Energymag 6 fr by In Site

energymag the energy manager magazine

Bimestriel d’information | Edition française | mai - juin - juillet 2007 | n° 6 | www.energymag.be

6,50 €

MARKET

Energy Line Dexia se lance dans le “tiers ﬁnancement” en cogénération!

Marché de l’énergie Un nouveau créneau pour Monsieur Météo

MANAGEMENT

Grand tertiaire et mullti-sites Structurer votre Energy Management? Passez au consultant!

DOSSIER MARCHE CO2

Quotas d’émissions À la recherche de marges de manœuvre

Gestion des émissions Le tandem BlueSphere/SAP au chevet des entreprises

EFFICIENCY

Eole Quand l’Igretec s’essaie à l’éco-réalisme

De Persgroep Un exemple d’efﬁcacité énergétique

TECHNOLOGY

Techspace Aero Une cogénération qui bat des records!

RENEWABLE

Photovoltaïque Période de pic pour l’électricité solaire!

Bureau de depot : Bruxelles X.

COVER STORY

Vers une économie à faible intensité carbone Alain Prick, Managing Director de BlueSphere entend aider les entreprises à rencontrer leurs objectifs Kyoto.

01 cover N6 fr.indd 1

24/06/07 19:45:53

Pour chauffer les grands espaces aussi, consommez moins d’énergie.

En optant pour le gaz naturel, vo u s r é d u i s e z l e s é m i s s i o n s de di oxy de d e c a r b o n e d a n s l’atmosphère, mais aussi votre consommation d’énergie. Résultat: votre budget s’en porte mieux. Et la nature aussi, naturellement. Plus d’infos sur www.gaznaturel.be

GASGEN05552_MAG_297x210_QNF 2

5/3/07 2:39:15 PM

energymag the energy manager magazine

Bimestriel d’information

éedito

| Edition française | mai - juin

- juillet 2007 | n° 6 | www.energymag

.be

6,50 1

MARKET

Energy Line

Dexia se lance dans le “tiers ﬁnancement” en cogénération!

Energymag, the energy manager magazine

Marché de l’énergie

Un nouveau créneau pour

Monsieur Météo

MANAGEMENT

Grand tertiaire et mullti-sites

Structurer votre Energy Management? Passez au consultant!

DOSSIER MARCHE CO

Quotas d’émissions

À la recherche de marges

de manœuvre

Gestion des émissions

Le tandem BlueSphere/SAP au chevet des entreprises

EFFICIENCY

Eole Quand l’Igretec s’essaie

De Persgroep Un exemple d’efﬁcacité

à l’éco-réalisme

énergétique

TECHNOLOGY

Techspace Aero

Une cogénération qui bat

des records!

RENEWABLE

Photovoltaïque Période de pic pour l’électricité

solaire!

COVER STORY

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

Vers une économie à faibl e intensité carbone

Alain Prick, Managing Director de BlueSphere entend aider contrer leurs objectifs Kyoto. les entreprises à ren-

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

Rédacteur en chef : Jean-François MARCHAND (jfmarchand@energymag.be) Secrétaire de rédaction : Jean HINS (jhins@energymag.be) Journalistes et collaborateurs : Jean CECH, Ismaël DAOUD, Johan DEBIÈRE, Els JONCKEERE, Koen MORTELMANS, C. SCWEIZER, Alfons VANBERGEN, Peter VANSINA, Laurent van STEENSTEL, Koen VERVREMD, François VILLERS. Adressez vos communiqués de presse à redaction@energymag.be

PRODUCTION Responsable : Jean HINS (jhins@energymag.be) Graphisme : Florence DEMOLIN (fdemolin@energymag.be) Photogravure : Lithotec Imprimerie : Kliemo

PUBLICITE Responsable: Jean-François MARCHAND jfmarchand@energymag.be Tél. +32 (0)2 737 91 19 Fax +32 (0)2 735 30 97

ABONNEMENTS (1 an = 6 numéros) Contact : Jean HINS (abonnements@energymag.be) Un abonnement peut être souscrit à tout moment. Communiquez votre nom et adresse au service abonnement ou téléchargez notre formulaire d’abonnement sur www.energymag.be/abonnement.html. Abonnements en Belgique: 33 € Abonnements à l’étranger : 58 € (CEE) Paiement par virement au n° 310-1223352-74 Pour inscription, changement d’adresse ou tout autre problème d’abonnement abonnements@energymag.be Tél +32 (0)2 737 91 11 Fax +32 (0)2 735 30 97 Diffusion par abonnement et mailing ciblé. 10.000 ex - une édition en français + une édition en néerlandais. Il existe également une édition d’expression néerlandaise. Merci de nous contacter, si vous souhaitez la recevoir en lieu et place de l’édition française. Editeur responsable : Jean-François MARCHAND, Rue Coosemans 107, B-1030 BRUXELLES Photo de couverture : Alain Prick, BlueSphere Photo par Laurent Van Steenstel

lishing communication & pub

in s it e

Tous les textes sont protégés par des droits d’auteurs. Toutes les publicités sont sous la seule responsabilité de leurs auteurs. Tout ou partie de cette publication ne peut être reproduit(e) ou publié(e) sous quelque forme ou par quelque moyen que ce soit (impression, photocopie, microﬁlms, supports magnétiques) sans la permission préalable de l’éditeur.

Un (nouveau) vent de polémique? On se souviendra de la polémique créée en 2005 autour du concept de la WARP (Wind Amplified Rotor Platform), une technologie d’éolienne urbaine basée sur un brevet de la NASA et développée par une société implantée en Wallonie. Présentée à l’époque comme révolutionnaire, notamment parce qu’elle défiait la Loi de Betz, celle-ci fut descendue en flammes par l’Université Catholique de Louvain pour ineptie scientifique. Depuis, on attend toujours des concepteurs de la WARP des résultats tangibles de leur révolution. Comme le relate un intéressant article paru sur le sujet dans le dernier numéro du mensuel français Science et Avenir, force est de constater que dans le petit éolien, “la communication a (largement) précède la mise au point”. Car hélas, l’effet d’annonce semble être le cas pour d’autres concepteurs. Dans son article, la journaliste Rachel Mulot cible ainsi la société française Gual Industries, conceptrice du Stratoéolien et fabriqué en Belgique par la société LAT (Andenne). Précisément le type d’éoliennes à axe vertical qui équipent le tout nouveau bâtiment baptisé Eole conçu par l’intercommunale Igretec de Charleroi et dont nous nous faisons l’écho en page 34 de ce magazine. Contactée par nos soins, Rachel Mulot confirme: le prototype du Stratoéolien installé dans les Pyrénées-Orientales n’aurait à ce jour jamais encore produit le moindre kWh sur le réseau (sic)! Et la société Gual Industries a jugé bon ne pas livrer à Science et Avenir des informations sérieuses sur la performance de ses éoliennes. Ni de faire usage de son droit de réponse. Faut-il pour autant jeter le bébé avec l’eau du bain? Non. Des études confirment l’intérêt à développer la filière du petit éolien et la nécessité d’investir en recherche-développement. A condition en revanche d’assurer la transparence des données par des mesures indépendantes et irréprochables de la performance effective des produits proposés au marché. Sur ce plan, les ingénieurs d’Igretec ne se sont pas engagés sans garantie: si l’étude de rentabilité du projet Eole a été basée à l’époque sur des données purement techniques en provenance du fournisseur, le contrat d’équipement a fait l’objet d’une clause de rendement minimum des éoliennes, assortie de pénalités. Et même si Xavier Berthot, ingénieur à l’Igretec, n’exclut pas des performances réelles en deçà de ce qui est annoncé, il précise que la vocation expérimentale du bâtiment a aussi pour but de servir de référentiel aux projets futurs. Pour le meilleur et le moins bon. Et l’Igretec de jouer la transparence en prévoyant d’afficher publiquement sur son site les performances qui seront atteintes. Nous ne manquerons pas de vous les communiquer.

Jean-François Marchand n°6 energymag | 3

03 Edito N6 fr.indd 3

24/06/07 18:38:40

www.warmred.be

Idées innovantes Energies Performance énergétique des bâtiments

22 > 25 Nov. 2007

Vous êtes spécialisé dans les métiers de l’énergie et souhaitez rencontrer > des professionnels du bâtiment > des décideurs dans le monde industriel > des représentants de collectivités Nous vous proposons > une plate-forme unique en Belgique pour vos contacts commerciaux > un rassemblement de professionnels qui font l’actualité de l’énergie > un événement dédié à l’innovation, agrémenté d’animations et workshops > 2 séminaires thématiques pointus : www.energybuildingsforum.eu et www.energyindustryforum.eu

En parallèle : le rendez-vous des entreprises et des institutions actives en R&D. La vitrine de l’innovation de 30 pays dans le cadre du Concours Brussels Eureka.

Organisation CPE Exhibition sa/nv – Brusselsesteenweg 539 3090 Overijse, Belgium Tel : +32 (0)2 741 61 61/62 Fax : +32 (0)2 732 05 09 www.innova-energy.com info@innova-energy.com Réservez dès maintenant votre stand pour bénéficier des meilleures conditions !

Organisation : CPE Exhibition sa/nv – Brusselsesteenweg 539, 3090 Overijse, Belgium – Tel : +32 (0)2 741 61 66 – Fax : +32 (0)2 732 05 09

INNOVA709-EnergyMapFR.02.indd 1

22/05/07 10:50:59

> DOSSIER MARCHE CO2 VERS UNE ÉCONOMIE À FAIBLE INTENSITÉ CARBONE

La transition des entreprises vers une économie à basse intensité carbone est engagée. Dans cette lutte contre le changement climatique, le prix de la tonne carbone sera un élément clé à l’avenir. Et le système d’échanges de quotas le moteur de la transition.

SOMMAIRE MARKET

EFFICIENCY

6 TEMPS FORT

34 BUILDING

Energy Line: Dexia se lance dans le “tiers ﬁnancement” en cogénération!

Eole: quand l’Igretec s’essaie à l’écoréalisme

11 INTERVIEW

38 INDUSTRY

Fedesco: l’ESCO publique prend (enﬁn) son essor

Eco Print Center: une consommation en baisse de 30% grâce à un procédé unique d’impression et au “Totally Integrated Power”

12 ACTEURS

Eolien: C-Power concrétise son projet off-shore en mer du Nord 14 NEWS

Focus: marchés libéralisés, les communes passent à l’offensive 16 TRENDS 18 FOCUS

Marché de l’énergie: un nouveau créneau pour Monsieur Météo

> 6 La banque Dexia se lance dans le “tiers ﬁnancement” en cogénération!

TECHNOLOGY 44 COGENERATION

Techspace Aero: une cogénération qui bat des records!

> 38 Le Persgroep montre l’exemple

RENEWABLE 48 SOLAR

Photovoltaïque: période de pic pour l’électricité solaire!

MANAGEMENT 20 ORGANISATION

Grand tertiaire et mullti-sites: pour structurer votre Energy Management, passez au consultant

> 20 L’Energy Management en quatre étapes selon le consultant Altran Europe

24 DOSSIER MARCHE CO2 > Changement climatique: vers une économie à faible intensité carbonne > Crédits d’émissions: à la recherche de marges de manœuvre > Réduction des émissions: deux exemples à suivre! > Gestion des émissions: le tandem BlueSphere/SAP au chevet des entreprises

> 34 Eole, le bâtiment éco-réaliste

n°6 energymag | 5

05 Sommaire N6 fr.indd 5

24/06/07 19:33:36

MARKET | TEMPS FORT

Energy Line

Dexia se lance dans le “tiers ﬁnancement” en cogénération!

Cela faisait déjà quelque temps que certaines banques finançaient des projets d’efficacité énergétique sur base du principe du tiers investisseur: les économies d’énergies réalisées financent le remboursement de l’investissement avec un “faible risque” garantit par un contrat de performance du fournisseur. Dexia va aujourd’hui un cran plus loin avec sa formule Energy Line: offrir un package global comprenant à la fois le contrat de performance et le financement. La banque des communes entend ainsi aider ses clients privilégiés à s’engager dans la voie de l’efficacité énergétique et des énergies alternatives. À commencer par la cogénération.

Vu les enjeux liés au développement durable et le contexte favorable des certificats verts qui l’accompagne, la cogénération commence enfin à trouver sa place dans les villes et les communes de Belgique. En effet, les besoins en chaleur et en électricité y sont loin d’être négligeables. Pour les aider à faire face financièrement aux défis énergétiques, la banque Dexia lance Energy Line, une solution adaptée aux contingences qui sont celles des pouvoirs locaux. Cette solution rassemblera les produits de financement et initiatives liés aux énergies. Le financement des unités de cogénération constituera le premier pas de Dexia Banque dans une démarche proactive en faveur des investissements publics orientés vers les énergies renouvelables. Si on en croit le relevé effectué par Inter Environnement Wallonie sur base d’informations collectées par UMH et Cogensud, le bulletin ‘cogénération’ des villes et des communes wallonnes n’était guère brillant au 1er février 2006. À part à Enghien, La Louvière et Amel, aucune commune wallonne ne disposait d’unité de cogénération à l’époque du relevé. À Namur, Ottignies-Louvain-la-Neuve, Seraing, Visé et Fléron, des études de préfaisabilité ont bien été menées, mais au moment de clôturer cette étude, aucune de ces communes n’était encore passée à l’acte. Au nord du pays et à Bruxelles, la situation n’était guère plus brillante en ce qui concerne la cogénération dans le secteur public. Depuis le dépôt des conclusions de cette étude, beaucoup d’eau a coulé sous les ponts. De nouvelles commu-

6 | energymag n°6

06-19 MARKET fr.indd 6

25/06/07 11:15:08

TEMPS FORT | MARKET

LE CONCEPT ENERGY LINE Une formule de “Performance Contracting” couplée à un ﬁnancement bancaire

nes ont manifesté leur intérêt pour la cogénération. Parmi elles, la commune de Gedinne qui dispose depuis peu de sa propre centrale de cogénération. Avec une puissance électrique de 300 kW pour une puissance calorifique de 600 kW, l’installation permet d’approvisionner en chaleur près d’une dizaine de bâtiments communaux. L’électricité non consommée est revendue à la société liégeoise Lampiris avec qui Gedinne a passé un contrat. Cet exemple est révélateur d’une vague de fond. Intérêt accru pour la cogénération “Sur le terrain, les choses commencent à bouger dans le bon sens”, nous confiait cet ingénieur spécialisé dans la commercialisation de cogénération de petites capacités. Autre signe tangible de cette évolution: l’importance médiatique consacrée aux inaugurations d’unités. Ministres et officiels sont plus prompts que jamais à couper le ruban lorsque des installations de ce type sont inaugurées. Le 28 mars dernier, le “cogen tour” organisé par l’Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable (ICEDD asbl) a débuté par l’inauguration de deux installations chez Techspace aéro à Milmort et chez Renogen à Amel. L’inauguration de la cogénération du CPAS de Jambes leur a emboîté le pas en juin. Et bien d’autres pourraient suivre rapidement si les finances et les réalités budgétaires des communes pouvaient le permettre. C’est là qu’intervient la nouvelle formule de financement de la banque Dexia. Michaël Cannau: “Les responsables locaux mènent de front toute une série de projets: construction de halls sportifs ou de piscines, réfection de

Tout d’abord, constatons que le “marché” des communes et des pouvoirs publics au sens large recèle d’énormes potentiels d’économies d’énergie. Et que la cogénération trouve à s’appliquer dans de nombreux cas avec un “succès” financier non négligeable. Nous en prendrons pour preuve le projet de cogénération de la maison de repos Van Helmont (sous la tutelle du Foyer Anderlechtois) présenté lors d’un workshop de Bruxelles Environnement en décembre dernier et dont le taux de rentabilité interne affiche un exceptionnel 22%, pour un investissement rentabilisé en moins de 5 ans! Mais le bât qui blesse reste le même, et il est double: l’amorçage du financement et l’engagement de résultats. Ainsi, même si l’investissement est “juteux”, il n’en reste pas moins que les finances communales sont exsangues, notamment à cause de la déréglementation du marché de l’énergie qui prive les communes de revenus tout en grevant lourdement leurs coûts. Un facteur qui n’a pas échappé à la banque des communes. Ainsi, les investissements en efficacité énergétique viennent souvent en compétition avec des dépenses plus “prioritaires”, voire ne sont tout simplement pas pris en considération par nombre de mandataires communaux. Or, ce sont des opportunités manquées, car la réduction des dépenses énergétiques est non seulement une nécessité mais aussi, passé l’amortissement de l’investissement, une source de “revenus” pour les communes. La deuxième pierre d’achoppement est liée à l’expertise technique et à la mise en œuvre de ce type de projets. Nombre de bureaux d’études ou de contractants savent réaliser une étude de faisabilité d’une cogénération. Mais rares sont ceux qui peuvent garantir les performances annoncées et les accompagner dans la durée. Autrement dit, s’engager dans un contrat de performance. Or, c’est le sésame assuré du financement. En couplant ces deux dimensions dans son offre Energy Line –un financement lié à un partenaire technique de référence garantissant la qualité de l’installation et sa performance– Dexia lève en une fois les principaux obstacles. Et c’est en soi une bonne nouvelle pour les communes. Aux mandataires à présent de saisir l’opportunité lorsqu’elle s’avère pertinente. JFM

complexes d’habitations sociales, réaménagements de voiries, constructions et réaménagements de bâtiments administratifs… Il s’agit de chantiers lourds que les communes doivent forcément faire financer sur le long terme”. Ne plus choisir entre l’essentiel et l’escamotable Lorsqu’elles font face à d’importantes obligations et que leurs moyens sont limités, les communes doivent effectuer des choix. Certains projets, même essentiels, se trouvent dès lors reportés ou amputés d’options à première vue onéreuses, mais efficientes sur le long terme comme le recours aux énergies alternatives, les investissements en efficacité énergétique ou encore les éco-matériaux. Or, comme le souligne Michaël Cannau, les pouvoirs publics désirant intégrer une dimension durable

Loffre d Energy Line se concentre dans un premier temps sur la cogénération, mais nous avons déjà prévu d’évaluer d’autres formules d’investissements en solutions énergétiques que nous proposerons au marché en collaboration avec d’autres partenaires”, Michaël Cannau, Sustainable Development Manager chez Dexia.

dès le lancement de leur projet doivent dégager les moyens financiers supplémentaires pour y parvenir. La solution Energy Line que Dexia Banque se prépare à lancer sur le marché sera cette solution qui permettra aux pouvoirs publics d’atteindre les objectifs qu’ils se sont fixés tenant compte de contraintes budgétaires strictes. “Si la commune dispose d’un budget de deux millions d’euros pour aménager un bâtiment administratif, et que le budget global a été totalement affecté à sa construction, il est tout de même nécessaire de financer les aspects liés à l’utilisation rationnelle de l’énergie”, souligne encore Michaël Cannau. La solution Energy Line apportée par la banque n’entend pas se substituer aux maîtres d’ouvrage. Elle interviendra simplement comme un appui. Philippe Dedobbeleer: “Grân°6 energymag | 7

06-19 MARKET fr.indd 7

25/06/07 11:15:13

MARKET | TEMPS FORT

Coretec et Vanparijs-Maes

Deux PME comme partenaires techniques d’Energy Line! Surprise: là où on attendait un Dalkia ou un Axima comme partenaire technique de Dexia, la banque s’est associée les services de Coretec et Vanparijs-Maes. Un choix qui donne le ton: aux poids lourds du marché, Dexia a préféré la souplesse et l’expertise de deux PME bien ancrées sur leur marché: l’engineering et le contracting en cogénération. Portrait des deux acteurs appelés à grandir (aussi) avec Dexia.

Vanparijs-Maes Vanparijs-Maes (VPM) n’est plus tout à fait un “petit poucet” de l’énergie. Douze ans d’existence, 32 employés, dont 80% d’ingénieurs, des clients prestigieux et exigeants, aussi bien dans l’industrie que le tertiaire, en Belgique, en France, en Espagne, au Luxembourg… VPM trace sa voie sur le marché, celle d’un petit Tractebel spécialisé en power quality et production décentralisée d’énergie qui intègre l’engineering, le contracting et les services de maintenance. Anne Van Rossum, marketing manager: “L’approche que nous adoptons est une approche ‘turnkey’. Nos ingénieurs interviennent aussi bien dans la réalisation des études que dans la mise en œuvre complète des projets, jusque et y com-

pris la mise en exploitation et les services de maintenance. Nous dépassons donc largement la zone d’intervention d’un simple bureau d’étude”. Une stature qui, combinée à l’expertise acquise en une décennie, lui permet d’offrir des garanties de résultats. On en prendra pour preuve le premier contrat de performance énergétique signé par Honeywell Building Solutions début de cette année avec l’hôpital Saint-Vincent d’Anvers. Un pur projet de “performance” qui comprend la refonte complète de la production de chaud et de froid de l’hôpital et la mise en œuvre d’une cogénération de 228 kWé. Qui retrouvet-on comme partenaire technique d’Honeywell? Van Parijs-Maes bien sûr. Une référence qui a sans doute joué dans le choix de Dexia d’en faire l’un des bras armés de son offre Energy Line. Mais ce n’est pas la seule référence qui compte. Citons InBev, Alpro, Unifrost. On lira aussi avec intérêt notre article sur Techspace Aero en page 44 de ce magazine. La performance énergétique de la cogénération installée sur le site du ﬂeuron belge de l’aéronautique –92,4% de rendement!– lui vaut le titre de Best Available Technology (BAT). Et à nouveau, VPM s’est engagée sur les résultats d’exploitation. Signalons enﬁn que l’entreprise a développé une forte spécialisation dans les unités de cogénération biomasse, un atout qui jouera certainement dans les projets à développer au sein des communes. www.vanparijs-maes.be Coretec Engineering Créée il y a trois ans, Coretec est une jeune société d’engineering constituée de 8 ingénieurs à temps plein dont l’équipe est renforcée au besoin par des partenaires privilégiés. Dès le départ, la philosophie de la société a été de travailler avec une approche verticale. Sébastien Ryhon: “Nous nous sommes réorientés en fonction des techniques. Nous nous sommes initialement inté-

ressés aux techniques du bâtiment et aux techniques industrielles, pour ensuite y ajouter la cogénération qui enregistre actuellement une belle progression que nous attribuons au système des certificats verts. Pour être complet, il faut aussi parler des chaudières au bois, bien que cette activité démarre plus calmement”. Outre les fondateurs et deux investisseurs privés, on retrouve dans le capital de Coretec la holding Meusinvest (25%) et IMG (26%), la société d’investissement de Laurent Minguet (voir energymag N°4). Des partenaires de poids donc, qui devraient permettre à Coretec d’assurer sa croissance sans trop de soucis. Celle-ci est d’ailleurs notable et constante depuis la création. “La société affiche une croissance de l’ordre de 50% par an. Cette année, nous serons à 1,5 millions d’euros de chiffre d’affaires”. Côté réalisations, la société a du répondant. Citons parmi les clients des sites hospitaliers (celui de la Citadelle, par exemple ou celui de l’hôpital psychiatrique du Petit Bourgogne), mais aussi des piscines (Seraing, Bastogne, …), des entreprises industrielles (Edel, Spa Monopole, Ferrero, Arcelor, Prayon, GSK, …), des communes (Beauraing, Marchin, Marche-en-Famenne, …). Sébastien Ryhon: “Concernant la cogénération, notre cible nous amène à couvrir un spectre compris entre une puissance de 100KW (ce qui correspond environ à celle d’un hôpital de 120 lits) jusqu’à 5MW”. Une cible qui faisait de Coretec le partenaire tout désigné de Dexia pour son produit Energy Line. Signalons enfin que la relation établie d’une part par Coretec et d’autre part par Vanparijs-Maes avec Dexia est bien délimitée, chacun couvrant sa propre zone linguistique. Ce qui n’empêche pas les deux larrons de coopérer sur des projets communs, comme ce fut le cas pour Techspace Aero. www.coretec.be

8 | energymag n°6

06-19 MARKET fr.indd 8

25/06/07 11:15:19

Ad 1

TEMPS FORT | MARKET

ce à notre formule, le maître d’oeuvre pourra concrétiser rapidement son bâtiment, mais il peut aussi faire avancer simultanément l’aspect énergétique ou encore se lancer de front dans deux, trois ou quatre autres chantiers. Quelque part, nous venons en support de leur décision”. Leasing? Crédit? Avec la formule du leasing, le client est tenu à un plan d’amortissement ﬁxe et il ne peut y déroger. Ici, en fonction des aléas, Energy Line offre la possibilité de jouer sur la durée. “Pour les communes, ce point précis revêt toute son importance. Tous les six ans, le processus électoral se met en route, et des orientations différentes sont prises qui peuvent remettre en question des options importantes qui ont été ﬁxées lors des législatures précédentes en termes d’investissements”, souligne Michaël Cannau. La formule proposée par Dexia Banque permettra précisément de s’ac-

commoder de cette réalité en proposant une formule qui soit suffisamment flexible. D’autres considérations ont motivé le choix de Dexia Banque de développer une formule aussi flexible. Ainsi, toute une série de paramètres sur lesquels le pouvoir public n’a que peu d’influence seront intégrés à la solution. Il en sera ainsi des fluctuations liées aux usages des bâtiments, aux variations météorologiques ou plus directement aux variations des prix des énergies. Grâce à l’accompagnement du client qui la caractérise, cette formule permettra à la commune de s’adapter et de procéder à des aménagements financiers si c’est nécessaire. Assistance et guidance Certains gestionnaires communaux se doivent d’agir sur le plan de leurs consommations et envisagent la cogénération dans leur programme d’investissement. Dans le même temps, ils se posent la question de savoir si cette

technologie répond à leurs besoins. Qu’en est-il du coût de l’installation, son rendement…? C’est au cours de cette réﬂexion que la cogénération apparaîtra comme une opportunité, pour autant que certains critères de base soient respectés. Ils conditionnent l’accès à de substantielles économies d’énergie primaire et au régime des certiﬁcats verts…. Dans l’état actuel des choses, l’Energy Line de Dexia se concentre seulement sur l’offre de cogénération avec les deux partenaires Coretec SA et Vanparijs-Maes NV (voir notre encadré), “toutefois, nous avons déjà prévu d’évaluer d’autres formules d’investissement, formules que nous proposerons au marché en collaboration avec d’autres partenaires”, conclut Michaël Cannau. p Johan Debière

INTEGRATED ENGINEERING & CONTRACTING SERVICES

ENERGY SOLUTIONS Optimalisation de production d’énergie Cogénération et énergie renouvelable

POWER QUALITY Fiabilité d’infrastructures électriques Alimentation sans interruption dans une solution technique sur mesure

DATACENTER TECHNIQUES Concept total pour la réalisation de centres de données Power & Cooling, security, cabling, building management systems,...

VMI Engineering & Contracting NV/SA Bleyveldstraat 9 B - 3320 Hoegaarden

Tél. +32-16-76 80 40 info@vanparijs-maes.be www.vanparijs-maes.be

n°6 energymag | 9

Ad 148x210.indd 1 06-19 MARKET fr.indd 9

20/06/07 25/06/07 11:35:37 11:15:28

Pas une note de musique. Rien que de l’info.

Charleroi 101.4

0605_M_Note_A4V_FR.indd 1

Wavre/LLN 101.9

Mons 104.9

Liège 106.7

Namur 107.1

Bruxelles 107.6

5/11/07 5:20:57 PM

INTERVIEW | MARKET

Fedesco

L’ESCO publique prend (enfin) son essor Fedesco, la société publique autonome créée pour financer et piloter les économies d’énergie au sein des bâtiments fédéraux dispose d’un nouveau directeur général depuis fin 2006, Lieven Vanstraelen. L’occasion de faire le point sur ce qui est appelé à devenir le modèle d’ESCO publique dans notre pays. En quoi consiste le rôle de Fedesco et quelle est l’étendue de ses missions? Nous avons une double mission. Comme son nom l’indique, nous sommes d’abord une ESCO, une Energy Services Company ou société de services énergétiques pour le compte des administrations fédérales. Mais nous avons aussi un rôle de tiers investisseur consistant à pré-financer les projets d’efficacité énergétique dans les bâtiments fédéraux. Ici, le mécanisme est classique: Fedesco finance l’investissement et l’administration nous rembourse sur ses budgets de fonctionnement sur la durée de l’investissement. Pour du financement tiers investisseur, il faut des moyens. D’où viennent les moyens de Fedesco? Notre capital est de 1,5 million €. Mais les moyens de préfinancement pour le mécanisme de tiers investisseur viennent en fait du secteur privé, des banques qui nous allouent des lignes de crédit en fonction de notre capacité d’endettement. Celle-ci vient d’être portée par le gouvernement à 10 millions €. Tenant compte des cycles de remboursement, cela devrait nous permettre sur base d’un scénario à 5 ans de réaliser des investissements de l’ordre de 35 à 40 millions €. Créée en 2005, la mise en route de Fedesco a pris un certain retard. Etes-vous pleinement opérationnel à présent? Il y a eu effectivement des retards dans le développement de Fedesco. Le mérite aujourd’hui est cependant d’exister

et d’avoir pu relever un certain nombre d’obstacles dans l’accomplissement de notre mission et qui expliquent pour partie ce retard. Parmi les obstacles les plus importants, le premier est la difficulté à mettre en place le principe de tiers investisseurs dans le secteur public. Principalement par le fait que les administrations fédérales ne disposent plus de plans d’investissements annuels, mécanisme budgétaire qui existait auparavant, par ce que l’on appelle les crédits d’engagement sur plusieurs années. Le résultat est que faire financer des projets d’économies d’énergie, qui sont des projets d’investissements, sur base de budget de fonctionnement servant à payer les factures d’énergie n’est pas un mécanisme budgétaire facile à mettre en œuvre dans les administrations. Une deuxième raison vient de notre cycle de vente assez long et complexe. De l’identification du bâtiment, à l’audit ou le quick scan, l’étude d’investissement, le cahier des charges, l’appel d’offres –nous sommes en effet soumis à la loi sur les marchés publics–, chaque projet entraîne beaucoup de phases pour lesquelles des décisions doivent être prises en concertation avec la régie des bâtiments et les clients. Tout cela fait que les délais sont longs. Enfin, une troisième raison tient dans un certain manque de responsabilisation et d’objectifs imposés aux administrations. Il est clair que si demain de tels objectifs étaient imposés, nous avancerions plus vite.

Au terme de deux ans d’activités, quels sont les grands chantiers concrets déjà engagés actuellement par Fedesco? En 2006, nous avons réalisé 7 audits, signé des contrats de collaboration avec les administrations concernées et engagé des travaux dans quatre bâtiments des SPF justice et SPF Finances, à Bruxelles, en Flandre et en Wallonie. Nous avons aussi réalisé des études de cogénération pour les bâtiments du Sénat, de la Chambre et du Mont des Arts à Bruxelles. Les décisions d’investissements ne sont pas encore prises, mais elles le seront sans doute en 2008. Et puis, pour cette année, nous venons d’engager un important projet portant sur 25 bâtiments et qui prévoit la réalisation de quick scans, la mise en place d’un système de monitoring et comptabilité énergétique, d’un programme d’accompagnement Energy Care, mais aussi des campagnes de sensibilisation. Il s’agit d’un package de services standardisés visant à générer des retours sur investissement rapides, de l’ordre de 2 ans, via des économies d’énergie minimales de 5%. Un second programme prévoit l’inventorisation complète de tous les paramètres et des consommations de 200 bâtiments, ainsi qu’une optimisation des contrats de fourniture d’énergie de ces bâtiments. Enfin, des travaux d’investissements portant sur six projets au sein de quatre bâtiments supplémentaires seront financés cette année. Un appel d’offre sera prochainement lancé pour équiper les toitures des bâtiments fédéraux en centrales de production d’électricité photovoltaïque. Quelle sera l’ampleur du contrat? Effectivement, c’est une nouvelle mission que le gouvernement nous a confiée et celui-ci a annoncé le chiffre d’un million de m2 de panneaux solaires à installer. Nous ne pourrons par réaliser cet objectif uniquement sur les installations des bâtiments fédéraux, mais en tout cas une bonne partie. D’ici le début juin, nous lancerons un appel d’offre portant sur 100 à 200.000 m2. Nous sommes actuellement occupés à identifier les sites avec la régie des bâtiments.

Energymag maintenant sur BFM radio! Lieven Van Straelen était l’invité de la rédaction d’Energymag dans le cadre de notre émission

“Le magazine de l’énergie” sur les ondes de

l Retrouvez nos prochains invités chaque troisième jeudi du mois à 7h48 sur: 101.4 ECharleroi 101.9 EWavre-LLN 104.9 EMons 106.7 ELiège 107.1 ENamur 107.6 EBruxelles

Depuis 1994, BFM est la première radio privée d’information à orientation économique, ﬁnancière, boursière, culturelle et politique de la Communauté Française Bruxelles -Wallonie.

www.bfm.be n°6 energymag | 11

06-19 MARKET fr.indd 11

25/06/07 11:15:29

MARKET | ACTEURS

Eolien

C-Power concrétise son projet off-shore en mer du Nord Les six premières éoliennes belge en mer du Nord devraient produire du courant à l’automne 2008. C-Power veut en implanter 60 d’ici 2012.

à 900 millions d’euros. Il sera assuré par les Régions ﬂamande et wallonne qui se partagent l’actionnariat à raison de 40% chacune et par le français EDF Energies Nouvelles qui dispose de 20%.

L’éolien en mer du Nord prend enﬁn le large. Fin mai, après avoir obtenu toutes les autorisations, C-Power a donné le coup d’envoi de son projet de 60 éoliennes sur le Thorntonbank, un banc de sable situé à 28 kilomètres au large de Zeebrugge. D’ici 2012, il devrait fournir 1.000 GWh par an, soit l’équivalent de la consommation de plus de 300.000 familles. L’investissement total est estimé

Une tranche nucléaire en mer La mer du Nord recèle un potentiel éolien évident. Il n’est donc pas étonnant de voir poindre deux autres projets off-shore à côté de celui de C-Power. S’ils arrivent à terme, le vent marin pourra alors fournir plus de 900 MW d’ici 2015. L’équivalent d’une tranche nucléaire…

Eldepasco Ce projet développé par un consortium composé de spécialistes des énergies renouvelables comme Aspiravi et Electrawinds, de la ﬁrme de construction Depret (dragage et génie civil) et de la ﬁliale WE-Power du groupe de distribution Colruyt, a déjà reçu l’autorisation concernant la concession domaniale. Il vise à implanter 36 éoliennes pour une puissance totale de 216 MW sur le “Banc sans nom”, à 35 km au large de Zeebrugge. Son coût total serait de 500 millions d’euros pour une production annuelle de 735 GWh (210.000 familles).

Belwind Nettement moins avancé, ce troisième projet est mené par le groupe privé hollandais Econcern, spécialiste des énergies renouvelables. Il prévoit l’installation d’un parc de 66 éoliennes sur le Blighbank, à 40 km de la côte cette fois, pour une puissance installée de 330 MW. Son budget est estimé actuellement à 800 millions d’euros et sa production annuelle pourrait atteindre 1.200 GWh (345.000 familles).

300 MW d’ici à 2012 Cet ambitieux projet se fera en différentes phases, entre 2008 et 2012. Actuellement, C-Power a reçu l’aval des banques pour une première étape d’un investissement total de 150 millions d’euros. “Notre premier objectif est d’installer 6 éoliennes sur le Thorntonbank d’ici août 2008”, explique Filip Martens, directeur général de C-Power. Elles ont été commandées chez le fabricant allemand RePower - récemment acquis par l’indien Suzlon après le retrait de l’OPA du français Areva - et afficheront une puissance unitaire de 5 MW. L’achat de ces aérogénérateurs représente 48 millions du budget de la phase 1. CPower devra aussi assurer la connexion électrique vers le continent. 41 millions seront ainsi consacrés à la pose d’un câble sous-marin de 38 km qui reliera le champ éolien à Ostende, puis au réseau à haute tension Elia. “Après une année de pause en 2009 pour vérifier que tout fonctionne, nous prévoyons l’installation de 18 machines par an entre 2010 et 2012”, poursuit Filip Mertens. Dans le schéma actuel, avec une puissance de 5MW par mât, C-Power disposera d’une puissance installée de 300 MW. “Il n’est pas exclu que nous profitions d’ici là des nouveaux développements technologiques pour augmenter la puissance unitaire au cours des phases suivantes, insiste le directeur de C-Power. Ca demandera de nouvelles autorisations mais nous aurions tort de ne pas profiter des dernières évolutions”.

Le plus gros projet au monde L’investissement n’est évidemment pas sans risques. Les mâts, d’une hauteur totale de 180 mètres, devront être arrimés par 30 mètres de fond à une distance conséquente des côtes. Ce qui en fait actuellement, selon ses promoteurs, “le projet d’éolien offshore le plus important au monde”. Un défi que ses actionnaires ne craignent pas de relever. “A notre échelle c’est un projet conséquent, observe, Michel Pirlet, responsable d’Ecotech Finance, le bras environnemental de la SRIW qui gère le projet pour la Région wallonne avec la Socofe. Mais les risques sont sous contrôle et la Wallonie sait qu’elle a des objectifs à atteindre vis-à-vis de Kyoto”. En fonction de l’importance du vent, un parc éolien off-shore doit pouvoir fonctionner un tiers du temps. Une production plus importante que sur terre mais qui nécessite des investissements plus importants. Il ne dispose également d’un permis que pour 20 ans. Après cela, il devra en principe être démonté. En attendant, il bénéficiera de certificats verts délivrés par l’autorité fédérale –en vertu du caractère national de l’espace maritime– fixés à hauteur de 107 euros le MW. Soit en vitesse de croisière, après 2012, plus de 100 millions d’euros par an. p François Villers

12 | energymag n°6

06-19 MARKET fr.indd 12

25/06/07 11:15:30

ACTEURS | MARKET

Volvo Truck Europa, la première usine à produire ses énergies sans CO2

“La technique est disponible; tout est question de volonté”. C’est ainsi que Patrick Collignon, le directeur de Volvo Truck Europa, commente le projet qui est appelé à faire de son usine d’Oostakker près de Gand la première installation industrielle du pays à produire la totalité de ses énergies sans émissions CO2. Cette décision annoncée l’an dernier par le groupe Volvo est ainsi devenue réalité. Les techniques en question: la biomasse et l’éolien. Le partenaire? Electrabel. Concrètement, les deux partenaires investiront 10 millions € dans la construction sur le site de Volvo (via un droit de superﬁcie) de trois éoliennes et d’une ch a u d i è r e biomasse ainsi que l’adaptation à la biomasse de la chaudière existante. La nouvelle chaudière sera alimentée par des granules de bois, tandis que l’huile biologique sera le carburant utilisé dans la chaudière adaptée. Au total, le portage biomasse permettra d’éviter l’équivalent des 4.020 tonnes produites par le passé pour une puissance caloriﬁque installée d’environ 17 MW. Côté électricité, les éoliennes produiront 50% des besoins du site, le solde –de l’électricité verte– étant fournit par Electrabel. Les partenaires continueront en outre à collaborer au renforcement des mesures d’économie d’énergie. Nous reviendrons en détail sur cette réalisation dans un prochain numéro.

VITO Votre partenaire en innovation VITO effectue de la recherche dans les domaines de l'environnement, de l'énergie et des matériaux, et ce pour compte des PME, des grandes entreprises et des pouvoirs publics.

TARIFS ELECTRABEL: VERS UNE ENQUÊTE DU CONSEIL DE LA CONCURRENCE C’est bien connu, la période post-électorale est toujours le terreau des coups fourrés. Celui de trop? Manifestement, l’annonce opportune d’Electrabel d’augmenter ses tarifs de gaz et d’électricité dès septembre prochain a eu le don d’en exacerber plus d’un. Et pas seulement pour le choix de la date. Rappelons qu’Electrabel entend augmenter ses tarifs de gaz de 13 à 21% pour les particuliers et les clients professionnels et de 5% ses tarifs d’électricité pour les clients professionnels. Argument invoqué: la hausse des prix du gaz sur les marchés internationaux, évaluée à 46%. Un manque à gagner que l’énergéticien entend “rééquilibrer”. Manifestement, l’argument passe mal. Et les réactions fusent: abus de position dominante! Jusqu’aux partis politiques, qui montent au créneau et remettent sur le tapis la question de cession de capacité par Electrabel. Le CD&V et l’Open VLD allant jusqu’à placer le sujet dans leur carnet de discussion pour la future coalition, tandis que le ministre fédéral de l’énergie, Marc Verwilghen, entend saisir le conseil de la concurrence. La rentrée de septembre s’annonce chaude pour Electrabel.

UNE COGÉNÉRATION RECORD POUR ALSTOM, AU ROYAUME-UNI Alstom construira pour le compte d’E.ON une centrale à cycle combiné en cogénération d’une capacité record de 1.275 MW. Alstom fournira une prestation totalement intégrée, comprenant l’ingénierie, la fourniture des équipements et la construction de la centrale. Implantée dans l’île de Grain (Kent) au Royaume-Uni, l’unité sera constituée de trois groupes composés chacun d’une turbine à gaz GT26, d’une turbine à vapeur et d’un turboalternateur à haut rendement. La chaleur résultant de la production d’électricité sera récupérée par une usine de liquéfaction de gaz naturel, voisine de la centrale, qui l’utilisera pour ses propres besoins. Après le creux de vague ces dernières années, l’équipementier français connaît un regain de succès sur le marché des Turbines Gaz-Vapeur. Une occasion de rappeler, qu’à ce jour, 81 turbines de type GT24/GT26 sont en service dans le monde et totalisent 2,2 millions d’heures d’exploitation.

VALSE DES MILLIARDS CHEZ LES GRANDS Contact: Tél + 32 14 33 55 53 Fax + 32 14 33 55 99 vito@vito.be

www.vito.be

Tandis que le leader européen E.ON prévoit d’investir 60 milliards € ces prochaines années dans la construction de 18 nouvelles centrales électriques (pour un total de 13.500 MW de capacité) en Allemagne et sur de nouveaux marchés en Europe, Electrabel de son côté

planifie la construction de 5 nouvelles centrales pour un montant de 3,5 milliards €. La filiale de Suez construira ainsi deux centrales Turbine Gaz-Vapeur et une centrale mixte charbon/biomasse aux Pays-Bas ainsi que deux unités aux charbon en Allemagne. Les contrats d’équipements ont déjà été confiés. C’est Hitachi Power Europe qui remporte la fourniture des centrales au charbon et Alstom les Turbines Gaz-Vapeur. L’investissement permettra d’accroître les capacités du groupe de 3.200 MW. Rappelons que Suez ambitionne de porter celles-ci à 75.000 MW d’ici 2012, contre 52.000 MW actuellement.

ÉMERGENCE D’UN NOUVEAU GÉANT DE L’ÉOLIEN Alors que l’espagnol Iberdola caracole en tête de la production d’énergie éolienne, avec une part de marché supérieure à 50% au niveau mondial (38.000 MW sur une base installée de 74.000 MW), un autre futur géant de l’éolien poursuit son expansion: le groupe Theolia. En trois, ans, les capacités de production du groupe ont été multipliées par 60 en passant de 50 MW en juin 2004 à près de 3.000 MW en avril 2007. L’entreprise conﬁrme ainsi sa croissance internationale avec une présence en Espagne, au Benelux, en Allemagne, dans les pays de l’Est, en Inde et au Brésil. Elle ﬁnalise également des transactions en Italie et en Grèce. D’ici 2010, elle compte atteindre les 4.000 MW de capacité. Un signe qui ne trompe pas: General Electric, qui prévoit d’investir 270 millions de dollars dans l’énergie éolienne, est entré dans le capital de Theolia à hauteur de 22%.

ELECTRABEL: UN NOUVEAU PARC ÉOLIEN AU PORTUGAL Electrabel vient d’acquérir son deuxième parc éolien au Portugal d’une capacité de 32 MW (16 éoliennes) situé à Serra do Ralo, dans le centre-nord du Portugal. Ce qui porte sa capacité éolienne à 112 MW au Portugal et 450 MW à l’échelle européenne. Ce “rachat” est en fait un transfert de propriété entre Electrabel et Gamesa, le constructeur espagnol d’éoliennes. Les deux entreprises sont liées par une convention qui prévoit le développement par Gamesa de projet éoliens au Portugal d’une puissance pouvant atteindre 214 MW et le rachat de ceux-ci par Electrabel au fur et à mesure de leur installation par l’électricien.

n°6 energymag | 13

06-19 MARKET fr.indd 13

25/06/07 11:15:36

MARKET | FOCUS

Marchés libéralisés

Les communes passent à l’offensive Avec le lancement d’une centrale d’achat d’énergie regroupant pas moins de 226 adhérents, Igretec donne le ton d’une réplique musclée des acheteurs publics locaux à la libéralisation des marchés de l’énergie.

Depuis de nombreux mois, la colère grondait dans les milieux communaux. Il était clair que la nouvelle organisation du marché de l’électricité et du gaz allait mettre à mal nombre de finances communales. Reléguées au simple rôle de gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), les intercommunales d’énergie allaient perdre de confortables revenus liés à la commercialisation de l’énergie et leurs communes de précieux avantages financiers associés à leur participation au capital. Et, très vite, on a pu mettre des chiffres sur ces pertes: 10 à 20% en haute tension/moyenne pression et de 65 à 80% pour l’éclairage public! Une situation qui a fait monter au créneau l’Union des Villes et Communes de Wallonie qui s’insurgeait récemment encore dans son bulletin: “des monopoles de fait profitent des nouvelles règles en vigueur pour imposer ‘leurs’ prix du marché à des autorités locales, forcées d’acheter à prix fort l’électricité nécessaire à l’éclairage public. Ce détournement des mécanismes de libéralisation du marché est d’autant moins tolérable dans le cas de l’éclairage public. Il s’agit, en effet d’une mission de sécurité publique, dont ne peuvent se départir les communes, qui justifie ces acquisitions d’énergie, lesquelles s’opèrent par ailleurs aux heures où les volumes pro-

duits par les fournisseurs concernés excèdent largement la demande nationale. (…) l’Union des Villes et Communes de Wallonie recommande à ses membres de se grouper en centrales d’achat pour permettre la négociation, auprès des fournisseurs d’énergie, de tarifs préférentiels à l’acquisition d’électricité…”. Rien que pour Charleroi, commune particulièrement énergivore vu notamment la vétusté de son parc immobilier, les autorités communales estiment l’augmentation globale à 1,6 millions d’euros pour le gaz et l’électricité. Pas étonnant donc que ce soit de Charleroi que soit partie le gros de la contre-offensive dans le sud du pays. Dès 2004, l’idée d’une centrale d’achat au service des acheteurs publics locaux carolos était dans l’air, pilotée alors par la SEGE (société d’expertise et de gestion énergétique). Elle ne se concrétisera qu’en 2006, après que l’intercommunale de Charleroi, Igretec (Intercommunale pour la Gestion d’Etudes Techniques et Economique) ait vainement tenté de rassembler derrière elle le gros des communes wallonnes. Le projet se concentrera donc sur le Hainaut, par le truchement de l’IPFH, intercommunale pure de ﬁnancement du Hainaut. 226 clients des sphères publique et associative (communes, CPAS, zones de police, hôpitaux, asbl,…) se joignent au projet de départ. La majorité en Hainaut, mais 18 aussi dans le Luxembourg et 21 dans le Namurois. Un pool qui représente pas moins de 7.000 points de fourniture distincts. Une consommation annelle de l’ordre de 270 millions de KWh pour l’électricité et 510 millions de KWh pour le gaz. On parle donc de dizaines de millions d’euros de dépenses publiques, tant pour le gaz que pour l’électricité, dont près de 30% pour la seule Ville de Charleroi. De quoi amener les fournisseurs à

quelques ‘gestes commerciaux’. Et il n’est plus temps d’attendre: le 1er janvier 2007 (date de la libéralisation totale des marchés wallons du gaz et de l’électricité) n’est pas loin. En août 2006, la centrale d’achat est constituée et installée. Six mois plus tard, en janvier 2007, les appels d’offres sont lancés au niveau européen. Seuls deux fournisseurs potentiels y répondront: sans surprise, la SPE et Electrabel Customer Solutions (ECS). Ils se partageront donc le marché. Pour ce qui est de l’électricité, 85%, soit 36 millions d’euros iront à ECS et 15 pc à la SPE. Pour le gaz (40 millions), la proportion sera inversée. Économie annoncée globalement pour l’ensemble des adhérents: 17,8% pour l’électricité et de 12,5 % pour le gaz. Pas de quoi combler les pertes dues à la mise à l’écart des intercommunales des activités de commercialisation de l’énergie, mais un sacré baume sur le cœur tout de même. Durant 32 mois, les adhérents bénéficieront d’un prix fixe pour leur consommation énergétique. Au bout de ce terme, un second marché sera lancé et les prix renégociés. Mais l’objectif de la centrale d’achat commune ne se limite pas à dégager des économies d’échelle. Les deux intercommunales entendent bien valoriser leur expertise en matière de gestion énergétique, en proposant une série de services visant non seulement les aspects comptables liés à la facturation, mais aussi les économies d’énergie et l’URE. Igretec a ainsi lancé des pôles pilotes afin de tester des appareils permettant de mesurer la consommation et de la gérer à distance. Des équipements de mesure chargés de veiller sur la norme de consommation seront installés sur les points qui le nécessitent. Ils permettront d’intervenir en cas de dépassement pour mieux réguler la consommation des installations spécifiques. Avec pour objectif de réduire en deux ans la consommation 20%. Un mécanisme de tiers investisseur est à l’étude pour soutenir les investissements locaux consentis dans cette perspective. p Jean Cech

14 | energymag n°6

06-19 MARKET fr.indd 14

25/06/07 11:15:42

BELGIQUE en bref

[ ELECTRICITÉ ]

Cinq pays européens créent un marché unique de l’électricité

Les marchés de gros restent déﬁcients

C’était annoncé dès la création de Belpex le 21 novembre dernier, le couplage des marchés boursiers de l’électricité mis en œuvre entre Powernext (France), Belpex (Belgique) et APX (Pays-Bas) serait étendu sous peu à l’Allemagne et au Luxembourg. C’est aujourd’hui fondé dans un protocole d’accord signé le 6 juin dernier entre les Etats membres, les régulateurs, les gestionnaires de réseaux de transport, les producteurs et les responsables des marchés boursiers. Ce protocole permettra à l’Allemagne et au Luxembourg de rejoindre dès le 1er janvier 2009 le marché déjà couplé de la France, de la Belgique et des Pays-Bas et former ainsi une grande bourse paneuropéenne de l’électricité. Un pas de plus vers une meilleure concurrence sur les marchés de l’électricité. Rappelons que le mécanisme de couplage des marchés met en commun les carnets d’ordres des bourses aﬁn de mettre la demande et l’offre en contact. Un client belge peut ainsi acheter sur Belpex de l’électricité pour le lendemain au prix de gros le plus avantageux et se voir livrer par un fournisseur français ou hollandais. Ce sera possible dès 2009 avec l’Allemagne et le Luxembourg. Ce couplage a notamment déjà permis une plus grande efﬁcacité dans l’utilisation des capacités d’interconnexion aux frontières, et de réduire les écarts de prix entre les trois pays. Ce faisant il accroît aussi la sécurité d’approvisionnement et favorisera à terme de nouveaux investissements dans les infrastructures de capacités et de transmission entre les cinq pays. A terme, l’union des marchés devrait s’étendre en direction du nord de l’Europe, ainsi que vers la péninsule ibérique. Elle devrait permettre une meilleure intégration des pays de l’Est, ainsi que des pays les plus distants, tels que les pays baltes.

Le 23 mai dernier, Belpex battait un nouveau record de volume de transactions sur le marché Day-Ahead avec un total de 40.634,7 MWh échangés. Soit 16,25% de la consommation moyenne d’électricité du royaume. C’est 6.200 MWh de mieux que le précédent record réalisé le 12 mai. Le signe aussi que l’optimisation des capacités d’interconnexions est un succès puisque près de 100% des capacités sont atteintes dans les heures de congestion. Les prix par contre se sont envolés le 23 mai: le belix a clôturé à 59,16 €/ MWh, avec une pointe à 87,62 €/MWh en heures pleines (24.219,2 MWh échangés) et 30,69 €/MWh en heures creuses (16.415,5 MWh échangés).

Le chiffre du mois

Belpex

La Commission Européenne voulait en avoir le cœur net, elle l’a! Si la hausse des prix des combustibles a bien participé à l’augmentation des prix de l’électricité dans l’UE depuis 2003, les prix de gros de l’électricité sont par contre nettement plus élevés que ce que l’on pourrait attendre de marchés parfaitement concurrentiels! C’est ce que confirme une étude sur les marchés de gros de l’électricité dans six Etats Membres (Belgique, l’Allemagne, l’Espagne, la France, Pays-Bas et la Grande Bretagne) réalisée par un consultant extérieur à la demande de la Commission. Ces résultats confirment les conclusions du rapport final de la Commission dans son enquête sur la concurrence dans le secteur de l’énergie, à savoir que la concurrence sur les marchés de gros de l’électricité ne fonctionne pas encore correctement. A noter que l’étude ne tient pas compte de l’effet Belpex dans notre pays, la bourse de l’électricité ayant été créé en 2006.

Pétrole: pénurie dans 40 ans selon BP Les tenants de la théorie de l’ASPO prédisant le pic pétrolier à très brève échéance trouveront dans la lecture de l’incontournable rapport annuel du groupe pétrolier BP de nouveaux arguments! Au rythme actuel de la production et de la consommation, BP envisage ni plus ni moins l’épuisement des ressources pétrolières d’ici 2048. Premier signe de ce déclin: en 2006, le pétrole, certes toujours en tête des énergies utilisées, a connu une diminution inédite de sa consommation mondiale. La hausse n’est que de 0,7%, soit la moitié de sa croissance annuelle moyenne des dix dernières années. Ce qui ne freine pour autant pas la croissance de la consommation mondiale d’énergies primaires: +2,4% en 2006. La Chine on s’en doute tire cette croissance avec près de 15% de la consommation mondiale toutes énergies confondues. On ne sera pas étonné de voir que le charbon explose: +4,5% sur l’année. Et le nucléaire: +1,4%. En Europe, le gaz reste l’énergie primaire dominante, le charbon en Asie. Et le renouvelable? Si le rapport note un développement rapide, notamment de l’éolien et du solaire, cela reste très (trop) faible. Malgré une croissance de 25% en 2006, l’éolien ne dépasse pas les 1% de la part d’éléctricité produite dans le monde, le solaire encore moins.

[ HYBRIDES ] Toyota: le cap du million franchit Alors que dans une récente interview à un magazine automobile international, l’ex PDG de Renault, Louis Schweitzer afﬁrme qu’il n’y a pas de solutions viables à long terme pour la réduction des émissions de C02 des voitures, les autres avancent. Fin mai, les ventes cumulées des modèles hybrides (essence/électricité) conçus par Toyota dépassaient le million d’unités. Rappelons que Toyota a lancé son premier modèle hybride, la Prius, en 1997. Selon le constructeur, ce million de voitures aurait permis d’économiser 3,5 millions de tonnes de C02, par rapport à ce qui aurait été émis par des véhicules de même taille et de même puissance équipés de moteurs fonctionnant uniquement à l’essence.

Nouveau record de volume pour Belpex

| MARKET

40.634,7 06-19 MARKET fr.indd 15

n°6 energymag | 15

25/06/07 11:15:46

MARKET | TRENDS

Overview for April-June 2007 - Outlook for 2007 PETROLE Aperçu des marchés du pétrole À la fin de mars, le prix du Brent est repassé au-dessus des 65 $/baril suite aux craintes d’une escalade des tensions avec l’Iran, ce qui a perturbé les approvisionnements en provenance du Moyen-Orient. Les violences qui ont précédé l’élection présidentielle au Nigeria ont également affecté à la baisse la production du pays, poussant les prix à la hausse. Alors que l’approche du pic estival aux Etats-Unis a renforcé la demande, les raffineries américaines ont éprouvé une série de problèmes qui ont menacé l’approvisionnement. Les capacités US de raffinage sont à leur plus bas historique sur ces 15 dernières années. Les prévisions d’une saison d’ouragans dans l’atlantique plus intense que la normale a fini de tirer les prix à la hausse. Perspectives sur les marchés du pétrole Des craintes quant à un approvisionnement réduit en essence aux Etats-Unis devraient faire grimper les prix du pétrole durant la saison estivale américaine. Les tensions géopolitiques au Moyen-Orient et le malaise persistant au Nigeria mettront une pression complémentaire à la hausse sur les marchés du pétrole dans les prochaines semaines.

Spot prices for Brent oil, 06/2006-06/2007

Spot prices for Brent oil, Apr – June 2007

MARKET FOCUS Focus: la baisse des prix de l’électricité en Europe, fruit de la dérégulation? Ou de la volatilité des prix? En Europe, contrairement à l’année dernière où la déréglementation désormais effective pour l’ensemble des pays était synonyme d’augmentations des prix de l’électricité, l’évolution est plutôt à la baisse pour cette année. En effet, tous les pays européens étudiés, à l’exception de l’Italie, 2007 International Electricity Cost Comparison des Pays-Bas et de Denmark l’Espagne, ont vu Italy leurs tarifs baisser au Germany cours des 12 derniers Netherlands Belgium mois. C’est du moins United Kingdom le constat effectué Spain United States par NUS Consulting, France dans son étude Australia Finland annuelle(*) portant sur Sweden le coût de l’électricité Canada pour les entreprises. South Africa Faut-il pour autant en conclure que la déréglementation des marchés de l’électricité atteindrait son but, à savoir faire baisser les prix? Rien n’est moins sûr! Trois facteurs plaident en ce sens. D’une part, la baisse des prix cache mal les disparités entre pays: cela va d’un modeste -1% chez nous à -26% en France. D’autre part, la décrue est, dans certains cas, artificielle. En particulier en France où un mécanisme transitoire mis en place par le gouvernement fin 2006 (appelé le TARTAM) sous la pression des grands consommateurs a eu pour effet de contenir l’envolée des prix. Le troisième facteur est l’importante fluctuation des prix qui a persisté

au cours des 12 derniers mois sur les marchés européens, avec des variations de 20% et plus suivant la période de l’année et les marchés concernés. En clair, la volatilité des prix de l’électricité reste un élément avec lequel il faut compter. Avec comme corollaire, la nécessité de bien calquer son timing d’achat et de gérer les risques inhérents à sa politique d’approvisionnement! Et ce, même si l’étude note une certaine stabilité des prix en Belgique ces derniers mois, sans doute due à la mise en place de Belpex, la bourse belge d’électricité. Reste que cette (relative) stabilité cache mal la hauteur des prix belges: à 0,0856 € du kWh, la Belgique passe du 7e au 5e rang des pays les plus chers en matière d’électricité, juste derrière les Pays-Bas et l’Allemagne. Une situation qui, selon NUS Consulting, exacerbe le mécontentement de nombreux gros consommateurs qui réclament du gouvernement une enquête sur une possible entente des fournisseurs sur les prix, comme cela est actuellement le cas en Allemagne. L’étude pointe un dernier coup de semonce: Electrabel, loin de perdre sa domination sur notre territoire, regagnerait des parts de marché par rapport aux années précédentes. Un signe, parmi d’autres, qui fait prédire à NUS Consulting une remontée des prix au-dessus du taux d’inﬂation dans les neuf prochains mois. (*) L’Observatoire International des Coûts Énergétiques. Les résultats de l’étude sont basés sur les prix au 1er avril 2007 pour la fourniture de 1.000 kW à une entreprise ayant une consommation mensuelle de 450.000 kWh. Les prix comprennent les frais de transport et de distribution, hors T.V.A.

16 | energymag n°6

06-19 MARKET fr.indd 16

25/06/07 11:15:49

TRENDS | MARKET

GAZ Des températures plus élevées que la normale et un approvisionnement sufﬁsant en Angleterre et en Belgique ont fait baisser les prix du gaz Month Ahead de Zeebrugge à un nouveau record de 7,6€/MWh le 26 avril dernier. En mai, l’arrêt pour entretien de la plus grosse unité de stockage de gaz au Royaume-Uni (Rough) a relevé la tension sur la demande. Une tension accrue par un décalage substantiel de l’offre, provoqué par une réduction des livraisons à la fois de Norvège et des Pays-Bas sur le gazoduc BBL. La demande croissante et des importations plus faibles ont fait remonter les prix Month Ahead de Zeebrugge à 12,8 €/MWh vers la mi-mai. Sans autres indices baissiers prévus à court terme, la question est de savoir jusqu’à quel point la tendance à la hausse peut redescendre des niveaux actuels alors que beaucoup voient déjà les prix comme très bas. Une panne majeure non planiﬁée dans l’approvisionnement pourrait pousser les prix Month Ahead à des niveaux beaucoup plus élevés.

Gas prices at Zeebrugge, 06/2006-06/2007: Month+1, Year+1

Gas prices at Zeebrugge, Apr – June 2007: Month+1, Year+1

ELECTRICITE Aperçu des marchés de l’électricité Depuis le creux atteint fin février 2007, les marchés européens de l’électricité sont remontés. Des températures supérieures à la normale ont accru les besoins en climatisation et tendu la demande en Europe. Une tension renforcée par l’arrêt pour cause de maintenance de plusieurs centrales électriques nucléaires en Allemagne et en France. La réduction moyenne de 10% infligée par la Commission Européenne aux plans nationaux d’allocations (PNAQ II) a eu une incidence à la hausse sur le coût des permis d’émissions qui ont à leur tour entraîné la hausse des prix de l’électricité. Perspectives sur les marchés de l’électricité Les dernières prévisions météo indiquent que les températures en Europe cet été franchiront de nouveaux records avec un impact important sur la demande en climatisation. Si un tel été caniculaire se confirme, le pic de demande d’électricité poussera les prix à la hausse. En sabrant dans les plans d’allocations PNAQ II, la commission Européenne a clairement montré son intention de pousser à la hausse les prix des permis d’émission afin de créer un incitant fort à la réduction des émissions. Les prix de l’électricité en Europe devraient en conséquence être entraînés à la hausse par le marché carbone.

European electricity prices 06/2006-06/2007: Year+1

European electricity prices Apr – June 2007: Year+1

CARBONE Aperçu sur les marchés carbone Depuis la fin février, les prix des quotas EUA en Phase II ont été sur une pente ascendante presque continue tandis que le marché en Phase I a pratiquement tendu vers zéro, traduisant une position longue globale en Europe. Le marché en Phase I est considéré aujourd’hui comme un marché «mort» par les traders. Pour éviter le même scénario de sur-allocation en Phase II, la Commission Européenne a appliqué une politique sévère. Elle a coupé dans pratiquement tous les plans d’allocations nationaux pour s’assurer un niveau de prix suffisamment élevé incitant les industriels à réduire leurs émissions. Quelques corrections de prix se sont produites dans cette tendance à la hausse: elles ont reflété la prise de bénéfices et la spéculation sur les quotas CER.

Carbon prices 06/2006-06/2007

Perspectives sur les marches carbone Vu que la Commission Européenne a réduit en moyenne de 9,4% les 22 plans d’allocation PNAQ II déjà soumis, elle devrait faire de même avec les cinq derniers à se soumettre (Chypre, DaCarbon prices Apr – June 2007 nemark, Portugal, Roumanie et Bulgarie). Cette politique environnementale globale de l’Europe devrait tirer à la hausse les permis d’émission. Cependant, le marché des quotas CER devrait jouer un rôle important dans l’évolution future des prix des quotas EUA. Actuellement, le différentiel à la baisse entre le prix des CER et des EUA crée un arbitrage évident. Quand le système ITL (International Transaction Log) permettra l’importation des CER sur le marché spot européen (EU ETS), le prix des EUA pourrait baisser de façon signiﬁcative tandis que celui des CER augmenterait. Ces pages indicateurs et leurs commentaires ont été réalisés avec le concours de GfE Energy Management.

06-19 MARKET fr.indd 17

ENERGY MANAGEMENT

n°6 energymag | 17

25/06/07 11:15:57

MARKET | FOCUS

Marché de l’énergie

Un nouveau créneau pour Monsieur Météo En séparant les métiers et en multipliant les opérateurs, la libéralisation a bousculé les habitudes et brouillé l’horizon dans le secteur de l’énergie. Les nouveaux services liés à la climatologie et surtout à la météorologie, pourraient bientôt y faire la pluie et le beau temps.

Ah le bon temps des monopoles énergétiques! Pour s’assurer de l’indispensable équilibre du réseau électrique –l’électricité comme chacun sait ne se stockant pas– il suffisait alors à l’acteur dominant d’avoir un œil sur ses frontières, histoire de contrôler les flux électriques à l’entrée et à la sortie, et d’ajuster sa production en temps réel pour compenser les écarts. Pour peu qu’on y mette un peu de bonne volonté, personne ne vous cherchait querelle pour l’un ou l’autre dépassement et les écarts de coûts étaient tout naturellement absorbés par les consommateurs. Avec l’ouverture des marchés, tout cela est devenu bien plus compliqué. Désormais, c’est Elia, gestionnaire du réseau de transport, qui surveille les frontières et veille à l’équilibre du réseau électrique. Pour lui permettre d’établir les calculs de sécurité réseau, il exige des différents producteurs d’électricité de lui communiquer chaque jour, avant 13h00, le profil de consommation prévisionnel pour l’ensemble de leur clientèle quart d’heure par quart d’heure. Et il applique des pénalités pour tout écart par rapport à ces prévisions, de sorte à couvrir les capacités de production supplémentaires qu’il est éventuellement obligé d’acheter sur le marché pour ajuster ses capacités en temps réel. Pour un producteur important comme Electrabel, ces pénalités peuvent se chiffrer annuellement en dizaines de millions d’euros. Il y a donc intérêt à voir venir. Les gros producteurs d’électricité ont donc d’autant plus d’intérêt à affiner leurs prévisions de consommation que

les réglages qu’ils devront éventuellement opérer en temps réel pour préserver l’équilibre du réseau et éviter les amendes vont monopoliser, dans le cas d’une production classique, leurs centrales les plus flexibles qui sont précisément aussi les plus coûteuses. Un effet-retard de plusieurs semaines Or, l’ensemble de la clientèle étant désormais réparti entre plusieurs opérateurs concurrents, chacun d’entre-eux ne dispose plus que d’une vue partielle du profil global de consommation et n’a accès à ces informations cruciales qu’avec un effet-retard de plusieurs semaines. Allez donc dans ces conditions faire des prévisions de charge qui vous mettent à coup sûr à l’abri des mauvaises surprises! Du coup, voilà qu’un paramètre essentiel du profil de consommation prend une importance nouvelle: la météo. Que ce soit via le chauffage en hiver, ou (de plus en plus!) l’air conditionné en été, la température pèse lourdement on le sait sur le profil de consommation. Ce n’est pas en soi une nouveauté bien sûr et le secteur de l’énergie exploite depuis bien longtemps les données météorologiques pour moduler sa stratégie en fonction des évolutions climatiques. Mais jusqu’ici, il se contentait dans une large mesure des données brutes disponibles sur le marché. Il apparaît aujourd’hui clairement que, dans un marché nettement plus concurrentiel, des prévisions météorologiques plus fines peuvent faire la différence entre une gestion énergétique approximative –et de plus en plus onéreuse– et une gestion pointue qui valorise les mar-

ges. C’est vrai non seulement pour ce qui concerne les températures, mais de plus en plus aussi pour d’autres données telles que le vent, la couverture nuageuse, l’hygrométrie ou l’ensoleillement. Au point que, chez Electrabel, une personne suit aujourd’hui en permanence, sept jours sur sept, les prévisions météo. La nouvelle donne du renouvelable En cause bien sûr aussi, l’irruption des énergies renouvelables –éolien, solaire, hydraulique, …– dont la part actuelle en Belgique ne justifie pas encore une exploitation systématique et intensive des prévisions météo, dans la mesure où elle n’a que peu d’impact, vu la modicité relative des flux considérés, sur l’équilibre du réseau. Mais cela devrait changer. “Jusqu’ici en Belgique”, note Olivier Ducarme qui dirige le département forcasting chez Electrabel, “on avait peu d’incertitudes au niveau du parc de production. Mais avec l’irruption des énergies renouvelables et de la production décentralisée, ce niveau d’incertitude augmente régulièrement…”. Déjà, chez Elia, on prend en compte les prévisions de vent pour la production éolienne des parcs allemands et danois dont les flux électriques sont de plus en plus significatifs. “Actuellement”, constate JJ. Lambin, “puisque en l’occurrence ce sont les Allemands qui sont responsables du balancing, il n’y a pas de nécessité au niveau d’Elia d’avoir une grande précision météo. Mais si notre parc éolien national devait se développer

18 | energymag n°6

06-19 MARKET fr.indd 18

25/06/07 11:16:00

FOCUS | MARKET

considérablement, ces prévisions deviendraient plus stratégiques, comme c’est actuellement déjà le cas en Espagne où la part de l’éolien est nettement plus significative”. Modélisation et puissance de calcul On devine déjà nos opérateurs éoliens sur le qui vive. Car jusqu’ici, les données ‘vent’ dont ils disposent ne donnent encore qu’une évaluation à la grosse louche de la production à venir. Mais il est évident qu’on peut aller plus loin. Grâce aux nombreux modèles mathématiques mis au point par les chercheurs et dédiés au secteur de l’énergie, et surtout à la puissance de calcul croissante de nos ordinateurs, les météorologues sont aujourd’hui techniquement en mesure de calculer avec une belle précision la force et la direction du vent à un endroit donné et même l’électricité qu’une éolienne donnée va pouvoir injecter sur le réseau. “Ces prévisions sont particulièrement délicates”, reconnaît Johan Jaques, Directeur de MétéoServices*, “mais elles sont déjà parfaitement à notre portée. Les modèles que nous utilisons aujourd’hui sont assez précis pour cela. Outre le vent, il faut tenir compte aussi du type d’éolienne, de son exposition, de son âge, de son environnement (relief, effets tunnel). Quant au vent proprement dit, il suffit du passage d’un cumulus au-dessus de l’éolienne et d’une petite averse très localisée pour que la prévision relative à ce quart d’heure-là soit remise en cause. Mais la technologie MOS (Model Output Statistics) nous permet d’affiner sans cesse nos prévisions, en introduisant différents paramètres supplémentaires”. Ceci dit, cette précision et cette fiabilité des prévisions a un coût. Au point que des sociétés comme MétéoServices sont amenées, pour nourrir leurs modèles, à acheter en commun au sein de MetéoGroup, certaines données particulièrement onéreuses. La nouvelle niche du trading Conscient que la qualité, la précision et la fiabilité des prévisions-météo constituent désormais des éléments

stratégiques essentiels, le département forcasting d’Electrabel a développé ses propres modèles et les affine continuellement. Et comme la plupart des gros acteurs du secteur de l’énergie, il ne songe pas seulement aux économies qu’il peut réaliser sur le terrain de la production. Tous ont perçu le potentiel financier de ces données météorologiques dans le cadre du trading. Pour Johan Jaques, “c’est la nouvelle niche à occuper. Et pas seulement au niveau des producteurs d’énergie. C’est là que le besoin de prévisions à court terme va encore augmenter dans un proche avenir”. Sur le marché du long terme, l’important n’est pas tant d’avoir une prévision parfaitement fiable que de savoir ce que sait son concurrent, de manière à pouvoir anticiper ses décisions. Pour le négoce d’énergie à court terme, la fiabilité des prévisions devient cruciale. “Mieux on est capable de prévoir la quantité exacte d’énergie qu’on produira à un moment donné, plus cette électricité prend de la valeur”. Et on y travaille en usant de tous les outils techniques et mathématiques susceptibles d’affiner la prévision. L’utilisation des images radars par exemple pourrait se révéler précieuse pour cibler, sur de courtes périodes, les pics probables de consommation très localisés. On compte aussi beaucoup sur le potentiel d’amélioration quant aux diverses grandes tendances météorologiques: températures, vents, pluviosité,… “On

n’est pas encore capable de prédire, 36 ou 48 heures à l’avance et à un quart d’heure près où une averse va tomber, mais on avance bien”. Il semble même qu’on avance tellement bien que le problème se situe plutôt au stade actuel sur la meilleure manière de valoriser ces données sur Belpex. Viendront sans doute ensuite les créneaux encore peu usités en Belgique, mais déjà largement exploités aux States ou au Nord de l’Europe et liés au ‘weather risk management’. Il s’agit désormais pour le producteur, souvent en sous-capacité, de se protéger contre les déviances climatologiques. Car quand on ‘tourne’ avec une marge de 5% pour un hiver normal, 1°C en plus ou en moins peut affecter considérablement la rentabilité. Avec 2 ou 3°C en plus que la normale, on risque de vendre à perte. Avec 2 ou 3°C en moins on pourrait bien être incapable de fournir et obligé d’acheter au prix fort pour répondre à ses obligations. Le climat de ces derniers mois en a fait l’excellente démonstration et on sait désormais que de profonds changements climatiques sont à nos portes. Les assureurs se frottent déjà les mains… p Jean Cech

* MétéoServices est la principale société privée offrant en Belgique l’ensemble des services liées aux prévisions météorologiques. Crée en 1996, elle fait aujourd’hui partie de MétéoGroup, leader sur le marché européen.

n°6 energymag | 19

06-19 MARKET fr.indd 19

25/06/07 11:16:03

MANAGEMENT | ORGANIZATION

Grand tertiaire et multi-sites

Alors que la présence parfois pléthorique de consultants externes n'étonne plus personne dans les départements IT, les services de gestion du bâtiment font encore figure de parents pauvres de la consultance. Certes, on réalise aujourd'hui toujours plus d'audits énergétiques dans notre pays. Pourtant, ce n'est pas l'audit qui fait la stratégie. Et bien des rapports traînent dans un tiroir faute d'une réelle politique d'Energy Management. Le consultant Altran Europe ouvre la voie, celle des cols blancs qui débarquent dans les chaufferies.

Structurer votre Energy Management? Passez au consultant! À bien y réfléchir, c'est un peu comme à l'époque de la tendre enfance: d'un geste tendre mais ferme, la mère pousse son fils au milieu du bac à sable lui disant "Va mon fils". Ainsi en est-il pour bon nombre d'Energy Managers: catapultés à la fonction, à eux de se débrouiller avec les moyens du bord. Reste que sans moyens et sans support, on arrive rarement à des résultats. Encore moins dans la durée. "On voit beaucoup de responsables énergie ou de gestionnaires de bâtiment à qui l'on assigne des objectifs de résultats. Mais rien ou peu est fait par la hiérarchie pour les assurer d'y parvenir", explique Rémy Carera, consultant chez Altran Europe. Plus globalement, se pose la question de la capacité des entreprises à acquérir une "expertise" en Energy Management, seul gage de résultats à long terme. Dans notre précédent numéro, nous nous fai-

20 | energymag n°6

20-23 MANAG Altran fr.indd 20

24/06/07 16:31:05

ORGANIZATION | MANAGEMENT

sions l'écho de la méthode d'évaluation de la maturité énergétique d'une entreprise industrielle proposée par Siemens Industrie. Non seulement, rares sont les industriels belges qui peuvent se targuer d'une grande maturité en la matière, mais, en outre, le principal enseignement de cette méthode, c'est que la question technique est souvent secondaire. L'essentiel tient en un mot: l'organisation. Toute entière tendue vers l'objectif. Et ce qui vaut pour l'industrie vaut pour le tertiaire. Établir sa feuille de route Ainsi, sans organisation, le groupe Delhaize ne serait pas parvenu à réduire de 6% sa consommation énergétique en deux ans. En kWh consommés, et à stock de supermarchés croissant! Pourtant, l'entreprise n'a pas engagé de moyens financiers considérables, ni réalisé d'investissements majeurs dans ses installations. Elle a juste établi un plan de bataille qu'elle met en œuvre pas à pas. Et c'est là tout l'enjeu de la méthodologie proposée par Altran: aider l'entreprise à établir sa feuille de route! En d'autres termes, structurer son Energy Management. "Une feuille de route est plus importante qu'une expertise technique pour atteindre un objectif. Notre intervention consiste à mettre en place le management énergétique de l'entreprise selon une méthodologie qui a pour but, à partir d'une analyse préalable, d'évaluer, de planifier et de mettre en œuvre les meilleures solutions d'efficacité énergétique suivant des objectifs précis, quantifiables et atteignables", explique Rémy Carera. La méthodologie Altran comporte en pratique quatre étapes: assurer l'engagement de la hiérarchie (Commitment Efficiency), mettre en place un système d'évaluation des performances des bâtiments (Assess performance), identifier et prioriser les mesures à mettre en œuvre (Prioritise) et réévaluer les performances dans un processus continu (Re-Asseses).

grands partenariats de Solvay. Un engagement que Bernard Poulin, Department Manager Energy, Utilities & Telecom, traduit à sa manière: "Nous recherchons en permanence tous les moyens possibles d'abaisser nos coûts sans sacriﬁer notre niveau de services et l'énergie n'est pas le moindre des leviers", explique-t-il. "C'est un domaine où bon nombre de mesures ont prouvé leur rentabilité, que ce soit en termes d'image ou de coûts".

Make a commitment La première étape est donc d'obtenir un "engagement" de la hiérarchie. De quoi s'agit-il? D'apporter une déﬁnition précise de ce que l'entreprise attend d'un plan d'Energy Management et des moyens qui lui seront accordés. "La politique d'Energy Management doit être une politique de groupe, au plus haut niveau de la hiérarchie. Cela donne du poids à l'Energy Manager pour atteindre ses objectifs", explique Rémy Carera. Cet engagement n'est pas forcément réduit à la seule dimension énergie. Ainsi, sur le campus de Recherche & Développement du groupe Solvay, à Neder-Over-Hembeek, le "commitment" est plus global: les coûts d'exploitation au m2 doivent être les plus compétitifs possibles tout en garantissant la meilleure infrastructure d'accueil d'un centre de recherche totalisant plus de 125.000 m2 d'infrastructures. L'enjeu: attirer les meilleures spin-off belges et étrangères qui feront demain les

Un cockpit de gestion L'engagement acquis, la question qui revient souvent chez les gestionnaires de bâtiments, c'est par où commencer. La réponse tient en une phrase: par l'évaluation des performances des bâtiments. "Mettre en place un système de mesure des performances est essentiel", précise Rémy Carera d'Altran. "Sans mesure, on ne peut déﬁnir d'objectifs et encore moins savoir si on les atteint. La mesure a surtout pour but d'établir le benchmark

Electricity Technical Heating & Cooling…

Use of PC’s Commitment Efficiency

Assess Performance

Prioritise

Behaviour Use of Lighting…

Maintenance schedule

New ideas Best Practice

Organisation Re-Assess

Billing folluw-up

L'Energy Management selon Altran "Notre intervention consiste à mettre en place le management énergétique de l'entreprise selon une méthodologie qui a pour but, à partir d'une analyse préalable, d'évaluer, de planifier et de mettre en œuvre les meilleures solutions d'efficacité énergétique suivant des objectifs précis, quantifiables et atteignables", explique Remy Carrera. La méthodologie Altran comporte quatre étapes: assurer l'engagement de la hiérarchie (Commitment Efficiency), mettre en place un système d'évaluation des performances des bâtiments (Assess performance), identifier et prioriser les mesures à mettre en œuvre (Prioritise) et réévaluer les performances dans un processus continu (re-assess). n°6 energymag | 21

20-23 MANAG Altran fr.indd 21

24/06/07 16:31:13

MANAGEMENT | ORGANIZATION

des bâtiments et les indicateurs importants nécessaires à la gestion de l'entreprise. Et de les formaliser dans un cockpit de gestion adapté à ses besoins". C'est ce qu'à fait le groupe Delhaize. Dès 2003, celui-ci mettait en place un monitoring énergétique sur plusieurs de ses sites les plus gourmands en énergie. L'objectif: comprendre les ﬂux énergétiques d'un supermarché, identiﬁer les postes consommateurs, évaluer les mesures à mettre en œuvre et les potentiels de réduction des consommations. Pour mettre en place son "cockpit" de gestion, Delhaize a fait appel à Dapesco, une société spécialisée dans le monitoring énergétique, conceptrice d'une plateforme logicielle de gestion énergétique baptisée EMIS. Cet applicatif EMS (Energy Management System) fonctionne via une interface Web et permet de monitorer à distance les consommations énergétiques des bâtiments sélectionnés par Delhaize, avec un niveau de détail variant suivant les besoins du client. Les données sont centralisées jour par jour (voire quart d'heure par quart d'heure) sur un serveur accessible à tout moment via un simple navigateur web. Et tous les mois, le groupe Delhaize reçoit un rapport détaillé des performances de ses bâtiments avec le niveau de détail souhaité. "L'applicatif de Dapesco est l'une des solutions du marché, mais il y en a d'autres", intervient Rémy Carera. "Ici, nous intervenons en conseil du client sur le choix de l'outil le plus

approprié à sa problématique. Notre tâche principale sera d'établir avec le client le cahier des charges de ce qui doit apparaître dans le cockpit, les KPI (Key Performance Indicators) les plus appropriés pour l'entreprise, et si nécessaire de l'implémenter pour le client". Catégoriser et prioriser Ce système de mesure permettra d'évaluer les performances de chaque bâtiment, de les comparer, d'identifier les bâtiments et les actions prioritaires à mener. C'est la phase de catégorisation et de priorisation. "Il s'agit tout d'abord d'identifier les différents types de bâtiments et de les regrouper selon des contraintes communes. Pour une banque, par exemple, les agences bancaires ont une typologie identique, pour la plupart des sites de 300 m2, deux façades, implantés en centre ville". Elles feront donc l'objet d'un plan spécifique, tandis que les bâtiments centraux de grande taille

Profil d'un consultant qui monte! La société Altran-Europe a été constituée à Bruxelles en 1991. Elle fait partie du groupe Altran fondé en 1982 en France et actif sur trois continents, l'Europe, l'Amérique et l'Asie. Elle occupe 300 consultants sur toute la Belgique, principalement des ingénieurs civils. Les services s'articulent autour de trois pôles: le conseil en technologie et R&D, organisation et systèmes d’information, stratégie et management. Sous la direction d'Olivier Englebert, la cellule énergie d'Altran Europe s'est spécialisée dans la fourniture de services destinés à améliorer le confort et à réduire les coûts à travers l'optimisation des systèmes d'énergie. Sa méthodologie à trois dimensions couvre l'efficacité énergétique, la production d'énergie durable et la stratégie de gestion sur site et en continu de l'énergie. L'équipe bénéficie en outre du soutien d'Altran Solutions, le centre d'expertise en innovation énergétique du groupe Altran basé aux Pays-Bas. Parmi les clients, on retrouve Belgacom, Carrefour, La Redoute, la SNCB, Mobistar, la Banque Nationale de Belgique ou encore la Région Wallonne.

suivront une autre analyse. Mais l'analyse ne se limite pas à la typologie des bâtiments. "Pour chaque catégorie de bâtiments, nous aidons l'entreprise à identifier les mesures types à mettre en œuvre sur le plan technique (réseau électrique, chauffage, ventilation et refroidissement, enveloppe du bâtiment, régulation, etc.), comportemental (bureautique, éclairage, etc.) et organisationnel (planning de maintenance, suivi et contrôle des factures, etc.)". Ici on est dans un processus itératif continu. Le but n'est pas de faire un audit détaillé de chaque bâtiment, mais bien de mettre en place un système de gestion permettant d'identifier les mesures réalisables et de les évaluer. Chez Solvay, par exemple, Bernard Poulin a mis en place des groupes de créativité qui ont travaillé à l'identification de mesures d'efficacité énergétique sur l'ensemble du site. Solvay utilise une méthode qui lui est propre, basée sur un principe de créativité par mots clés comme substituer (un combustible par exemple), combiner (récupérer de l'énergie), ajouter (de nouveaux purgeurs), modifier (le comportement des occupants), permettre (la fermeture automatique de vannes), éliminer (les fuites), etc. Le résultat est une liste de plus de 300 mesures identifiées qui font l'objet à présent d'une évaluation de mise en œuvre suivant plusieurs critères comme la faisabilité, les contraintes et préalables nécessaires, les investissements à réaliser, l'économie potentielle et le retour

22 | energymag n°6

20-23 MANAG Altran fr.indd 22

24/06/07 16:31:15

ORGANIZATION | MANAGEMENT

sur investissement. Soit, exactement ce que propose Altran à ses clients. Pour évaluer et prioriser les actions, le consultant fait appel à une méthode de sélection multicritères venue de l'industrie. "Pour chaque type d'actions, un logiciel d'analyse permet de l'évaluer sur un certain nombre de critères comme les gains potentiels, les risques et contraintes, les délais de mise en œuvre et l'investissement nécessaire. L'action est ensuite notée suivant la valeur pondérée à chaque critère. La notation permet alors de sélectionner les actions prioritaires suivant la politique de l'entreprise", précise Rémy Carera.

implémenté la norme de management environnemental ISO 14 001 au sein de leur entreprise sont au fait de cette méthode. La norme est entièrement basée sur la méthode Deming. Des cols blancs, on vous disait! p

Jean-François Marchand

Plan Do Check Act, la boucle vertueuse du PDCA Pour mettre en œuvre le plan d'action, Altran se base sur le concept de l'amélioration permanente des processus ou méthode PDCA (Plan Do Check Act). Cette méthode comporte quatre étapes, chacune entraînant l'autre, et vise à établir un cercle vertueux. PLAN (P): déﬁnir les objectifs, la façon dont on va les atteindre, l'échéancier. DO (D): former puis exécuter. CHECK (C): vériﬁer que les objectifs visés sont atteints. Sinon mesurer l'écart, comprendre ce qui s'est passé. ACT (A): prendre les mesures correctives pour arriver au résultat et s'assurer que cet acquis demeurera stable. Engager de nouveaux objectifs.

www.concerto.be

Plan Do Check Act Avoir une feuille de route est une chose, la mettre en œuvre une autre. Ici encore, le consultant entend apporter son support dans l'implémentation et

la pérennisation du plan d'actions. Comment? En aidant l'entreprise à s'engager dans la voie vertueuse de l'amélioration continue grâce à la méthode PDCA (Plan Do Check Act). Cette méthode connue sous le nom de Roue de Deming s'appuie sur l'optimisation des processus et des modes d'organisation en vue de créer une amélioration permanente. Son principe, décrit en 1951 par le statisticien américain W. Edwards Deming, consiste à procéder à une amélioration, vériﬁer que le résultat obtenu correspond à l'attente, qu'il est stable et recommencer. Le principe sous-entendant qu'une fois un objectif atteint, le suivant devra être plus ambitieux. La roue de Deming et sa boucle d'amélioration (Plan Do Check Act) est aujourd'hui reconnue comme un principe de conduite managériale simple et universel. Tous ceux qui ont

Bien plus que du gaz naturel ! -> Sécurité d’approvisionnement

-> Offre compétitive sur mesure

-> Flexibilité des fournitures

-> Conseils personnalisés en matière

-> Approche multi-sites transfrontalière

d’économie d’énergie

Distrigaz SA rue de l’Industrie 10 BE-1000 Bruxelles Tél.+32 (0)2 557 30 01 Fax +32 (0)2 557 31 12 e-mail info@distri.be www.distrigaz.eu

Annonces128x190.indd 2

22/05/07 18:00:11

n°6 energymag | 23

20-23 MANAG Altran fr.indd 23

24/06/07 16:31:22

DOSSIER | MARCHÉ CO2

Quotas d’émissions Même si votre entreprise n’est pas (encore) soumise au système d’échange de quotas CO2 découlant du protocole de Kyoto, il n’est pas inutile de comprendre les mécanismes et les enjeux qui vont définitivement se mettre en place l’an prochain. Car tôt ou tard, il vous faudra tenir compte d’un nouvel actif à gérer: le crédit carbone. Et celui-ci aura bien plus d’implication sur vos activités que vous ne l’imaginez encore.

Vers une économie à faible intensité carbone La transition des entreprises vers une économie à basse intensité carbone est engagée. Une production des énergies moins fossile et l’efficacité énergétique y joueront un rôle majeur. Mais pas seulement.

Un marché cap and trade Le protocole de Kyoto (PK) prévoit la diminution des gaz à effet de serre (GES) en les ramenant pour l’année 2050 à leur niveau de 1995. Dans ce cadre, les états de l’Union Européenne ont confié l’application de ce protocole à l’Union, lors du sommet de Lisbonne en 2002. La Commission Européenne a élaboré deux directives: la directive 2003/87/CE et la 2004/101/CE. Pour atteindre les objectifs de diminution des GES, l’Europe à repris le principe d’un marché d’échange “cap and trade” inspiré de celui des pluies acides mis en place aux USA en 1995. L’efficacité de ce type de marché part du principe qu’on limite les quotas d’émissions autorisés (capped) tout en autorisant le commerce des quotas excédentaires. Le quota étant l’équivalent d’une tonne de CO2 émise. Le but est de créer un incitant financier (la valeur du quota) afin de favoriser les investissements dans des projets de réduction des émissions. L’incitant est soustendu par une pénalité infligée aux participants en cas de dépassement des quotas alloués. Ainsi, si le prix des quotas sur le marché d’échange est supérieur aux coûts de réduction des émissions, l’opérateur économique trouvera plus avantageux de réaliser l’investissement de réduction afin de respecter ses obligations plutôt que d’acheter des quotas sur le marché.

Dans cette lutte contre le changement climatique, le prix de la tonne carbone sera un élément clé à l’avenir. Et le système d’échanges de quotas le moteur de la transition. L’un et l’autre affecteront à des degrés

24 | energymag n°6

24-33 DOSSIER fr.indd 24

divers la compétitivité des entreprises.

24/06/07 19:29:42

MARCHÉ CO2 | DOSSIER

Un système pluriannuel Dans le système européen d’échanges de quotas (European Trading Scheme - ETS), les quotas sont affectés aux installations soumises à autorisation d’émettre du CO2 par périodes pluriannuelles. Les volumes affectés sont consignés par chaque état membre dans un plan national d’allocation de quotas (PNAQ) couvrant la période proprement dite. Le second PNAQ qui débutera au 1er janvier 2008 couvrira ainsi une période de cinq ans jusqu’en 2012, alors que le premier ne couvrait que trois années (2005 à 2007). Chaque année, une part des quotas affectés dans le PNAQ à chaque installation leur est délivrée. L’année suivante, le 15 février au plus tard, l’opérateur doit déclarer ses émissions réelles “vériﬁées” pour l’année précédente et a jusqu’au 30 avril pour remettre le montant de quotas équivalents à celles-ci. Si l’opérateur a émis plus que ce qui lui a été alloué, il devra se “fournir” en quotas manquants soit en les acquérant sur le marché d’échange, soit en empruntant des quotas sur l’allocation qui lui aura été accordée pour l’année suivante. En cas de manquements à ses obligations, il se voit inﬂiger une amende dont le montant est de 40€/t CO2 non restituée pour la période 2005-2007, et de 100 €/t CO2 pour la période suivante. Signalons que le paiement de l’amende n’exonère pas l’entreprise de restituer les quotas manquants l’année suivante. Les quotas non utilisés au cours d’une année peuvent être conservés pour une utilisation ultérieure au cours de la période du PNAQ, ou être vendus sur les marchés du CO2. Particularité du système européen (voir encadré), au terme de la période pluriannuelle, les quotas en surplus doivent en principe être restitués à l’état et annulés, le système européen ne permettant pas le report d’une période à l’autre (banking dans le jargon). Il est pro-

bable cependant que pour la mise en place des périodes post-2012, la “bancabilité” soit autorisée, à l’insistance des Etats et des opérateurs.

activité nouvelle pour bien des opérateurs soumis au système de quotas. La première année du PNAQ I, certaines entreprises ne maîtrisaient pas encore bien le fonctionnement du système et n’ont pas tiré parti des bénéfices qu’il pouvait leur procurer. Ainsi, il n’est pas forcément intelligent de conserver ses quotas jusqu’à la fin de l’année. Il est tout à fait possible de spéculer sur le marché et d’y réaliser de bonnes affaires. De même, si l’on veut se couvrir face à un manque prévu de quotas, il s’agira de trouver la bonne fenêtre d’achat. Car à l’évidence, le prix du quota carbone a été empreint d’une importante volatilité (voir notre encadré page 28). Ce qui ouvre à la fois des opportunités tout en ne facilitant pas l’utilisation du mécanisme par les industriels. Ceci étant, le marché n’est pas irrationnel. Les fluctuations à la hausse et à la baisse s’expliquent assez bien par des paramètres liés aux conditions climatiques ou énergétiques qui conditionnent le rapport entre l’offre et la demande de quotas à court et moyen terme.

Gérer ses quotas Depuis 2005 donc, le système d’échange des quotas est d’application en Europe. La première phase PNAQ I (2005-2007) a permis la mise en place des infrastructures et le test en grandeur réelle du plus important marché de quotas d’émissions C02 au monde. Elle devait aussi permettre aux entreprises de s’habituer au mécanisme. On le sait aujourd’hui, la sur-allocation de quotas par la majorité des états de l’Union a provoqué l’an dernier un effondrement spectaculaire du marché. Et traduit une très grande volatilité des prix. Mais néanmoins, le marché fonctionne et les transactions se sont fortement accrues en 2006 comme le nombre de participants au marché. À titre indicatif, selon le dernier rapport du gestionnaire spécialisé en actifs carbone, Natsources, les volumes échangés sur le marché européen ont atteint 1.101 millions de tonnes pour une valeur de 18,7 milliards € en 2006. Soit Durcissement des contraintes en une croissance de 200% par rapport à phase II 2005. Couplée à l’existence de bourses La seconde période débute le 1er jand’échange organisées (voir encadré), vier prochain. Afin d’éviter la sur-allocette croissance a amélioré la fluidité cation constatée en première période, et la liquidité des transactions. Doré- la Commission Européenne a donné un navant, le marché offre un signal prix En bourse ou de gré à gré? de la tonne de CO2 Pour acheter ou vendre ses quotas, l’entreprise dispose grosso modo de deux qui permet aux difsolutions. La première consiste à intervenir sur l’une des bourses CO2, soit en férents acteurs de direct, soit via une société de trading. Plusieurs bourses opèrent en tant que peaufiner leur stramarché des quotas, la plus importante à l’heure actuelle étant Powernext Carbon tégie de gestion, que (65% des volumes échangés en Europe), créée par Powernext et la Caisse des ce soit par l’achat/ dépôts et consignations (CDC) et qui couvre essentiellement le marché européen. vente de quotas ou Le principal intérêt de ces bourses est de permettre d’acheter et de vendre des par l’évaluation des quotas en temps réel au prix du marché tout en offrant une bonne liquidité et une investissements en transparence des prix. L’inconvénient est le coût de transaction. L’autre solution est la transaction directement entre tiers. Ici, la difficulté est de pouvoir identiréduction des émisfier les opérateurs susceptibles d’échanger en direct et d’apprécier le risque de sions. contracter à des prix fort éloignés du prix du marché. Pour pallier à ces inconvéIntégrer le système nients, on peut recourir à un courtier spécialisé. Celui-ci met en contact l’offre et d’échanges a cela demande et apporte à l’entreprise sa connaissance du marché. pendant été une n°6 energymag | 25

24-33 DOSSIER fr.indd 25

24/06/07 19:29:49

DOSSIER | MARCHÉ CO2

Deux exemples à suivre! Si le commerce des quotas carbone reste encore la principale politique menée par les acteurs du marché pour rencontrer leurs obligations Kyoto, les prochaines années devront s’attaquer à la réduction structurelle des émissions. Au menu: optimiser la production des énergies, réduire les consommations, adapter ou changer les procédés intensifs en carbone et planifier une politique globale de “changement climatique”. Deux exemples éloquents qui se sont vus attribuer le Prix Responsible Care 2007 par la fédération de l’industrie chimique.

Janssen Pharmaceutica: 50% de réduction des émissions en 2010

Rappelez-vous, l’an dernier également, dans le même numéro, nous vous présentions le cas de Janssen Pharmaceutica, entreprise pharBASF: maceutique, filiale de Johnson & Johnson qui un nouveau procédé maison qui fait référence de BAT performe sur le plan environnemental. Avec le L’an dernier déjà BASF Antwerpen faisait la une de notre magazine avec l’inaulancement des objectifs “Healthy Planet 2010”, guration de la centrale électrique de Zandvliet, une centrale à cycle combiné Janssen Pharmaceutica a mis en place un progaz-vapeur de 400 MW qui constitue encore aujourd’hui la plus grosse unité de gramme environnemental ambitieux, qui s’inscrit “cogénération” du pays. Par dans la poursuite de l’opération “Next Generation ce partenariat noué avec ElecGoals” venue à échéance en 2005. Cette prise en trabel et RWE, BASF s’assurait compte de l’environnement est un choix stratégique déjà une production d’énergie à long terme. Du papier et des emballages produits de parmi les plus performantes manière durable, une diminution de la consommation actuelles à des coûts sans énergétique des véhicules de société ainsi que le rendoute compétitifs. Mais en 2006, forcement des réflexes écologiques des employés font © BASF le plus gros “consommateur partie du programme. d’électricité” du pays ne s’est pas arrêté là. Au total, l’entreprise a réduit L’utilisation rationde 23% ses émissions globales de gaz à effet de serre l’an dernier. Un nelle de l’énergie et exploit obtenu avant tout par la mise en place réussie d’un nouveau cade l’eau, la diminution talyseur dans le procédé de production d’acide nitrique. Une “Meilleure des déchets et des Technologie Disponible” conçue et fabriquée maison et reconnue émissions de CO2 en constituent bien sûr les © Janssen Pharmaceutica aujourd’hui par l’Union Européenne. Qui lui a permis, sans perte de proprincipes directeurs. À duction ou de qualité, de réduire de 44% les émissions de gaz hilarant l’échelle du groupe Johnson & Johnson, l’objectif énergéti(N2O), un gaz ayant un pouvoir de réchauffement 310 fois plus élevé que le CO2. Ce catalyseur a été développé par une équipe anversoise, que vise une réduction de 7% des émissions de CO2 générées en collaboration avec la section catalyseurs du groupe BASF, et a par l’ensemble des vecteurs énergétiques (électricité, gaz été testé dans les installations d’acide nitrique du site d’Anvers. En naturel, fuel) par rapport à 1990. Mais, grâce à une politique 2006, après des années de recherches et des résultats de tests end’efficacité énergétique très ambitieuse et le passage à 100% courageants, le catalyseur a été introduit dans deux installations à l’électricité verte, Janssen Pharmaceutica planifie d’atteindre d’acide nitrique existantes. Une troisième et une quatrième (noud’ici 2010 le score hallucinant de 50% de réduction de ses émisvelles) installations sont au programme pour 2007. À court terme, sions CO2. “Grâce au juste équilibre entre technique, politique et suivi des coûts, nous pouvons affirmer que l’objectif intermédiaire BASF Antwerpen va ainsi pouvoir diminuer ses émissions de gaz de 2006 est atteint et que l’objectif à terme de 2010 sera également à effet de serre d’environ 800.000 tonnes d’équivalent CO2 par an, ce qui, en soi, rapproche déjà la Flandre de 11% de son objectif atteint, et cela sans surcoût par rapport au scénario de base”, exKyoto d’ici 2012. Un exploit, on vous disait. Pour l’administrateur plique Stefaan Gijssels, porte-parole de Janssen Pharmaceutica. Et délégué Wouter De Geest, cet effort s’inscrit dans la stratégie d’ajouter que par la mise en place de projets rentables d’économies d’entreprise durable du groupe BASF et répond à l’objectif du d’énergie et une politique générale d’exploitation vigilante, l’entregroupe de réduire ses émissions de gaz à effet de serre à prise a pu réaliser des économies permettant de financer une partie travers le monde de 10% par rapport à 2002. du surcoût lié à l’achat d’énergie renouvelable. Qui dit mieux? 26 | energymag n°6

24-33 DOSSIER fr.indd 26

24/06/07 19:29:50

MARCHÉ CO2 | DOSSIER

sérieux tour de vis à la grande générosité des plans d’allocation nationaux soumis par les états pour la seconde période. En moyenne, elle a réduit ceux-ci de 10% (7% pour la Belgique). Le principal changement sur le marché des quotas sera donc un équilibre offre-demande modiﬁé, avec une offre très réduite par rapport à celle de la première période. Ainsi, à scénario business as usual, Natsources prédit une position courte pouvant aller de 3 à 4 milliards de tonnes sur la période 2008-2012. Autant dire que cette “pénurie” aura un impact sur la hausse des prix, les estimations allant de 15 à 30€ la tonne. Un sacré incitant pour accentuer les programmes de réduction des émissions. Car les entreprises en manque de quotas et qui n’auront pas réalisé des réductions d’émissions structurelles s’exposeront à une double pénalité: devoir les réaliser ultérieurement et supporter le coût croissant des quotas. En seconde période, les acteurs du marché pourront néanmoins tirer parti de la connexion du marché avec les crédits d’émissions générés par le mécanisme de développement propre (MDP) et les actifs issus de la mise en œuvre conjointe (MOC). Et donc utiliser ceux-ci pour

réductions d’émissions seraient comprises entre 15 et 30%, soit un niveau insufﬁsant pour stabiliser le réchauffement climatique. En revanche, si le prix de la tonne augmente jusqu’à 100 dollars, la réduction atteindrait alors entre 20 et 50%. Soit une stabilisation des concentrations de CO2 autour de 550 ppm (parties par million) dans l’atmosphère alors qu’elles s’élèvent à 380 ppm aujourd’hui. Le rapport démontre en outre que tous les secteurs sont concernés. Et que le bâtiment, le transport ou l’agriculture par exemple ne sont pas les secteurs offrant les moindres potentiels de réduction. Le GIEC encourage donc les états à mettre en rencontrer leurs obligations de réduc- place des politiques qui mettent l’action des émissions (voir notre article en cent sur un prix implicite ou réel de la page 29). Mais ici aussi, la Commission tonne de carbone. Politique qui pourra a donné un sérieux tour de vis en limi- passer par de nouvelles régulations, tant l’utilisation des crédits Kyoto à un une taxation carbone ou l’inclusion de nouveaux acteurs dans le système plafond de 10% des quotas alloués. d’échanges de quotas d’émissions. La Commission Européenne a déjà franchi Vers un élargissement du système Actuellement seule une poignée un pas dans ce sens en proposant d’ind’entreprises est soumise au sys- clure le secteur aérien dans le système tème européen d’échange de quotas de quotas dès 2011. Il n’est donc pas à d’émissions. Ce sont principalement exclure que l’extension à de nouveaux les producteurs d’électricité et les secteurs industriels et non industriels grands sites industriels. À l’échelle ou à de plus petites installations soit européenne, cela représente un gros visée dans le futur. 10.000 sites et un peD’autre part, le dernier tit 360 chez nous. Si sommet du G8 a vu un Actuellement seule ceux-ci génèrent près premier changement une poignée d’entrede 45% des émisdans l’attitude du gouprises est soumise sions de l’UE, d’autres vernement américain “émetteurs” seront au système européen et du président Bush forcés de rejoindre le d’échange de quotas à l’égard de la lutte d’émissions. système très bientôt. contre le changePourquoi? D’une part, ment climatique. Un les conclusions du troisième groupe changement que l’on peut qualiﬁer de de travail du GIEC sur les mesures de “majeur”, même si celui-ci traduit sans réduction des émissions sont claires: doute la volonté d’atténuer la pression le prix de la tonne carbone est appelé de l’opinion publique américaine en vue à devenir l’instrument pivot de la lutte des prochaines élections présidentielcontre le changement climatique. Et les. Ainsi, après un début de sommet d’évaluer que si d’ici 2030, le prix de catastrophique, les huit chefs d’états, la tonne est inférieur à 20 dollars, les Bush y compris, se sont engagés à ré-

n°6 energymag | 27

24-33 DOSSIER fr.indd 27

24/06/07 19:29:53

DOSSIER | MARCHÉ CO2

La tonne de carbone, à 1¤ ou 18¤? Prix du CO2: Prix spot - 1ere période (2005-2007) et prix Futures déc. 08 - 2ème période (2008-2012) 32 28 24 20 16 12 8 4 0 03/06 04/06 05/06 06/06 07/06 08/06 09/06 10/06 11/06 12/06 01/07 02/07 03/07

prix spot - Powernext Carbon

prix Futures Déc. 08

Les prix des quotas européens font montre d’une importante volatilité. Ainsi, le prix au comptant (marché spot) a grimpé jusqu’à 30¤ en avril 2006 pour ensuite chuter brutalement à 10¤. Les prix se sont légèrement redressés à 15-16¤ la tonne entre juin et septembre 2006 pour ensuite refluer sans discontinuité vers le niveau d’un euro la tonne en mars dernier. Le prix à terme (marché forward) a connu une évolution à la fois similaire et distincte. Jusqu’à la fin 2006, les variations de prix ont suivi celles du marché spot passant ainsi de 27¤ en avril 2006 à 16¤ en septembre 2006. Pour ensuite se désolidariser nettement, jusqu’à remonter vers les 18¤ en mars. Ce mouvement d’écart s’explique par une caractéristique technique importante du système européen des quotas: l’impossibilité de transférer des quotas de la première période sur la seconde. En fin de période pluriannuelle, les quotas doivent en effet être annulés. Aussi, le marché a-t-il envoyé un double signal prix tout à fait rationnel sur le plan économique. La sur-allocation des quotas en première période –qui a provoqué la correction brutale des prix en avril 2006– accentuée par des conditions météorologiques très clémentes à l’automne et l’hiver, n’a pas amené les opérateurs à devoir acquérir au comptant un volume important de quotas, ce qui a fait tendre le prix de la première période vers zéro. A contrario, la décision de la Commission Européenne de durcir les contraintes pour la seconde période en réduisant drastiquement les plans d’allocations nationaux des Etats a simultanément provoqué la remontée des prix de seconde période. C’est aujourd’hui ce prix qui sert de référentiel pour les opérateurs du marché.

duire de moitié les émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2050. Et la chancelière Angela Merkel s’est efforcée de verrouiller l’agenda des négociations qui porteront sur l’accord international devant succéder au protocole de Kyoto et qui débuteront lors de la Conférence des Nations Unies à Bali en décembre prochain: l’accord devra être sur la table en 2009. Ces négociations seront donc menées au cours d’une transition d’un président américain à un autre. Or, comme le note le spécialiste Point Carbon dans son rapport de mars dernier, les compétiteurs à l’élection présidentielle américaine sont pour la plupart tenants d’une politique climatique plus musclée. Et on connaît la vertu que les américains vouent aux mécanismes du marché. Ce qui fait prédire à Point Carbon l’émergence d’ici quelques années d’un marché mondial intégré du carbone impliquant tous les grands pollueurs de la planète, en ce compris les Etats-Unis, la Chine et l’Inde. La ﬁnance “durable” Mais l’application du protocole de Kyoto ne sera pas le seul facteur de pression sur les entreprises qu’elles soient soumises ou non aux quotas CO2. L’émergence d’une éthique ﬁnancière dite de “développement durable” n’est plus anecdotique. Aujourd’hui, le portefeuille d’une grande banque comme Dexia est composé à 17% de placements “durables”. Et cette part ne cesse de croître. Le patron de la division d’investissements en développement durable de Dexia faisait état récemment d’un mouvement de plus en plus net des grands fonds de pension vers un rééquilibrage de leur portefeuille au durable. Aucun angélisme pour autant, l’argent va aux investissements qui offrent le meilleur rendement aux meilleurs risques. Or, l’intensité carbone est devenue l’un des principaux facteurs de risque. Et les investisseurs

intègrent d’ores et déjà ce facteur dans leurs décisions d’investissement. Ainsi, depuis quelques années se sont développés de nouveaux modèles de notation des entreprises qui intègrent la dimension carbone. EnvIMPACT par exemple est un outil d’analyse des risques carbone qui mesure l’intensité carbone des entreprises sur toutes la chaîne de valeur des produits et services, c’est-à-dire en comptabilisant autant les émissions directes (liées à la production) que les émissions indirectes (liées à la chaîne des fournisseurs, à l’utilisation et à l’élimination des produits). Le modèle comprend des données sur l’intensité carbone pour près de 500 activités économiques et 2.000 entreprises ont déjà fait l’objet d’une analyse. Et la surprise est parfois de taille! Dans l’agroalimentaire par exemple, les notations peuvent aller du simple au double, suivant que l’entreprise produit peu ou beaucoup d’aliments carnés dont la production est plus intense en carbone. Dans le secteur automobile, les constructeurs comme Renault, PSA Peugeot-Citroën et Fiat, qui proposent nombre de petites cylindrées peu gourmandes, sont les mieux positionnés, contrairement aux constructeurs allemands tenants des grosses cylindrées. Évident à priori. Mais la surprise vient de Toyota. Le japonais n’est classé que sixième malgré son million de voitures à moteur hybride (Prius) vendu dans le monde. Reste que celui ne représente que 3,4% du chiffre d’affaires de Toyota, qui produit en revanche de nombreux autres modèles beaucoup moins écologiques. On le voit, c’est l’ensemble de la chaîne carbone qui aura une inﬂuence et dictera à l’avenir les choix (et exigences) d’approvisionnement de biens des grands donneurs d’ordres. p Jean-François Marchand

28 | energymag n°6

24-33 DOSSIER fr.indd 28

24/06/07 19:29:55

MARCHÉ CO2 | DOSSIER

Crédits d’émission

À la recherche de marges de manœuvre La prodigalité de nombreux gouvernements européens lors de la première vague d’allocation de quotas nationaux d’émission de C02 (PNAQ I) aura au moins laissé le temps au marché du carbone de se mettre en place. Désormais, gouvernements et entreprises vont pouvoir se trouver des marges de manœuvre sur un terrain plus technique… où l’expertise fait encore largement défaut.

Ces informations n’ont franchement pas fait les manchettes de nos journaux, mais elles n’en constituaient pas moins le signe d’une avancée considérable. Il y a quelques mois, le Conseil des Ministres mandatait le Ministre fédéral de l’Environnement, le SP.a Bruno Tobback, pour négocier des contrats d’achat de crédits d’émission avec trois fonds carbone, pour un montant de 25 millions d’euros. Objectif: compenser le déficit issu de la répartition des obligations de la Belgique entre les Régions en matière de droits d’émission de GES. Les dites Régions de leur côté avaient déjà entamé les démarches pour répondre, via notamment des fonds carbone internationaux, à leurs obligations respectives. C’est qu’il paraît d’ores et déjà évident que les seules mesures internes de réduction d’émissions ne leur permettront

pas d’atteindre les objectifs Kyoto annoncés (58,5 millions de tonnes de CO2 accordés à la Belgique pour la période 2008-2012 alors que notre pays en souhaitait 63,3 millions). Ce sera sans doute le cas aussi de nombre de nos entreprises, suite au tour de vis donné par la Commission européenne dans le cadre de la seconde vague des plans d’allocation nationaux de quotas d’émission (PNAQ II). Bref, pour les uns comme pour les autres, il va falloir aller à la pêche aux crédits d’émission sur le marché du carbone. Un marché où, selon les cas et les périodes, le prix de la tonne d’équivalent carbone peut aller de zéro à quarante euros! C’est dire que la stratégie d’achat ne sera pas ici anodine.

MDP/MOC 2012, et après? Si le développement exponentiel de fonds carbone répondait à une attente et a plutôt utilement joué son rôle dans l’émergence d’un marché du carbone, les spécialistes se posent quelques questions pour la suite. C’est que plusieurs effets relativement pervers pourraient se conjuguer. Celui d’abord d’un certain écrémage des projets les plus rentables, ne laissant pour les suivants que les projets les plus coûteux et les plus difficiles à mettre en œuvre. Celui ensuite de l’émergence, en remplacement de premiers projets souvent déjà “pré-mâchés”, d’une seconde génération de projets nécessitant des installations entièrement nouvelles, donc plus longues à rentabiliser. Celui enfin d’une accumulation par des fonds spéculatifs d’un stock d’URCE qui n’étaient pas destinés à des acheteurs finaux spécifiques désireux de se mettre en conformité et dont l’abondance risque de faire chuter les prix. Une situation qui pourrait bien décourager nombre d’investisseurs, dans l’ignorance d’une pérennisation du système au-delà de 2012 au sein de Kyoto II.

Trouver la bonne fenêtre d’achat Certes une bonne partie des échan-

n°6 energymag | 29

24-33 DOSSIER fr.indd 29

24/06/07 19:29:57

DOSSIER | MARCHÉ CO2

Fonds d’investissement

Le prix n’est pas tout Lorsque les premiers fonds d’investissement carbone se sont lancés au tournant du siècle, ils se sont tout naturellement focalisés sur les meilleurs morceaux: les projets potentiellement générateurs de grandes quantités de crédits d’émission, pour des coûts à la tonne relativement dérisoires. “Il faut savoir, explique un expert du gouvernement fédéral, que les projets MOC/MDC sont très disparates. Cela va du petit projet d’installation d’éoliennes à Chypre géré par une communauté durable et fournissant une dizaine de crédits par an au prix de 15 euros la tonne, à de gigantesques projets industriels de gaz fluorés (chaque molécule de ces gaz interdits de production chez nous a un potentiel d’effet de serre équivalent à 27.000 molécules de CO2!) en Chine, qui rapportent de grandes quantités de crédits à deux ou trois euros la tonne, sans autre bénéfice pour le l’environnement et la population: pas de transfert de technologie accélérateur du développement propre recherché par ces systèmes de flexibilité, pas d’aide au développement, pas de déploiement d’énergies renouvelables, pas d’effet positif sur la qualité de vie de la population… Lorsque la Banque Mondiale a initié le mouvement en 1999, son seul critère, outre la limitation des émissions de GES, c’était le prix”. C’est encore le cas, à des degrés divers, de nombre de fonds gouvernementaux et des fonds purement spéculatifs qui vivent de l’importante liquidité de ces nouvelles valeurs. Mais, entre-temps, de nouveaux fonds sont venus répondre à la demande de gouvernements soucieux de prendre en compte, dans leurs investissements, des valeurs liées au développement durable et/ou de favoriser des projets de plus petite taille. D’où la création notamment par la Banque Mondiale du Community Development Carbon Fund (CDCF) qui se spécialise dans les petits projets communautaires au sein des pays les moins avancés. C’est dans ce fonds précisément que la Région de Bruxelles-Capitale a décidé d’investir quelque 9,3 millions ¤ d’ici à 2014 pour rencontrer ses objectifs Kyoto. Les effets secondaires positifs (sur certains critères ou sur certaines zones géographiques) constituent l’une des raisons de la multiplication des fonds d’investissement carbone. Une autre réside dans l’effet de taille: difficile en effet de peser dans les négociations au sein d’un fond où sa mise est dix ou vingt fois inférieure à celle des plus gros investisseurs qui seuls, finalement, ont voix au chapitre…

ges de quotas pourra se faire de gré à gré entre opérateurs industriels ou financiers, le cas échéant sur l’une des six Bourses du carbone créées en Europe, comme Powernext Carbon où 2,7 millions de tonnes se sont échangées rien qu’en mai 2006!. Mais il s’agira alors de trouver la bonne fenêtre d’achat. Pour mémoire, sur cette dernière bourse, en mars dernier, le prix de la tonne de CO2 sur le marché au comptant s’établissait autour de 1 euro. Un an plus tôt exactement, il se situait autour de 26 euros la tonne. Et sur le seul mois de mars dernier, les volumes de quotas échangés ont bondit de 18%! Difficile dans ces conditions de faire

des prévisions d’achats sur le long terme. À moins de générer soimême ces crédits positifs, histoire d’en maîtriser un tant soit peu les coûts. Dans l’idéal sur ses propres sites de production si le jeu en vaut la chandelle (les amendes à payer par quota non restitué sont de 40 euros pour la période 2005-2007, on passera à 100 euros pour les périodes suivantes). Ou alors dans des pays en développement ciblés par le protocole de Kyoto. Ce qui reposera bon gré mal gré sur les mécanismes de flexibilité mis en place par celui-ci, les fameux MDC (Mécanismes de Développement Propre) et MOC (Mise en Œuvre Conjointe). Gros avantage des pro-

jets développés dans ce cadre: le prix des réductions d’émission engendrées par ces mécanismes est souvent bas (4 à 5 €/t CO2e) en comparaison de celui des réductions d’émissions domestiques (près de 10 €/t CO2e en moyenne, voire plus). Gros inconvénient, le mécanisme de flexibilité mis en place par les Nations Unies (voir Energymag n°4, p.16) s’avère particulièrement lourd et complexe à mettre en œuvre. Une lourdeur quasiment dissuasive tant pour les gouvernements que pour les industriels qui n’ont ni l’expérience (le système vient à peine de se mettre en place), ni les compétences (l’expertise est en plein devenir) requises. D’autant qu’il suppose des contacts réguliers et des négociations serrées avec des partenaires d’autres cultures dans des régions éloignées aux risques pays inégaux. 1999, les premiers fonds carbone débarquent Pour faire face à cette formidable machine et répondre à l’explosion attendue de la demande de crédits positifs, de nouveaux acteurs se sont mis en place dès la ﬁn des années nonante: les fonds d’investissement dans les actifs carbone. Premier en date, le Prototype Carbon Fund (PCF) initié par la Banque Mondiale. Suivront très rapidement tout une série de fonds lancés tantôt par et pour des gouvernements (et souvent gérés par la même Banque Mondiale dont le know how s’avère, au ﬁl du temps, plus précieux que jamais) tantôt ouverts à des investisseurs multiples. Ils étaient une ving-

30 | energymag n°6

24-33 DOSSIER fr.indd 30

24/06/07 19:30:04

MARCHÉ CO2 | DOSSIER

taine en 2004, ils sont trente-cinq à l’heure qu’il est, dont le poids avoisine au total quelque quatre milliards d’euros et entre 350 et 700 millions d’URCE(*) (on évoque globalement la génération de 1,5 à 2,5 milliards d’URCE pour la période 2008-2012). Principal rôle de ces fonds: aller à la pêche aux projets MDP/MOC potentiels les plus intéressants en fonction des attentes des investisseurs (voir encadré “Le prix n’est pas tout”), négocier avec les acteurs en présence, obtenir l’incontournable validation des Nations Unies pour les URCE générées et répartir celles-ci entre les investisseurs au prorata de leur mise de départ. Une façon en somme de mutualiser le coût des expertises, des démarches et du personnel, indispensable pour mener à bien ce genre d’opération. Ce qui ne signiﬁe pas pour autant que la tâche des gouvernements et industriels en mal de quotas d’émission pour les périodes à venir soit devenue d’une simplicité biblique. C’est que cette intervention a un prix et qu’en outre, ce prix n’est pas la seule donnée à prendre en compte. Le choix belge L’approche de la Belgique reflète bien la réflexion à laquelle sont confrontés la plupart des gouvernements européens. Pour le gouvernement fédéral, qui ne souhaite pas mettre trop la pression sur son secteur industriel et s’attend donc, vu les Plans d’allocation de quotas déposés en conséquence et validés par l’Europe, à devoir mettre quelques poignées d’URCE au pot pour répondre à ses objectifs Kyoto, le

recours aux mécanismes de flexibilité est une quasi-nécessité. Or, pas plus que les autres pays, l’Administration fédérale ne dispose de l’armée d’experts nécessaires pour faire tourner la machine à produire des URCE via des projets MDP/MOC. Par contre, dans un petit pays très exportateur comme la Belgique, il doit bien se trouver quelques industriels intéressés à valoriser des projets économiseurs de CO2 dans des régions en développement où ils sont actifs. Des conditions idéales où l’on peut espérer des prix à la tonne inférieurs à 10 euros en achat direct, alors que via un fonds carbone, il est rare qu’on descende en dessous de 10 ou 15 euros. Le gouvernement fédéral s’est aussi posé la question de savoir s’il valait mieux confier toutes ses ressources financières à un fond d’investissement ou en consacrer une partie au renforce-

ment de son Administration où ces compétences viendront sans doute à point par la suite, ne fut-ce que sur le plan de la crédibilité de notre pays dans les discussions au niveau international. Au stade actuel, les appels à projets MDP/MOC (tenters) lancés par les pouvoirs publics belges n’ont obtenu qu’un très faible écho. Trop tôt, trop nouveau aussi sans doute. “C’est vraiment un nouveau métier, note un expert du gouvernement fédéral. Et nombre d’entreprises hésitent encore à s’y lancer. Ce n’est pas le genre d’activité où vous allez vous en sortir en mettant un jeune universitaire sur l’affaire entre cinq et six. C’est un job à temps plein. C’est long et complexe et ne peut s’envisager que dans une démarche à long terme. La plupart des projets vont générer des crédits pendant vingt ans. La première année, vous allez pres-

MDP: la Chine s’éveille en sursaut Jusqu’à il y a peu, le gros des investissements MDP se concentrait sur le Brésil, l’Inde et l’Amérique latine. Mais le jeu est en train de s’ouvrir. Largement. La Chine, qui peine à juguler sa consommation énergétique et ses émissions de GES (elle est en passe de devenir le premier pollueur de la planète), voit dans les mécanismes de flexibilité un moyen (économique) inespéré pour obtenir de ses industries et de ses autorités locales ce que l’approche politique n’a manifestement pu arracher. D’ores et déjà, les experts estiment que la moitié du potentiel MDP se situe en Chine. Signe qui ne trompe pas, le PNUD (Programme des Nations Unies pour le Développement) décidait en février dernier de financer, avec le soutien d’Arcelor-Mittal, l’installation dans douze régions chinoises de Centres techniques MDP, sortes de facilitateurs MDP au service des investisseurs. Et comme tout se fait toujours au pas de charge dans cette région du monde, on comptabilisait déjà, fin avril, 329 projets approuvés par les autorités chinoises, dont 71 dûment enregistrés par le bureau exécutif de la Convention-Cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC). Soit une diminution globale annuelle de 58,82 millions de tonnes CO2e! Dès à présent, selon la CCNUCC, la Chine représente à elle seule 43% des URCE annuels moyens estimés des projets émergents…

n°6 energymag | 31

24-33 DOSSIER fr.indd 31

24/06/07 19:30:19

DOSSIER | MARCHÉ CO2

GESTION DES ÉMISSIONS

Le tandem BlueSphere/SAP au chevet des entreprises Stockage du CO2: La pression est mise Au stade actuel, les formules MDP/MOC ne prennent pas en compte les projets de stockage à long terme (principalement en sous-sol) du C02 émis par les installations industrielles. Une “solution” qui est, on le sait, à l’étude dans le monde entier. Américains et Japonais injectent des montants énormes dans ces projets. Et les budgets de recherche accordés aux universités sur ce sujet ont explosé depuis quelques années. Du coup, les pressions sont énormes, notamment au sein de la CE, pour inclure cette ﬁlière dans le système Kyoto. Selon les spécialistes, ce n’est plus qu’une question de temps.

qu’à coup sûr perdre de l’argent, mais, au bout de quelques années, cela va commencer à rapporter. Et cela peut rapporter gros …”. De ce côté-là donc peu d’espoir au stade actuel, a fortiori avec un horizon limité à 2012, comme c’est le cas en attendant Kyoto II. A priori donc, le passage par un fond carbone s’impose. Mais pas question d’espérer faire jouer la concurrence entre la trentaine de fonds d’investissement évoqués plus haut. La plupart (voir encadré) sont clôturés, ils ont bouclé leur budget. Pour les autres, la Belgique a ses exigences. Outre un bon prix, le gouvernement entend que les projets pris en compte respectent un certain nombre de critères éthiques et de développement durable. Résultat, l’étude confiée au bureau international spécialisé Ecofys n’a fait remonter qu’une poignée de fonds, dont certains seront d’emblée exclus par principe: des projets trop limités géographiquement (à certains pays ou groupes de pays) ou qui misent sur la séquestration du carbone dans des activités de reforestation que nos experts, comme bien d’autres, ne souhaitent pas favoriser… D’où le choix final de KfW Carbon Fund géré par la banque allemande KfW, la seule à accepter une négociation bilatérale avec le gouvernement belge sur les projets MDP à financer. Reste à peaufiner le contrat… p Jean Cech (*) URCE: Unité de réduction certifiée des émissions. Équivaut à une tonne d’émissions de GES (exprimées en tonnes d’équivalent dioxyde de carbone).

Tout se passe comme si le CO2 et les gaz apparentés constituaient désormais une nouvelle matière première “à la sortie”, dont l’unité de mesure est le quota. Une matière première qu’il faut gérer au plus près à l’instar de toute ressource. Un domaine dans lequel BlueSphere et SAP entendent apporter une solution globale.

“Le temps où le paquet de chips que vous achetez au supermarché portera une étiquette CO2 n’est plus très loin”, débute d’emblée Alain Prick, managing director de BlueSphere, une jeune société luxembourgeoise de conseil active dans applicatifs SAP dédiés à la gestion environnementale. Et il n’a pas tort! En Angleterre, la chaîne de supermarchés Sainsbury expérimente déjà des étiquettes afﬁchant le taux CO2 émis par une série de produits proposés au consommateur. C’est dire que bientôt, le succès commercial d’un produit sera conditionné à son intensité carbone. Cette perspective est une révolution qui risque de bouleverser bien des marchés. Mais avant d’en arriver là, encore faudra-t-il calculer, vériﬁer et gérer les émissions GES pour chaque site, ligne de production, processus. Et prendre les bonnes décisions qui permettront de les réduire et répondre aux obligations Kyoto.

Mettre en œuvre le système de gestion C’est précisément ce que propose BlueSphere: accompagner les entreprises dans la mise en œuvre d’un système de gestion des actifs C02 de l’entreprise. “Nous travaillons en partenariat avec SAP, le premier fournisseur mondial de logiciels de gestion d’entreprise”, explique Alain Prick. “Il faut savoir qu’en Belgique, près de 160 sites soumis aux quotas CO2 et représentant pas moins de 85% des émissions tournent sur SAP. Notre rôle est de greffer sur l’infrastructure de gestion existante un outil décisionnel et administratif permettant de gérer les émissions CO2 de l’entreprise et de prendre les décisions adéquates pour la mettre en conformité avec les normes Kyoto”. Ce logiciel s’appelle SAP xEM (pour Emissions Management). Développé en Allemagne par Technidata, le partenaire SAP pour les applicatifs liés à la gestion environnementale,

32 | energymag n°6

24-33 DOSSIER fr.indd 32

24/06/07 19:30:21

MARCHÉ CO2 | DOSSIER

Implications concrètes pour les entreprises des échanges de CO2

celui-ci a été implémenté avec succès dans plusieurs grandes entreprises allemandes. En pratique, l’outil couvre toute la chaîne de gestion des émissions. Il permet ainsi de monitorer et contrôler les émissions produites par l’entreprise, d’établir les reportings nécessaires pour répondre aux obligations administratives liées au système d’échange, et surtout de réaliser des benchmarks et des simulations de performance à l’échelle d’un site, voire d’un groupe international. “Ceci aﬁn d’évaluer les meilleurs scénarios d’investissement en projets de réduction d’émissions et d’en suivre leur implémentation”, précise Alain Prick. L’objectif est ici d’optimiser les efforts de l’entreprise sur le terrain des réductions. Connexion aux bourses L’applicatif fait en outre la connexion avec les principales bourses de CO2 et permet aussi d’optimiser le portefeuille de quotas en fonction des conditions du marché et de l’état d’avancement des projets de réduction d’émissions. Vu la volatilité des prix sur le marché, ce type d’intégration trouvera à l’avenir aussi un intérêt croissant. BlueSphere qui a été fondée en 2004 compte déjà une trentaine d’ingénieurs consultants spécialistes des produits SAP et a réalisé un chiffre d’affaires de 3 millions € en 2006. Au Benelux, territoire couvert par BlueSphere, une dizaine d’entreprises soumises aux obligations Kyoto lui font déjà confiance. Au rang des clients:

l’énergéticien E.ON Benelux. Signalons que BlueSphere est l’une des premières entreprises à s’engager dans la compensation volontaire de ses émissions carbone. Outre l’achat de deux Toyota Prius hybrides, l’entreprise s’est engagée à compenser intégralement l’activité de son parc de véhicules. Elle a fait appel pour cela à la première société de compensation carbone récemment crée dans notre pays: CO2 Logic(*). p Jean-François Marchand (*) www.co2logic.com

La mise en œuvre des objectifs Kyoto implique pour les entreprises un certain nombre de tâches administratives et de gestion: E comptabiliser leurs émissions de GES (par l’une des méthodes reconnues); E faire vériﬁer leur comptabilité carbone par un organisme tiers agréé; E déclarer aux autorités leurs émissions annuelles, au plus tard le 30 avril pour l’année précédente; E suivre l’actualité du marché CO2 en vue de vendre ou acheter ses quotas; E mettre en place une politique de réduction interne des émissions CO2 E évaluer les investissements en réduction des émissions à réaliser à l’échelle d’un site ou d’un groupe de sites. E participer aux mécanismes de ﬂexibilité comme le MDP et le MOC. C’est sur l’ensemble de cette chaîne qu’intervient Blue Sphere.

n°6 energymag | 33

24-33 DOSSIER fr.indd 33

24/06/07 19:30:27

EFFICIENCY | BUILDING

Eole

Quand l’Igretec s’essaie à l’éco-réalisme Dans la catégorie “poids lourds” des immeubles de bureaux (Palais de justice d’Anvers, Berlaymont…), les exemples de constructions thermo-efficaces se multiplient. Pour les plus petites surfaces et les surfaces intermédiaires par contre, c’est encore un peu le désert. C’est dire si l’intercommunale Igretec a fait l’événement, en avril dernier, lorsqu’elle a levé le voile sur Eole, un bâtiment de 5.000 m2 à la personnalité bien marquée où l’on retrouve un véritable patchwork technologique lié à l’utilisation rationnelle de l’énergie. A la clef: une économie annuelle de près de 50.000 euros sur la facture énergétique.

Les bases du projet v Une isolation renforcée: K45 v Protection solaire via des voiles antisolaires en téflon

placées en façade. C’est l’une des premières utilisations de ce type en Wallonie. v Limitation des apports internes: écrans TFT et ordinateurs portables, éclairage TL équipés de ballasts électroniques v Eclairage naturel: l’installation d’éclairage est asservie à des capteurs de luminosité. v Pas de conditionnement d’air, mais du free cooling via des extracteurs d’air installés en façade et une inertie thermique renforcée du bâtiment. v Chaudières à condensation installées en cascade. v Intégration de deux éoliennes à axe vertical en toiture d’une capacité unitaire de 10 kWh.

Eole, c’est un bâtiment de 5.000 m2 dont l’histoire remonte à 2005. A cette époque, l’intercommunale de développement économique Igretec voulait se doter d’un bâtiment qui s’inscrive clairement dans la veine du développement durable. Xavier Berto, chef de service conception immobilière: “L’idée de départ, ce n’était absolument pas d’être dans l’air du temps, ni de se positionner dans un créneau haut de gamme, mais plutôt de tenter une percée dans le domaine de l’éco-construction avec un bâtiment qui servirait de vitrine, de coup d’essai pour tous les autres bâtiments de ce type à venir plus tard”. Les premières réﬂexions engagées à l’époque par le bureau d’études ont permis de cerner deux domaines d’intervention privilégiés: la réduction des émissions de gaz à effet de

serre et la limitation des émissions polluantes au sens large (air, eau…). L’idée était aussi de proposer aux locataires un bâtiment économe en énergie, qui leur fasse donc profiter de charges aussi stabilisées et réduites que possible. Solaire thermique impayable Pendant de longs mois, une réflexion préliminaire a été engagée sur les options qui seraient prises pour fixer les orientations du bâtiment. “Les discussions ont d’abord porté sur le solaire thermique, mais les calculs effectués par nos services sur base des informations communiquées par des fournisseurs potentiels montraient que nous ne pouvions pas espérer de retour sur investissement en moins de 18 ans! Nous avons également creusé la solution des puits canadiens, mais celle-ci a très vite été abandonnée, vu la disposition des lieux”, se souvient Xavier Bertho. Les discussions se sont ensuite orientées

34 | energymag n°6

34-37 EFFI Igretec fr.indd 34

24/06/07 18:45:08

BUILDING | EFFICIENCY

vers des solutions vertes usuelles et d’adopter une série de principes susceptibles de garantir un retour sur investissement assez court. Le premier postulat a consisté à proscrire l’air conditionné. “C’est un choix technique assez important. L’airco est devenu un élément de confort dont bien peu de gens pensent pouvoir se passer aujourd’hui. Notre démarche a consisté à simuler avec précision le nombre de jours pendant lesquels la température dépasserait le seuil considéré comme normal. Nous nous sommes rendu compte que cela ne concernerait que quelques jours par an, à des heures où les occupants commencent à déserter les bureaux. Plutôt que d’investir dans un système coûteux et peu écologique, nous avons donc décidé de jouer la carte de la sensibilisation, de prendre le parti de dire aux gens qu’ils ressentiraient peut-être parfois une gêne légère, mais que cela serait limité. Et qu’en acceptant cette situation, ils

contribueraient de manière concrète à lutter contre les émissions de CO2”, poursuit l’architecte. Free cooling Pour garantir un confort climatique performant dans le bâtiment malgré l’absence de conditionnement d’air, les concepteurs du bâtiment ont joué plusieurs cartes: celle de l’isolation du bâtiment avec une double couche de laine minérale pour empêcher les variations thermiques et celle du free cooling, nécessaire pour assurer le refroidissement du bâtiment. La nuit, le bâtiment est ainsi ventilé intensivement pour proﬁter du différentiel de température de l’air entre le jour et la nuit. Xavier Bertho: “Une fois la nuit tombée, une pompe aspire l’air frais pour l’injecter dans le bâtiment avec des extracteurs qui effectuent quatre à six brassages du volume d’air complet chaque nuit. L’apport gratuit d’air frais est mis à proﬁt en journée grâce à la forte inertie du bâtiment.

aspects futuristes offre 5.000 m de bureaux sur 5 niveaux et tire son nom des voiles en téﬂon déployées sur chacune des façades, ainsi que des 2 éoliennes à axe vertical implantées sur la toiture. Mais ce n’est que la partie la plus visible des technologies d’efﬁcacité énergétique mises en oeuvre qui comporte aussi une isolation renforcée et met l’accent sur le free cooling. Un exemple d’intégration réussie qui prouve que dans les petites surfaces, on peut aussi produire des bâtiments fonctionnels, esthétiques et performants sur le plan du climat intérieur et des consommations énergétiques. Au total, le bâtiment Eole devrait consommer 25 à 30% de moins qu’un bâtiment classique comparable.

Le froid est stocké partout où c’est possible pour être progressivement relâché pendant la journée. Ce système nous permet de maintenir une température intérieure maximale de 24 °c dans l’hypothèse où la température extérieure se maintient à 30 °c pendant cinq jours d’afﬁlée”, précise Xavier Bertho. Un système que le maître d’ouvrage a choisi semi-manuel. Xavier Berto: “Nous n’avons pas pris le risque de ne compter que sur la bonne volonté des gens. Pour cette raison, les systèmes d’ouverture automatiques sont présents sur une fenêtre sur deux. Ceci nous garantit un fonctionnement optimal du système, une fois la nuit tombée”.

n°6 energymag | 35

34-37 EFFI Igretec fr.indd 35

24/06/07 18:45:09

EFFICIENCY | BUILDING

Inertie renforcée Afin d’optimiser le fonctionnement du système de free cooling, le bâtiment a également été équipé de tout ce qui pouvait ajouter à son inertie thermique, comme les parois en béton. La toiture a été pourvue d’une double isolation. Les châssis ont été choisis en PVC collé avec joint caoutchouté, seule combinaison permettant d’empêcher à coup sûr toute intrusion d’air chaud ou d’air froid. Les émissions thermiques des équipements bureautiques (imprimantes, ordinateurs, écrans…) ont été réduites grâce à une réflexion en amont. Les écrans CRT traditionnels ont ainsi été remplacés par des écrans plats car ils émettent moins de chaleur. Même chose pour les ordinateurs de bureaux qui ont été remplacés par des ordinateurs portables car ils dégagent moins de chaleur à l’usage. Enfin, last but not least, les façades les plus exposées au rayonnement solaire ont été protégées par un jeu de voiles en téflon

amarrées en façade. Le résultat est jugé satisfaisant par Xavier Berto, compte tenu du fait que la démarche d’Igretec a été de faire sortir de ce chantier un bâtiment économique viable et écologiquement acceptable*. Pour des questions de rentabilité, le maître d’oeuvre a par exemple négligé les vitrages super-isolants au profit d’autres solutions, car ils gonflaient exagérément le budget global de la construction. Au final, le bâtiment parvient à tenir un k45, même si le bureau d’étude d’Igretec avoue qu’avec les inévitables couacs de chantiers, on est sans doute plus proche d’un K46 ou d’un K47. Cette façon de communiquer ouvertement à propos des performances du bâtiment même lorsqu’elles sont moins bonnes s’inscrit dans la démarche expérimentale engagée par le bureau d’études d’Igretec. Xavier Bertho: “Afin de voir comment le bâtiment se comporte dans la réalité, nous avons réservé une pièce dans laquelle nous laisserons une série

450.000 kWh/an de moins en passant du conditionnement au free cooling Au même titre que le Palais de Justice d’Anvers (voir energymag N°4), le bâtiment Eole s’affranchit de la climatisation en faisant appel au refroidissement nocturne (free cooling-night cooling). Vu la configuration des lieux (ventilation naturelle non applicable) et le caractère locatif du bâtiment, les initiateurs du projet ont opté pour une ventilation mécanique via des extracteurs d’air installés en façade (intégrés aux châssis de fenêtres). Ce qui suppose un surdimensionnement de l’installation de ventilation par rapport à ce qui est nécessaire pour assurer le renouvellement hygiénique de l’air. En l’occurrence ici, 4 à 6 brassages complets de l’air par nuit. Si cette option conduit à une surconsommation électrique de la ventilation, celle-ci est compensée par l’absence de groupe de froid. Au global, l’économie évaluée par Igretec sur le poste ventilation/climatisation est de 450.000 kWh/an, soit près de 50.000 ¤ de la facture annuelle estimée. Auxquels il faut ajouter une non dépense d’investissement de 350.000 ¤ correspondant au coût d’équipement d’une climatisation. A l’usage, la consommation électrique totale du bâtiment (y compris les communs et les abords) ne devrait pas dépasser 104 kWh/m2 de bureaux utiles. Côté chauffage, le choix du maître d’oeuvre s’est porté sur deux chaudières à condensation au gaz, installées en cascade. A la clef: une économie de 6 à 9% sur la consommation annuelle de gaz. Et une diminution des émissions de CO2 de l’ordre de 25% par rapport à la combustion de fuel.

d’équipements qui nous permettrons d’enregistrer les différents paramètres liés aux conditions intérieures. Régulièrement, nous analyserons les relevés pour voir comment remédier aux situations rencontrées”. Eclairage aussi naturel que possible Pour l’éclairage, l’architecte et son équipe ont également privilégié le plus possible l’apport naturel de lumière. Cela s’est fait en recourant à des méthodes assez conventionnelles comme les capteurs de luminosité qui permettent de réguler l’éclairage. Ici encore, Igretec a négligé l’installation de détecteurs de présence. L’analyse des coûts a révélé un bilan économique négatif pour ces investissements. Par contre, l’installation d’éclairage est composée de luminaires performants équipés de tubes TL et de ballasts électroniques. Sur le plan de l’intégration des énergies renouvelables, s’ils ont délaissé le solaire thermique sur base d’un bilan économique défavorable, les responsables du projet ont approfondi la voie de l’énergie éolienne. Comme cela s’est fait pour tous les postes importants, des constructeurs ont été sollicités pour éclairer la lanterne des concepteurs du bâtiment. Certains n’ont pas jugé utile de répondre, considérant l’investissement trop réduit. D’autres ont accepté de jouer le jeu et ont apporté au bureau d’études tous les éléments chiffrés qui lui ont permis de se faire une religion à propos des équipements. C’est ﬁnalement LAT, une société d’Andenne, qui a apporté au bureau d’étude d’Igretec toutes les informations techniques qui lui ont permis de jauger la viabilité économique de ce genre d’investissement. Xavier Bertho: “Les deux turbines placées sur le toit ont coûté 22.000 € htva chacune pour un apport électrique unitaire de 10KWh. C’est sufﬁsant pour assurer l’éclairage des abords, pour alimenter tous les communs en électricité. Et la nuit, la priorité est mise sur l’alimentation du groupe qui assure l’aspiration de l’air frais”. Et

36 | energymag n°6

34-37 EFFI Igretec fr.indd 36

24/06/07 18:45:11

BUILDING | EFFICIENCY

dans l’hypothèse où l’électricité autoproduite n’est pas consommée, le trop plein peut-être reversé sur le réseau via un compteur négatif. Le chauffage, enﬁn, est assuré par deux chaudières à double condensation d’une puissance unitaire de 120 KW qui offrent la possibilité d’une modulation de puissance, avec des possibilités d’extensions en cas de nécessité. Grâce à l’inertie du bâtiment, les chaudières ne se mettront pas systématiquement en route le matin, après une période d’inactivité normale. Eau précieuse Si l’énergie a fait l’objet de beaucoup d’attention dans la mise au point du projet, d’autres postes ont également été examinés. C’est le cas de la consommation d’eau. Xavier Bertho: “Les sanitaires sont alimentés en

eau grâce à une citerne de 5.000 m3 qui récupère l’eau de pluie”. Une capacité qui garantit l’autonomie du bâtiment pendant de nombreux jours, même par temps sec. Toujours dans le registre de l’eau, les surfaces de parking ont été aménagées avec des surfaces draînantes aﬁn d’éviter autant que possible l’effet de ruissellement. En outre, les collecteurs ont été pourvus d’un système séparatif pour éviter le mélange des eaux de ruissellement avec les hydrocarbures. Pendant un temps, il a été question d’aménager une surface de lagunage pour permettre l’épuration des eaux usées du bâtiment. Cette option n’a ﬁnalement pas été retenue, en raison de la proximité de la station d’épuration de Montignies. D’un montant de 6,3 millions €, ce qui place le coût au m2 bâti à 1.250 €, soit

tout à fait dans les normes et prouve que l’on peut faire performant sur le plan énergétique sans surcoûts majeurs. Le bâtiment abritera deux départements d’Igretec: le bureau d’études et celui du développement économique. Les deux autres étages seront occupés par le Cetic, le Centre d’excellence en technologies de l’information et de la communication et par le Cenaero, le centre de recherche en aéronautique. Le rezde-chaussée sera quant à lui dédié à l’accueil de petites et moyennes entreprises. p Johan Debière

* Dans le cadre de l’implantation de la nouvelle directive Européenne EPBD, de nouvelles exigences plus sévères sont d’application en Belgique depuis le 1er janvier 2006 en ce qui concerne la qualité thermique de l’enveloppe extérieure des bâtiments à construire. Le niveau K55 qui était valable en Flandres a été ramené à un niveau K45.

n°6 energymag | 37

34-37 EFFI Igretec fr.indd 37

24/06/07 18:45:15

EFFICIENCY | INDUSTRY

Eco Print Center: l’exemple écologique

Une consommation en baisse de 30% grâce à un procédé unique d’impression et au “Totally Integrated Power” Même si sur le plan du bâtiment, peu de techniques fondamentalement innovantes ont été adoptées, le Persgroep ne fait mentir en rien le nom de sa nouvelle imprimerie mise en service récemment à Lokeren. Grâce à un nouveau procédé d’impression révolutionnaire et à l’introduction du concept “Totally Integrated Power” de Siemens, l’Eco Print Center a ainsi déjà réduit de 30% sa consommation d’énergie. Et il semble que ce ne soit qu’un premier pas dans la stratégie environnementale du géant belge des médias.

Dans le milieu belge des médias, le Persgroep est incontestablement la “succes story” de ces dernières années. Fondé à la ﬁn des années 80 sous l’impulsion de la famille Van Thillo qui rachetait à l’époque le quotidien moribond “Het Laatste Nieuws”, le groupe de presse compte aujourd’hui pas moins de cinq quotidiens, dix magazines et cinq emagazines. Auxquels il faut encore ajouter quatre chaînes de télévision, une station de radio et deux sociétés de production. Active en Belgique et aux Pays-Bas, l’entreprise occupe aujourd’hui 1.500 personnes pour un chiffre d’affaires de près de 500

38 | energymag n°6

38-42 EFFI Persgroep fr.indd 38

24/06/07 17:20:30

INDUSTRY | EFFICIENCY

Même si sur le p bâtiment, peu de ques fondament innovantes ont é tées, le Persgroe mentir en rien le sa nouvelle impri mise en service ment à Lokeren.

circuits de distribution plus courts, nous pouvons clôturer la rédaction plus tard qu’auparavant et donc offrir à nos lecteurs l’information la plus actuelle possible. Nos lecteurs reçoivent également leur journal plus tôt et nous réduisons nos frais logistiques ainsi que notre impact sur l’environnement. Car en établissant le site à Lokeren, les distances de transport pour la distribution ont diminué considérablement. Et en investissant dans une toute nouvelle imprimerie, nous avons pu prendre tout de suite les bonnes mesures permettant d’économiser l’énergie comme un degré d’isolation élevé, des fenêtres super isolantes, une façade bioclimatique avec une convection de chaleur naturelle, la récupération de l’eau de pluie, etc…”.

Révolutionnaire et non polluant Avec le déménagement vers Lokeren, le Persgroep a saisi l’occasion de mettre en œuvre le concept révolutionnaire d’impression à sec. “Il s’agit d’un procédé d’impression utilisé à l’échelle artisanale depuis une vingtaine d’années par des imprimeurs japonais et développé sur le plan industriel par le constructeur allemand KBA depuis la ﬁn des années 90. L’an dernier, le constructeur a mis au point son premier prototype pour le compte d introduire des solutions énergétiques environne © C. Schweizer

zer

millions € (2006). Bref, une entreprise en croissance et qui tourne à plein régime. Ainsi, jusqu’à la ﬁn 2006, les quotidiens et magazines du groupe étaient produits dans l’imprimerie de Kobbegem, près de Asse. Cette unité de production, mise en service en 1984, a longtemps permis de faire face à la croissance rapide du groupe, grâce à des extensions successives. “Mais, depuis quelques années, la limite était atteinte”, explique Wim Maes, directeur technique du Persgroep. “Non seulement, le terrain était totalement construit, mais en outre l’imprimerie était implantée dans une zone d’habitations qui ne permettait plus l’extension des activités. Comme de nos jours, la rédaction ne doit plus être située au lieu d’impression, grâce aux nouvelles technologies de l’information, l’activité d’impression a été déménagée vers une nouvelle implantation, plus centrale par rapport à notre lectorat. De cette manière, nous avons abattu quatre cartes d’un coup. Grâce à des

du quotidien allemand Badische Zeitung de Freiburg. Nous sommes le second éditeur au monde à introduire cette presse d’impression à sec alors qu’entre-temps les éditeurs allemand Rheinp Falz de Luwigshaven et suisse Edipress de Lausanne ont passé commande”. Et d’autres grandes imprimeries devraient suivre d’ici peu, notamment l’un des plus grands quotidiens français. Car la technique offre des atouts indéniables. À commencer par un procédé d’impression moins polluant que celui traditionnel à encre et à eau. “En impression traditionnelle, lors du démarrage de la presse, nous avons toujours une perte de 1.000 à 1.500 exemplaires. Avec l’impression à sec, nous pouvons réduire cette perte à 50-100 exemplaires, soit une économie importante en papier et en encre. En outre, le procédé ne charrie plus d’efﬂuents polluants contenant des produits chimiques et des biocides nécessitant un traitement. Concrètement, nous déversons aujourd’hui 250.000 litres de moins par an aux égouts, un chiffre qui sera multiplié par deux. Car le but est de doubler notre capacité d’impression d’ici l’an prochain et la porter à 450-500.000 journaux par nuit, différents magazines et d’autres travaux pour compte de tiers. Le procédé nous permet aussi de réduire considérablement les émissions C02. Enﬁn, c’est une façon très propre de travailler, grâce à laquelle nous pouvons réduire de

mentales, nous voulions savoir précisément quel était notre besoin d’énergie”.

n°6 energymag | 39

38-42 EFFI Persgroep fr.indd 39

24/06/07 17:20:37

Les primes énergie, également disponibles en version entreprises

Aujourd’hui, plus que jamais, grandes entreprises, PME et indépendants se posent des questions : comment faire des économies d’énergie ? Comment mieux isoler mes ateliers ? Quel est le système de chauffage et d’éclairage le plus adapté à

mon entreprise ? Comment optimaliser ma consommation d’énergie ? Que penser des énergies douces ? Ou encore, comment pourrais-je bénéficier des primes de la Région wallonne ? Pour connaître la réponse à toutes vos questions et savoir comment

bénéficier d’une des 32 primes, rendez-vous sur le site http://energie.wallonie.be, ou commandez les formulaires de demande de prime au 078/15.00.06. Un geste simple qui vous permettra d’économiser des milliers, voire des dizaines de milliers d’euros par an.

Direction générale des Technologies, de la Recherche et de l’Energie - Division de l’Energie - Avenue Prince de Liège, 7 - 5100 Jambes - http://energie.wallonie.be - Tél. : 081/33.55.19

Une initiative du Ministre du Logement, des Transports et du Développement territorial en charge de l’Energie

energymag-RW-PrimesEnergies.indd1 1

20/05/07 21:34:00

INDUSTRY | EFFICIENCY

333

moitié la consommation de chiffons. En marge de cela, le procédé offre encore de nombreux autres avantages. Il est globalement très économe: toutes les caractéristiques précitées aboutissent à une économie ﬁnancière importante. Comme le procédé utilise moins de place, il permet de mettre en œuvre une automatisation poussée offrant une meilleure qualité d’impression. Vous remarquerez qu’il n’existe véritablement plus aucune raison de choisir le procédé d’impression traditionnel. L’unique revers de la médaille en fait est qu’il s’agit d’une installation totalement nouvelle pour laquelle nous devons rechercher les meilleures mises au point, notamment sur le plan de la consommation d’énergie. Mais grâce à la solution Totally Integrated Power de Siemens, nous avons aussi trouvé une réponse adéquate à cela et à beaucoup d’autres niveaux”. 30% de réduction des consommations La solution “Totally Integrated Power” (en abrégé TIP) est un concept par lequel l’installation de distribution d’énergie –allant des transformateurs de puissance à haut rendement, aux relais de protection, tableaux de distribution et canalisations préfabriquées, jusqu’aux disjoncteurs et stop contacts intelligents– est totalement intégrée. Il en résulte que tous les composants du circuit d’alimentation électrique d’un site sont aptes à communiquer entre eux, grâce à quoi il est

possible d’implémenter des stratégies de gestion intelligente de l’énergie et réduire de façon conséquente la consommation énergétique. L’installation basse et moyenne tension de la nouvelle imprimerie du Persgroep est basée sur cette offre intégrée. En outre, l’entreprise a choisi une solution d’éclairage basée sur le standard Konnex-Bus qui fédère les trois normes de l’automatisation du bâtiment: le bus EIB (European Installation Bus ou Instabus), BatiBus et EHS (European Home System). À l’avenir, d’ailleurs, les volets de protection solaire seront connectés via Konnex-Bus est gérés de la même manière que l’éclairage. “Grâce aux facultés communicantes de l’offre Total Integrated Power, nous pouvons faire le lien entre le réseau électrique et le logiciel de gestion du bâtiment Desigo. Et c’est précisément cette visualisation combinée à la supervision qui nous permet de réaliser des économies d’énergie considérables. Car Desigo permet de gérer l’intégralité de l’installation à distance. En d’autres termes: au lieu de gérer l’éclairage, l’air conditionné et le chauffage manuellement dans chaque local, la solution le fait de façon automatique, après bien entendu paramétrage. En combinaison avec les capteurs de présence, nous pouvons limiter notre consommation d’énergie au strict nécessaire. Ainsi, non seulement une mauvaise exploitation des installations HVAC appartient au passé. Mais Desigo permet

aussi de paramétrer l’ensemble de l’infrastructure de façon à ce qu’elle se mette en route uniquement dans la plage de fonctionnement désignée: par exemple si le chaud ou le froid est au-dessus d’un certain degré. Le système fait en sorte que notre personnel ne consomme plus au-delà de ce qui a été déterminé: pensez par exemple au chauffage qui ne peut dépasser une plage de température donnée. Un autre avantage est que nos collaborateurs ne doivent plus assurer l’extinction des systèmes HVAC. C’est un souci en © C. Schweizer moins qui mène automatiquement à de meilleures prestations sur le core business”, explique Kris Decatelle, Facility Coordinator. C’est le service de gardiennage qui contrôle le système de gestion et les alertes. S’il enregistre une alerte de dépassement, le service Facility est contacté. Kris Decatelle: “Le grand avantage est que nous pouvons tout de suite intervenir, car la solution permet de repérer très rapidement sur quel poste les corrections doivent être effectuées. Quand les incidents interviennent en dehors des heures de bureaux, l’équipe technique ne doit plus revenir vers la société, tout se fait à distance. En

co u ca tes de l’offre Totally Integrated Power, nous pouvons faire le lien entre le réseau électrique et le logiciel de gestion du bâtiment Desigo. Et c’est précisément cette visualisation combinée à la supervision qui nous permet de réaliser des économies d’énergie considérables”.

n°6 energymag | 41

38-42 EFFI Persgroep fr.indd 41

24/06/07 17:20:52

EFFICIENCY | INDUSTRY

À retenir v L’usage de compo-

sants intégrables et de systèmes intelligents permet de simplifier l’installation et l’utilisation d’un système de distribution d’énergie. Avec, à la clé, une réduction sensible des consommations. v Les systèmes de gestion des énergies (Simatic Powercontrol) analysent les flux des énergies de leur production/entrée à leur consommation, montrant les manières de réduire les coûts énergétiques et de rendre la consommation d’énergie transparente. Les avantages sont nombreux: T Mise en œuvre de stratégies de délestage et de load management pour réduire les pointes de consommation. T Contrôle et suivi de la qualité des énergies. T Limitation des défauts de fonctionnement et des temps d’arrêt. T Amélioration de sa position de négociation auprès des fournisseurs. T Analyse prévisionnelle des achats d’énergie. T Planification et optimisation de la maintenance.

outre, nous pouvons aussi modiﬁer les consignes en quelques manipulations pour les adapter par exemple pour les jours fériés ou les événements spéciaux. Enﬁn, grâce à Desigo, nous avons pu aussi minimiser les consommations de notre nouvelle presse d’impression, notamment via l’optimalisation du groupe de froid”. Et Wim Maes de poursuivre: “Pour nous, il est en tout cas très clair qu’un investissement sur un tel système est rentable. Car deux mois après l’installation du système au sein de l’Eco Print Center, nous avons tout de suite remarqué une grande différence dans nos factures de gaz et d’électricité. En à peine un mois, la consommation était réduite de 30%”. Une deuxième première belge Le Persgroep n’est pas seulement un pionnier sur le plan de l’impression à sec. L’adoption du concept TIP est aussi une première en Belgique. Car l’Eco Print Center est le premier bâti-

ment dans notre pays où le logiciel Simatic Powercontrol de Siemens est implanté. Wim Maes: “Il s’agit d’un logiciel qui vi© C. Schweizer sualise les ﬂux d’énergie, de l’entrée à la consommation. Chaque groupe d’utilisateur –la presse, l’éclairage, les équipements HVAC, les quais de chargement/déchargement, les groupes de froid, les compresseurs, etc.– dispose d’un compteur de puissance qui enregistre continuellement la consommation et cette information est réexpédiée vers un PLC. Ces contrôleurs sont eux-mêmes connectés à la plateforme Simatic S7 Powercontrol qui est accessible via divers postes de travail sur le site. La solution permet non seulement de visualiser la consommation d’énergie, mais nous pouvons également vériﬁer la puissance disponible, arrêter ou relancer certains groupes d’utilisateurs pour diminuer les pics de consommation –en un mot faire du load management– mais aussi calculer le prix de revient de chaque processus de production. Nous utilisons aujourd’hui la solu-

tion uniquement pour l’optimalisation de notre consommation d’électricité. Un exemple: si nous remarquons que, dans un local, la consommation est anormale après les heures de travail, nous pouvons nous rendre sur place ou vérifier via Desigo si le système HVAC est mal configuré. À terme, nous gérerons aussi de cette façon les autres flux d’énergie comme l’eau, le gaz et la vapeur. Dans un avenir proche également, nous pourrons utiliser l’outil pour analyser les options les plus rentables en matière d’équipement énergétiques comme les panneaux solaires, les éoliennes ou d’autres investissements en efficacité énergétique. C’était un choix déterminé de ne pas implémenter dès le départ du projet de semblables solutions. Mesurer, c’est savoir: avant que nous puissions franchir ce pas, nous voulions savoir exactement ce qu’est notre besoin d’énergie. Ce qui est impossible lorsque l’on met en œuvre un nouveau bâtiment et encore moins une toute nouvelle manière d’imprimer un journal”. p Els Jonckheere

42 | energymag n°6

38-42 EFFI Persgroep fr.indd 42

24/06/07 17:21:09

PUBLIREPORTAGE

Achetez votre electricité en basse ou haute tension? Face aux nouvelles Directives Européennes en matière de performance énergétique, les opérateurs immobiliers seront contraints de mettre en place une comptabilité énergétique. Pour la société Steel, plusieurs méthodes sont possibles et les gestionnaires immobiliers peuvent présenter deux structures différentes par rapport à leur fournisseur d’énergie.

GRD

Air conditioning

GRP

Lift

meter

Un immeuble de bureaux à Bruxelles E 8 plateaux (5 occupés et 3 vides) E surface: 25.000 m2 E consommation d’électricité totale annuelle: 3840 MWh (1230 en BT et 2610 en HT) E 28 points de comptage E investissement comptage: 1000 ¤ par point de comptage E subsides pour la comptabilité énergétique: 50%

meter Power Supply 11 kW

meter

Transformer 11 kW/400 V

Installation du gestionnaire immobilier ou d’un tiers

meter

Comparaison des frais RGD/GRP:

Transformer 11 kW/400 V

Facturation H.T.

Facturation au gestionnaire immobilier

Fournisseur 1

Facturation M.T.

Facturation électrique directe individuelle

Fournisseur 2

Facturation B.T.

Facturation au gestionnaire immobilier pour des surfaces inoccupées

Fournisseur 3

Comme ce schéma le montre, en travaillant avec un Gestionnaire de Réseau de Distribution, le gestionnaire immobilier représente une multitude de “petits” clients individuels pour les fournisseurs. Par contre, devenir Gestionnaire de Réseau Privé* permet d’avoir une vue globale sur sa consommation et de négocier en conséquence avec un fournisseur l’ensemble de l’énergie du bâtiment puisque il peut être considéré comme consommateur unique en Haute Tension. La différence de coût entre la Basse et la Haute Tension dépasse de loin les 5 % négociables avec les fournisseurs. En tant que bureau d’étude spécialisé dans le comptage d’énergie, Steel recommande d’envisager l’option de devenir GRP. En termes de coûts, en dehors du bâtiment, il faut investir dans les équipe-

Etude de cas Données de base

GRP meters 230/240 V

meter

ments de transformation de l’alimentation HT et des comptages conformes aux normes MID éditées par l’Union Européenne. Toutefois, l’énergie facturée globalement mensuellement en H.T. par le fournisseur d’énergie au gestionnaire de l’immeuble pourra être répartie entre les clients selon leurs: E consommations réelles et leurs mouvements réels (au 1/4 h près) E clés de répartition contractuelles pour la prise en charge des consommations de communs. Cette option offre d’autres avantages: service de conseils aux clients/locataires, coupler le système de comptage avec l’ensemble des autres ﬂuides (eau, gaz), atout “vert” par rapport aux concurrents, choix du fournisseur, stratégies d’économies certaines, conformité aux nouvelles normes imposées… *Statut reconnu prochainement par les régulateurs

Steel sa Avenue Edison, 27 - 1300 Wavre - Belgique Tel +32 10 24.11.11 - Fax +32 10 23.04.69 www.steel-sa.com

43 Steel fr.indd 43

Lift

meter

GRD meters 230/240 V

Power Supply 11 kW

Air conditioning

Frais de fonctionnement en utilisant le GRD (base annuelle) Gestion des factures d’énergie électrique . . . . . . .4 200 EUR Gestion énergétique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0 EUR Coût kWh H.T. (normal) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .279 000 EUR Coût kWh B.T. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .185 000 EUR Amortissement comptage (10 ans) . . . . . . . . . . . . . . . . 0 EUR Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .468 200 EUR Total au m2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18,8 EUR Frais de fonctionnement en tant que GRP (base annuelle) Gestion des factures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 600 EUR Gestion énergétique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2 880 EUR Coût kWh H.T. (contrat-cadre). . . . . . . . . . . . . . 410 000 EUR Coût kWh B.T. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . - EUR Amortissement comptage (10 ans) . . . . . . . . . . . . .1 400 EUR Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .414 700 EUR Total au m2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 ,6 EUR Dans ce cas précis, devenir GRP permet d’économiser plus de 2,2 EUR/m2 sur les consommations d’énergie.

Devenir GRP et réaliser une économie similaire, Steel peut vous aider avec sa solution ouverte: E De la pré-étude à la maintenance E Toutes formes d’installation (nouvelle et ancienne) E Tous types d’énergie (eau, gaz, électricité) La ﬂexibilité de l’acceptation de la position d’un GRP dépend de la Région de la construction de l’immeuble.

n°6 energymag | 43

24/06/07 17:26:05

TECHNOLOGY | COGENERATION

Techspace Aero

Une cogénération qui bat des records! L’entreprise en aéronautique de Milmort (Herstal) a investi dans une cogénération des plus efficace, peu polluante, fort rentable! Les compteurs d’énergie installés sur le moteur de cogénération au gaz naturel en

novembre 2006 affichent un rendement global de 92,4% au lieu des 85% généralement obtenus! Une performance énergétique remarquable qui donne le titre de “BAT” (ou Best Available Technology) à cette cogénération à très haut rendement.

Cette prouesse est due à la combinaison de deux facteurs: l’utilisation d’un moteur à très bon rendement électrique (41,9%) et la récupération de toute la chaleur disponible, même de celle produite à basse température (43°C). Cette récupération permet d’atteindre un bon rendement thermique (50,5%). Comparée à la production séparée des mêmes quantités d’électricité (centrale électrique TGV - rendement 55%) et de chaleur (chaudière à haut rendement - rendement 90%), cette cogénération “BAT” induit une éco-

nomie en gaz naturel de 24,4%. Une performance exceptionnelle dans le secteur industriel! Un payback de trois ans Économiser le gaz naturel, c’est diminuer l’émission de CO2. Pour récompenser Techspace Aero, qui réduira ses émissions en CO2 de 982 tonnes par an (soit 7% de ses émissions actuelles), la CWaPE, régulateur du marché de l’énergie en Wallonie, lui attribuera 2.150 certiﬁcats verts. Comme leur nombre dépend de la bonne gestion de la cogénération, Techspace Aero a obtenu une garantie du fournisseur Vanparijs Maes Ingénieur chargé aussi de la maintenance (voir notre encadré). Il s’est engagé à racheter 2.000 certi-

ﬁcats verts au prix de 90 € pendant trois ans, un gain garanti de 184.000 € par an! S’ajoute encore le gain sur la facture énergétique de l’entreprise: à la différence d’une chaudière, qui ne produit que de la chaleur, la cogénération produit chaleur et électricité. Comme le prix d’achat de l’énergie électrique est deux fois supérieur à celui du combustible (en l’occurrence ici le gaz naturel), Techspace Aero réduit sa facture de 190.000 € par an. En déduisant les coûts de maintenance de la cogénération (40.000 € par an), le gain annuel net est de 334.000 € par an. L’entreprise a investi un million d’euros: une simple division donne un temps de retour de trois ans. On comprend pourquoi Techspace Aero, dont le chiffre d’af-

44 | energymag n°6

44-46 TECHNO techspace fr.indd 44

24/06/07 17:44:49

COGENERATION | TECHNOLOGY

Une baisse de 7% des ĂŠmissions GES! La seule cogĂŠnĂŠration permettra de rĂŠaliser 54% des objectifs de rĂŠduction des ĂŠmissions GES auxquels sâ&#x20AC;&#x2122;est engagĂŠe Techspace Aero dans le cadre des accords de branche. Un chiffre Ă mĂŠditer dans lâ&#x20AC;&#x2122;industrie. faires est de 358 millions dâ&#x20AC;&#x2122;euros, a foncĂŠ dans ce type dâ&#x20AC;&#x2122;investissement! Dâ&#x20AC;&#x2122;autres entreprises entament le mĂŞme cheminâ&#x20AC;Ś Installation en un temps record Lâ&#x20AC;&#x2122;unitĂŠ de cogĂŠnĂŠration a ĂŠtĂŠ installĂŠe en cinq mois! Une prouesse compte tenu des conditions actuelles du marchĂŠ qui voit un allongement des dĂŠlais dans la livraison des moteurs. Et la complexitĂŠ dâ&#x20AC;&#x2122;une installation, qui exigeait de raccorder la cogĂŠnĂŠration tant au rĂŠseau thermique quâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠlectrique de lâ&#x20AC;&#x2122;entreprise. Au niveau thermique, Techspace Aero a proďŹ tĂŠ du projet de cogĂŠnĂŠration pour installer deux nouvelles chaudiĂ¨res plus performantes, modulantes et surtout de plus faible puissance: une chaudiĂ¨re Ă huile thermique Babcok Wanson dâ&#x20AC;&#x2122;une puissance thermique de 1.500 kWth et une chaudiĂ¨re Ă eau chaude Novumax dâ&#x20AC;&#x2122;une puissance thermique de 2.000 kWth. Lâ&#x20AC;&#x2122;espace fort limitĂŠ de la chaufferie a poussĂŠ lâ&#x20AC;&#x2122;installateur Ă trouver des solutions ingĂŠnieuses: ĂŠchangeurs thermiques placĂŠs au-dessus du moteur, conduites thermiques sinueuses, capotage acoustique entiĂ¨rement dĂŠmontable, raccordement ĂŠlectrique par canalisations prĂŠfabriquĂŠesâ&#x20AC;Ś PrioritĂŠ Ă la cogĂŠnĂŠration Le point fondamental pour rĂŠussir une intĂŠgration thermique est de donner la prioritĂŠ de fonctionnement Ă la cogĂŠnĂŠration par rapport aux chaudiĂ¨res. Ainsi, la rĂŠgulation maĂŽtre de la chaufferie de Techspace Aero, conĂ§ue par le bureau dâ&#x20AC;&#x2122;engineering

Coretec en sous-traitance de Vanparijs Maes IngĂŠnieur, permet Ă la cogĂŠnĂŠration de donner aux chaudiĂ¨res le signal de mise en route. Cette rĂŠgulation intelligente ĂŠvite le piĂ¨ge â&#x20AC;&#x153;de lâ&#x20AC;&#x2122;arrĂŞt prolongĂŠâ&#x20AC;? qui guette toute cogĂŠnĂŠration. Quand elle sâ&#x20AC;&#x2122;arrĂŞte suite Ă une baisse subite et brĂ¨ve des besoins thermiques de lâ&#x20AC;&#x2122;usine, elle ne peut techniquement redĂŠmarrer quâ&#x20AC;&#x2122;aprĂ¨s une pause dâ&#x20AC;&#x2122;environ trente minutes. Et si les besoins thermiques augmentent avant la ďŹ n de la pĂŠriode de rĂŠinitialisation de la cogĂŠnĂŠration, la chaudiĂ¨re se met en route. Lorsque la rĂŠgulation est intelligente, la cogĂŠnĂŠration est â&#x20AC;&#x153;maĂŽtre du jeuâ&#x20AC;? et la chaudiĂ¨re nâ&#x20AC;&#x2122;a pas Ă assurer seule les besoins thermiques. La cogĂŠnĂŠration mettra toujours trente minutes pour redĂŠmarrer, mais elle ne sâ&#x20AC;&#x2122;arrĂŞtera pas durant des heures au dĂŠtriment de la rentabilitĂŠ du projet. Sur le plan de la connexion ĂŠlectrique, la meilleure option est de relier lâ&#x20AC;&#x2122;unitĂŠ de cogĂŠnĂŠration Ă la mĂŞme tension que celle des appareillages ĂŠlectriques de lâ&#x20AC;&#x2122;usine. Une connexion Ă une tension supĂŠrieure, de 15 kV par exemple, aurait ĂŠtĂŠ dĂŠsavantageuse. Tout dâ&#x20AC;&#x2122;abord, il aurait fallu investir dans un transformateur ĂŠlĂŠvateur pour passer de la tension de sortie de la cogĂŠnĂŠration de 400 V Ă une tension supĂŠrieure de 15 kV. Ensuite, les pertes ĂŠlectriques des transformateurs auraient induit une perte ďŹ nanciĂ¨re sur la production dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠlectricitĂŠ par la cogĂŠnĂŠration (de lâ&#x20AC;&#x2122;ordre de 3 %, soit 6.000 â&#x201A;Ź/an). Il faut toutefois vĂŠriďŹ er la capacitĂŠ du Tableau GĂŠnĂŠral Basse Tension de recevoir cette connexion

'&&

'&& /."./ /-"&* /,"-+

/,"(+

./"(+

.."+&

.-"-&

.-"(&

.& '/// (&&) (&&* (&&+ (&&, (&&- (&&. (&&/ (&'& â&#x20AC;&#x153;Nous ne pouvions plus nous contenter de petites mesures pour rĂŠduire nos ĂŠmissions de gaz Ă effets de serre. En un seul investissement, la cogĂŠnĂŠration permettait une rĂŠduction sensible des ĂŠmissionsâ&#x20AC;?, entame Jean-Pierre Rocchi. Responsable Energie de Techspace Aero, il a reĂ§u le prix Arcelor de lâ&#x20AC;&#x2122;Eco-Manager 2006 pour couronner ses efforts continus de rationalisation de la consommation dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠnergie. Au travers des Accords de branche, Techspace Aero sâ&#x20AC;&#x2122;est en effet engagĂŠ vis-Ă -vis de la RĂŠgion wallonne Ă rĂŠduire ses ĂŠmissions de gaz Ă effet de serre de 13 % dâ&#x20AC;&#x2122;ici 2010. Or, la cogĂŠnĂŠration reprĂŠsente Ă elle seule une rĂŠduction de 7%. â&#x20AC;&#x153;Notre process de production est malheureusement figĂŠâ&#x20AC;?, regrette Jean-Pierre Rocchi, â&#x20AC;&#x153;car nous ne pouvons pas modifier le systĂ¨me dâ&#x20AC;&#x2122;usinage de nos piĂ¨ces destinĂŠes Ă lâ&#x20AC;&#x2122;industrie aĂŠronautique pour ĂŠventuellement y faire des ĂŠconomies dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠnergie. Câ&#x20AC;&#x2122;est donc au niveau de la production dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠnergie quâ&#x20AC;&#x2122;il fallait agir. Et la cogĂŠnĂŠration permettait de produire une partie de nos besoins thermiques et ĂŠlectriques de maniĂ¨re trĂ¨s efficaceâ&#x20AC;?. En optant pour une cogĂŠnĂŠration Ă trĂ¨s haut rendement, Techspace Aero ĂŠconomise 24,4% dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠnergie primaire par rapport aux systĂ¨mes conventionnels. â&#x20AC;&#x153;La cogĂŠnĂŠration est connue pour ĂŞtre rentable, ce quâ&#x20AC;&#x2122;a confirmĂŠ lâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠtude de faisabilitĂŠ du bureau dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠtudes Coretecâ&#x20AC;?, ajoute Jean-Pierre Rocchi. â&#x20AC;&#x153;La bonne rentabilitĂŠ ĂŠtait un argument dĂŠcisif pour dĂŠfendre ce projet auprĂ¨s du ComitĂŠ directeur de notre usine. La cogĂŠnĂŠration a ainsi reĂ§u la prioritĂŠ sur dâ&#x20AC;&#x2122;autres projets dâ&#x20AC;&#x2122;investissement repoussĂŠs Ă 2007â&#x20AC;?.

nÂ°6 energymag | 45

44-46 TECHNO techspace fr.indd 45

24/06/07 17:44:51

TECHNOLOGY | COGENERATION

Caractéristiques de la cogénération de Techspace Aero Moteur Deutz TCG 2020-V12 Intégrateur du module Schmitt-Enertec Fournisseur - installateur Vanparijs Maes Ingénieur Puissance électrique brute 1.168 kWé Puissance des auxiliaires env. 15 kWé Puissance thermique haute température 1.370 kWth Puissance thermique basse température 112 kWth Puissance primaire gaz naturel 2.712 kWprim Rendement électrique net mesuré 41,9 % Rendement thermique net mesuré 50,5 % Rendement global mesuré 92,4 % Taux d’économie en énergie primaire 24,4 % Taux d’économie en CO2 (certiﬁcat vert) 40,5 % Durée de fonctionnement prévue env. 5.000 heures/an Date de mise en service 6 novembre 2006

électrique en fonction de la valeur du courant fourni par la cogénération et de la nouvelle valeur du courant de court-circuit. Et parfois remplacer le jeu de barres en cuivre, les isolateurs, voire les disjoncteurs. Contraintes et opportunités du marché Commandée en mai 2006 par Techspace Aero, l’unité de cogéné-

ration au gaz naturel de 1.168 kWé a été installée en cinq mois, un temps record! L’intégrateur Vanparijs Maes Ingénieur a respecté un planning serré en réunissant les interlocuteurs du chantier chaque semaine et en trouvant une autre marque de moteur subitement disponible chez l’assembleur allemand Schmitt Enertec. Dans un contexte où la cogénération se déve-

loppe, l’offre peine à suivre la demande et les délais d’attente sont jusqu’à deux fois plus longs qu’auparavant. Et tout porte à croire qu’il faudra un certain temps pour que les constructeurs adaptent leur capacité de production à la demande. L’essentiel à l’avenir pour les nouveaux candidats à la cogénération sera d’être prompt sur le marché et de tisser de bonnes relations avec son fournisseur. Ainsi, avant que son contrat ne soit signé avec son futur client, le fournisseur demande parfois une option d’achat au fabricant de cogénérations. Tout l’art est de réussir à proﬁter au bon moment d’une option d’achat qui se libère. Techspace Aero a saisi une opportunité. Une chance, car une année d’attente représente un manque à gagner de 334 000 €. p Ismaël Daoud

L’avis du client Négociez vos garanties! Originalité du processus d’achat, Techspace Aero a négocié la cogénération jusqu’à obtenir une garantie financière encore jamais octroyée d’un fournisseur. “La cogénération est un investissement plus risqué, car sa rentabilité dépend de l’évolution du prix des énergies et de la stabilité des mécanismes de soutien tels les Jean-Pierre certificats verts. Il était primordial pour notre entreprise d’obtenir des garanties solides. “maintenanc Et c’est Vanparijs Maes Ingénieur qui a été le plus généreux des fournisseurs rassemblés amélioration autour de la table des négociations”, souligne Jean-Pierre Rocchi. “Quoiqu’il arrive, nous chez infrastru avons la garantie de recevoir 2.000 certificats verts au prix de 90 ¤ pendant 3 ans, ce qui Techspace Aero. représente un gain certain de 184. 000 ¤ par an”. Cette garantie a l’avantage de couvrir plusieurs aspects. Les certificats verts octroyés par la Région wallonne dépendent de la quantité d’électricité produite et de l’efficacité de la cogénération. Techspace Aero est assurée que son fournisseur, chargé aussi de la maintenance de la cogénération, mettra tout en œuvre pour qu’elle fonctionne de manière optimale. “D’autant plus que, si nous recevons plus de certificats verts que le minimum de 2.000, le gain supplémentaire associé est rétrocédé à Vanparijs Maes Ingénieur”, indique Jean-Pierre Rocchi. Mais le plus essentiel de cette garantie est lié à l’exploitation de la cogénération et notamment sa mise en route. “Les pièces que nous usinons pour la fabrication des moteurs d’avion représentent une haute valeur ajoutée. Nous ne pouvions être interrompus dans notre process par une coupure générale d’électricité lors de la première connexion de la cogénération. La perte financière aurait été trop importante pour notre usine qui emploie 1.370 personnes. Toutes les précautions ont donc été prises et la première connexion sur notre réseau électrique s’est déroulée à 5h30 du matin, en dehors des heures de production. Heureusement, elle s’est faite sans problème. Jusqu’à présent, les chiffres du fonctionnement de la cogénération collent assez bien avec ceux de l’étude de faisabilité”, conclut l’Eco-Manager 2006. Verdict fin 2007, après une année entière de fonctionnement.

46 | energymag n°6

44-46 TECHNO techspace fr.indd 46

24/06/07 17:44:53

04 Honeywell fr.indd 1

23/07/08 11:01:11

RENEWABLE | SOLAR

Photovoltaïque

Période de pic pour l’électricité solaire! Pratiquement pas un jour ne passe sans qu’un communiqué de presse n’annonce la mise en chantier d’un nouveau projet de centrale photovoltaïque. Beaucoup sont annoncés comme “le plus grand projet à ce jour en Belgique”, souvent assortis de nuances. Mais force est de constater que le photovoltaïque a le vent en poupe, surtout en Flandre. Rien d’étonnant vu les incitants financiers proposés.

Ce revirement est assez récent et annonce sans doute un décollage du marché photovoltaïque dans notre pays. Car à l’évidence, l’an dernier, la Belgique n’occupait toujours que la 14 e place du classement européen en matière de capacités installées. Le décollage est pour le moment porté par les entreprises, surtout celles disposant de grandes surfaces de toitures où le potentiel est davantage intéressant que dans le privé. Début mai, la première tranche d’une centrale photovoltaïque a ainsi été installée sur les toits de l’Eurocam Center, un “media center” basé à Lint où le groupe multimédia Alfacam s’est établi. Sur une superficie de 12.000 m 2 de toiture, l’entreprise y a installé 5.600 m 2 de panneaux photovoltaïques d’une puissance totale de 340 kWc (Kilowatt Crète). C’est sans doute la plus grande installation à ce jour. Elle fournira ainsi environ

270.000 kWh d’électricité par an. Ce qui couvrira une part importante de la consommation d’Alfacam. Mais la superficie toiture totale du centre avoisine les 60.000 m2 et Gabriel Fehervari (CEO Alfacam Group) n’exclut pas une prochaine extension de la centrale. “Si les autorités l’approuvent”, précise Gabriel Fehervari. “Car c’est l’aide publique qui rend l’investissement rentable, plus encore si les prix de l’énergie continuent à augmenter. Nous pouvons facilement étendre notre installation à 30.000 m 2”. Le soutien des autorités flamandes est, il est vrai, trébuchant. Présente lors de l’inauguration, la Ministre Flamande de l’économie Fientje Moerman précisait ainsi qu’en moins de 4 ans, les autorités flamandes ont investi 416 millions € en primes écologiques, le budget 2007 s’élevant à 92 millions €, soit 38 millions de plus que l’an dernier.

Nuon à la manoeuvre Particularité du projet, c’est le fournisseur d’électricité Nuon qui le prend en charge. En pratique, la production est injectée sur le réseau et Alfacam est simplement client de Nuon. Le rendement des certificats verts étant rétrocédé à Alfacam. Nuon travaillera de la même manière dans des projets similaires avec d’autres clients. Une manière pour Nuon d’accroître ses capacités de production actuellement limitées dans notre pays. “Le volume est modeste pour le moment, mais nous voulons l’accroître”, explique le porte-parole Kathleen Van Boxelaer. “Nous avons par exemple conclu une convention avec les fabricants d’aliments pour bétail pour acheter leur surplus de production électrique généré par leur cogénération”. Reste que dans le projet Eurocam Center, c’est Alfacam qui a choisi l’installation. “Nous avons d’abord pris différents avis, entre autres chez Nuon et composé une short list de fournisseurs”, explique le porte-parole Yves Panneels. “C’est finalement Sharp qui a été choisi. Le rendement de l’installation a été déterminant, mais les bonnes relations commerciales entretenues avec Sharp ont aussi joué”. Vers un prix garanti de 450 €/MW partout? Il existe une masse d’incitants fiscaux et de primes pour l’installation de panneaux photovoltaïques. Ceux-ci émanent non seulement des autorités fédérales et régiona-

48 | energymag n°6

48-50 RENW solaire fr.indd 48

24/06/07 17:54:46

les, mais aussi des provinces, des communes et des intercommunales d’énergie. Ils sont en outre cumulatifs et peuvent être adaptés chaque année. L’étendue des avantages diffère donc d’un endroit à l’autre. En outre, des réglementations différentes existent pour les particuliers et les entreprises. En Flandre, les installations photovoltaïques équipées et mises en service depuis le 1er janvier 2006 reçoivent un soutien à la production (certificat vert) de 450 € par MWh produit. Le soutien est garanti durant les 20 ans qui suivent la mise en service de l’installation. Ce soutien est évidemment un facteur important dans la décision d’investir. La Wallonie est actuellement occupée au développement d’une réglementation similaire. Jusqu’à présent, le solaire photovoltaïque ne faisait pas l’objet d’une politique ambitieuse, tandis que les autres sources renouvelables comme le vent, la biomasse, la cogénération et l’hydro-électricité jouissaient d’une meilleure attention. À ce jour, les petits producteurs wallons d’électricité photovoltaïque peuvent obtenir des certificats verts au prix garanti de 150€/MWh racheté par Elia si l’installation à moins de 10 ans. Pour les installations plus anciennes, le prix du certificat vert n’est pas garanti, mais peut être négocié au prix du marché. Il y a cependant une proposition sur la table du gouvernement pour porter le prix garanti du certificat vert au

même niveau qu’en Flandre (450 €/MWh), et le garantir également pendant 20 ans. Mais pour le moment, ce n’est toujours qu’une proposition, pas encore une loi. La Cwape, le régulateur wallon n’est pas contre cette réglementation et est partisan d’un mécanisme de rachat des certificats verts par les administrateurs du réseau de distribution au prix de 450 € le MWh. Le gouvernement Wallon a aussi approuvé en première lecture une réglementation autorisant les compteurs inversés(*). En Flandre, le principe des compteurs inversés est déjà admis, mais uniquement quand la capacité totale de l’installation connectée au réseau est inférieure à 10 kW. Au-delà, l’injection se fait sans inversion des compteurs. Groupement d’achat L’initiative peut aussi venir des autorités elles-mêmes. Comme la commune de Schelle, dans la banlieue d’Anvers. C’est ici, il y a quelques années que les premières turbines éoliennes d’Electrabel ont été installées. Ont-elles suscité des vocations? Toujours estil que la commune s’est engagée à réduire ses rejets de C02 de 200 tonnes et d’épargner une centaine de milliers de litres de combusti-

SOLAR | RENEWABLE

bles fossiles par an. Pour y parvenir, elle encourage l’installation de systèmes solaires auprès des particuliers et des PME via son projet ZonneSchakel. “Via une procédure d’adjudication européenne, notre commune organisera un achat collectif de systèmes solaires”, explique le bourgmestre Rob Mennes. “Avec cet achat groupé, les prix seront plus compétitifs. Les participants pourront donc produire plus d’énergie solaire pour moins d’argent. Le projet couvre à la fois les panneaux solaires photovoltaïques et les systèmes solaires de production d’eau chaude sanitaire. Il s’agit d’un projet ouvert. Les communes avoisinantes comme Boom, Rumst, Hemiksen et Niel devraient rejoindre le projet. Et à l’avenir, d’autres communes de la région pourront prendre part à cette initiative. Les entreprises par contre ne doivent pas attendre cette décision, elles peuvent s’inscrire au projet directement”, explique Rob Mennes. Un appel du pied évident vu la forte concentration d’entreprises dans les zonings bordant la nationale A12. Faire chuter les prix “La commune mettra à disposition les toits de ses bâtiments pour la

Situation en Flandre Beaucoup de projets sont annoncés ou en chantier. À ce jour, les trois plus grandes installations photovoltaïques qui reçoivent des certiﬁcats verts en Flandre sont les suivantes: v Dexia Insurance Belgium (Meise): 60,18 kW v Lidl (Roeselare): 52,96 kW v Limburgse Tuinbouwveiling (Herkde-Stad): 49,92 kW Signalons encore Colruyt (Ninove, 74,8 kW) et Marpa (Hoogstraten, 119 kW) qui ont déjà introduit des deman-

n°6 energymag | 49

48-50 RENW solaire fr.indd 49

24/06/07 17:54:46

RENEWABLE | SOLAR

pose de panneaux photovoltaïques et de protection solaires. Les conditions de location ont déjà été annoncées. Non seulement les producteurs de panneaux et protection solaires pourront s’inscrire dans le projet via un droit de superficie. Mais nous avons élargi celui-ci vers les familles, les commerçants et les entreprises. Grâce à pareil regroupement, nous pourrons obtenir de très bonnes conditions financières”. Lors de l’extension de l’école primaire communale, des panneaux photovoltaïques ont déjà

été installés. Les auvents du préau ont aussi été remplacés par des panneaux solaires. “Une installation de 1 kW nécessite suivant le rendement des panneaux une superficie d’environ 7,5 à 10 m2. L’installation comprend les panneaux, les éléments de montage en toiture, les câblages et transformateurs qui convertissent le courant continu en courant alternatif utilisable dans les applications domestiques. Le prix de revient, y compris le placement et la TVA (6% pour la rénovation) se situe le plus souvent à 7.500 €

par kWc. Il peut par contre fortement varier en fonction du rendement des panneaux utilisés et des autres éléments du système, l’accessibilité de l’emplacement et la complexité de l’intégration au toit. Mais grosso modo, un consommateur qui a besoin d’une puissance de 4,5 kWc doit prévoir environ 40 à 50 m2 de panneaux. Pour un budget total de 33.750 €. Avec un achat groupé, nous pouvons faire drastiquement chuter ce prix”. p Koen Mortelmans

(*) Rappelons que le principe des compteurs inversés permet de comptabiliser la quantité d’électricité produite par l’unité de production installée et connectée au réseau et si cette quantité est supérieure à celle consommée par ailleurs par le client, le compteur tourne à rebours et compense ainsi celui-ci pour sa production d’énergie.

Vers des sommets installés? Mais la volonté du gouvernement d’atteindre son million de m2 vient de prendre forme avec la publication d’un appel à proposition lancé par la Régie des Bâtiments et Fedesco. Cet appel porte sur une première tranche de 30.000 m2 à installer sur le parc des bâtiments fédéraux. Le principe est de mettre à disposition de producteurs d’électricité la superficie disponible contre paiement d’un loyer, l’investissement étant à charge du producteur. “Le loyer sera fixé sur la puissance installée en kWc et indexé sur l’indice Belix de la bourse d’électricité Belpex”, précise Lieven Vanstraelen, Directeur Général de Fedesco. Et d’ajouter que cette première phase sera suivie d’une autre concernant les infrastructures d’entreprises publiques autonomes comme la SNCB, la Poste ou Belgacom. Les autorités régionales et locales pourraient être concernées dans une troisième phase. Selon Lieven Vanstraelen, il faudra compter environ cinq ans pour atteindre l’objectif annoncé. Les installateurs de panneaux solaires ont un bel avenir devant eux. © Eurocam Center

Avec ses 5.000 m2 de panneaux à peine installés et ses 340 kWc, l’Eurocam Center (voir article) fait déjà figure de petit poucet de l’électricité solaire. Car depuis, c’est à chacun de jouer la surenchère. À Middelkerque, le fournisseur d’énergie verte, Electrawinds, inaugurait à son tour le plus grand parc solaire de Belgique ce 6 juin dernier. D’une puissance de 1,3 MW, le parc représente un investissement de 6 millions ¤ pour une installation de 7.000 panneaux sur une superficie de 4 hectares. Quelques jours auparavant, le géant belge de l’immobilier logistique, Warehouses DePauw (WDP) annonçait son intention d’installer prochainement des panneaux solaires sur ses entrepôts, pour une superficie totale de 100.000 m2! Avec une puissance maximale de 10 MW, il deviendrait ainsi le plus grand parc solaire du pays, pour un investissement de 45 millions ¤. “Nous avons 850.000 m2 de toits non-rentables. Nous essayons désormais de les rentabiliser et nous en avons les moyens”, signalait Joost Uwents, le directeur financier du groupe. Ici aussi, pour mettre en oeuvre son projet, WDP songe à un joint-venture avec un fournisseur d’énergie. Mais la surenchère viendra (peut-être) du gouvernement Fédéral: annoncé lors du conclave budgétaire du 18 mars dernier, celui-ci à l’intention de faire installer 1.000.000 m2 de panneaux solaires sur les toits des bâtiments publics.Le gouvernement débloquait déjà 2 millions ¤ pour cette année, budget mis à disposition de Fedesco, la société publique autonome d’investissement en efficacité énergétique dans les bâtiments fédéraux, pour financer l’installation de 3.200 m2 de panneaux solaires. 50 | energymag n°6

48-50 RENW solaire fr.indd 50

24/06/07 17:54:49

8e SALON EUROPÉEN DE L’ENVIRONNEMENT, DE L’ENERGIE ET DES TECHNOLOGIES PROPRES

8de EUROPESE BEURS VOOR MILIEUBEHEER, ENERGIE EN SCHONE TECHNOLOGIEËN

10-11-12 OCT 2007 HALLES DES FOIRES DE LIEGE

2748

www.bestenvironnement.be

Le Salon des Services pour le Secteur PUBLIC Dienstenbeurs voor de OVERHEIDSSECTOR

10-11-12 OCT 2007 >

HALLES DES FOIRES DE LIEGE

www.municipio.be

dOPPIO.be • 2748

TROISIÈME ÉDITION / DERDE EDITIE

Energy Line, ensemble luttons

So lut io

m sur ns

gi er en ouv elable

contre le réchauffement climatique

es ure er n en m ’é atière d

Spécialisé dans le financement des collectivités locales et la gestion de l’épargne, Dexia est, par la nature de ses activités, particulièrement attaché aux valeurs de long terme et d’intérêt général. La banque est ainsi devenue un acteur mondial en matière de développement durable, notamment dans le domaine des énergies renouvelables. Aujourd’hui, avec Energy Line, Dexia met tout son savoir-faire dans ce domaine au service des pouvoirs locaux, pour encourager la production d’énergie propre, réduire la consommation d’énergies fossiles, soutenir les efforts de biodiversité et mettre à disposition les instruments financiers adéquats. Pour savoir ce qu’Energy Line peut concrètement apporter à votre administration et donc au bien-être de la planète, rendez-vous sur PubliLink ou sur www.dexia.be (Professionnel / Public Finance).

PUBLIC BANKING

sans durée, on ne construit rien