosse unités compte tenu de son taux d’humidité élevé. Taux de cendres élevé (3 à 7%).

6 à 15

Utilisé en chaufferie industrielle et collective. Compactage en granulés ou briquettes

1,6 à 2,8 MWh/t pour une humidité de 40 à 60% 4 à 4,6 MWh/t pour une humidité de 10 à 15%

Produit en général autoconsommé dans la scierie ou utilisée dans la production de granulés.

7 à 10

Grosses chaudières avec foyer à grille ou co-combustion avec foyer à lit fluidisé.

2,7 MWh/t à 4 MWh/t pour une humidité de 20 à 40%

Nécessitera un post-traitement des fumées.

7 à 15

Chaudière à alimentation automatique.

4,6 MWh/t pour une humidité de 8 à 10%

Nécessite peu de surface de stockage. Fabrication énergivore et coût au kWh élevé. Moins de 1% de cendres.

34 à 55

Précisons que les granulés de bois sont importés des Pays-Bas, Volvo bénéﬁciant de l’expertise acquise par Electrabel dans les circuits d’approvisionnement biomasse. Volvo estime qu’en raison de l’augmentation du prix des énergies fossiles, sa facture énergétique n’est pas plus élevée qu’auparavant. En outre, sur la période 2008-2012, elle pourra valoriser 14.000 tonnes de CO2 évitées, soit un gain d’environ 350.000 € au prix actuel du marché CO2. Elle escompte un retour sur investissement d’ici deux à trois ans. Le cas Volvo fait des émules Depuis, il semble que le cas Volvo fasse école. En France, par exemple, le fabricant de turbines d’hélicoptères Turbomeca vient lui aussi de migrer au chauffage bois sur son site de Bordes. Ici, le partenariat s’est noué avec

une autre ﬁliale du groupe GDF-Suez, Elyo, spécialisée dans la gestion des utilities et disposant d’une longue expertise de la solution bois. Elyo construit et exploitera une chaudière biomasse de 3 MWth qui couvrira 85% des besoins en chaleur de l’usine tout en évitant le rejet de 1.500 tonnes de CO2. La chaudière qui devrait bientôt entrer en production sera alimentée en plaquette forestière (12.000 tonnes/ an) collectée localement, le circuit d’approvisionnement étant mis en place par Elyo. Au Danemark, c’est l’équipementier Johnson Controls qui vient de passer également au bois pour le chauffage de son usine de Holme. La chaudière be 2 MWth brûles des granulés de bois, l’investissement de 2 millions € serait récupéré en 3,5 ans selon Johnson Controls. Chez nous, le chauffage au bois intéresse d’autres industriels: selon nos informations, un

grand groupe pharmaceutique envisage à court terme l’installation d’une chaudière bois sur l’un de ses sites en Belgique. La chaleur produite servirait ici aussi au chauffage des bâtiments. L’étude préliminaire démontre l’intérêt économique et la faisabilité du projet. Mais il n’y a pas que le chauffage des locaux comme débouchés. Les processus gourmands en vapeur peuvent aussi trouver preneur. Dans le secteur de la chimie, Solvay vient de franchir le pas sur son site de Tavaux en France, la plus grosse usine du groupe (lire article en page 38). Le projet est ambitieux: une centrale de cogénération au bois délivrant une puissance de 30 MWé et une production thermique de 30 tonnes de vapeur/heure. Ici également, l’investissement est réalisé en partenariat avec un grand énergéticien, Dalkia en l’occurrence, qui ﬁnance, construit

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et exploitera la centrale. Elle sera alimentée en plaquette forestière et bois de recyclage de provenance locale, Veolia, la maison mère de Dalkia, étant en charge de l’organisation du réseau d’approvisionnement. L’investissement de 60 millions € permettra à Solvay d’économiser 60.000 tonnes de CO2 par an. Sécher le lait au bois Si l’on met à part les grands sites concernés par le système des quotas qui ont un intérêt évident à examiner la solution biomasse, d’autres entreprises, disposant de procédés gourmands en vapeur, comme l’industrie laitière, peuvent aussi y trouver leur compte. Une première application de ce genre vient d’être réalisée par la coopérative laitière d’Isigny-Sainte Mère en Normandie. L’usine a besoin d’une forte quantité de vapeur pour déshydrater le lait, produite jusqu’alors

par deux chaudières fonctionnant au ﬁoul et au gaz. Confrontés à une hausse de 70% de la facture énergétique en quatre ans, la coopérative a étudié la possibilité de faire appel à d’autres moyens de production de vapeur, d’autant plus qu’il était possible d’augmenter les capacités de déshydratation. Le choix pour une chaudière biomasse s’est opéré en 2007, l’installation étant opérationnelle depuis juin dernier. D’une puissance de 15 MWth, elle fournit aujourd’hui la quantité optimale de vapeur, 20 t/h à 30 bar, nécessaire au procédé. Le rendement de l’installation est de 85 %. En base annuelle, elle avalera 50.000 tonnes de bois déchiqueté par an, composés d’un mix de plaquettes forestières, déchets de scieries et bois de rebuts. Le cahier des charges impose des conditions de pureté (pas de bois peint, pas de ferraille), de granulométrie et d’humidité (en-

En jui En jui ju uin de ern rn rnie ie ier err, la la coo oopér oopé oop éra é rativ ive e lait aitièr itièr i e d’Is I ig Is iign gny-S g y-Sain a te ain e Mèr Mè è e en Norm rm mand ndie nd ie est ess e ellle aaus ussi us uss si p pas asssée sée sé ée à la la ccha ch ha haudi ud dière ère èr e bois. bo ois. is ss.. D’ D une pu puiss iss ssanc saan anc nce de 15 n 15 MWt Wth t , elle elle e fo ourn urnitt la vap ur vaap apeur eu (2 20 t/h t//h h à 30 bar) ar) r) né nécces es sssai aaire re au au pro occéd cé éd é dé d de e séch éc chag haage ag ge d ge du u la l it. it Un Une prem mièr èrre réal è é is éa isa attio ion dans ans ce an ed do omai aine. ne ne. n e e.

tre 30 et 50%). L’approvisionnement en bois est sous-traité à une société locale spécialisée qui livre la laiterie à raison de 100 tonnes par jour. L’ensemble de l’installation comprenant la chaudière, les équipements de prétraitement (aire de stockage, silo automatique) du bois et de post traitement des fumées (filtres) a coûté 6,5 millions €. La coopérative estimant le retour sur investissement à 6 ans avec un baril de pétrole à 60 €. C’est la première réalisation de ce genre dans le secteur agroalimentaire. Le retour des réseaux de chaleur? Enfin, en cogénération, il existe une autre possibilité de valoriser l’énergie thermique: les réseaux de chaleur urbains. De ce côté néanmoins, la Belgique offre toujours peu d’applications immédiates. “Les réseaux de chaleur sont quasi absents en Belgique. Et les choix actuels vont à rebours de l’histoire. A Droix, à Alz, on les a déjà tous remplacé par des chaudières en toiture. Des décisions absurdes. Il faut absolument arrêter le démantèlement des réseaux existants”, affirme Philippe Lanoizelée, Business Development Manager chez Dalkia. L’énergéticien gère à lui seul 350 réseaux urbains en France quand la Belgique n’en compte que 10, à peine. A Lille, il s’étend sur 700 km de tuyaux contre 3,8 km à Louvain-la-Neuve et 1,3 km à Gedinne. Néanmoins, on constate un regain d’intérêt pour les réseaux de chaleur, en particulier biomasse, notamment sous l’impulsion de l’homme d’affaires liégeois Laurent Minguet. A Amay et à Visé, par exemple, des projets de centrales de cogénération bois sont en cours pour desservir respectivement 2.500 et 2.700 logements. A suivre. p Alfons Vanbergen

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Une option technique qui n’est pas exempte de contraintes! L’incertitude liée à l’évolution du prix du bois pèse lourdement sur la rentabilité du projet”, observe le manager.

Force est de le constater, la chaleur renouvelable reste toujours le parent pauvre des mesures de soutien publiques. Hormis le certificat vert pour la cogénération, on trouvera peu d’incitants financiers pour la biomasse. S’ajoute d’autres contraintes, dont la principale tient à la sécurité de l’approvisionnement. Clairement, “la biomasse ne fait toujours pas partie des priorités politiques. En Flandre, le certiﬁcat vert atteint les 450 € pour le solaire contre 110 pour la biomasse. Et en Wallonie, le rapport est toujours de 7 à 4 en faveur du solaire”, afﬁrme Philippe Lanoizelée, Business Development Director chez Dalkia. A l’instar de toutes

les énergies vertes, la rentabilité de la biomasse tient aux certiﬁcats verts et cogénération. “Sans certiﬁcats verts, la cogénération bois ne s’en sortirait jamais avec un baril en dessous de 100 dollars. Avec le risque que la corrélation entre les prix du bois et des énergies fossiles ne s’accentuent, tirant ainsi le prix du bois à la hausse.

Valoriser la production thermique Autre contrainte: il faut tenir compte que la puissance thermique d’une cogénération au bois est 3 à 4 fois plus importante que la puissance électrique “exploitable”, ce qui influera sur la rentabilité du projet en regard des certificats verts. “La législation actuelle n’encourage pas la production de chaleur pure (combustion simple). En effet Aujourdh’hui, il existe peu d’incitants à valoriser la chaleur produite. Cela pénalise le développement de toute la filière”, constate Lanoizelée. “Vu la législation flamande, on tend à produire en chaleur, ce qu’on ne produit pas en électricité”, estime pour sa part Yves Crits, CEO de 4 Energy Invest. Conséquence: la balance penche nettement en faveur de la production thermique en Wallonie. Selon lui, le mode de calcul wallon des certificats verts s’avère plus proportionnel et linéaire. Il rémunère davantage l’efficacité globale du système dans la vente de chaleur. Autre différence: “En Flandre, le système de quotas obligatoires de certificats de cogénération est très contraignant, voire risqué pour l’exploitant. C’est tout ou rien. L’OVAM (organisme flamand qui réglemente les déchets) ne considère pas les chutes de bois (bois pourris, attaqués par les champignon, etc…) comme des combustibles biomasse, car susceptibles d’être mieux valorisés autrement”, analyse Crits. Investissement plus élevé Une autre difficulté concerne la taille des investissements à consentir et leur dimensionnement. Les

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chaudières bois sont, en règle générale, complexes et coûteuses. A cela s’ajoute les unités de prétraitement du combustible et de post traitement des fumées. Pour pouvoir comparer, l’investissement d’une cogénération au gaz tourne aux alentours des 1.000 € par kW électrique installé. La même puissance électrique en cogénération bois nécessite un investissement de 6.000 € par kW. Six fois plus donc. Le rendement thermique de la cogénération bois sera cependant plus élevé: pour 1 kWé, elle produira 4 kWth contre 1 kWth au gaz. A puissance thermique comparable, le différentiel de coût d’investissement n’est donc plus que de 1 à 2. Pour une puissance thermique de 4MW, il faudra compter 3 millions € d’investissement pour le gaz et 6 millions € pour le bois. C’est donc le besoin thermique qui dictera le choix. Si l’on peut valoriser la chaleur, les temps de retour seront alors proches d’une cogénération au gaz - entre 3 et 4 ans - et ce malgré des frais d’entretien environ trois fois plus élevés pour le bois. Sécuriser son approvisionnement Autre difﬁculté non négligeable: la disponibilité du combustible et sa qualité. Certes les ﬁlières d’approvisionnement se développent (voir par ailleurs), mais le processus est encore en phase. L’achat de bois reste dès lors une activité largement artisanale. Les exploitants d’installations traitent souvent avec une pléthore de fournisseurs: forestiers, déchetteries, scieries et autres. Dépendre d’un nombre réduit de fournisseur pour l’ensemble de son installation reste néanmoins déconseillé. “La sécurité de l’approvisionnement de la centrale

en dépend. Nombreux sont les projets bois énergie qui échouent à convaincre les investisseurs pour cette seule raison”, insiste Yves Crits. “Dans les sources d’approvisionnement, on distingue trois filières: les plaquettes forestières qui sont très humides et dont le prix reste élevé. Ensuite, la plaquette industrielle qui s’avère quasiment épuisée et entre ici en concurrence avec les panneautiers. Enfin, le bois de rebut, par exemple les palettes usagées, qui est certes bon marché mais aussi très pollué. Le respect des prescriptions écologiques liées aux CV impose un traitement des fumées très onéreux”. Quant aux pellets, la Rolls des combustibles, leur prix est inaccessible: 160 € la tonne contre moins de 40 pour le reste. En conséquence, les qualités de bois restent très variables. Pour une tonne de bois, le rapport en terme de mégawattheures varie de 1 à 2, selon le PCI des différentes essences, le taux d’humidité, etc… Idéalement, il s’agirait, à chaque fois, d’adapter les réglages des chaudières en conséquence. La certification du bois (exploitation durable et surtout calcul des émissions fossiles lors du transport), obligatoire dans le cadre des certificats verts, réduit aussi les sources d’approvisionnement. “En règle générale, dans le bois d’importation, plus le nombre d’intermédiaires est élevé, plus il devient malaisé d’apposer des garanties. La difficulté est souvent proportionnelle à la distance. La CWAPE est particulièrement tatillonne sur les aspects cycle de vie et traçabilité. Elle demande jusqu’à l’historique des sols où les arbres ont été coupés. La VREG est plus souple.

Les certiﬁcats remontent à la coupe de l’arbre, pas avant”, explique Philippe Ducarme de SGS Belgium.

“La biomasse ne fait toujours pas partie des priorités politiques. En Flandre, le certiﬁcat vert atteint les 450 € pour le solaire contre 110 pour la biomasse. Et en Wallonie, le rapport est toujours de 7 à 4 en faveur du solaire“, afﬁrme Philippe Lanoizelée, Business Development Director chez Dalkia.

Attention au transport L’acheminement des combustibles représente une contrainte supplémentaire pour les concepteurs de projet. Le coût de transport tout d’abord: entre la route, le rail et la voie d’eau, le rapport peut aller de 1 à 50. “La CWAPE fonctionne via des forfaits kilométriques. Par exemple, plus de 200 kilomètres d’éloignement du gisement biomasse correspond à telle quantité de carbone déduite des certificats verts. Sa politique est assez conservatrice. Les producteurs de biomasse ont tendance à affecter leurs parcs d’exploitations selon ces frontières”, témoigne Philippe Ducarme. Le CO2 fossile dégagé lors du transport influe en effet énormément dans l’équation des certificats verts. Le mode d’acheminement importe autant que la proximité de la biomasse. “La logistique d’approvisionnement est tout aussi fondamentale que les sources de combustibles”, analyse-t-on du côté de Dalkia. La proximité d’un réseau ferroviaire et, dans l’idéal, de voies fluviales est donc fortement conseillée. Outre des émissions carbones plus faibles, le transport par péniche se révèle aussi plus flexible que le rail. Les wagons de fret végètent souvent en gare entre deux convois, et ce durant des semaines. Une risque à ne pas sous-estimer qui plane sur la chaîne d’approvisionnement.

p Harold Schuiten

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Trading

Le bois énergie, la prochaine commodité? Sous la pression des électriciens, le commerce mondial de bois énergie migre progressivement vers un marché organisé, avec ses filières de production, ses plateformes d’approvisionnement et ses futures bourses d’échanges. Une nouvelle “commodité” qui risque fort d’exploser dans les années à venir.

Ellle Ele E ecctr ttrrab aabe be b el co on ons nsom ns omommme au me au auj ujjour jo ou our ur urd d’h ’h hui ui 2 miill illlllions io iion on o ns de to onn on nn nnes ne es s de d eb bio io omasse mas ma asse as se p paaarr an par an en sub en su ubsst sti ttiitution tu ttut uttio u ion ion on du du cha ch cha harbo rb bo b on pulv on pu ulv lvéri lv vé érrriisé éri sé dans ses centrales thermiques belges, néerlandaises et polonaises. Environ deux tiers de cette quantité est importée et plus de la moitié est constituée de granulés de bois en provenance d’une trentaine de fournisseurs situés de par le monde.

Cela fait quelques années que les grands électriciens de la planète se préparent à la “transition verte”. Et en la matière, si l’éolien a largement occupé le devant de la scène médiatique, une part importante des grandes conversions au renouvelable des électriciens s’est réalisé dans leurs centrales thermiques, en substituant le charbon par du combustible bois. L’arbre a ainsi partiellement caché la forêt: selon Eurobserv’ER, en 2007, la biomasse comptait pour 16,5% de la produc-

tion d’électricité verte en Europe, en troisième position derrière l’éolien (19%) et l’hydroélectricité (62,5%). Or l’hydroélectricité est une source de production de longue date. En Belgique, du reste, où le potentiel hydraulique est limité, la biomasse pesait en 2007 45,6% de la production d’électricité renouvelable contre 41,5% à l’hydroélectricité et 12,8% à l’éolien. Sachant que l’électricité biomasse est majoritairement issue de la combustion de biomasse solide (72,5%), c’est le bois énergie qui contribue le plus à la croissance de la production d’électricité verte dans notre pays. En pratique, trois raisons ont poussé les électriciens vers le bois: la hausse du prix du charbon qui n’est pas épargné, le poids croissant des quotas CO2 et la facilité de mise en œuvre de la solution bois combinée aux faibles coûts de la conversion en comparaison à d’autres sources renouvelables.

Electrabel brûle 2 millions de tonnes par an L’un des premiers opérateurs a avoir franchi le Rubicon est Electrabel qui a converti dès 2006 sa centrale des Awirs du charbon aux résidus de bois. La centrale de 80 MW de puissance électrique brûle depuis 400.000 tonnes de granulés de bois par an, en remplacement de 280.000 tonnes de charbon. L’opération permet ainsi à Electrabel de réduire ses émissions de 500.000 tonnes de CO2 par an. Depuis, l’électricien a réalisé d’autres conversions à la biomasse et consomme aujourd’hui 2 millions de tonnes de biomasse par an en substitution du charbon pulvérisé dans ses centrales thermiques belges, néerlandaises et polonaises. Environ deux tiers de cette quantité est importée et plus de la moitié est constituée de granulés de bois en provenance d’une trentaine de fournisseurs situés de par le monde. Signalons que

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la maison mère d’Electrabel, GDFSuez, annonce pour 2015, la mise en service d’une nouvelle génération de centrales au charbon capable de co-brûler un million de tonnes de biomasse. En clair, le groupe entend s’implanter durablement dans le bois. Mégaprojets d’électricité biomasse Mais Electrabel n’est pas le seul énergéticien européen à se lancer dans la ﬁlière bois énergie: des mégaprojets voient le jour un peu partout en Europe. En Grande Bretagne, par exemple, le Groupe Drax, en partenariat avec Siemens, va consacrer 2 milliards de livres à la construction de trois centrales biomasse d’une capacité cumulée de 900 MW (300 MW chacune). Ces centrales qui seront opérationnelles en 2014 devraient fournir au total 15% des énergies renouvelables britanniques et jusqu’à 10% de l’électricité du pays, sachant que Drax est déjà en train de porter à 500 MW ses capacités de co-combustion de biomasse dans sa centrale au charbon de Drax, le quatrième plus gros site émetteur en Europe avec ses 3,8 GW de puissance. Citons un autre mégaprojet, en Angleterre toujours, d’une centrale de 350 MW développée par Prenergy Power et qui devrait produire dès 2010 ses premiers électrons à partir de copeaux de bois en provenance de forêts nord-américaines. Aux EtatsUnis du reste, on estime que près de la moitié des centrales thermiques à combustibles solides en activité ont recours à la biomasse, soit en co-

combustion, soit en combustion complète. L’Amérique arrive ainsi au deuxième rang des producteurs d’électricité issue de la biomasse derrière l’Europe de l’Ouest. Commerce et investissements en hausse Bref, les électriciens mettent une pression sans précédent sur le marché du bois énergie. Au cours des cinq dernières années, le commerce mondial de biomasse bois a pratiquement doublé, en particulier le segment des granulés de bois. En 2007, les échanges internationaux ont représenté près de 11 millions de tonnes alors qu’ils n’étaient que de 5,6 millions en 2003. Sur ces 11 millions, 3 millions de tonnes de granulés ont été vendus en 2007. L’essentiel des échanges s’est organisé entre pays européens ou du Canada vers l’Europe. L’Allemagne a exporté 1,4 million de tonnes de biomasse à ses pays voisins. Le Canada exportait quant à lui 1,3 million de tonnes de biomasse en 2007, dont près de 600.000 tonnes de granulés de bois pour le marché européen. Avec 1 million de tonnes de granulés consommés actuellement par le seul Electrabel, on voit poindre les enjeux. En réponse à l’accroissement de la demande, le marché des granulés de bois attire

à présent massivement les investissements. En Europe, la production atteignait déjà 4 millions de tonnes en 2006 contre 3 millions de tonnes un an plus tôt. Notre pays n’est pas en reste. En Wallonie, la production est passée de 20.000 tonnes en 2005 à 400.000 tonnes en 2007 dont plus des deux tiers sont destinés au secteur électrique. La Flandre produirait 350.000 tonnes par an. Parmi les producteurs belges de pellets les plus importants, citons l’entreprise ERDA à Bertrix qui produit 130.000 tonnes/ an dont la toute grande majorité est vendue à Electrabel. Signalons également la scierie lBV à Vielslam qui a investi l’an dernier 90 millions € dans la construction d’une unité de cogénération biomasse (20 MWé et 76 MWth) qui approvisionne en énergie une unité de fabrication de pellets de bois dont la production annuelle de 150.000 tonnes -la plus importante à ce jour en Belgiquealimente également Electrabel. Le dernier projet en date dans notre pays est porté par le groupe britannique Shanks qui s’est associé pour l’occasion à l’américain Intrinergy. Ensemble, ils vont investir 34 millions € dans la construction à Verviers d’une centrale de cogéné-

Au cours des cinq dernières années, le commerce mon mondial de biomasse bois a pratiquement doublé, en particulier le segment des granulés de bois. En 2007, les échanges internationaux ont représenté près de 11 millions de tonnes alors qu’ils n’étaient que de 5,6 millions en 2003. Sur ces 11 millions, 3 millions de tonnes de granulés ont été vendus en 2007.

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So Sou ou us l’im imp pul pu ulsio ul sio on des de es s gra gra rands nd nds ds op d pé érrra éra ateu urs, s la fililliè iè i re ed d’aappr prop ovis ision is ion ionnem o nem n ent ne e de en des pla laq aq quettes uet ettttes ess ffo ore rres e tiè tii res ess ett iin ndustri dus usttri riiell el es el ell e se e str truct tr ucc ure re e elle e aau aus us ssi.i Icci la dern ssi. r ièrre plat a efo eforme rme me de tr trait aait iteme entt du boi o s érig gée ée par ar Da ar D lki lkkia dans an la ré régio gion gio n de Metz etz:: d’un d’un ’une e sup up perfi rfi fici cie e de de 21.0 1 0 00 0 m2, elle elle le ep po our urr rra traiter raiitter err aannue u lle llemen mentt men 80. 80.000 0 000 0 to onne ne es de de bois bois ois de d to outes ute tes orig gine i s d’ic in ici ci 2 2010 01 . 010

ration biomasse couplée elle aussi à une usine de fabrication de granulés de bois. La biomasse bois sera fournie par Foronex, une société basée à Wielsbeke spécialisée dans les produits connexes du bois et rachetée par Shanks voici deux ans. La vapeur industrielle (12 MWth) et une partie de l’électricité produite (5MWé) par la centrale de cogénération fourniront l’énergie nécessaire à la chaîne de production des granulés située tout à côté et qui produira 50.000 tonnes par an. La production devrait débuter en 2010. L’intérêt des traders La tendance dans les principaux pays européens producteurs de biomasse comme la France, l’Allemagne, l’Autriche, la Suède et la Finlande est du même tonneau. La production de pellets allemande par exemple a grimpé à 1.460.000 tonnes l’an dernier, le pays disposant déjà d’une capacité de production de 2,4 millions de tonnes. Autre signe qui compte: de grands opérateurs internationaux s’intéressent à présent à la ﬁlière. Ainsi en est-il du groupe Stora Enso, qui a décidé ﬁn 2007 d’entrer sur le marché du granulé avec l’ouverture d’unités de production en Russie, Suède et République Tchèque. La capacité de production atteint déjà 260.000

tonnes/an. On citera aussi le géant japonais du trading, Mistubishi Corp, qui a acquis 45% du producteur de pellets allemand Vis Nova Trading. Mitsubishi a investi 8,2 millions € dans l’entreprise qui livre chaque année 180.000 tonnes de granulés aux électriciens européens. Vis Nova Trading va construire des unités de production supplémentaires en vue d’atteindre les 500.000 tonnes en 2010. En clair, la course à l’énergie bois est lancée. Mais le granulé n’est pas la seule ﬁlière à se structurer. Celles des plaquettes forestières et industrielles s’organisent elles aussi. La plaquette forestière se structure Les fabricants ou producteurs de plaquette forestière sont principalement des exploitants forestiers. L’émergence de la ﬁlière bois énergie les incite à s’organiser et s’équiper en conséquence. Au lieu de brûler, ou de laisser sur place les branchages, et les pieds de tronc; les bucherons les broient pour en faire de la plaquette. Les sociétés d’entretien des espaces verts, et les communes produisent également de la plaquette en broyant les branches de l’élagage. La ressource de rémanents forestiers ainsi disponible est importante: selon Eubionet2, la moitié de la ressource serait dispo-

nible (voir encadré). Sa mobilisation massive nécessite toutefois un effort d’organisation, de logistique et d’introduction de nouveaux équipements qui se révèle difficile pour un secteur constitué de nombreuses petites ou très petites entreprises. Ici les acteurs amont fédérateurs publics et privés joueront un rôle clé dans sa structuration. Un groupe comme Dalkia, leader européen dans le bois énergie, développe ainsi ses propres plateformes de traitement du bois qu’il implante au plus près des centres de production et de consommation. La dernière en date a été érigée dans la région de Metz (France): d’une superficie de 21.000 m2, elle pourra traiter annuellement 80.000 tonnes de bois de toutes origines d’ici 2010. Préparés, ces bois seront livrés aux chaufferies exploitées par Dalkia dans la région. D’autres acteurs du marché vont jusqu’à contrôler très en amont la source d’approvisionnement. Ainsi, pour sécuriser l’approvisionnement des 4 centrales de cogénération bois qu’elle opère pour ses clients en Allemagne, RWE Innogy Cogen, la filiale contracting de l’électricien allemand RWE a signé un contrat avec la pépinière forestière P&P, basée à Eitelborn. L’accord prévoit la plantation de 10.000 hectares d’arbres à croissance rapide comme le peuplier pour un rendement attendu de 10 tonnes de matière sèche par hectare et par an. P&P mettra d’abord en place une “nurserie forestière” de 300 hectares avant de déployer le projet à grande échelle. RWE entend ainsi développer ses propres ressources en combustible bois qui lui permettra d’offrir à ses clients des modèles d’approvisionnement innovants et économiques. L’électricien annonce

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du reste que le modèle mis en place en Allemagne servira de base pour l’extension des activités de RWE Innogy dans d’autres pays d’Europe. “Nous créerons d’autres plantations bois énergie là où c’est possible”, précise Fritz Vahrenholt, le CEO de RWE Innogy. Les recycleurs dans la course Dans la plaquette industrielle, produite à partir des résidus de l’industrie du bois et du bois de recyclage, le marché attise également les convoitises. En 2006, Sita, société du groupe Suez Environnement s’est dotée d’une filiale pour valoriser le bois issu des déchets industriels banals. En triant ce bois dans ses centres, au lieu de l’envoyer en décharge ou dans les incinérateurs, Sita entend profiter du boom du marché. La mise en décharge d’une tonne de bois coûte 50€ et son incinération 80€, alors que sa vente pour produire de l’énergie peut en rapporter 30€. Du coup, un plus grand nombre d’acteurs misent sur ce marché. En Belgique, on peut compter sur une trentaine d’opérateurs, avec en haut du panier les grands du recyclage comme Vanheede Group, Shanks, Indaver ou Sita qui accroissent les volumes de récupération et la taille de leur plateformes de traitement. Sita devrait ainsi traiter en France près d’un million de tonnes de bois recyclés sur les 6,5 millions de tonnes mobilisables. Il est dit aussi qu’à l’avenir, on cherchera à valoriser toute la biomasse disponible, même la plus inattendue. Ainsi, la Compagnie Nationale du Rhône, filiale hydroélectrique d’Electrabel (celle qui produit les électrons verts d’AlpEnergie) envisage de développer la récupération et le traitement

des bois flottants sur le Rhône afin de créer une filière de valorisation. Un projet pilote est mis en place depuis début 2007 à la centrale hydroélectrique de Pierre-Bénite en collaboration avec Sita. L’émergence du trading L’industrie du bois énergie est dès lors en train de changer profondément qui voit la mise en place de procédures standardisées par les grands énergéticiens, une croissance soutenue de la production de bois énergie et le développement de plateformes d’approvisionnement multifilières. Le dernier maillon de la chaîne est l’émergence de places

de marché à même d’assurer une transparence des prix et la fluidité du commerce de biomasse bois énergie. Une nécessité car beaucoup de porteurs de projets ne trouvent pas les financements requis simplement parce qu’il est difficile de prédire ce que sera le prix de la biomasse. En Europe, une telle plateforme de commerce international a été lancée en 2006: BioXchange. L’initiative est soutenue par le programme Altener de la Commission européenne ainsi que par les autorités fédérales et régionales belges. Le site Web de la plateforme a été développé par le bureau d’étude bruxellois 3E. Il est censé rendre le marché plus

Quels acteurs en biomasse bois énergie? Se lancer dans le bois énergie nécessite une expertise technique mais aussi une bonne maîtrise des circuits d’approvisionnement. La pérennité du projet est à cette condition. On trouve sur le marché des acteurs de pointe comme Electrabel, Dalkia, Axima, 4 Energy Invest qui ont développé leur expertise et sont à même de maîtriser les dimensions techniques et logistiques, voire financière des projets biomasse. D’autres acteurs pointent à présent le nez sur ce marché. L’allemand E.ON vient de signer un contrat de partenariat avec le producteur de granulés de bois Wallon IBV afin de s’assurer une source d’approvisionnement en combustible fiable et stable. E.ON entend ainsi développer auprès de ses clients industriels une petite dizaine d’unités de cogénération biomasse alimentées en granulés de bois issus de la production d’IBV. D’après les responsables d’E.ON, des projets serait déjà en discussion avec plusieurs industriels du nord du pays.

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transparent et diminuer les coûts pour les utilisateurs en optimisant l’utilisation des ressources et les distances de transport. Selon Patrick Hoebeke, responsable du portail, “les objectifs politiques, la demande des clients et l’augmentation du prix des combustibles fossiles sont tels que le marché européen de la bioénergie devrait se développer et passer de 8 milliards à environ 15 milliards € dans les dix prochaines années”. L’ambition de BioXchange est d’œuvrer à différentes échelles: locale, régionale et européenne. A chaque niveau, le volume et le type de biomasse échangée sera adapté aux besoins. Vers une nouvelle commodité Reste que pour être commercialisé sur une plateforme d’échange, un

produit doit offrir une uniformité qualitative à travers l’ensemble du marché. C’est là que pointe la principale difﬁculté tenant compte de l’énorme diversité des biomasse bois et de leurs qualités. Les résidus des exploitations forestières ainsi que les écorces et sciures sont aussi divers que les bois dont ils proviennent. Même les granulés de bois, pourtant calibrés en taille et en poids, offrent des propriétés de combustion différentes d’un lot à l’autre. Dès lors, pour stimuler le développement des échanges, les différentes catégories de biomasse bois devront être standardisées avec un large consensus sur le type de biomasse acceptable pour chaque usage. Certains pays comme la France ont élaboré des référentiels biomasse, le Comité Européen de

Standardisation a également édité le sien (CEN/TC 335), mais il faudra du temps pour qu’ils se généralisent. Dès lors, les “bourses” d’échanges comme BioXchange ou la Biomass Commodity Exchange (BCEX) lancée aux Etats-Unis cette année œuvreront dans un premier temps essentiellement comme plateformes de rencontre entre acheteurs et vendeurs, avec des standards qui s’harmoniseront avec l’évolution des échanges. Mais les experts le prédisent: au fur et à mesure de la croissance des échanges, les produits de trading bois énergie se développeront avec en perspective le déploiement de marchés à terme et de produits plus sophistiqués comme les futures et les dérivés. L’or vert est en passe de devenir une commodité. p Jean-François Marchand

Vers un conflit entre électricité et chaleur biomasse? Dans une centrale électrique thermique comme celle des Awirs (Electrabel), il faut 666 kg de bois pour produire un MWh d’électricité. Dans une chaudière de combustion à haut rendement, 222 kg suffisent à produire un MWh de chaleur verte. La question qui fâche: brûler des quantités astronomiques de ressources bois dans des centrales thermiques à la seule fin de produire de l’électricité “centralisée” est-il une solution durable? Non, et les environnementalistes ne sont pas les seuls à le dire! La valorisation énergétique de la biomasse en production d’électricité seule est faible (au mieux 35%) en comparaison à la cogénération (85%) ou la combustion à des fins thermiques (90%). En pompant des ressources biomasse “limitées”, les électriciens détourneraient dès lors son potentiel énergétique mieux valorisé en chaleur ou cogénération. Si l’on se place sur le plan des émissions CO2, le constat est identique: si l’électricité biomasse permet certes des gains importants (4.586 kgCo2 de gains par tep de bois), la filière cogénération offre le plus grand potentiel de gains avec 4.893 kgCo2 par tep de bois. L’Aebiom, l’association européenne des industriels de la biomasse énergie recommande donc de favoriser les meilleurs mix rendements/gains CO2 et de privilégier le développement des applications en chaleur et cogénération, en particulier les réseaux de chaleur.

CHAÎNE DE CONVERSION DU BOIS ÉNERGIE Gains CO2 (kg)

1 TEP BOIS

0,9 tep chaleur (chaudière biomasse)

1 tep fioul léger 1 tep gaz naturel

3.128 2.314

0,35 tep électricité (co-combustion)

1 tep charbon

4.586

0,6 tep chaleur 0,25 tep électricité (Cogénération)

0,67 tep fioul léger 0,71 tep charbon

4.893

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www.warmred.be

NOUVELLES SOLUTIONS NOUVEAUX PARTENARIATS

18 & 19 Nov. 2009 Les 13 & 14 novembre dernier, Energy Forum a rassemblé au Heysel les grands consommateurs et les principaux acteurs du secteur énergétique en Belgique. Ce fut un succès retentissant ! 750 décideurs étaient présents, dont le Président de Publigaz et bourgmestre de Gand, Daniël Termont. Mr Paul Magnette, Ministre fédéral du Climat et de l’Énergie, est venu en personne inaugurer ce salon neutre en carbone et y réaffirmer le rôle grandissant de Fedesco. Outre les 90 interventions d’experts, Energy Forum a été l’occasion unique de rencontrer les acteurs du marché qui exposaient et, selon les partenaires et exposants du Forum, « établir de nombreux contacts d’affaires débouchant, pour certains à court terme, sur de nouveaux contrats».

www.energy-forum.be

INDUSTRIE BATIMENT SECTEUR PUBLIC

Hall 10

Par

Les partenaires 2008

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EFFICIENCY | INDUSTRY

Imperbel-Derbigum

Quand la R&D paie en efficacité énergétique! Investir en R&D paie! En six ans, Derbigum, filiale du groupe Imperbel, a réduit de 30% sa consommation électrique et de 25% sa consommation de gaz. Traduit en CO2, le spécialiste de la membrane bitumeuse atteint 30% de réduction de ses émissions. Un résultat exceptionnel dans la filière chimie, obtenu en grande partie grâce à une révision complète de ses procédés de fabrication. C’est tout? Non! La PME optimise aussi son empreinte énergétique grâce à un procédé de recyclage breveté maison. Et ses nouveaux produits éco-énergétiques, fruits de sa recherche, produisent des économies d’énergie sur les cinq continents. Un exemple à suivre!

Le 21 avril prochain, la FEB met à l’honneur l’efﬁcacité énergétique dans son Forum des entreprises 2009. S’il fallait un exemple d’un esprit volontariste en la matière, c’est bien celui de Derbigum. Voilà une PME, pourtant peu intensive en énergie -à peine 5% des coûts- qui fait mieux que les grandes dans pratiquement tous les secteurs. En cinq ans, la production de CO2 a diminué de 30% et ce malgré une hausse de la production de près de 10%. La quantité d’énergie nécessaire à la fabrication d’1m2 de membranes a diminué de 30% en six ans et de 25 % en gaz. Ce résultat impressionnant est le fruit d’un programme ambitieux d’innovation mené sous la houlette d’Eric Bertrand, directeur du départe-

ment R&D, à la tête d’une équipe de 10 personnes. Détail du parcours. Déjà 20% d’économies en 2002 Accroître l’efﬁcacité énergétique est un leitmotiv bien ancré chez Derbigum. En 2000 déjà, sous l’impulsion d’Eric Bertrand, à l’époque responsable maintenance et engineering, l’entreprise s’attelle à la recherche d’améliorations susceptibles de réduire la facture d’achat d’énergies. En parallèle à la mise en place d’une comptabilité énergétique, une série d’investissements sont alors réalisés au niveau des gros consommateurs process et dans la conversion des chaudières du mazout au gaz. C’est le temps des économies faciles. La conversion au gaz des chaudiè-

res permet des gains importants. Et autorise de nouvelles solutions. Derbigum installe ainsi un oxydeur thermique en sortie de cheminées afin de réduire les nuisances odorantes des fumées. L’oxydeur thermique fait également office de chaudière de récupération. L’opération conduit à une réduction des émissions de CO2 de 30% tandis que la consommation de combustibles (mazout et gaz naturel) chute de 35%. La tenue d’une comptabilité énergétique conduit également à des gains faciles et sans investissement. Un exemple? L’entreprise ne produit pas le weekend mais doit maintenir l’outil de production en fonction, ce qui génère des consommations électriques importantes: 900.000 kWh/an. Une analyse détaillée des différents postes de consommation inutiles permet de réduire la note de 300.000 kWh/an. Au total, les mesures adoptées sur la période 2000-2002 génèrent déjà 20% d’économies sur le poste énergie. C’est alors qu’entre en action les accords de branche. Gain supplémentaire de 30%! En 2003, Essenscia, la fédération des industries chimiques, cherchait une société capable de participer à la mise au point d’audits énergétiques adaptés aux PME et se tourne vers Derbigum. “La fédération nous a proposé d’utiliser la méthode EPS et le logiciel EPS Coach pour réaliser l’audit nous permettant de rejoindre l’accord de branche. Nous avons travaillé sur cette méthodologie qui, dans notre cas, nous a indiqué que nous pouvions encore améliorer notre efficacité énergétique de près de 16% par rapport au niveau déjà at-

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Eric E Eri ric Bert e ran rand, d,, dir d dirrect ecctteur e e R& R&D de de Derb Derb erbigu igu gu um peut peut e so souri ur re. Le uri es per erfor forman for ma ces q man qu u’ilill at a te tei eint ei n e en n mat matièr ièr iè è e d’ef d’efffic ficien ficien en ncce e én énergé éne rgétiq tique ue à la la tonn nn ne prod duitte son on exxcep ont c tio onne nn n nelle ne lle les tand les an is que e se es nououveaux produits D vea De Der eb bib iib britte et et Derb e iso isolar la connaiss iss s ent un ssu ucc ccè cès fu gur ful gu ant surr le le marc marché. hé. hé é Le Le fr fruit u d d’une un polit litiqu ique e volo volonta ntaris taris riste te et e ambiti amb itieus iti eusse en R&D. R&D. &

teint en 2002”, précise Eric Bertrand, promu entretemps directeur de la R&D. Le moins que l’on puisse dire, c’est qu’il a explosé l’objectif. Mené entre novembre 2003 et mai 2004, l’audit a en effet permis de dégager et d’évaluer 28 pistes d’amélioration. Aujourd’hui et 400.000 € d’investissement plus tard, quinze améliorations ont été réalisées. A ﬁn 2007, l’indice d’efﬁcience énergétique a chuté à 71%, et l’IGES(*) à 71,1%. Exceptionnel! Car une des pistes envisagées, la plus prometteuse, était très incertaine. Il s’agissait de revoir en profondeur le processus de mélange du bitume et des polymères, base de la préparation des membranes. Ce mélange est obtenu en faisant fondre les deux composants solides, chauf-

fés à 200°C dans un malaxeur. Un processus gourmand en chaleur et électricité. “Nous avions une idée innovante pour revoir complètement le processus et avec l’aide de la Région Wallonne, nous avons développé un pilote. Auparavant, nous travaillions avec des mélangeurs de 8 tonnes, avec une agitation à très grande vitesse. Nous avons décidé d’utiliser des mélangeurs de plus grande capacité (16 tonnes) mais à rotation lente. La difficulté étant de garantir la qualité du mélange, il a fallu développer un design de rotation spécifique et un nouveau design d’incorporation des mélanges dans la cuve. En outre, nous en avons profité pour mettre en place une régulation individuelle par cuve. On utilise ainsi la chaleur

quand on en a besoin dans des mélangeurs de plus grande taille, mais surtout, le moteur d’entraînement est 8 fois moins puissant qu’avant, ce qui conduit à des gains considérables”, explique Eric Bertrand. Le nouveau procédé lui a également permis d’accroître les cadences de production, ce qui autorise des gains supplémentaires. Résultat: la consommation

Le proﬁl d’Imperbel-Derbigum? Créé en 1932, la PME familiale s’est aujourd’hui développée en un groupe mondial renommé, spécialisé dans l’étanchéité des toits et des surfaces plates. Le groupe compte trois unités de production – deux en Belgique (Lot & Perwez) et une aux Etats-Unis (Kansas City) et emploie 380 collaborateurs à travers le monde. Plus des deux tiers de la production sont destinés à l’exportation. Le chiffre d’affaires consolidé du groupe s’élève aujourd’hui à plus de 102,5 millions ¤.

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Réd éduction drastique des dra émissions CO ém O2, per pe p erfor er fo forman orman mance ce e énergétique à l’avenant, recyclage des matières premières, nouveaux produits écoefﬁcients… Tout ceci a valu à Imperbel-Derbigum une pluie de prix. En novembre dernier, elle emporte haut la main le prix Européen EMAS dans la catégorie moyenne entreprise. Quelques semaines plus tard, c’est au tour du consultant stratégique A.T. Kearney de lui décerner le Best Innovator Award Belgium 2008

électrique passe ainsi de 0,55 kWh à 0,41 kWh par m2 de membrane produite, tandis que la consommation de gaz chute de 1,4 kWh à 1 kWh par m2. Depuis, l’usine a déjà adapté quatre lignes de production à hauteur de 400.000 € et prévoit une deuxième tranche de même montant pour adapter ses quatre autres lignes. Elle entend ainsi encore gagner 10% en efficience énergétique cette année par rapport à 2008! Recyclage des toitures Un autre point fort du programme d’innovation est le recyclage. “Nos produits sont composés à 80% en masse de bitume et de polymères, soient deux dérivés de pétrole. Afin de limiter notre empreinte énergétique en matière première, nous avons développé et breveté dès 1999 un procédé de recyclage de nos déchets de production. Mais nous souhaitions aller plus loin et recycler également les anciennes toitures pour les transformer en matière première pure”, précise Eric Bertrand. L’entreprise a engagé plusieurs ingénieurs à temps plein sur ce projet et consacré un investissement d’un million € à la conception d’une unité de recyclage de 4.000 tonnes de capacité annuelle. “Il a fallu tout un traitement pour mettre au point la filière et réussir à produire un nouveau bitume avec des propriétés compatibles avec nos exigences. Grâce à notre procédé

tout à fait unique, nous parvenons aujourd’hui à recycler les anciennes toitures quasi à 100%”, s’exclame Eric Bertrand. Le recyclage est aujourd’hui intégré au processus de production et à ce jour, déjà 10% des matières premières sont constitués de bitume recyclé issu d’anciennes toitures. “Avec notre nouvelle machine, nous pouvons accroître notre capacité de recyclage de 10 à 30% dans une première phase. La difficulté réside dans la mise en œuvre de la logistique des flux des déchets. Mais d’ici trois ans, le recyclage devrait couvrir 50% de nos approvisionnements”. Derbigum-Energies Enfin, on ne pourrait clôturer le tour d’horizon sans parler des nouveaux produits innovants développés par Derbigum. C’est que la membrane bitumeuse peut servir à autre chose qu’étanchéifier une toiture. Surfant sur la vague de la construction durable, les ingénieurs ont conçu une nouvelle génération de membranes capables d’économiser ou de produire de l’énergie. Sont ainsi apparues sur le marché fin 2006 le Derbibrite, une membrane muni d’un coating blanc réfléchissant qui agit comme un refroidisseur passif du bâtiment et le Derbisolar qui intègre des laminés photovoltaïques souples et amorphes dans la surface de la toiture. Avec une même qualité et durabilité qu’une membrane classique, le Derbibrite permet de réduire la température du toit de 40°C et de réguler

ainsi le bâtiment. Les gains en climatisation peuvent être conséquent (voir article suivant). Quant à la membrane photovoltaïque Derbisolar, elle trouve à s’appliquer sur toutes les toitures ne pouvant pas accueillir des panneaux photovoltaïques cristallins plus lourds. Consciente du potentiel important de ces nouveaux produits, Derbigum a créé en mai 2007 Dimension 5, une ﬁliale chargée de promouvoir leur commercialisation selon une approche du marché ici aussi innovante. Dimension 5, rebaptisée depuis Derbigum Energies, agit comme un développeur de projets avec une approche intégrale du client. En collaboration avec le bureau d’études 3E, l’entreprise procède à un audit énergétique complet du site du client et élabore une solution globale sur mesure, suit le chantier, propose une maintenance via un réseau de partenaires, voire le cas échéant une solution de ﬁnancement. C’est le cas notamment en Belgique avec Dexia Energy Line pour les membranes solaires Derbisolar. Et c’est peu dire que la demande va croissant. Derbigum Energies est active aujourd’hui en Belgique, en France, aux PaysBas, en Allemagne, en Italie et en Suisse. “Avec ce concept, nous voulons réaliser un chiffre d’affaires de 20 millions € en 2010” signalait Johan Symoens, CFO d’Imperbel-Derbigum lors d’une conférence de presse l’an dernier. On fait le pari? (*) Iges = indice de gaz à effet de serre (ratio CO2 émis/émissions CO2 théorique à process inchangé). p Jean-François Marchand

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BUILDING | TECHNOLOGY

Derbibrite

La membrane d’étanchéité qui fait chuter les consommations! Agissant comme un refroidisseur passif, la membrane Derbibrite améliore la performance énergétique du toit, optimisant le confort intérieur du bâtiment tout en réduisant le besoin en refroidissement. La température sous toit plat peut être réduite de 5°C, voire plus.

Combattre le rayonnement Pendant la journée, les rayons du soleil provoquent à la surface du toit une augmentation de la température de 26 à 32°C supérieure à celle de l’air ambiant. Par absorption, cette chaleur pénètre par le toit à l’intérieur du bâtiment et engendre une hausse de la température intérieure,

mettant le système de climatisation à rude épreuve. Grâce à son pouvoir exceptionnel de réflectivité, la membrane Derbibrite maintient une plus grande fraîcheur à la surface du toit et donc dans le bâtiment. La température sur le toit diminue ainsi jusqu’à 45°C par rapport aux toits classiques de couleur noire. A titre de comparaison, la réflectivité à la surface du toit est de 6% seulement avec les bitumes noirs et de 26% avec les ardoisés blancs. Derbibrite porte la réflectivité au niveau extrêmement élevé de 76%. Une étude indépendante, portée sur un toit en partie recouvert de Derbibrite et en partie recouvert d’une revêtement ardoisé blanc, a permis de révéler, pour une température moyenne ambiante de 23°C, une température de 71°C pour la membrane ardoisée et de 44°C pour le Derbibrite. Une autre étude réalisée sur des bâtiments industriels sans système de climatisation, confirme aussi

m2 par an. Au total, l’économie annuelle avoisinerait les 238.500 kWh/an, soit tout de même 7,3% de la consommation annuelle en refroidissement. Signalons que la baisse des températures en surface de toiture permet d’autres gains. Ainsi, le rendement des groupes de froid installés en toiture augmente grâce à la baisse de température de l’air entrant. Les propriétés isolantes de la toiture sont aussi mieux préservées, celles-ci étant directement décroissante avec la hausse de température. Enﬁn, dernier avantage: le rendement des panneaux solaires cristallins installés en toiture augmente également, de 4,5% en moyenne.

Economies substantielles Les résultats sont notables. Les 7.500 m2 de membranes installées sur le site industriel Bosch Rexroth Fluidtech à Bonneville (France) ont montré un gain de température intérieure de 4 degrés minimum, alors que les températures estivales étaient beaucoup moins élevées que la normale. Plus globalement, le bureau d’études 3E a modélisé les performances p Jean-François Marchand de la membrane pour une tyPOTENTIEL DE GAINS ANNUELS pologie de bâtiments (selon les régions et le type de bâtiment) sous des latitudes et pour un niveau d’isop Stockholm p Bruxelles p Rome lation variés. Dans la 48 50 meilleure des conﬁgurations, les gains 40 32 peuvent ainsi s’élever 30 2 jusqu’à 48 kWh/m par 23 an (voir tableau). Un 20 16 audit énergétique réa12 11 11 10 9 lisé sur le bâtiment du 7 Marché International 0 de Rungis (15.000 m2 de toiture à Paris) Bâtiments Bureaux Bureaux donne par exemple un industriels (isolation 4 cm) (isolation 8 cm) (isolation 6 cm) gain d’environ 16 kWh/ kWh/m2/an

Le principe est bien connu: le blanc reflète la lumière et la chaleur tandis que le noir l’absorbe. Sur une toiture noire, le rayonnement solaire induit ainsi une surchauffe parfois considérable du bâtiment qu’il faut refroidir à grand frais. Plus aujourd’hui, grâce à la membrane Derbibrite. Munie d’un coating acrylique blanc réfléchissant breveté par Derbigum, elle offre un haut degré de réflectivité (76%) et d’émissivité (94%) permettant ainsi de réduire sensiblement l’impact du rayonnement solaire et partant les coûts de conditionnement d’air.

la grande efﬁcacité de la Derbibrite. Sur une année, la membrane d’une épaisseur de 3mm peut réduire de 27 le nombre de jours où la température intérieure dépasse les 25°C.

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TECHNOLOGY | BIOMASS

Cas d’étude

Solvay Tavaux fait conﬁance aux ressources locales La plus grande usine chimique du groupe belge, basée dans le Jura, assurera, dès 2011, 15% de ses besoins énergétiques grâce à une chaudière au bois. Un projet mené en partenariat avec Dalkia et Veolia Propreté.

Le groupe chimique Solvay se lance dans la production d’énergie de type biomasse. Son usine de Tavaux, dans le Jura, sera bientôt dotée d’une importante chaudière capable de brûler des résidus de bois pour apporter une partie de l’électricité et de la vapeur dont l’usine a besoin pour fonctionner. “Nous avons répondu à un appel à projets national lancé par le ministère de

l’Ecologie et du Développement durable”, explique Christian Clerc-Girard, responsable de la communication de Solvay France. Le but de cette opération, gérée par la Commission de Régulation de l’Energie, est de développer des installations de production d’électricité à partir de biomasse pour une puissance totale de 300 MW au niveau national. 56 projets au total ont été

étudiés. 22 ont été retenus. “Celui de Solvay Tavaux arrive en deuxième place en ordre d’importance des projets retenus”, note le responsable de Solvay. 60.000 tonnes de CO2 L’usine de Tavaux produit des matières plastiques et des produits chimiques. Etendue sur plus de 200 hectares, employant plus de 2.000 personnes, c’est la plus importante unité de production du groupe chimique belge au monde et la troisième plus grande usine chimique de France. Comme toutes les unités de ce type, ses activités sont boulimiques en énergie. “A Tavaux, explique Christian ClercGirard, nous consommons 1,75 million de tonnes de vapeur et 1.500 Gwh d’électricité par an. Nous consommons autant d’électricité que la population d’une ville comme Lyon”. Les besoins en électricité sont en grande partie assurés par EDF. Mais Tavaux dispose aussi de ses propres unités de production d’électricité et de vapeur. “Actuellement, nous pouvons couvrir jusqu’à 30% de nos besoins, mais cette énergie est générée à partir de gaz et de charbon”, explique le porte-parole de la division française du groupe. C’est pour pallier

une partie de la consommation de cette énergie de type fossile que l’usine de Tavaux a déposé, en août 2007, le projet d’une chaudière à biomassebois. Une fois que l’outil sera opérationnel, soit en principe en 2011, il lui fournira 15% de ses besoins en énergie de type renouvelable. L’objectif est de réduire la production de CO 2 de 60.000 tonnes par an, ce qui correspond à une réduction de 20% des émissions actuelles de Solvay à Tavaux. Mais le groupe belge n’est pas seul dans ce projet. En fait, il a créé un partenariat avec le géant français Veolia Environnement via ses filiales Dalkia, spécialiste des services énergétiques, et Veolia Propreté, partenaire en charge de la filière d’approvisionnement de la biomasse sylvicole. “Dalkia financera l’achat de cette chaudière, l’intégrera dans le site et en assurera la gestion, explique Christian ClercGirard. Solvay lui achètera la production pour ses propres besoins”. L’électricité excédentaire sera réinjectée sur le réseau de EDF. Trois sources de bois Cette nouvelle chaudière 280.000 consommera tonnes de bois par an. Pour assurer l’approvisionnement, Veolia Propreté est

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BIOMASS | TECHNOLOGY pour l’instant occupé à mettre en place la ﬁlière. Les sources seront de trois types. La moitié des besoins sera assurée par du bois d’origine forestière. La région est riche en forêts et Tavaux va récupérer les rémanents, les branchages qui restent sur le sol après la coupe des arbres. Un travail qui contribue au nettoyage de la forêt et évite le pourrissement du bois sur place qui produit d’importantes quantités de méthane, un gaz encore nettement plus toxique que le CO2 . 45% des besoins seront aussi couvert par du bois provenant de circuits de recyclage. Enﬁn, une petite partie de l’approvisionnement sera titrée des “cultures dédiées”, des taillis à très courtes rotations (3 ans) qui poussent sur les terres impropres à l’agriculture ou sur des terres en jachère. Pas question en tout cas de faire venir de trop loin la source d’énergie. Le bois devra être récolté dans les cinq départements autour de l’usine (Le Jura, la Côte d’Or, l’Ain, le Doubs et la Saône et Loire) sans dépasser les 200 km au niveau du transport. Une source entièrement renouvelable donc qui offrira à Solvay une capacité de production de 30 MW électrique et de 30 tonnes de vapeur par heure. “Au niveau de

la France, c’est un projet-pilote, note encore Christian Clerc-Girard. Il n’existe pour l’instant aucune chaudière de cette taille en France”. Mais à l’heure actuelle, Dalkia n’a pas encore arrêté les spécificités techniques de ce projet. La filiale de Veolia Environnement regarde surtout ce qui se fait dans les pays nordiques pour trouver la solution la plus adéquate pour Tavaux. Mais on sait déjà que l’investissement total tournera autour des 60 millions €. “Nous considérons que ce n’est pas uniquement un projet industriel, c’est aussi un projet sociétal, pointe le porteparole de Solvay France. La Franche Comté est une des plus grandes régions sylvicoles de France, mais les filières du bois ne sont pas toujours bien utilisées. Cet investissement permettra de mieux structurer la filière bois dans la région”. Il permettra aussi la création de 50 emplois dans la forêt, dans la filière d’approvisionnement et au niveau de la gestion de l’outil. En aval de la production d’énergie, Solvay et Dalkia étudient encore l’exploitation éventuelle des cendres de combustion pour l’enrichissement des sols. A ce moment, la boucle sera bouclée. De manière durable.

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Le projet en chiffres INVESTISSEMENT: 60 à 65 millions ¤ CAPACITÉ DE PRODUCTION: 30 MWe et 30 tonnes de vapeur/heure APPROVISIONNEMENT: 280.000 tonnes de bois par an dont la moitié d’origine forestière COUVERTURE: 15% des besoins énergétiques de Solvay Tavaux IMPACT ENVIRONNEMENTAL: 60.000 tonnes de CO2 épargnées MISE EN SERVICE: 2011

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RENEWABLE | GREEN FUEL

CARE: première européenne en recyclage

Les dalles de moquette au rebut comme combustible secondaire La Belgique fournit une nouvelle fois la démonstration de sa capacité innovante en matière de recyclage. Vanheede Environment Group recycle depuis peu les dalles de moquette en polyamide de Domo Contract Flooring aﬁn d’en faire un combustible secondaire pour les fours industriels. L’objectif consiste à assurer ainsi une seconde vie à tous les types de tapis qui ne contiennent ni chlore ni soufre. Baptisée CARE, cette première européenne a ofﬁciellement été présentée le 13 janvier dernier.

Le p Le pro oces cessssu ce suss d de e rre e ecyc cyc yclag yc laag la ge fo ou our urrniit d nit n de es gran r ul ra ulé ulé és durs du urs rss (p (pell ellllle e ets et t ) q ip qu qui pe euve uv n ntt ê êttrre empl êtr mp ploy pl oyé o yé yés dan daans an ns ns les le ess fo e four urs rrs in indus du d ustri ustri us trriiel els e ls cco omme mm me com com ombu bus b usti tib tible ib ble e de de sub su ub bstitu stitution st sti tut tu uttio u ion on. on

Le tapis (sous toutes ses formes) reste le revêtement de sol le plus répandu dans le monde occidental. Mais il constitue malheureusement un lourd fardeau pour l’environnement en ﬁn de cycle vie. Ce ne sont ainsi pas moins de 25 millions de m2 de restes et de déchets de moquette qui, cha-

que année, sont incinérés ou envoyés à la décharge rien qu’en Europe (bien que l’enfouissement en décharge soit maintenant interdit en Belgique). Ce traitement des déchets coûte en outre des sommes considérables aux maîtres d’ouvrage des bâtiments dans lesquels la moquette est remplacée. Car la mo-

quette est un produit lourd: chaque m2 de dalles de moquette usagées génère ainsi en moyenne 4,5 kg de déchets. “Nous avons toujours fait de la protection de l’environnement l’une de nos principales préoccupations”, explique Rik Vera, Business Unit Manager chez Domo Contract Flooring. “Ainsi, nous intégrons depuis quelques années 10% de nos déchets de coupe et de fils dans le dos de tout l’assortiment de dalles. Et nous avons récemment lancé la Minimum70: la première dalle de moquette écologique en Europe, qui est fabriquée avec des fils produits à partir de 70% minimum de matériaux recyclés. Mais de plus en plus de maîtres d’ouvrage demandent à leurs architectes et facility managers d’utiliser des matériaux respectueux de l’environnement qui peuvent être transformés de manière écologique au terme de leur cycle de vie. C’est ainsi que nous avons commencé à réfléchir à des procédés permettant de l’appliquer aux dalles de moquette. Cela ne s’est cependant pas avéré aussi facile à réaliser, car nos produits sont constitués d’un assemblage de plusieurs couches de différents matériaux: un recyclage complet est donc exclu. Comme il s’agissait d’un problème particulièrement complexe, qui ne relevait pas du tout de nos activités principales, nous avons décidé de nous adresser à un spécialiste. Vanheede Environment Group, spécialisé depuis toujours dans le traitement des déchets pour l’industrie textile et qui collaborait avec nous depuis longtemps, nous est dès lors apparu comme un choix logique. Lorsqu’il s’est avéré que cette entreprise était fortement intéressée par nos projets, nous avons passé des accords qui ont débouché sur une fructueuse collaboration et qui nous permet aujourd’hui de lancer une première européenne en matière de recyclage des moquettes”.

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33 à 35.000 KJ/kg. Ils présentent en outre une teneur élevée en biomasse –environ 40%– grâce à laquelle les émissions de CO2 de ces fours industriels peuvent être réduites dans Rik Ve Verra: Vera: ra a: “De De ep plus en plu plus l s de maît aîtres res des proportions d’ouvvr vraage ag ge de deman man an ndent dent à leur arc de den arch chit hitect hi ectes ess et facili fac iliity ty man aanage agers rs d’u d til tilise iserr des ise dess ma mat m atté érriiaux éri ux resresconsidérables. Sepecttue tue tu ueux de l’e ’env nvi viron ronnem nem ment en qu qui ui peuvent êt être re lon nos calculs, tran nsf n ns sformés sf sform orm rmés s de d man nièr ière e écol écol ologique ogi giique au u terme rm la valorisation via de leu le eur cyc yclle de vie” vie” e”. e. CARE de 1.000 m2 de De quoi s’agit-il exactement ? dalles de moquette Derewal, la filiale de Vanheede En- permet de diminuer les émissions de vironment Group de Mouscron-Dot- CO2 de quelque huit tonnes. Lorsque tignies qui s’est spécialisée voici l’on sait que 4.500 tonnes de dalles de déjà dix ans dans la transformation moquette arrivent chaque année en de déchets hautement calorifiques fin de vie utile en Belgique, ce projet en granulés pour l’industrie, assure permettrait de réduire les émissions l’enlèvement des dalles de moquette de CO2 de non moins de huit mille tondans les projets de rénovation. Nico nes, ce qui correspond aux émissions Kimpe, Carpet Recycling Project de CO2 annuelles de quatre mille voiManager chez Vanheede, explique: tures familiales! Les fours industriels “Nous avons mis en place un sys- s’en portent très bien eux aussi. Ils tème logistique très efficace. L’entre- doivent s’acquitter de droits d’émispreneur appelle un numéro spécial ou sions moins élevés et reçoivent en nous adresse un courriel, après quoi outre des subsides supplémentaires nous nous rendons sur place dans s’ils utilisent les granulés comme les 48 heures pour l’enlèvement des déchets”. Derewal déchiquette les dalles de moquette et les mélange à des déchets hautement calorifiques, comme des caoutchoucs techniques, des produits à base de cellulose, des matières plastiques non recyclables ou des fibres synthétiques. Ce processus fournit des granulés durs (pellets) qui peuvent être employés dans les fours industriels comme combustible de substitution. Nico combustible. A l’étranger, où l’on peut Kimpe: “Il est important que ces gra- utiliser des quantités plus importantes nulés offrent un pouvoir calorifique de combustibles de substitution dans élevé, à savoir d’environ 22.000 KJ/ les fours industriels, nous pourrions kg. Ils se situent alors entre le bois en demander quelque chose, mais avec ses 15.000 KJ/kg et le coke avec cela ne représenterait qu’une frac-

tion du coût des combustibles classiques. Notre but n’est pas d’exporter les granulés, car nous anéantirions bien évidemment une grande partie du gain en émissions de CO2 durant le transport. Voilà pourquoi nous attendons un changement d’attitude de la part des pouvoirs publics”.

Qui est Vanheede Environment Group? Vanheede Environment Group est spécialisé dans la gestion des déchets depuis quarante ans déjà. Avec neuf implantations en Flandre et dans le nord de la France, plus de quatre cents salariés et un chiffre d’affaires de 81 millions ¤ en 2007 (à majorer de quelque 10% pour 2008), il représente le premier groupe familial belge actif dans ce domaine.

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Qui est Domo Contract Flooring? Domo Contract Flooring a été fondée en 1992 et constitue aujourd’hui le seul fabricant belge de dalles de moquette en polyamide à base de bitume. En l’espace de cinq ans, l’entreprise s’est hissée à la troisième position de son secteur en Europe. L’entreprise emploie à l’heure actuelle 150 personnes et a réalisé en 2007 un chiffre d’affaires d’environ quarante millions ¤.

Bon pour l’environnement et le porte-monnaie Les initiateurs espèrent que CARE sera totalement entré dans les mœurs d’ici environ deux ans. Stefaan Roose, Product Manager chez Domo: “Il est clair que le projet ne peut réussir que si les architectes, les entrepreneurs et les maîtres d’ouvrage y apportent leur collaboration. Car il nécessite une approche différente du processus de rénovation. Ainsi, les dalles de moquette doivent être séparées des autres déchets de construction lors des opé-

Stefaa Ste faa an Roose:: “Le e traite tra ite ite eme ment de dalles es de moq o uet uettes au re ebu but viaa CARE CA CAR E coût oûte beau beau ucou up moiins ns aux ma maît îtrres d’o d’o d’ ’ uvrrage g qu q e les es méthodes de traitement classiques de ce type de déchets”.

rations de démolition. Ensuite, elles doivent être empilées sur des palettes à usage unique et maintenues en place au moyen de film étirable. Mais nous ne craignons pas beaucoup de problèmes de ce côté-là pour la bonne raison qu’un traitement via CARE coûte beaucoup moins aux maîtres d’ouvrage que les méthodes de traitement classiques de ce type de déchets. Par ailleurs, de plus en plus d’entreprises du secteur de la construction se préoccupent du respect de l’environnement. De même, nous allons présenter CARE d’emblée lorsque nous irons présenter nos produits chez les architectes et les maîtres d’ouvrage. De cette manière, nous pourrons procéder à une sensibilisation dès les premiers contacts. Enfin, les entrepreneurs, les architectes et les maîtres d’ouvrage qui adoptent le projet CARE reçoivent un certificat ‘Sustainable Solution’ grâce

“N No ou us es us espé pérons rons ro ns pou ouv vo oir ir ap pp plliiqu que err le p prro ojjet jet et CA C CARE AR RE E à tou ous le les déch déch dé he etts de de mo oq que uetttte. e. Ca C ar to touss les es ty yp pes es de re rev vê ête tem me ent ent nts de de ssol oll te o ex xti tiles p le pe euv uven ent ê êttre re tra rans nsfor formés fo rmés rm és en g grran anu ullés és po ou ur autant au tta ant nt qu u’’il ils n ne e con onttiien nne en ntt pas as de ch chlo lore re n nii de sou de ouffrre e” ”.

auquel ils peuvent attester auprès de leurs clients qu’ils travaillent dans le respect de l’environnement. Ce qui, de nos jours, constitue tout de même un atout indéniable”. Des projets ambitieux La mise en application pratique du projet CARE a nécessité peu d’investissements de la part de Vanheede Environment Group. Sa filiale Derewal dispose en effet déjà de la capacité nécessaire pour transformer 50.000 tonnes de déchets hautement calorifiques en granulés chaque année. Nico Kimpe: “Ce ne sera cependant plus suffisant lorsque CARE fera intégralement partie des habitudes d’ici environ deux ans. C’est pourquoi nous allons agrandir les installations de Derewal d’ici 2010 afin de porter la production de granulés à 80.000 tonnes par an. Et peut-être même que cette capacité sera encore augmentée à l’avenir, car nous espérons bien pouvoir appliquer le projet CARE à tous les déchets de moquette. Car tous les types de revêtements de sol textiles peuvent être transformés en granulés pour autant qu’ils ne contiennent pas de chlore ni de soufre” .

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