Energymag 7 fr by In Site

energymag the energy manager magazine

Bimestriel d’information | Edition française | août - spetembre - octobre 2007 | n° 7 | www.energymag.be

6,50 €

COVER STORY

La première usine zéro-émission au monde est belge Patrick Collignon, CEO de Volvo Europa Truck peut avoir le sourire: son usine de Gand est la première au monde à produire sans rejets CO2. MARKET

Émissions L’industrie belge en phase sur Kyoto. Tant au nord qu’au sud. Marché de l’énergie Gaz: quelques bonnes cartes à jouer

MANAGEMENT

Comptage & gestion d’énergie Et si vous passiez au réseau de distribution privé!

DOSSIER LIBERALISATION

Troisième directive Et maintenant place à la concurrence. Et la régulation!

Perspectives La fusion entre Suez et GDF remodèlera le paysage énergétique belge

Bientôt l’unbundling? Bruxelles impose ses règles aux géants énergétiques européens

EFFICIENCY

Froid industriel Même les meilleures installations de refroidissement peuvent mieux faire!

TECHNOLOGY Bureau de depot : Bruxelles X.

Vitrage à isolation renforcée Les économies d’énergie passent par les fenêtres!

RENEWABLE

Géothermie Bientôt 45MW de puissance thermique en région de Mons-Borinage?

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Bimestriel d’information

éedito

| Edition française | août - spetembre

- octobre 2007 | n° 7 | www.energymag

.be

COVER STORY

Energymag, the energy manager magazine

Patrick Collignon, CEO de Volvo Europa Truck peut avoir le sourire: son usine de Gand est la première au monde à produire sans rejets CO . 2 MARKET

Émissions

L’industrie belge en phase sur Kyoto. Tant au nord qu’au sud. Marché de l’énergie Gaz: quelques bonnes cartes à jouer

MANAGEMENT

Comptage & gestion d’énergie

Et si vous passiez au réseau de distribution privé!

DOSSIER LIBERALISATION

Troisième directive

Et maintenant place à la concurrence. Et la régulation!

Perspectives

La fusion entre Suez et GDF remodèlera le paysage énergétique belge

Bientôt l’unbundling?

Bruxelles impose ses règles aux géants énergétiques européens

EFFICIENCY

Froid industriel Même les meilleures installations de refroidissement peuvent mieux faire!

TECHNOLOGY

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

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La première usine zéro-émission au monde est belge

Vitrage à isolation renforcée

Les économies d’énergie passent par les fenêtres!

RENEWABLE

Géothermie Bientôt 45MW de puissance thermique en région de Mons-Borinage?

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7/10/07 17:43:14

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 JONCKHEERE, C. SCWEIZER, Alfons VANBERGEN, Peter VANSINA, Laurent van STEENSTEL, Koen VERVREMD, François VILLERS. Adressez vos communiqués de presse à redaction@energymag.be

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L’innovation, moteur de demain Vous avez tous entendu parler de la station de recherche “Princesse Elisabeth”, première station polaire zéro-émission au monde. Un exploit technologique destiné à opérer dans des conditions extrêmes, conçu ici en Belgique. Mais peut-être ne savez-vous pas encore que l’usine zéroémission est-elle aussi une première mondiale belge. Volvo Europa Truck à Gand sera en effet la première usine au monde à produire et consommer ses énergies sans rejets de CO2! Le plus étonnant, c’est que cette gageure a été rendue possible grâce à des équipementiers belges pour la plupart. Et grâce à Electrabel, il faut le dire. Ces deux extrêmes illustrent une chose: notre pays, quoi qu’on en dise, reste une terre d’innovation. Et l’innovation est le moteur du progrès. Voilà sans doute ce qui résume le mieux le concept du salon Innova Energy auquel nous nous sommes associés cette année: traiter la question de l’énergie et plus largement du changement climatique sous l’angle de l’innovation. Au sens le plus large du terme: technologique, organisationnel et financier. Innova Energy, ce sera tout cela à la fois. Un salon belge des plus grands équipementiers, bureaux d’experts et prestataires de services actifs sur le marché de l’efficacité énergétique et des solutions énergétiques. Une foire internationale de l’innovation axée sur l’énergie, doublée d’un espace de rencontre des milieux académiques belges et européens investis dans la recherche et développement. Et surtout, deux journées de symposiums et workshops entièrement dédiés à l’énergie dans l’industrie et le bâtiment: Energy Industry Forum 2007 et Energy Buildings Forum 2007. Nous avons réuni pour vous plus de 60 orateurs belges et étrangers de premier plan, pour la plupart de niveau directionnel. Au travers de nombreux cas d’études, ils y aborderont tous les sujets qui comptent aujourd’hui dans le domaine. Qu’il s’agisse de produire ses énergies en site industriel comme en site tertiaire, de les acheter au meilleur coût et au moindre risque, de mieux les consommer grâce à une plus grande efficacité énergétique, de concevoir des bâtiments performants, de financer les investissements générateurs d’économies d’énergie ou producteurs d’énergie verte et, enfin, de développer un management énergétique le plus performant possible. Parmi ces orateurs, Marc Seghers, le responsable du projet de Volvo Europa Truck. Un exemple à écouter et à suivre, sans aucun doute. Mais il ne sera pas le seul. Bien d’autres, tant dans l’industrie que le bâtiment, viendront partager leur expérience, le plus souvent à la pointe de ce qui se fait de mieux. À vous de voir dans le programme qui accompagne ce numéro ce qui vous intéresse le plus. Nous espérons vous y voir nombreux. Jean-François Marchand n°7 energymag | 3

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> DOSSIER LIBERALISATION ET MAINTENANT PLACE À LA CONCURRENCE. ET LA RÉGULATION!

Assurer l’indépendance énergétique et permettre un approvisionnement à des prix compétitifs auprès du fournisseur de son choix? Telles étaient les grandes promesses de la libéralisation des marchés de l’énergie. On est loin du compte. La troisième directive européenne sur les marchés libéralisés se doit de rencontrer ces promesses. Faute de quoi, au moindre renversement de la conjoncture économique mondiale, les entreprises européennes risquent de dévisser.

SOMMAIRE

> 24 Le réseau de distribution privé? Une solution intéressante pour les grands sites tertiaires.

MARKET

EFFICIENCY

6 COVER STORY

36 INDUSTRY

Volvo Europa Truck: la première usine zéro-émission au monde! Et c’est en Belgique!

Froid industriel: Même les meilleures installations de refroidissement peuvent mieux faire!

12 NEWS

TECHNOLOGY

Focus: l’industrie belge en phase sur Kyoto. Tant au nord qu’au sud. 15 TRENDS 20 FOCUS

Gaz: quelques bonnes cartes à jouer MANAGEMENT 24 BUILDINGS

Comptage & gestion d’énergie: et si vous passiez au réseau de distribution privé! 26 DOSSIER LIBERALISATION > Troisiième directive Et maintenant place à la concurrence. Et la regulation! > Perspectives La fusion entre Suez et GDF remodèlera le paysage énergétique belge > Bientôt l’unbundling? Bruxelles impose ses règles aux géants énergétiques européens

43 BUILDINGS

Vitrage à isolation renforcée: les économies d’énergie passent par les fenêtres! Protection solaire: un ﬁlm solaire basse émissivité, aussi performant qu’un VIR solaire!

> 36 Économiser de l’énergie est parfois une question de détail. Même les meilleures installations de refroidissement peuvent mieux faire!

> 6 Volvo Europa Truck SA à Gand réalise l’impensable écologique: produire sans rejet de CO2. Une première mondiale.

RENEWABLE 46 GEOTHERMY

Réseau de chaleur: bientôt 45MW de puissance thermique en région de Mons-Borinage?

> 44 Les vitrages à isolation renforcée sont jusqu’à trois fois plus performants. Reste à trouver le bon compromis entre hiver et été.

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MARKET | COVER STORY

Volvo Europa Truck

La première usine zéro-émission au monde! Et c’est en Belgique! En collaboration avec Electrabel, Volvo Europa Truck SA à Gand réalise l’impensable écologique: produire sans rejet de CO2. Par cette primeur au sein du secteur automobile, le constructeur de poids lourds prouve non seulement qu’une activité industrielle peut aussi s’effectuer sans pollution de l’air, mais également qu’investir dans l’énergie “verte” est rentable... Si le groupe Suédois Volvo AB produit des bus, bulldozers, moteurs de bateau et d’avions,... il est avant tout connu pour ses poids lourds. Volvo Trucks possède dix-sept usines de production de camions dans le monde, dont une unité à Gand. Dans tout le groupe, l’accent est mis tout particulièrement sur la qualité, la sécurité et... l’environnement. ”Le respect de l’environnement domine à tous les niveaux de notre usine”, explique Marc Seghers, Manager Infrastructure, Services et Environnement chez Volvo Europa Truck. ”Depuis quelques années, nous concentrons nos efforts sur trois plans: la réduction de la consommation énergétique totale, la diminution des rejets de CO2 et l’exclusion du mazout pour le chauffage. Nous avons installé de grands panneaux transparents en polycarbonate sur les toits de notre usine pour laisser pénétrer plus de lumière du jour. Nous avons également adapté l’éclairage de notre ligne d’assemblage: aujourd’hui, elle est réglée en fonction de l’intensité lumineuse”. Un plan ambitieux Bien que la production de véhicules et le respect de l’environnement apparaissent à première vue irréconciliables, Volvo Group prouve le contraire. Le management lance régulièrement des déﬁs pour réduire l’impact de son

activité ou de ses véhicules sur l’environnement. “Ainsi, en 2004, on nous avait demandé d’examiner comment réduire les rejets de CO2 dans les usines”, indique Marc Seghers. ”Car jusqu’ici c’était malgré tout un problème de taille sur le plan environnemental: la seule usine de Gand génère annuellement plus de 11.000 tonnes de CO2 ce qui équivaut aux rejets de 7.500 ménages. Si tout d’abord, c’est une diminution de cinquante pour cent qui a été proposée, une analyse a montré qu’il était peut-

être possible d’atteindre une réduction de cent pour cent dans les unités européennes. L’unité de production à Tüve en Suède avait été choisie pour concrétiser ce plan ambitieux, mais ﬁnalement, c’est Volvo Europa Truck SA qui a trouvé la première la réponse à ce problème jusqu’ici non résolu”. Une électricité complètement verte Si Volvo Europa Truck SA peut s’enorgueillir de cette primeur mondiale, c’est grâce à un partenariat intensif

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avec Electrabel. ”Il m’a paru évident de démarrer ma quête d’une solution auprès de cette firme, puisqu’elle est notre fournisseur attitré en énergie depuis 1975”, constate Marc Seghers. ”Et d’emblée, Electrabel a été intéressé par nos plans. À la fin de 2004, nous nous sommes livrés à un brainstorming”. ”Sur le plan de l’électricité, la solution était évidente”, poursuit Hendrik Van Asbroeck, Key Account Manager chez Electrabel. ”Car la conversion à l’énergie verte certifiée est aisée à réaliser. Néanmoins, Volvo Europa Truck SA a voulu aller plus loin et générer l’électricité verte sur son site de production. C’est pourquoi, nous avons finalement proposé de construire trois éoliennes possédant chacune une capacité de 2 MW. À vrai dire, à nos yeux, il s’agissait également d’une solution rentable car il est toujours avantageux de produire de l’énergie verte sur le lieu de consommation puisqu’il n’y a quasiment pas de frais de transport de l’électricité. Toutefois, comme il n’y avait de la place que pour trois éoliennes, la production est insuffisante pour répondre totalement aux besoins de Volvo Europa Truck SA. C’est la raison pour laquelle, le constructeur de poids lourds a décidé d’acheter en plus cinquante pour cent d’énergie renouvelable certifiée AlpEnergie; cette énergie provient des centrales électriques de CNR, une filiale d’Electrabel qui exploite dix-neuf centrales hydroélectriques sur le Rhône”. Le chauffage: une autre paire de manches... Toutefois, le problème était loin d’être résolu. Il fallait encore trouver une solution écologique à la grande source directe de rejets de CO2, à savoir le chauffage. ”Ici aussi, la solution était évidente: la biomasse”, souligne Hendrik Van Asbroeck. ”En premier lieu, nous avons pensé à générer de la chaleur par le biais d’une centrale électrique que nous aurions convertie pour fonctionner avec la biomasse. Il s’agit d’une technique que nous maîtrisons bien. Mais il est apparu que ce n’était pas une solution efficace sur le plan énergétique, l’eau chaude devant, dans ce cas, être transportée de notre centrale de Rodenhuizen vers le site de Volvo Europa Truck SA. Cela repré-

sente cinq kilomètres, c’est-à-dire une distance qui entraînerait beaucoup de pertes. La seule véritable option consistait à introduire la biomasse sur le site du constructeur de camions. Mais nous n’avions aucune expérience de ce genre. C’est pourquoi nous avons mis ce projet en place étape par étape avec des hauts et des bas. Lors d’une première phase, nous avons procédé à une analyse approfondie de la consommation de gaz chez Volvo Europa Truck SA. Les résultats ont fait apparaître qu’en hiver, la consommation était trois fois plus élevée qu’en été. Cela signifie que le gros de la consommation est destiné au chauffage. Si nous voulions y faire face avec la biomasse, nous aurions dû construire une immense chaudière qui aurait tourné en deçà de sa capacité pendant la moitié de l’année. C’est pourquoi, nous avons finalement choisi de fournir la chaleur de base de 5 MW uniquement avec la nouvelle installation de biomasse et la charge de pointe de 11 MW en utilisant la chaudière existante. Pour malgré tout obtenir une réduction de cent pour cent des rejets de CO2, les brûleurs ont été convertis pour fonctionner avec la biomasse. Et c’est ce qui a constitué la phase la plus longue de la totalité du projet. Trouver une entreprise pouvant réussir cette prouesse a en effet été un travail de titan”. En fin de compte, EMK-Callens a mené le projet à bonne fin. Cette entreprise belge a relié la chaudière à gaz d’origine avec deux nouveaux brûleurs de la société allemande Saake. En outre, les anciens réservoirs de mazout ont été adaptés pour accueillir les biohuiles. ”Dans le cas de la biomasse, il fallait opter pour la biohuile, puisque l’installation existante était conçue pour fonctionner avec du combustible liquide (mazout) ou gazeux (gaz naturel). Mais trouver une solution végétale ne semblait pas tellement facile”. ”L’huile végétale devait se rapprocher beaucoup du fioul léger sur le plan de la composition et de la nature du produit”, explique Marc Seghers. ”Dans le cas contraire, nous aurions rencontré des problèmes sur le plan du transport. Les produits qui se solidifient auraient bouché les canalisations. Après une analyse approfon-

COVER STORY | MARKET

die, nous avons choisi un mélange provenant des flux secondaires de la production de beurre, huile, graisse à frites, margarine, etc.”. La chaufferie du futur Pour la nouvelle chaudière, Electrabel et Volvo Europa Truck SA ont choisi des pellets de bois comme biomasse. ”La grille de la chaudière est dimensionnée de manière à accepter les autres types de biomasse - comme l’écorce, les pellets de litière de lin, les noyaux d’olives, etc. Car l’application industrielle de cette technique est à ce point récente qu’il est impossible de prévoir ce qui sera le plus rentable, le plus efficace et le plus disponible dans les cinq ans à venir”, déclare Marc Seghers. ”Je profiterai de l’occasion pour souligner que l’installation a été fournie par la société Vyncke basée à Harelbeke. Bien que nous ayons contacté des fournisseurs dans le monde entier, il est apparu que cette entreprise belge possédait les meilleures connaissance et technologie en la matière”. ”Comme nous souhaitions lancer une nouvelle tendance par le biais de ce projet, nous avons décidé de faire de la nouvelle chaufferie une unité de démonstration”, poursuit Hendrik Van Asbroeck.

”Ensemble, nous avons investi plus de dix millions d’euros dans ce projet, une somme qui sera récupérée plus rapidement que cela n’avait été prévu à l’origine”.

Qui est Volvo Europa Truck SA Volvo Europa Truck SA à Gand produit annuellement plus de 40.000 poids lourds (un tiers de ce que Volvo Trucks met sur le marché). En 2006, la ﬁrme employait près de 2.000 personnes qui réalisaient un chiffre d’affaires de 2.120,6 millions d’euros. n°7 energymag | 7

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”C’est la raison pour laquelle, nous avons aussi accordé beaucoup d’attention à l’aspect architectural. Combiné avec l’idée écologique, cela a donné un bâtiment futuriste en béton, bois, aluminium et beaucoup de verre, ainsi qu’une structure très facilement adaptable. De plus, nous avons équipé la totalité du toit –près de 250 m2– de la Chaufferie du Futur –comme nous aimons la nommer– de cellules solaires. Même si ce n’était pas prévu dans le projet, ce choix complète la démarche. Grâce aux 150 panneaux solaires possédant chacun une puissance de 200 watts, nous pouvons répondre à plus de cinquante pour cent des besoins en électricité de la nouvelle chaufferie de manière écologique et efﬁcace sur le plan des coûts”.

Des camions au biofuel renouvelable En août dernier, le Groupe Volvo a annoncé la construction de sept camions démo roulant chacun sur un type différent de biocarburant renouvelable et, par conséquent, sans rejets de CO2. En équipant ainsi ces poids lourds (tous du type FM), le Groupe Volvo veut souligner les possibilités qu’offre un transport exempt de CO2 et montrer qu’il est prêt à mettre cette technologie en pratique.

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Durable sur trois plans ‘Être durable’, tel était fil rouge de ce projet ambitieux. Non seulement il fallait que ce soi une solution écologique (‘une solution verte digne de foi’), mais il fallait également qu’elle soit acceptable pour les environs immédiats. ”C’est pourquoi, tout a été fait en concertation étroite avec les riverains et les travailleurs”, précise Marc Seghers. ”En menant une communication régulière et efficace, nous avons en fait reçu peu de plaintes. Il n’y a même pas eu d’objections aux demandes d’autorisation”. Le troisième point en matière de projet durable était l’obligation pour les deux parties concernées d’être économiquement rentable. Hendrik Van Asbroeck: ”C’est en tenant compte de cet aspect, par exemple, que nous avons conservé l’installation de chauffage existante au lieu de la remplacer par une nouvelle. En effet, le coût aurait tout simplement été non-rentable”. En fin de compte, Volvo Europa Truck SA et Electrabel ont investi ensemble plus de dix millions d’euros, une somme qui sera amortie plus rapidement que cela n’avait été prévu à l’origine. C’est surtout le constructeur de poids lourds qui se réjouit, car il semble que le temps de récupération sera même inférieur à un an! Et Marc Seghers de compléter: ”Cela tient au fait que nous avons signé un contrat de fourniture d’électricité et de biomasse pour une durée de vingt ans avec Electrabel. Pour ce faire, nous avons négocié un prix fixe –hors inflation– pour toute la période concernée. Et comme cela s’est fait au début de 2006 –juste avant la forte augmentation des prix du pétrole– notre temps de récupération est

quatre à cinq fois plus rapide que ce que nous avions prévu”. Hendrik Van Asbroeck se montre également très enthousiaste: ”Si sur le plan purement financier, le temps de récupération est un peu moins positif pour Electrabel que pour Volvo Europa Truck SA, ce projet satisfait malgré tout financièrement à tous les critères minimum qui sont d’application au sein de notre entreprise pour un tel investissement. En outre, il s’agit d’une primeur mondiale que nous pouvons présenter partout. À côté de cela, nous avons à nouveau progressé dans la réalisation de notre engagement axé sur le lancement d’un grand nombre de projets d’énergie verte. Dans ce cadre, il est, par exemple, très intéressant pour nous de pouvoir installer des éoliennes sur le site d’un client. De la sorte, nous obtenons des sites en plus et économisons sur les frais de transport. Enfin, le projet était réalisable économiquement grâce aux subsides à l’investissement et aux interventions financières en faveur des certificats d’électricité ver-

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te. Aujourd’hui, en établissant le bilan, il est clair que nous avons réussi à cent pour cent notre projet durable”. Le bon exemple La seule question qui subsiste est de savoir comment Volvo Europa Truck SA répondra à une croissance éventuelle (et, par conséquent, une demande énergétique accrue)? Sur le plan de l’électricité, il est évidemment toujours possible d’acheter plus d’électricité verte certiﬁée chez Electrabel. Mais les installations de chauffage sur biomasse sont aujourd’hui uniquement prévues pour la consommation actuelle. ”Nous avons l’intention en premier lieu de continuer à économiser sur le plan énergétique, entre autres en appliquant un système de gestion de l’énergie plus subtil et le suivi de la consommation décentralisé”, insiste Marc Seghers. ”Mais si cela devait s’avérer insufﬁsant pour compenser la croissance, nous pouvons toujours produire de la chaleur de façon décentralisée au

moyen de pompes à chaleur ou de cogénération biomasse”. Entre-temps, les usines de Tüve et Umea en Suède sont totalement occupées à passer à une production sans rejets nets de CO2 (ndlr: la date prévue est ﬁn 2008). De plus, il est prévu que les autres établissements au sein du Groupe Volvo suivent l’exemple de la Belgique (pas nécessairement dans la totalité). Marc Seghers: ”L’objectif n’est cependant pas de voir tous les sites reprendre entièrement nos techniques et installations, car tout dépend de la situation qui prévaut au niveau local. Ainsi, l’usine de Tüve, par exemple, est juste à côté d’une centrale de biomasse: dans ce cas, il est plus efﬁcace d’y prélever de la chaleur que de construire sa propre chaufferie avec biomasse. Il va de soi que nous souhaitons partager notre connaissance et notre expérience, même avec la concurrence. En effet, tout le monde sait qu’en matière d’environnement, il est grand temps d’agir. Volvo Europa Truck SA a aujourd’hui prouvé qu’une production

exempte de CO2 n’était pas de la scienceﬁction et nous ne demandons pas mieux que chaque usine, quel que soit le secteur, suive notre exemple”.

p Els Jonckheere

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Pierre Delcroix, 45 ans. Chief Operating Officer, Texflow.

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ACTEURS | MARKET

Cogénération à trois chez Degussa Antwerpen Degussa Antwerpen, E.ON Kraftwerke et Electrabel ont signé un accord pour la construction et l’exploitation d’unités de cogénération. Anticipant la forte augmentation de ses besoins énergétiques, la société chimique s’était mise à la recherche d’un partenaire pour l’installation sur son site d’une seconde unité de cogénération, complémentaire à celle qu’elle exploite déjà en partenariat avec Electrabel (43MW). C’est ﬁnalement la solution proposée par E.ON Kraftwerke et Electrabel qui a été retenue. L’accord prévoit la construction d’une nouvelle unité opérationnelle pour la mi-2010 et l’intégration des deux unités au sein d’une joint venture 50-50 entre Electrabel et E.ON Energy Projects, une ﬁliale opérationnelle de E.ON Kraftwerke qui se concentre sur les clients industriels. Les deux énergéticiens investiront conjointement 45 millions €.

T-Power bientôt sur les rails. Le consortium T-Power qui regroupe Tessenderlo Chemie NV, Advanced Power AG et Siemens Project Ventures GmbH serait en passe de pouvoir entamer la construction de sa centrale TGV de 400MW sur le site de Tessenderlo. AvecT-Power, le groupeTessenderlo deviendrait ainsi le premier industriel belge à s’affranchir des grands énergéticiens pour son approvisionnement en électricité. La centrale qui devrait être opérationnelle en 2009-2010 sera une copie presque conforme à celle construite par Siemens sur le site de BASF. Un tiers de l’électricité produite devrait être consommé par la nouvelle unité d’électrolyse installée par Tessenderlo l’an dernier. Le solde de la production sera vendu sur le marché de l’électricité.

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SPE LUMINUS: GROS CONTRAT AVEC AIR LIQUIDE

FORTE CROISSANCE POUR AIR ENERGY

SPE-Luminus a conclu un important accord de fourniture d’électricité avec le fournisseur de gaz industriels et médicaux Air Liquide, pour ses sites de Mons et de Charleroi. L’accord porte sur la fourniture de plus de 500 GWh en électricité pour les deux sites à partir de 2008. Montant du contrat: plusieurs dizaines de millions d’euros.

Air Energy se porte bien. Après une IPO de 10 millions € réussie en mars dernier, le producteur d’électricité renouvelable, principalement éolienne, annonce une croissance de 262% de son chiffre d’affaires (4,4 millions €) au premier semestre 2007. À la ﬁn de l’année, la capacité installée du groupe devrait passer de 32,5 MW à 54,5 MW grâce à la mise en service de nouveaux parcs éoliens à Fosses-la-Ville et Pont-à-Celles. L’entreprise devrait aussi se développer en Flandres où elle a signé un accord de partenariat avec la société Winstone SA. Cet accord devrait à terme permettre de développer entre 20 et 30 MW de capacité sur différents sites industriels.

ALSTOM PREND PIED DANS L’ÉOLIEN En juin dernier, Alstom faisait l’acquisition de l’espagnol Ecotècnia, fabricant d’éoliennes couvrant les puissances de 640 kW à 2 MW auxquelles s’ajouteront bientôt des turbines de 3MW. Montant de la transaction: 350 millions €. Un premier pas dans l’éolien qui n’en restera pas là pour l’équipementier français. “Si l’on investit dans l’éolien, ce n’est pas pour rester à 300 millions € de chiffre d’affaires”, a ainsi déclaré le PDG Patrick Kron. Et de préciser qu’Alstom va développer agressivement l’activité d’Ecotècnia, évoquant des investissements de plusieurs dizaines de millions €, tout en restant à l’affût de nouvelles acquisitions. Signalons que le portefeuille de commandes (passées et en cours) d’Ecotécnia totalise les 1.500 turbines pour une capacité installée de 1.433 MW, soit 2% du parc installé mondial.

BELPOWER: NOUVEAU FOURNISSEUR D’ÉLECTRICITÉ 100% VERTE À partir du 8 octobre, Belpower fournira de l’électricité d’origine exclusivement renouvelable aux marchés résidentiels et professionnels (PME). L’entreprise, déjà connue comme fournisseur de solutions photovoltaïques, opérera d’abord sur les marchés bruxellois et wallons pour lesquels elle détient une licence de fourniture d’électricité. Avant la Flandre où elle vient d’obtenir récemment sa licence. Belpower annonce une politique tarifaire compétitive, notamment par le biais de contrats ﬁxes à 1, 2 et 3 ans.

FLANDRE: LE BIOGAZ A LE VENT EN POUPE Coup sur coup, ce sont deux spécialistes de la cogénération biogaz qui annoncent le développement de nouvelles unités de biométhanisation en Flandre. À Dixmude, c’est Eneco qui inaugure en octobre sa première unité de biogaz en Belgique. Cette installation de 3MW traitera 12.000 tonnes de fumier et déchets agricoles par an pour produire du gaz alimentant une cogénération. Thenergo de son côté, entame la construction d’une nouvelle unité biogaz de 3,2 MW en Flandre Occidentale qui exploitera également des déchets organiques agricoles. Les deux sociétés ne comptent pas en rester là. Eneco, qui a racheté récemment les parts d’Electrabel dans Eco Flanders, prévoit ainsi d’installer à l’avenir entre 20 à 40 unités biogaz en Belgique tant dans l’industrie que dans le secteur agricole. Tandis que Thenergo compte mettre à proﬁt sa levée de fonds sur Alternext (70 millions € en juin dernier) pour développer son portefeuille déjà consistant d’une vingtaine d’unités de cogénération en Belgique et à l’étranger. La société vient d’annoncer le rachat de la totalité des actions de Leysen Invest NV, groupe belge spécialisé dans la transformation des déchets en énergie.

CEGELEC SE RENFORCE EN FLANDRE Cegelec vient d’acquérir la société Flexelec, entreprise réputée dans le secteur des installations électriques. Flexelec est particulièrement active en Flandre, dans le secteur des hôpitaux et maisons de repos. Cette acquisition permet à Cegelec de se renforcer dans le nord du pays dans le domaine des installations électriques (haute tension, éclairage, tableaux de distribution et de commande…) et des courants faibles (détection incendie, téléphonie, contrôle d’accès, réseaux informatiques…). Flexelec compte parmi ses clients la SNCB, 3M, Dexia Banque ainsi que des hôpitaux et des institutions de soins tels que l’UZ Leuven.

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en bref [ EUROPE ] La révision du régime de TVA ouvre la voie vers l’efﬁcacité énergétique Dans un récent communiqué sur la simplification des règles européennes relatives à la taxe sur la valeur ajoutée, la Commission Européenne a soumis l’idée d’appliquer un taux réduit de TVA aux produits qui s’inscrivent dans l’efficacité énergétique et le respect environnemental. L’objectif est bien évidemment de soutenir leur diffusion sur le marché et pousser les consommateurs vers les produits les plus performants. Une petite révolution qui, si les Etats Membres y consentent, devrait mener vers des propositions législatives à l’horizon 2009.

[ CONTRE PUBLICITÉ ] À consommer avec modération Une étude menée par le Danish Electricity Saving Trust et le Danish Technological Institute a révélé que le nouveau DraughtMaster de Carlsberg –une pompe à bière domestique, nouvelle vague marketing initiée voici un an par le PerfectDraft de Philips– consommait l’équivalent de... cinq réfrigérateurs classe A+ de 200 litres. Le coût de fonctionnement annuel de la machine est ainsi équivalent à son prix d’achat initial! À quand un taux de TVA supérieur pour les produits à consommation énergétique astronomique?

[ AWARD ] Nuon Belgium lance le NuonGeneration Award Présent en Belgique depuis cinq ans, Nuon fête son anniversaire de façon originale: en créant le prix ‘NuonGeneration Award’, un prix récompensant l’entreprise qui mène la politique énergétique la plus durable. Le fournisseur d’énergie souhaite ainsi inciter la génération actuelle de managers à penser à l’avenir et à adopter une attitude responsable vis-à-vis de l’énergie. Les modalités de participation et les conditions d’éligibilité peuvent être consultées sur www.nuongeneration.be

[ FOCUS ]

L’industrie belge en phase sur Kyoto. Tant au Nord qu’au Sud. En 5 ans, l’industrie wallonne a amélioré son efficacité énergétique de 8,5% et réduit ses émissions de gaz à effet de serre (GES) par unité produite de 9%. En Flandre, l’état d’avancement du Benchmark Convenant montre des résultats à l’avenant, le Nord étant en parfaite conformité avec son objectif 2012. L’industrie belge fait ainsi bien et mieux que ce qui lui est imposé et tient à l’affirmer. Dans notre précédente édition, nous traitions en dossier la question des crédits d’émission carbone. Dans un article, nous notions que “si le commerce de 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”. La Cobelpa, la fédération des industries papetières, a réagi à cet article. Pour Laurent de Munck, coordinateur Environnement-Energie, cette manchette laisserait à penser que les industries belges se limitent au commerce de quotas carbone, sans faire d’efforts de réduction proprement dit. À l’évidence, il a raison: la manchette était malheureuse. Ou mal formulée. Manchette malheureuse Rappelons que la plupart des entreprises industrielles intensives en énergie se sont engagées au cours des dernières années dans une dynamique d’accords volontaires visant à améliorer leur efficacité énergétique et diminuer leurs émissions GES à l’horizon 2012. En Flandre, le Benchmark Convenant réunit ainsi près de 190 entreprises (80% de la consommation industrielle flamande) dans des accords individuels, tandis qu’en Wallonie environ 150 entreprises (90% de la consommation industrielle wallonne) se sont engagées dans des accords sectoriels. Sur base d’audits énergétiques ou de plans énergie approfondis, ces entreprises ont identifié des potentiels d’économie d’énergie qu’elles s’engagent à réaliser. Un monitoring annuel et des contrôles indépendants réguliers sont prévus. L’état d’avancement de ces accords à la fin 2005 montre clairement que l’industrie rencontre ses engagements. Ainsi la Cobelpa rappelle que les Accords de Branche ont déjà conduit en cinq ans à une amélioration de l’efficacité énergétique de 8,5% et une

réduction des émissions CO2 de 9% dans l’industrie Wallonne. Au nord, l’industrie flamande est aussi totalement en phase avec les objectifs intermédiaires du Benchmark Convenant. À production constante (niveau 2002), l’amélioration de l’efficacité énergétique en 2005 est de 2,4% (522,4 PJ contre 535,4 PJ en 2002), soit totalement en phase avec la prévision du plan (522,1 PJ) qui doit mener à une amélioration globale de 7,4% en 2012. À production planifiée, la réduction est plus nette, puisque la consommation réelle en 2005 était inférieure de 7,7% à ce qui a été planifié. Les émissions de gaz à effet de serre suivent le même mouvement. Bref, l’industrie, au contraire d’autres secteurs d’activités s’est déjà largement engagée dans la voie Kyoto avec des efforts notables insiste la Cobelpa. Et de préciser que les quotas CO2 qui leur sont alloués sont le prix de cet effort. Cela méritait d’être dit. Ou mal formulée Reste qu’en vérité, nous anticipions dans notre article les efforts à venir, ceux liés aux modifications fondamentales des choix de production. Aujourd’hui, l’essentiel des mesures tient dans l’optimisation des procédés existants. Comme le note d’ailleurs la Commission Benchmark, 75% du potentiel de réduction réside dans l’amélioration de l’efficacité énergétique des procédés. Les deux exemples que nous mettions en avant dans notre article –BASF et Janssen Pharmaceutica– procèdent d’un autre niveau: modifier en profondeur les procédés. Car à l’évidence, le cap post-Kyoto réclamera sans doute de nouveaux efforts autrement plus difficiles à atteindre. Un domaine ou la Recherche & Développement jouera un rôle crucial. C’est d’ailleurs dans ce sens que la Cobelpa annonce la constitution d’une plateforme européenne dédiée à la R&D dans le secteur papetier.

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en bref La Wallonie rejoint la Flandre sur le solaire! Le mécanisme des certificats verts en Région Wallonne devrait bientôt être adapté, le décret ayant été présenté ce 17 septembre. Parmi les changements, pointons le transfert de la garantie de rachat des CV à 65€ à Elia et l’augmentation de la durée d’octroi des CV de 10 à 15 ans avec un coefficient réducteur par filière entre la 10e et la 15e année. Le solaire devrait cependant échapper à ce coefficient réducteur et se voir appliquer un coefficient multiplicateur, suivant la puissance délivrée. Ainsi, une installation photovoltaïque en Région Wallonne recevra: > pour les installations inférieures à 5 kWc, 7 certificats verts par MWh soit un minimum garanti de 455€ en cas de revente à Elia (7x65€), 630€ si la vente se fait sur le marché des CV (7x90€); > pour celles comprises entre 5 et 10 kWc, 5 certificats verts par MWh soit un minimum garanti de 325€ en cas de revente à Elia (5x65€), 450€ si la vente se fait sur le marché des CV (5x90€); > pour les installations supérieures à 10 kWc, 1 certificat vert par MWh soit 150€ durant les 10 premières années (vente à Elia) et 65€ les 5 années suivantes. Signalons qu’en complément à ce nouveau régime des CV, le règlement technique pour la gestion des réseaux de distribution d’électricité en Wallonie a également été adapté. Dorénavant, les petits auto producteurs (puissance inférieure ou égale à 10 kVA) pourront aussi valoriser le surplus d’électricité injectée sur le réseau par l’installation d’un compteur qui “tourne à l’envers”. Enfin, en 2008, les particuliers bénéficieront d’une prime solaire PV de 3.500€. Au global, ces adaptations favorisent les petites installations, mais elles devraient néanmoins aider au décollage du solaire dans le sud du pays.

Compensation carbone: la demande explose! Selon la Celma, la fédération européenne des fabricants de lampes et composants électroniques d’éclairage, le marché européen aurait totalisé 207 millions de lampes nouvellement installées en 2004. Un marché en forte croissance, puisqu’il est passé de 178 millions en 2000 à 207 millions en 2004. Avec une tendance nette vers un éclairage de plus grande efﬁcacité: ballasts électroniques et lampesTL5 voient ainsi leur part de marché augmenter, respectivement 31% (contre 24% en 2000) et 27% (contre 15% en 2000). Pour 2010, la Celma prévoit que près de Le 70% des lampes chiffre seront contrôdu mois lées par des ballasts électroniques.

207 millions de lampes installées en 2004

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Si en 2005, la compensation carbone volontaire ne représentait que 10 millions de tonnes de CO2, soit, selon la Banque Mondiale, moins de 1% des transactions sur le marché carbone (11 milliards $), la demande explose! Elle devrait atteindre les 400 Mt CO2 par an dès 2010, prédit ICF International. Sur les neufs premiers mois de 2006, les transactions volontaires ont atteint les 2,3 milliards $ pour un volume global du marché carbone de 21,5 milliards $. Le marché éprouve ainsi la pression d’acteurs n’étant pas sujets au système d’échange de quotas, mais qui décident de compenser volontairement en tout ou en partie leurs émissions. Pour poursuivre sa croissance et maintenir sa place au côté du marché des crédits carbone Kyoto, les acteurs de la compensation volontaire devront cependant relever le défi d’une plus grande crédibilité, note ICF. Le développement de standards de certification et vérification des projets de compensation est une première étape positive, concluent-ils.

[ PHOTOVOLTAIQUE ] VTM se met au solaire ! La Vlaamse Media Maatschappij, propriétaire des chaînes de télévision VTM, Kanaaltwee, Jim et de radio Q Music, se dote d’une station solaire photovoltaïque. En cours d’installation sur les toits du siège de la VMMa à Vilvoorde, cette station, d’une puissance de 300 kWc, permettra une réduction de 100 tonnes de CO2 par an. C’est la société Belpower qui a gagné le marché d’un montant de 1,5 million ¤.

[ COMMUNES ] Bientôt de l’éolien Nord-Sud ? Pour rencontrer la demande massive d’électricité éolienne, plusieurs communes wallonnes et flamandes du Sud Limbourg, de Liège et du Brabant Wallon ont décidé de collaborer. Il s’agit entre autres d’Hannut, Landen, Gingelom et Saint-Trond. Lincent et Hélecine emboîteraient le pas. Ces communes envisagent de constituer une intercommunale qui financerait et exploiterait un parc d’éoliennes dont l’électricité verte serait proposée prioritairement à leurs habitants. Si la décision officielle n’est pas encore prise, des producteurs sont déjà en quête de terrains susceptibles d’accueillir ce futur parc Nord-Sud.

[ PERFORMANCE ÉNERÉTIQUE ] Le Baden-Württemberg impose le chauffage “vert” Le gouvernement fédéral du BadenWürttemberg (Allemagne) est le premier en Europe à franchir le pas du chauffage “renouvelable” obligatoire dans les bâtiments. À partir du 1er avril 2008, tout nouveau bâtiment devra pourvoir à 20% de ses besoins en chaleur (chauffage et eau chaude sanitaire) par des sources d’énergie renouvelable: solaire, biomasse, géothermie, etc. Les bâtiments existants sont aussi concernés: ils disposeront d’une période de deux ans pour se mettre en conformité dans le cas de rénovation du système de chauffage, la proportion de renouvelable imposée étant limitée à 10%. Une initiative qui devrait sans doute trouver bon accueil dans d’autres lands allemands voire d’autres pays européens.

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ENERGY TRENDS

energy

TRENDS

VUE D’ENSEMBLE DES MOIS DE JUILLET ET AOÛT. PERSPECTIVES POUR LE 4 E TRIMESTRE 2007

Le marché a la loupe

Les échanges d’électricité européens comment sont-ils en corrélation? On pourrait se demander ce qui se passera sur les autres marchés de l’électricité de l’UE si le réseau électrique français tombait en panne ou si les prix de l’électricité allemande gagnaient soudainement 10 % sur ses contrats à terme à la suite d’une rupture inattendue de l’approvisionnement en charbon. Il est certain que les liens entre les différents marchés d’électricité nationaux dépendent des interconnexions existantes, de l’équilibre importation-exportation, mais également des facteurs culturels dans une certaine mesure. Par conséquent, on devrait s’attendre à ce que le contrat belge réponde plus fortement à un accroissement du prix allemand de l’électricité que ce ne serait le cas pour les prix ibériques, mais pas autant que les autrichiens.

le contrat allemand se répercutant aussitôt en Autriche, avec un écart d’à peine 0,79 % par rapport à une relation normale. De manière inattendue, la relation franco-germanique vient en deuxième position. Les contrats d’électricité germano-hollandais et francobelge suivent également des courbes dont les écarts entre eux sont d’à peine 2 %. D’autre part, le marché Nordpool, compte tenu de sa singularité et de sa forte dépendance à l’hydroélectricité, est indépendant des autres marchés de l’UE, ne conservant qu’une corré-

lation réduite avec le marché allemand, conséquence d’un certain approvisionnement en combustible du marché scandinave. Le marché britannique de l’électricité a également une très faible corrélation avec les marchés nationaux du continent. Cela peut paraître surprenant, mais les prix belges et hollandais ont une faible corrélation, les premiers suivant généralement la courbe française alors que les seconds répondent aux ﬂuctuations des contrats d’électricité allemands.

Marchés européens d’électricité: plus les taux sont bas, plus les marchés sont correlés D: 8,62%

Pour obtenir une meilleure image d’ensemble des corrélations au sein d’une série de marchés de l’UE, nous avons analysé l’écart moyen des cotations journalières du contrat de base Cal08 par rapport à une relation moyenne en 2007. Nous avons étudié 13 paires de marché UE en considérant la proximité géographique et l’importance estimée des marchés d’électricité français, allemand, britannique, belge, hollandais, autrichien, ibérique et Nordpool (Nordic Power Market). Plus l’écart des cotations journalières est mince par rapport à une relation moyenne, plus élevée est la corrélation entre les deux marchés. Par exemple, les prix allemands étaient 1.056 fois plus chers que les prix français en 2007 jusqu’ici. Les cotations au jour le jour ne s’écartait que de 1,41 % par rapport à cette relation, ce qui prouve la corrélation élevée entre les deux marchés.

D: 4,17%

D: 4,3%

D: 6,33%

D: 1,8%

D: 4,63% D: 3,68%

D: 2,14% D: 0,79%

D: 4,90% D: 1,84% D: 1,41%

On peut voir que les marchés les plus en corrélation sont ceux de l’Allemagne et de l’Autriche, toute ﬂuctuation quotidienne dans

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ENERGY TRENDS

PÉTROLE

Toutefois, le Brent a un soutien technique dans la fourchette de 68 -72 USD/bbl et il ne devrait pas y avoir de raison de la part des spéculateurs d’accroître la pression sur le marché. En fait, nous ne nous attendons pas à ce que les prix montent à plus de 80 USD/bbl cette année, sauf si une autre décision qui bouleverse tout émane de l’OPEP. En se fondant sur les déclarations répétées des ofﬁciels de l’OPEP, soulignant être satisfaits des niveaux d’exportations actuels, rien de sérieux ne laisse présager d’une future réduction.

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Les voix des producteurs de pétrole des pays de l’OPEP seront décisives pour l’évolution ultérieure sur le marché global du pétrole et le prix du Brent en tant qu’indicateur principal. En dépit d’une diminution, les stocks occidentaux de pétrole brut ne pèseront plus sur la courbe, la haute saison étant terminée et la demande évidemment en baisse. Dans de telles conditions, n’importe quelle nouvelle venant des pays exportateurs de pétrole inﬂuencera l’évolution de la courbe vers le haut ou le bas. Jusqu’ici, les ministres du pétrole d’Arabie Saoudite, du Nigeria, du Venezuela et d’autres pays de l’OPEP ont répété à maintes reprises qu’il n’y a pas de volonté d’augmenter les approvisionnements. A cet égard, il a été question de records spectaculaires de plus de 90 USD/bbl pour la ﬁn de l’année. Ainsi, Goldman Sachs, par exemple, prévoit un baril à 95 USD si l’OPEP n’extrait pas plus de brut.

Prix du Brent et le Premium du Brent sur le NYMEX crude en USD/bbl

Les perspectives sur le marché du pétrole

p Brent p Premium to NYMEX Cela peut paraître surprenant, mais les fluctuations du prix du pétrole sur les marchés globaux cette année continuent à suivre une courbe déjà rencontrée en 2006 avec une augmentation prononcée au début du deuxième trimestre et des records justes sous les 80 USD/bbl à la fin de juillet et au début d’août, suivis par une diminution progressive à la sortie de l’été. Cet été a cependant connu un changement notable sur le marché du pétrole. Le Brent, qui est toujours considéré comme étant plus représentatif du marché global, est devenu moins cher que le pétrole NYMEX (New York Mercantile Exchange) à la fin de juillet. C’est beaucoup plus significatif quand on voit qu’à la fin du mois de mai, le premium du Brent sur le NYMEX crude atteignait une hausse record de plus de 6 USD/bbl. En fait, le marché américain du pétrole est très sensible aux facteurs et aux spéculations économiques internes. Ce point a d’ailleurs été confirmé par le Secrétaire américain de l’énergie qui a déclaré que l’économie US était entrée dans une “zone dangereuse” lorsque le pétrole NYMEX a atteint un record inégalé de 78,77 USD/bbl le 2 août. En effet, une crise particulièrement forte du crédit immobilier ainsi que des revenus personnels et des indicateurs de dépense en stagnation ont ajouté à l’anxiété d’un marché déjà marqué par des flux de pétrole limités en provenance des pays de l’OPEP, des ruptures de raffinage et un dollar faible sur les marchés d’échange. Les spéculateurs ont déjà largement profité de la situation augmentant leurs positions nettes à long terme pour atteindre des sommets records quelques jours avant le prix record du pétrole NYMEX. Depuis lors, les spéculateurs ont diminué leurs positions à long terme de plus de 80 % contribuant à rabaisser le pétrole dans une fourchette de 70 -73 USD/bbl. A la fin de l’été, les opérateurs surveillaient de près l’évolution des ouragans Dean et Felix, quoique ceux-ci n’ont pas jusqu’ici interrompu de manière décisive les approvisionnements en provenance du Golf du Mexique.

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ENERGY TRENDS

ÉLECTRICITÉ

Les futures belges, années calendriers, en EUR/MWh

Les perspectives sur le marché de l’électricité

Le prix de l’électricité ayant été plus sensible aux ﬂuctuations du prix du charbon que du gaz ou du CO2 pendant les mois de juin et d’août, il faudra être prudent en insistant sur un driver donné du marché. Pourtant, nous estimons que le CO2 continuera à perdre le contact du prix commercialisé de l’électricité après la chute spectaculaire du projet d’allocations de la Phase 1. Les ﬂuctuations dans le prix du gaz naturel, à l’exception des plus fortes, devraient aussi avoir un impact réduit sur les contrats à terme d’électricité, le gaz étant toujours considéré comme exceptionnellement bon marché.

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p France 2008 p Germany 2008 p Netherlands 2008 p Belgium 2008

Spot spark spreads français et allemand

Spark spreads français et allemand un an à l’avance

p Belgium 2008 p Belgium 2009 p Belgium 2010

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p German Spark Spread p French Spark Spread

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Deux éléments inﬂuenceront de la manière la plus décisive l’évolution de l’électricité pendant le dernier trimestre de 2007, à savoir les conditions climatiques et le prix du pétrole. Après avoir connu, l’année dernière, un des hivers les plus doux, les opérateurs européens seront sensibles au moindre signe ou prévision de période très froide. D’autre part, le pétrole sautant le seuil psychologique de 80 USD/bbl déclenchera la sonnette d’alarme auprès des opérateurs d’électricité.

2/ 1/ 0 22 7 /1 /0 12 7 /2 /0 2/ 7 3/ 0 23 7 /3 /0 12 7 /4 /0 2/ 7 5/ 0 22 7 /5 /0 11 7 /6 /0 7 2/ 7/ 0 20 7 /7 /0 10 7 /8 /0 30 7 /8 /0 7

Le retour attendu de deux RWE Biblis blocks (2525 MW) et deux centrales nucléaires Vatenfall (2200 MW) prévu pour le quatrième trimestre 2007 en Allemagne, atténuera certainement la pression sur l’aspect approvisionnement et marché spot, mais n’entraînera pas de changements majeurs de la courbe électricité.

Les contrats d’électricité belge, hollandais, français et allemand un an à l’avance, en EUR/MWh

p German Spark Spread YA p French Spark Spread YA

Des ruptures importantes en Allemagne, où plus de 40 % de la capacité nucléaire est offline, et la France qui est en train de réparer un quart de son parc nucléaire, ont affecté les prix de l’électricité en Europe continentale. Néanmoins, aidée en cela par la demande relativement faible et un gaz naturel bon marché, l’électricité est couramment commercialisée à des prix considérablement plus bas que l’année passée à la même époque. Au début du mois d’août, l’électricité européenne faisait face à une augmentation de 6 % des prix du charbon à la suite d’un approvisionnement plus serré en provenance des vendeurs asiatiques. Par conséquence, le contrat français un an à l’avance atteignait un record annuel de 54,73 EUR/MWh le 2 août. Les fournisseurs d’électricité ont leur propre raison de s’inquiéter, les spark spreads français et allemands (théoriquement, le revenu net de la vente d’une unité d’électricité après avoir acheté le carburant nécessaire à produire cette unité) ayant chuté pour atteindre des chiffres négatifs sur le marché. Toutefois, malgré la pression croissante sur le cours, provoquée par des ruptures importantes et le prix en augmentation du charbon, le contrat Y+1 est descendu à 52 - 52,5 EUR/MWh en France et 53,5 - 54,5 EUR/MWh en Allemagne. De plus, le spark spread un an à l’avance est sufﬁsamment confortable. Comme ce fut prouvé, les efforts de la Commission européenne d’ajouter de la pression sur le marché en réduisant les plans d’émissions de CO2 pour la seconde phase du projet n’ont pas jusqu’ici affecté fortement les futures de l’électricité. D’autres marchés de l’électricité de l’UE suivent avec un certain degré de conformité l’évolution des prix allemands et français de l’électricité (voir Le marché à la loupe). n°7 energymag | 17

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GAZ NATUREL Prix du gaz continental Cal2008 (TTF) et prix du gaz R-U correspondant (Zeebruges), en EUR/MWh 23 22 21

A un certain moment pendant l’été, les 19 opérateurs britanniques ont constaté 18 des ﬂux de gaz norvégien instables via 17 le pipeline Langeled et se sont inquié16 tés se demandant si les Scandinaves “ne se livraient pas à un petit jeu”. 15 Toutefois, certains problèmes sur les propres sites de production du R-U en Mer du Nord et la rupture de du pipeUK Continental line CATS approvisionnant 20 % du gaz UK a détourné l’attention du marché et aidé à surpasser les tensions de part et d’autre. 07

Les approvisionnements britanniques en gaz semblent potentiellement meilleurs cet hiver, certains nouveaux projets d’importation étant planifiés pour la fin de l’année. Toutefois, cela ne sera pas d’une grande aide si les prévisions du Met Office britannique prévoyant un hiver plus froid que l’année passée se concrétisent. En effet, les prix du gaz naturel tant au R-U qu’en Europe continentale se situent aux niveaux techniquement soutenables les plus bas et tout coup de froid se répercutera aussitôt sur les prix du gaz.

Depuis le début d’avril, divers éléments dus à différents facteurs ont maintenu les prix européens du gaz pour le contrat Cal08 dans la fourchette de 19 - 21 EUR/MWh. Des réservoirs bien remplis en Europe occidentale (pleins à plus de 80 %) et une demande décroissante due au beau temps ont maintenu les cours à un taux même plus bas aux environs de 15 EUR/MWh.

Les perspectives sur le marché du gaz naturel

Bien qu’étant moins exposé aux ﬂuctuations en matière d’approvisionnement, le prix du gaz continental est de 0,2 à 0,3 EUR/MWh plus cher que le gaz du R-U, mais le premium a diminué de manière importante depuis le deuxième trimestre 2007 lorsqu’il se situait entre 0,8 et 1,1 EUR/MWh. La France et l’Allemagne ont signalé que leur consommation de gaz naturel a diminué cette année d’un cinquième par rapport à 2006, suite au beau temps et à une demande basse.

CARBONE Certiﬁcat CO2 pour la Phase I (Cal2007) et la Phase II (Cal2008), en EUR/tonne 35 30 25

11 /

20 Les efforts de la Commission européenne pour accroître la pression 15 sur les industries qui produisent 10 de grandes quantités de dioxyde de carbone est de maintenir le CO2 5 pour la phase II suffisamment cher 0 que pour influencer les prix de l’électricité. Toutefois, le combat n’est pas terminé car l’Irlande et la Phase I Phase II Lettonie s’emploient à revoir leurs plans pour 2008-2012 et une série d’autres pays de l’UE sont dans la file d’attente En juillet-août, le prix du CO2 se situait dans une fourchette de 19 - 21 EUR/tonne après être tombé à quasiment 25 EUR/tonne au début de juin. 1/

Il n’y a pas d’autres facteurs que l’équilibre de l’offre et de la demande et les règles édictées par l’UE pour influencer formellement le prix du CO2. En fait, la Commission européenne ne veut pas être trop souple en matière de révision des plans d’allocations nationaux et les producteurs d’électricité comme RWE Allemagne ont d’ores et déjà élaboré des plans stratégiques pour réduire leurs émissions de carbone afin de diminuer les coûts. Compte tenu de ceci, le prix des certificats CO2 devrait se situer dans une fourchette de 17 - 22 EUR/tonne pour une période plus longue.

Les allocations de carbone pour la Phase I ne sont pas intéressantes pour d’autres marchés de l’énergie, le projet d’allocation de cette phase ayant chuté et les prix des certificats ayant déjà atteints 9 cents par tonne. Il n’y a aucun signe de redressement de ce marché que ce soit à court ou à long terme.

Les perspectives sur le marché du carbone

Ces pages indicateurs et leurs commentaires ont été réalisés avec le concours de Siemat Energy. 18 | energymag n°7

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MARKET | FOCUS

Gaz

Quelques bonnes cartes à jouer Insensiblement, la donne du gaz naturel est en train de changer sur les marchés énergétiques mondiaux. De sous-produit d’extraction pétrolière longtemps jugé plutôt encombrant, le gaz est en passe de devenir l’équivalent de ce qu’était le pétrole à l’aube du XXe siècle. Du coup, de bien belles cartes à jouer sont à présent sur la table des opérateurs économiques (et politiques)… La boutade fut longtemps très en vogue dans les milieux de la prospection pétrolière: “j’ai une mauvaise nouvelle pour vous: nous n’avons pas trouvé de pétrole. J’ai aussi une bonne nouvelle: nous n’avons pas trouvé de gaz non plus”. C’est que très souvent gaz et pétrole vont de pair dans l’exploitation des gisements. Et depuis la découverte des premiers champs pétroliers, il y a près de cent cinquante ans, on avait coutume de brûler dans des torchères l’encombrant gaz méthane qui jaillissait avec les précieux hydrocarbures. Même lors de la grande crise pétrolière de 1973, une bonne part (de l’ordre de 13%) de ce gaz naturel était encore évacuée, faute de mieux, de cette manière. Et c’est encore le cas actuellement pour certains gisements

importants dépourvus d’infrastructure gazière, comme ceux du Nigeria. Mais le gaz naturel a depuis longtemps largement prouvé son utilité comme en témoignent les milliers de kilomètres de gazoducs (de l’ordre d’un million de kilomètres au total) qui quadrillent désormais la planète et dont les réseaux ne cessent de se renforcer. Et lorsque les volumes de gaz disponibles ne justifient pas la pose de ces coûteux tuyaux, on préfère soit le valoriser sur place, soit le réinjecter dans le gisement pour le garder en réserve et maximiser l’extraction du pétrole encore disponible. Tout au long des gazoducs, les marchés ont appris à vivre avec cette nouvelle ressource. En exploitant son potentiel énergétique bien sûr (chauffage, production d’électricité),

Zeebrugge, un hub à partager Peu avant la libéralisation du marché du gaz naturel en Belgique (juillet 2004), Fluxys, gestionnaire du réseau belge de transport de gaz, décidait de doubler la capacité annuelle de son terminal gazier de Zeebrugge, passant de 4,5 milliards à 9 milliards de mètres cubes/an. Or, il n’est qu’à observer la carte d’Europe des réseaux d’approvisionnement en GNL pour constater la position stratégique du hub brugeois qui héberge également le gazoduc reliant la Grande-Bretagne au Continent. À côté de Zeebrugge, pour l’approvisionnement en GNL du Nord de l’Europe, il n’y a plus guère que Montoir-de-Bretagne (France). Là aussi donc, sur le marché du gaz, il y a une carte à jouer pour les acteurs de la libéralisation. Et cela ne va pas sans mal puisque, depuis le début de la libéralisation, le régulateur fédéral, la CREG s’évertue à y faire respecter le code de bonne conduite adopté en 2002 et à amener les anciens opérateurs à permettre l’accès équitable de tous les acteurs à ces installations sur lesquelles Distrigaz avait d’emblée réservé d’importantes capacités et semble s’y comporter, dixit la CREG, en quasi propriétaire pour ce qui concerne l’accueil de ses concurrents fournisseurs.

mais en développant aussi ses utilisations dans l’industrie chimique (méthanol, ammoniac, hydrogène), et pétrolière (raffinage, plastiques). La demande s’organise donc et se renforce d’année en année. Une demande en progression constante Le pic de Hubert et Kyoto étant passés par là, elle progresse de 3% l’an depuis 1990 et devrait encore augmenter de 2% l’an d’ici 2020. Dix ans plus tard, les experts s’attendent à ce que le gaz ait (définitivement?) remplacé le charbon comme deuxième source d’énergie primaire dans le monde, avec près du quart de la demande globale à cet horizon. Cela tombe bien: c’est à peu près à ce moment qu’on estime généralement que la production de pétrole commencera à décliner sérieusement. Or, contrairement au pétrole, dont les limites de production apparaissent donc toutes proches, le gaz naturel bénéficie de réserves relativement confortables. On les évaluait en 2005 à 180 Tm3, ce qui laisserait aux utilisateurs une bonne soixantaine d’années de marge avec les niveaux de consommation actuels. Plus si on découvre encore les 50 à 100 Tm3 supputés par les experts. Bien plus encore si l’on parvient un jour à extraire et valoriser les fameux hydrates de méthane dont

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certains évaluent les réserves océaniques à quelques… 20.000 Tm3! Un véritable Eldorado.

GNL: vrai sésame de la libéralisation? Sur les marchés du gaz naturel, les gazoducs

Des gisements mieux répartis En outre, dans sa réponse à la demande, de plus en plus pressante, de vecteurs énergétiques fiables et constants, le gaz offre quelques avantages intéressants par rapport au pétrole. Il est légèrement moins émetteur de C02, mais il repose surtout sur des gisements mieux répartis à travers le monde et qui ont tendance à se diversifier. Le dernier en date, situé tout près de nous, en Hongrie, fait dans les 600 milliards de mètres cubes. Si une dizaine de pays détiennent 80% des réserves pétrolières, ils sont déjà une vingtaine pour ce qui concerne le gaz. Et le Moyen-Orient qui assure 30% de la production mondiale de pétrole n’est que pour 10% pour celle du gaz naturel. De quoi répartir un peu mieux les risque de la dépendance énergétique de certains pays utilisateurs. Par contre, le gaz est techniquement bien plus difficile à transporter sur de longues distances que son concurrent fossile. Et comme les cours de l’un et de l’autre sont généralement associés, cet inconvénient n’a évidemment pas fait l’affaire des promoteurs du gaz naturel. Quoi qu’il en soit, tout cela n’a pas manqué de faire gamberger, outre les acteurs politiques incriminés par des enjeux géopolitiques évidents, les opérateurs économiques concernés ou susceptibles de l’être à terme un jour ou l’autre. Pour s’en tenir aux acteurs industriels qui disposent des meilleurs cartes dans ce poker planétaire, mais aussi souvent régional, les principaux chantiers –et ils promettent d’être pharaoniques!– apparaissent d’emblée à différents niveaux. Principalement celui du traitement du gaz, celui de son transport et celui de son négoce. Avec toujours en toile de fond la volonté des Etats de garder un tant soit peu la main sur des enjeux stratégiques et géopolitiques qui n’auront échappé à personne. p Jean CECH

sont des armes redoutables. Et pas seulement pour les anciens pays satellites de l’URSS. La parade pour l’Europe libéralisée: les méthaniers. Grâce à eux, le gaz naturel liquéfié pourrait bien accélérer la libéralisation du marché européen du gaz naturel. Jusqu’ici, on le sait, l’essentiel de l’approvisionnement en gaz naturel des marchés européens et nord-américains se fait par gazoducs. C’est que les techniques permettant la liquéfaction du gaz, son transport par méthanier et sa regazéiﬁcation au lieu de livraison n’ont été maîtrisées qu’assez tard (milieu des années soixante). Et le coût des infrastructures (400 à 500 millions de dollars pour une petite unité de liquéfaction de 45 Gthermies/an) qu’elles nécessitent implique des gisements importants pour assurer leur amortissement. Tant qu’on pouvait s’approvisionner en gaz naturel dans une zone géographique relativement proche et que tout cela était géré par des monopoles (publics ou privés), le passage par le GNL était surtout utile comme solution de remplacement, pour couvrir par exemple les rares pics de consommation. La formule gaz-tuyau convenait assez bien aux acteurs du marché: un seul interlocuteur à chaque bout du tuyau, on signe des contrats à long terme en alignant les prix sur ceux du pétrole et le tour est joué. Facile. Sauf que, peu à peu les gisements les plus proches (la Mer du Nord pour ce qui nous concerne) arrivent en bout de course et il faut aller voir de plus en plus loin, en multipliant les risques pays. Dans le même temps, la demande se faisant de plus en plus forte, les clauses des contrats deviennent plus contraignantes, avec des exi-

gences d’utilisation ou du type take or pay (que vous preniez ou non livraison de la commande, vous payez) qui se révèlent très inconfortables. Prix alignés sur le pétrole ou prix spots? Et voilà qu’intervient, en Europe, la libéralisation des marchés énergétiques. Théoriquement, la concurrence peut bien sûr jouer entre plusieurs importateurs de gaz, comme elle le fait pour l’électricité. À cette différence près que les fournisseurs sont beaucoup plus éloignés du lieu d’utilisation. Mais cela se fait déjà en Grande-Bretagne qui a pris sur ce plan une sacrée longueur d’avance. Les prix s’y négocient déjà sur base de contrats à court terme et surtout d’index de prix spots reflétant l’équilibre entre l’offre et la demande au point notionnel NBP (National Balancing Point). Mais ce serait tellement plus simple si l’on n’était pas tributaire du bon vouloir des pays producteurs et de ces fameux gazoducs. D’où un intérêt grandissant des pays riverains du bassin Atlantique –Etats-Unis et Europe libéralisée (pour l’instant surtout la Grande-Bretagne et l’Espagne)– pour le GNL (Gaz Naturel Liquéfié). Demande perçue cinq sur cinq par les producteurs moyen-orientaux dont les premiers projets en ce sens n°7 energymag | 21

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(Qatar, Oman) datent de la fin des années nonante et visaient alors surtout les clients asiatiques déjà fort demandeurs de GNL. Mais le mouvement est lancé et se tourne de plus en plus vers les clients potentiels du fameux bassin Atlantique. C’est ainsi que le Moyen-Orient est en passe de devenir le premier fournisseur de GNL de la planète, devançant l’Indonésie, la Malaisie, le Nigeria et l’Algérie. Et les projets GNL ne se comptent plus. Les grandes manœuvres ont commencé Ce n’est évidemment pas un hasard si la Commission signait, début juillet, avec l’Algérie une convention portant précisément sur les clauses des contrats de gaz naturel liquéfié et plus précisément ceux de type DES (Delivery Ex Ship), c’est-à-dire pour lesquels le gaz reste la propriété du vendeur jusqu’au déchargement du bateau. Convention dont la commissaire Neelie Kroes (Concurrence) déclarait alors qu’elle “constitue une percée majeure dans les relations avec l’un des fournisseurs les plus importants d’Europe pour le gaz naturel et élimine les obstacles à la création d’un marché unique européen dans le gaz”. Il n’est pas anodin non plus que le groupe belge de transport maritime Exmar (transport de gaz GNL ou LPG, shipmanagement, assurances, agences de voyages, maintenance, engineering, plates-formes offshore…) ait fait connaître, à peu près à la même époque, sa volonté d’entrer dans la course à la distribution de gaz naturel en Belgique. Son patron, Peter Raes, n’hésitant pas à déclarer à nos confrères du Tijd: “Nous espérons être en mesure de commencer à dé-

charger du gaz naturel liquéfié à Zeebrugge et Anvers à la fin 2008”. C’est que les avancées technologiques ne contraignent plus forcément à trouver sur le rivage un hub de déchargement dédié au GNL. C’est ainsi qu’Exmar précisément a contribué au développement d’une technologie qui lui permet de décharger le gaz transporté par ses méthaniers en passant par une simple bouée flottant à quelques milles de la côte, sans passer par une unité de retraitement installée sur le sol du client, et d’alimenter ainsi directement le réseau de gazoducs. Une avancée décisive en termes de concurrence! Déjà, les experts du secteur pronostiquent que, d’ici 15 ans, le GNL pourrait atteindre 40% des échanges gaziers internationaux et constituer un levier majeur du marché, via la mise en place de marchés spots de plus en plus liquides et dynamiques. Avec une concurrence entre les marchés nationaux et entre les importateurs qui ne manquera pas de peser sur les prix, les cargaisons de GNL se vendant au plus offrant, en déroutant si besoin est un méthanier destiné à Zeebrugge ou Fosse sur Mer, pour le

décharger de l’autre côté de l’Atlantique au cas où les conditions y seraient plus intéressantes. Jusqu’ici, ce phénomène d’arbitrage ne joue encore que sur des quantités très limitées. Trop peu pour influencer sérieusement les prix. Puis on voit bien, à parcourir l’actualité, que beaucoup d’anciens détenteurs de monopole ne consentent que du bout des lèvres à respecter les codes de bonne conduite et les règlements techniques imposés pied à pied par les régulateurs pour installer la concurrence sur un marché verrouillé de longue date. Mais demain, lorsque ces quantités de GNL disponibles sur les rivages européens pourront peser sur les prix et lorsque les autorités nationales auront obtenu une vraie équité dans l’accès aux réseaux de transport et de distribution de gaz, le jeu sera sans doute nettement plus ouvert et l’on verra sans doute apparaître un prix spot ‘Atlantique’ qui servirait de référence à tous les opérateurs actifs dans cette zone de chalandise. La libéralisation devrait pouvoir alors jouer à plein. p Jean CECH

Vers la fin du gaz hollandais? Il provient de Slochteren, aux Pays-Bas et alimente 30% du marché belge (dont une bonne partie de la Flandre et Bruxelles dans sa totalité). C’est ce qu’on appelle communément le gaz hollandais. Le gaz L dans le vocabulaire technique, par opposition au gaz H qui alimente le reste du réseau. Particularité: le gaz L est un peu moins riche que le gaz H. Sa commercialisation est le fruit d’un contrat en volume (dont les conditions sont soigneusement tenues secrètes) signé voilà un bon bout de temps entre nos voisins du Nord et l’opérateur historique d’alors. Contrat qui devrait arriver à échéance, dit-on (toujours le fameux secret!), en 2016. Or la rumeur dit qu’avec ce que nous avons déjà consommé, cette échéance pourrait se rapprocher de 2012. Soit d’ici cinq bonnes années. Ce qui suppose la conversion de l’ensemble des installations alimentées en gaz L au gaz H. Dieu merci, on maîtrise désormais les techniques qui permettent de modifier le réseau tout en y maintenant la pression nécessaire. Donc sans fermer le robinet, ce que les consommateurs de gaz, en particulier industriels, redoutent par-dessus tout. Mais la difficulté est ailleurs et elle est de taille. C’est qu’il va falloir convertir toutes les installations fonctionnant au gaz L pour qu’elles soient instantanément opérationnelles au gaz H. Des installations qui, s’agissant de procédés industriels souvent d’une grande complexité et exigeant des réglages très fins, devront être contrôlées une à une à l’instant où on ouvrira le robinet au gaz H. Tout comme il faudra, comme après toute coupure d’approvisionnement en gaz, s’assurer, appareil par appareil, maison par maison, que tout est en ordre. Dont coût d’après une estimation à la grosse louche: plusieurs centaines de millions d’euros. À charge de qui? Bonne question.

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présente

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PARTENAIRES

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Comptage & gestion d'énergie

Et si vous passiez au réseau de distribution privé! On connaissait le réseau privé virtuel (VPN) dans l'informatique. Voici venu le temps du réseau d'électricité. Une solution qui ne manque pas d'attraits pour les grands sites tertiaires comme pour les bâtiments à location multiples.

Deux euros et vingt cents par mètre carré par an! C'est le gain que procurera la mise en œuvre d'une propre distribution d'électricité privé dans un immeuble de bureaux phare de la capitale (25.000 mètres carrés). Un gain pour le moins non négligeable. Mais de quoi s'agit-il? "Tout simplement de se substituer dans le chef du gestionnaire immobilier, moyennant son accord et celui des locataires, au rôle de gestionnaire de réseau de distribution (GRD) pour la distribution et le comptage d'électricité au sein du bâtiment", explique Pierre Vanderdonck, directeur général de Steel, bureau de conseil et de services en comptage d'énergie. Les avantages sont nombreux et pas seulement ﬁnanciers! Distribution dans un réseau privé Dans une situation classique, le gestionnaire immobilier d'un bâtiment multi-locataires est confronté à une multitude de petits clients individuels ayant chacun leur pro-

pre fournisseur d'électricité auxquels s'ajoute la refacturation des consommations communes. La charge administrative est souvent lourde, les querelles régulières et la situation permet rarement d'offrir des conseils efﬁcaces quant à l'optimisation des consommations et des plans tarifaires. Ainsi, même si le gestionnaire immobilier peut regrouper ses locataires pour négocier un volume d'achat auprès d'un fournisseur, il ne bénéﬁciera pas de facto des conditions d'achat optimales: celle du client unique. Encore moins s'il achète en Basse Tension. L'idée de doter le gestionnaire immobilier d'un statut de "client spécial Haute Tension" repose sur un principe simple: acheter l'électricité en Haute Tension dont les tarifs sont plus favorables. "La différence de coût entre la Basse Tension et la Haute Tension excède de loin les 5% négociables avec les fournisseurs",

explique Pierre Vanderdonck. Or, dans les grands bâtiments, la situation est souvent mixte. Le site est généralement équipé d'une cabine Haute Tension pour alimenter certaines applications gourmandes en électricité, comme les blocs d'ascenseurs, tandis que la plupart des locataires sont alimentés directement en Basse Tension. Pourquoi dès lors ne pas franchir le rubicond et alimenter la totalité du bâtiment en Haute Tension. "Cela suppose que l'exploitant devienne gestionnaire de réseau privé et investisse dans les transformateurs de puissance HT/BT permettant de fournir ses locataires en Basse Tension, ce qui est déjà souvent le cas. Il a également à sa charge l'investissement dans une infrastructure de comptage des consommations, y compris le système de facturation, conforme aux prescriptions du GRD", explique Pierre Vanderdonck. Si en Flandre, la législation régionale n'autorise pas cette possibilité, ce n'est pas le cas en Région Bruxelloise et en Wallonie. Les règlements techniques des GRD leur permettent en effet de déléguer leurs attributions à des tiers privés sous certaines conditions. On parle spéciﬁquement de constitution de réseaux privés. Et les GRD ne sont pas nécessairement

Un gain de 2,2¤ par m2 et par an! Prenons le cas d'un immeuble de bureaux de 25.000 m2 en région Bruxelloise. L'immeuble compte 8 plateaux (5 occupés et 3 vides). La consommation électrique totale annuelle est de 3.840 MWh (1.230 en BT et 2.610 en HT). Il faut assurer 28 points de comptage, pour un investissement de +/- 1.000 ¤ par point de comptage. Le propriétaire peut obtenir un subside de 50% octroyé pour l'implémentation d'une comptabilité énergétique. Dans ce cas précis (et réel), opter pour le statut de gestionnaire de réseau privé (GRP) permet d'économiser plus de 2,2¤/m2/an. Frais de fonctionnement (base annuelle) Gestion des factures d'énergie électrique Gestion énergétique Coût KWh H.T. Coût KWh B.T. Amortissement comptage (10 ans) Total Total au m2

Régime GRD 4.200 ¤ 0¤ 279.000 ¤ 185.000 ¤ 0¤ 468.200 ¤ 18,8 ¤

Régime GRP 1.600 ¤ 2.880 ¤ 410.000 ¤ 0¤ 1.400 ¤ 414.700 ¤ 16,6 ¤ Source: Steel s.a.

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contre cette solution. Dans certains cas, cela leur enlève une épine du pied tout en favorisant une demande naturelle du marché vers une plus grande efficacité et une réduction des coûts. Des avantages en cascade Car la solution ne manque pas d'avantages. À commencer pour le gestionnaire du bâtiment qui offre un nouveau service différenciateur à ses clients locataires. En tant que fournisseur d’électricité, il devra assurer le suivi technique et financier des différentes installations qu'il a en charge. Pour ce faire, il mesure précisément les consommations, collecte les données, les analyse et, après validation, aide à dispatcher les coûts énergétiques entre utilisateurs du bâtiment. Dans un système bien conçu dès l'origine, la solution permet d'éliminer les sources de litiges liées à la facturation. Pour le client ou l'utilisateur final, le système a en effet l'avantage de lui garantir une facturation précise de sa propre consommation d'énergie tout en bénéficiant d'un tarif avantageux puisque l'achat d'énergie est groupé au meilleur plan tarifaire. Revers de la médaille: il perd son autonomie dans le choix de son fournisseur d'énergie, c'est le gestionnaire énergétique de l’immeuble qui s'en charge. Dans la foulée, le gestionnaire du bâtiment peut confier à un tiers spécialisé la gestion des opérations "de la mesure à la facture" et apporter ainsi une plus grande flexibilité dans le suivi énergétique de la vie locative du bâtiment tout en favorisant une réduction des coûts liés à l'administration. C'est précisément le type de solution qu'offre la société Steel à ses clients. Outre l'implémentation technique du réseau privé proprement dit –installation des équipements de comptage–, Steel offre en effet une plateforme logicielle de rapatriement et consolidation des données de comptages et

[ L'avis de l'expert ] Ne pas négligez le volet technique! Sur le plan technique, il est important de prévoir la mise en place de la solution, en particulier des instruments de comptage, dès la conception du bâtiment. Le coût du système prévu au départ est relativement négligeable. Si par contre, il s'avère nécessaire de modifier une installation existante, le surcoût peut vite devenir important. Un autre écueil tient dans le fait que la conception des © L. van Steensel comptages d'énergie est trop souvent réalisée en fonction de l'utilisation immédiate du bâtiment et non en fonction de sa vie future. Une vision plus globale est donc nécessaire. Au rang de matériels ou investissements à prévoir, il faut compter les équipements de transformation de l'alimentation HT ainsi que des instruments de mesures homogènes conformes aux prescriptions de la norme MID éditée par l'Union Européenne. Il convient aussi de prévoir des tableaux électriques suffisamment grands pour installer les équipements de comptage. Il est également utile d'y prévoir des transformateurs de mesures. La raison est simple: la section des câbles utilisés pour les comptages est souvent inadaptée et la qualité des serrages de visserie insuffisante, ce qui risque de fausser les mesures. Pierre Vanderdonck, Directeur Général Steel s.a.

de facturation accessible par Internet. A partir de là, toute une batterie de services peut être offerte aux occupants, à commencer par le conseil sur l'optimisation de leurs consommations. Dans ce sens, la solution permet d'agir de façon plus efficace sur le plan de l'efficacité énergétique à un niveau qui était jusqu'à présent difficile d'accès, celui du locataire. Bref, on le voit, il s'agit de mettre en place une vraie "comptabilité énergétique" des consommations qui au besoin peut être complétée par les autres vecteurs d'énergie comme le gaz, le mazout ou l'eau. Une tendance suivie de près Auprès des grands exploitants d'immeubles, on ne cache pas l'intérêt pour cette solution. Sous le couvert de l'anonymat, l'un d'entre eux nous confirme "suivre avec beaucoup d'attention ces évolutions du marché". Car il est certain que les candidats locataires sont de plus en plus exigeants sur les volets coûts et performance énergétique du bâtiment et partant les services qui l'accompagnent. Et de préciser que dans les projets de nouveaux bâtiments ou lors des grandes rénovations de bâtiments exis-

tants, la solution est souvent à l'étude. C'est évidemment la situation idéale. Le coût d'un système de comptage apte à répondre aux exigences des GRD et des transformateurs de puissance, s'il est prévu au départ d'un projet ou d'une rénovation lourde est relativement négligeable dans l'enveloppe globale. Dans les bâtiments existants, les coûts de mise en œuvre sont évidemment plus élevés. Et reste toujours l'épineuse question: qui ﬁnance quoi. Car l'amortissement de l'investissement n'est pas perçu de la même manière suivant que l'on est propriétaire, exploitant ou occupant. Mais malgré cette contrainte, le marché devrait sans nul doute trouver son équilibre tant le retour sur investissement peut-être favorable. Dans le bâtiment du World Trade Center à Bruxelles par exemple, une telle solution est à l'étude, avec "beaucoup d'intérêt" là aussi, précise-t-on chez Axima Services, l'un des occupants du complexe. Rien d'étonnant, la solution appliquée serait amortie en moins de cinq mois. On parle d'un investissement de l'ordre de 200.000 €. Cela laisse imaginer le potentiel de gains pour les utilisateurs. p

Jean-François Marchand

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Et maintenant, place à la concurrence! Et la régulation!

Assurer l’indépendance énergétique de l’Europe et permettre un approvisionnement à des prix compétitifs auprès du fournisseur de son choix? Telles étaient les grandes promesses de la libéralisation des marchés de l’énergie. On est loin du compte. Les prix du gaz et de l’électricité sont si élevés que les industries européennes intensives en énergie sont en difficulté et menacent de plus en plus ouvertement d’un désintérêt stratégique pour l’Europe. L’investissement dans de nouvelles capacités de production et dans les infrastructures de transport n’a jamais été aussi bas avec des risques de rupture d’approvisionnement de plus en plus réels. Pour beaucoup, la libéralisation est un échec. Le projet de troisième directive européenne sur les marchés libéralisés se doit de rencontrer ces promesses. Faute de quoi, au moindre renversement de la conjoncture économique mondiale, les entreprises européennes intensives en énergie risquent de dévisser.

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Petit retour en arrière. En juin dernier, Electrabel annonce une hausse de ses prix du gaz et conséquemment de l’électricité. Tollé général en cette période de ventre mou post-électoral. Dans son sondage trimestriel auprès de ses lecteurs, notre confère Trends Tendances livre une réponse sans appel: 66% des dirigeants interviewés annoncent leur intention de changer de fournisseur. Et puis? Et puis un grand éclat de rire dans le chef de notre interlocuteur, Energy Director d’un grand groupe industriel belge, membre du consortium Blue Sky. En substance: “Comment voulez-vous”, dit-il, “qu’une entreprise puisse trouver une solution à un problème dont même un groupe industriel mondial ne peut résoudre”. Au moins, il n’a pas perdu le sens de l’humour. Mais tout est dit ou presque dans cette réponse: de choix de fournisseur et à fortiori de concurrence, il n’y en a pas. Sans parler de prix “compétitifs”. De fait, trois mois plus tard, hormis sans doute une image un peu plus écornée, les effets sont de l’ordre d’une piqûre de mouche sur l’opérateur historique. Il semblerait même qu’Electrabel ait récupéré des parts de marché perdues. Échec de la libéralisation? “En ce qui concerne l’électricité”, explique Peter Claes, Directeur Général d’Essenscia et représentant par la voix de Febeliec des industries intensives en énergie, “les plus grands consommateurs belges ne trouvent guère d’alternative à l’acteur dominant et sont dans la quasi impossibilité d’importer de l’électricité de l’étranger, vu les capacités d’interconnexions aux frontières limitées, les risques importants liés aux services auxiliaires (balancing et backup) et le manque de transparence sur la formation des prix”. Mais comment en est-on arrivé là? Tout d’abord, il est frappant de constater que les nouveaux entrants sur le marché belge n’ont encore développé quasi aucune capacité de production digne de ce nom. Ainsi,

Nuon qui est présent en Belgique depuis les premiers jours de la libéralisation ne dispose toujours pas de capacités et ne devrait en disposer au mieux qu’à l’horizon 2011, pour une première tranche de 400 MW. Il en va de même pour Essent et RWE qui n’ont développé à ce jour respectivement que 120 MW et 200 MW. Quant à la SPE, seul concurrent valable d’Electrabel sur le plan de la production, elle peine avec des capacités limitées et peu compétitives en termes de coûts de revient par rapport au parc nucléaire d’Electrabel. En 2006, la SPE clôturait son exercice sur une perte opérationnelle de 15 millions €, l’obligeant à hausser ses prix, c’est tout dire. Chez EDF, on ne dit pas autre chose. On serait bien en peine de livrer les grands comptes dans les quantités voulues et à fortiori à prix compétitifs par le seul biais des marchés de gros. Et pourtant, on parle du plus grand producteur doublé du titre de plus grand exportateur d’électricité d’Europe. Enquête sectorielle & troisième directive Dans ce constat, plusieurs problèmes pointés du doigt ﬁn 2006 par l’enquête sectorielle menée par la Commission Européenne et qui a conduit aujourd’hui à la proposition d’une troisième directive sur les marchés libéralisés (voir article). Le premier problème reste le poids dominant des opérateurs historiques qui handicape, pour ne pas dire empêche, l’arrivée de nouveaux acteurs susceptibles de leur faire concurrence. S’ajoute chez nous l’avantage concurrentiel que confère le monopole actuel en matière de production d’électricité nucléaire à Electrabel. Comment offrir en effet de l’électricité à prix concurrentiel lorsque l’on n’a pas accès à la production d’électricité nucléaire et que les autres modes de production sont tous plus coûteux et nécessitent, comme dans le cas des centrales au gaz, de pouvoir s’approvisionner à des conditions ﬁ-

“Il est urgent de mettre en œuvre des capacités d’importation supplémentaires et de favoriser une meilleure collaboration des gestionnaires de réseaux européens” nancières telles que l’opérateur puisse dégager une rentabilité? Conséquence: vu le peu de nouveaux entrants, les opérateurs historiques en profiteraient trop souvent pour augmenter leur prix, selon la Commission. Le deuxième problème est la contrainte d’accès aux consommateurs liée à la séparation insuffisante entre les infrastructures et la fourniture d’énergie. Ainsi, la part importante détenue par le groupe Suez dans la gestion des réseaux de transport et de transit ou de distribution confère à Electrabel et Distrigaz un avantage indiscutable par rapport aux nouveaux entrants. Cette intégration verticale production/transport/distribution que l’on retrouve sur plusieurs marchés nationaux, par manque d’indépendance des gestionnaires de réseaux, freinerait les investissements dans de nouvelles capacités de production. Troisième problème: les marchés du gaz et de l’électricité restent nationaux et les opérateurs “semblent souvent n’avoir qu’un intérêt limité à sortir de leur marché pour concurrencer leurs rivaux dans un pays voisin”. Il n’y a donc pas “de concurrence transfrontalière significative”. Un effet renforcé par le manque de capacité d’interconnexions aux frontières qui freinent les échanges transfrontaliers. Enfin, quatrième point, on constate un manque de transparence sur la formation des prix, ce qui est important à court terme, mais aussi à long terme n°7 energymag | 27

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pour les décisions d’investissements. En outre, le mode de ﬁxation des prix ne découlerait pas toujours de raisons objectives, mais semblerait “dépendre parfois de pratiques anticoncurrentielles”. Sonnette d’alarme des électro-intensifs Autant de constats que revendiquent depuis longtemps les grands consommateurs industriels intensifs en énergie. Pour autant, ces entreprises prônentelles l’abandon de la libéralisation? Non, tant il est vrai que l’avenir énergé-

tique européen réclame une solution durable que seule la libéralisation peut fournir. “Nous sommes convaincus que la libéralisation des marchés de l’électricité et du gaz au niveau européen et la réelle concurrence entre producteurs et fournisseurs qui devrait en découler reste la meilleure garantie pour obtenir des prix compétitifs et assurer la meilleure sécurité d’approvisionnement”, expliq u e Peter

Claes. Mais il tire la sonnette d’alarme. “Les prix actuels élevés d’électricité et du gaz constituent une menace de plus en plus prononcée pour le développement et la survie de l’industrie intensive en énergie en Europe et en Belgique. Actuellement, l’industrie absorbe le choc. Le marché des commodités est en croissance et la conjoncture économique mondiale est favorable.

Les prix sont à la hausse, ça on le sait. Mais dans quelle proportion? Comme la plupart des contrats de fourniture se voient imposés des clauses de conﬁdentialité par les fournisseurs, il est difﬁcile pour les entreprises de se faire une idée précise de leur position concurrentielle à l’achat. Pour tenter d’y voir plus clair, Essenscia, la Fevia (Fédération de l’industrie aimentaire) et la FIV (Fédération de l’industrie du verre) ont procédé à une enquête auprès de leurs membres sur les prix bruts (hors TVA) des vecteurs énergétiques principaux, à savoir le gaz et l’électricité, pour l’année 2006. L’enquête a été réalisée en mars dernier et faisait suite à une même étude portant sur les prix 2002. Environ 270 réponses ont été retournées. L’étude permet à chaque membre de se situer sur l’échiquier des prix réellement obtenus sur le marché. Elle fournit également un indice de la croissance des prix moyens en prenant comme base les résultats collectés pour 2002 (voir tableaux). En électricité, on constate une faible évolution sur quatre ans des prix moyens des consommateurs de faible puissance (< 1 MW) de moins de 2%/an, alors que les consommateurs de moyenne puissance (1 à 5 MW) subissent une augmentation plus soutenue d’environ 5% par an et que les consommateurs de plus forte puissance (> 5MW) doivent faire face à une augmentation de près de 10% par an. Au niveau du gaz, la situation est plus généralisée, puisqu’on constate une augmentation sur 4 ans de 60 à 80% pour l’ensemble des catégories, soit environ 17,5% par an. Bref, la hausse est loin d’être négligeable et les plus touchés sont les industries intensives en énergie.

Des prix à la hausse!

tout comme les nombreuses charges imposées par les autorités aux producteurs et aux consommateurs. Enﬁn, c’est la ﬁn des confortables surcapacités de production électrique: dans un contexte de production tendue, les prix sont particulièrement volatils. D’un autre côté, quelques facteurs viennent amortir cette hausse des prix, comme la baisse des coûts de transport. Tout cela est vrai disent en substance les grands consommateurs d’énergie. Reste que pour eux, c’est surtout l’échec actuel de la libéralisation caractérisé par une absence de concurrence qui entraîne les prix à la hausse. Et de pointer du doigt les trois dysfonctionnements principaux: T la position dominante des acteurs historiques et leur intégration verti-

cale dans les réseaux de transport qui empêchent la pénétration de nouveaux entrants et freinent la concurrence; T des capacités transfrontalières insufﬁsantes et une collaboration déﬁ-

ciente des gestionnaires de réseaux qui ne permettent pas la mise en place d’un vrai marché européen de l’électricité;

D’où vient cette hausse? De plusieurs facteurs. En premier lieu, l’augmentation des prix du pétrole et du gaz jouent un rôle certain, y compris dans la croissance des prix de l’électricité. L’uranium lui aussi, utilisé dans les centrales nucléaires, a atteint ces derniers temps un niveau record. Viennent ensuite les taxes sur les émissions de C02 qui ont également un effet sur les prix de l’électricité,

T l’absence de transparence sur les marchés, une structure et des règles du

Indices des prix de l’électricité 2002-2006 (2002=100)

Indices des prix du gaz 2002-2006 (2002=100)

Durée d’utilisation (heures par an)

0-1 MW

1-2 MW

2000-4000

106,0

104,3

4000-6000

111,6

117,9

125,2

128,5

124,4

> 6000

2-5 MW

>5 MW

marché de gros qui ne sont pas adaptés aux besoins des consommateurs intensifs en énergie ayant besoin de visibilité et de stabilité sur le long terme.

kWh PCS/an

1.000.000 - 10.000.000

106,0

104,3

10.000.000 - 100.000.000

111,6

117,9

125,2

128,5

124,4

> 100.000.000 144,4

Source: Essenscia

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Mais il suffirait d’un retournement de la situation pour que des entreprises connaissent de réelles difficultés. En tout état de cause, des décisions rapides et fermes sont nécessaires car le niveau élevé des prix pèse sur la compétitivité”. Derrière les mots se cache une réalité: si les industriels n’envisagent pas de délocalisations actives à l’avenir, ils peuvent être tentés si la situation s’aggrave d’investir ailleurs, là où les conditions seront plus optimales. “Certains industriels réfléchissent à l’opportunité d’investir dans des sites proches des sources de matières premières, ou dans des régions où l’énergie est bon marché. Le risque que ces industries délaissent l’Europe est à prendre sérieusement en considération”. Et la Febeliec d’inviter le Parlement Européen et le Conseil des Ministres d’approuver le plus rapidement possible les propositions de la Commission, afin qu’elles puissent être appliquées dans les différents Etats Membres de l’UE, faute de quoi le projet de libéralisation des marchés de l’énergie risque de capoter. La fin de l’intégration verticale? La séparation complète et réelle entre la production et le transport reste la première question épineuse. “Nous ne prônons pas forcément un “unbundling” patrimonial, mais la mise en place de règles strictes qui garantissent une réelle indépendance des gestionnaires de transport et un accès sans entrave aux réseaux pour les nouveaux entrants”, explique Peter Claes. “La suspicion d’une entente freine les investissements dans de nouvelles capacités”, dit-il. “Lorsque vous devez construire une nouvelle centrale en Belgique, a fortiori aujourd’hui une turbine gaz vapeur, il vous faut négocier avec Fluxys pour l’accès au réseau de gaz, avec Elia pour l’accès au réseau d’électricité et potentiellement avec Distrigaz pour l’approvisionnement en gaz et

Electrabel pour les questions de balancing et de backup. Soit avec quatre entreprises appartenant toutes au même groupe concurrent. Il est clair que cela ne crée pas des conditions optimales pour favoriser les investissements”. En outre, les services auxiliaires de balancing et de backup sont aussi critiques pour l’ouverture du marché: tant l’inévitable déséquilibre quart horaire que la réserve face à l’arrêt d’une centrale coûtent d’autant plus cher par MWh à un producteur que celui-ci a une faible part du marché, tel le nouveau producteur ou l’auto-producteur. Cette situation expliquerait aussi pourquoi peu de grands projets de production décentralisée se réalisent en Belgique sans le concours d’Electrabel. On a bien vu chez BASF Antwerpen le cas de Zandvliet Power avec une joint venture 50/50 entre Electrabel et l’allemand RWE, mais aux dires de certains observateurs, les deux entreprises s’entendent plutôt bien. Chez Degussa Antwerpen, un nouveau projet de cogénération verrait Electrabel coopérer avec E.On. Hormis ces deux exemples, l’omniprésence d’Electrabel est ﬂagrante. Le seul industriel à sortir du bois est Tessenderlo, dont la centrale TGV de 400 MW développé en consortium avec le groupe Siemens sous l’égide de T-Power, devrait bientôt entrer en construction. On chuchote autour du projet que les discussions avec Elia ont été viriles, mais ont néanmoins permis d’obtenir un accord correct. Alors, entente ou pas? Plutôt une question de climat de conﬁance. La troisième directive devrait apporter une réponse à cette problématique, même si les grands groupes énergétiques sont prêts à ferrailler dur pour garder la propriété de “leur” réseaux de transport. C’est que l’intégration verticale est une stratégie capitale pour eux. Mais aussi pour certains Etats, France et Allemagne en tête.

Améliorer réseaux et transparence Pour la Febeliec, les avantages de la libéralisation se perdent aussi aux frontières. En cause, une infrastructure de réseau sous-développée, en particulier les capacités d’interconnexions aux frontières qui n’ont pas été conçues à l’origine pour des transits d’électricité massifs. Et une coopération entre gestionnaire de réseau qui n’est pas optimale. “Une meilleure liaison entre les réseaux nationaux aura une influence déterminante sur l’efficacité de fonctionnement des marchés. À l’heure actuelle, les capacités d’interconnexion restent trop limitées, et des problèmes de congestion apparaissent. Il est urgent de mettre en œuvre des capacités d’importation supplémentaires et de favoriser une meilleure collaboration des gestionnaires de réseaux européens”, explique Peter Claes. À terme, l’idée d’un réseau européen, sans frontières internes, géré comme on gère aujourd’hui un grand réseau national fait son chemin. Avec en filigrane la perspective d’un gestionnaire de réseau européen capable d’arbitrer les congestions du réseau au mieux des intérêts du marché et non des producteurs. La première étape sera sans doute des marchés régionaux intégrés comme celui qui se dessine entre la France, le Benelux et l’Allemagne. Enfin, l’information relative au marché devra elle aussi contribuer à son amélioration. “Il faut donner au marché les informations dont il a besoin et améliorer les mécanismes de fixation des prix. Nous pensons en effet que les contrats actuels n’assurent pas l’efficacité dont le marché à besoin. Il existe cependant une série de solutions sur lesquelles on peut travailler. Enfin, l’industrie consommatrice souffre de l’instabilité des prix sur le long terme, et il faut trouver des méthodes d’anticipation, et peut-être recourir à des contrats à long terme”, conclut Peter Claes. p Jean-François Marchand n°7 energymag | 29

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Perspectives

La fusion entre Suez et GDF remodèlera le paysage énergétique belge.

de l’année 2008. “Nous espérons le premier semestre quand même”, ont précisé les deux partenaires du futur GDF Suez. L’échange se fera sur base de 21 actions Gaz de France pour 22 actions Suez (0,9545 action GDF pour 1 Suez). L’Etat français évite donc le versement d’un dividende exceptionnel trop important aux actionnaires de Suez. Un “cadeau” qui, en tenant compte de l’écart de valorisation des deux groupes ces derniers mois, aurait pu atteindre 6 milliards d’euros. Pas bon pour l’image de l’hyper-président Sarkozy alors qu’il doit déjà affronter une opposition de la part des syndicats lui reprochant d’avoir privatisé Gaz de France.

Enfin avalisée par l’Elysée, la fusion entre Suez et Gaz de France devrait aboutir avant juin 2008. Par les différentes cessions imposées au nouveau groupe, elle permettra l’entrée de nouveaux acteurs sur la scène belge. Et, apparemment, on se bouscule pour y être. La fusion entre Suez et Gaz de France a ﬁni par sortir de terre. Après 18 mois d’aller-retour, Gérard Mestrallet, PDG de Suez, et Jean-François Cirelli, son homologue chez GDF, ont pu convaincre l’Etat français de l’importance de l’opération. Le lundi 3 septembre, ils ont ainsi annoncé un accord sur les termes du mariage qui donnera naissance au quatrième énergéticien mondial en termes de capitalisation boursière.. Mais ont toutefois laissé des plumes dans la

négociation avec les pouvoirs publics, menée par le président Nicolas Sarkozy. Au moment de la fusion, Suez placera 65% de son pôle environnement en Bourse en offrant des actions de cette entité aux actionnaires de Suez. Une “séparation” qui permet à Suez de se rapprocher de la valorisation boursière de GDF aﬁn de pouvoir sceller un mariage entre quasi égaux. La concrétisation de l’opération est seulement prévue dans le courant

L’Elysée à Tihange? C’est un des nœuds du dossier. Privatisation de GDF ou nationalisation de Suez? “En privatisant GDF, l’Etat se creuse un canal dans Suez”, titrait fort joliment le quotidien français Libération au lendemain de l’annonce du 3 septembre. La formule résume assez bien la situation. Dans le futur GDF, l’Etat disposera d’un peu plus de 35% dans le nouveau groupe. Une importante minorité de blocage obtenue mécaniquement par les 80% qu’il détenait dans GDF. Mais elle place Albert Frère, l’actuel actionnaire de référence de Suez avec 9,5% du capital, loin derrière lui. Via GBL, le ﬁnancier wallon ne détiendra plus que 5,3% des parts. Faut-il voir la présence de l’Elysée comme un danger pour les activités belges du groupe? Suez-GDF contrôlera Electrabel, intégré dans Suez à 100%, qui lui-même gère encore plus de 85% de la production belge d’élec-

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tricité. Il détient aussi les 7 centrales nucléaires belges qui contribuent à plus de 55% de l’approvisionnement du pays. “L’Etat français est un gros actionnaire, mais rien d’autre”, insiste Jean-Pierre Hansen, directeur des opérations de Suez et administrateur délégué d’Electrabel. Selon lui, il n’y a aucune raison qu’il intervienne dans les choix stratégiques du futur groupe. Il n’empêche que, vu de Belgique, certains craignent déjà que la France maintienne les prix du gaz réglementés au détriment des consommateurs belges, à nouveau perçus comme des “vaches à lait”. Il n’est pas sûr, toutefois, que l’Europe accepte encore longtemps ce système. Garde-fous C’est pourtant la première fois en Europe qu’un Etat s’immisce dans le contrôle de l’outil énergétique d’un autre. La Belgique a dès lors tenté

d’obtenir des garanties. Elle l’avait déjà fait lors de l’OPA de Suez pour prendre le contrôle à 100% d’Electrabel. En octobre 2005, la “Pax Electrica I” devait diminuer le poids d’Electrabel sur le marché belge par la cession de mégawatts et la vente de terrains aptes à recevoir des centrales électriques pour l’équivalent de 1.500 MW. Un premier a été vendu à l’allemand E.ON. L’Espagnol Endesa s’était montré intéressé pour les deux autres mais les négociations ont capoté. Dans le cadre de la fusion avec GDF, Guy Verhofstadt a voulu faire un sérieux pas de plus dans la perte de puissance de l’opérateur historique sur son marché. Il a donc négocié avec Jean-Pierre Hansen une “Pax Electrica II” à l’automne 2006. Dans un accord unilatéral, Suez a promis de céder des MW nucléaires à son plus grand concurrent belge, le groupe semi-public SPE-Luminus. Si l’accord

se concrétise, SPE disposera de 800 MW nucléaires contre 160 actuellement. Mais le groupe franco-belge a aussi admis l’idée de céder 15% de sa capacité de production à un “troisième acteur” pour permettre à une véritable concurrence de se mettre en place chez nous. Le lendemain de la fusion, Jean-Pierre Hansen et Etienne Davignon, administrateur du groupe, étaient déjà chez le ministre fédéral de l’Economie Marc Verwilghen pour lui conﬁrmer qu’ils respecteraient bien ces accords. SPE attend de ces électrons nucléaires qu’ils lui permettent de disposer d’électricité à bon marché. Mais, pour le reste, on reste encore dans l’ombre. Nouveaux acteurs Pour observer les réelles conséquences de la fusion sur le marché belge, il faudra très probablement attendre 2008 et la signature ﬁnale du projet

GDF Suez en chiffres T 71,9 milliards de

chiffre d’affaires1 T 200.000 employés T 90 milliards de capitalisation boursière2 T 13,9 milliards de dette ﬁnancière T Cinquième électricien européen T Leader mondial en gaz naturel liquéﬁé (GNL) T Leader européen des services à l’énergie T Troisième capitalisation sur Euronext Paris derrière EDF et Total 1 sur base des données 2006 2 avant la cession de 65% du pôle environnement

Les OPA ont la vie dure La consolidation du secteur énergétique européen se fait dans la douleur. La fusion entre Suez et GDF devrait franchir les dernières étapes. Mais au cours des 18 mois écoulés depuis son annonce, en février 2006, les obstacles n’ont pas été minces. Les autres tentatives de rapprochement menées sur le vieux continent ne sont, elles, pas toujours sorties des embûches. Pas plus tard que le 7 septembre dernier, les deux électriciens hollandais Nuon et Essent ont rendu les armes. Ils tentaient une fusion amicale depuis le début de l’année. Elle a échoué sur des désaccords concernant le mode de calcul des valorisations. En Espagne, les différentes OPA sur le premier électricien, Endesa, se sont transformées en véritable saga. Lancé en septembre 2005, le raid de Gas Natural a été contré en février 2006 par l’allemand E.ON. Contre la volonté du gouvernement espagnol qui a tenté de lui barrer la route. Finalement, c’est une troisième offre, menée conjointement par l’italien Enel et le groupe espagnol de construction Acciona qui a ﬁni par aboutir. Au prix d’un dépeçage du groupe énergétique ibérique. Au cours des derniers mois, seule l’offre amicale de l’espagnol Iberdrola sur le britannique Scottish Power avait jusqu’à présent trouvé une issue favorable. Elle a donné lieu à la création d’un leader mondial dans le domaine des énergies renouvelables. © Simone L. Spiga

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de fusion –il doit en effet encore être voté par les assemblées générales des deux groupes. Ce n’est qu’à ce moment qu’aussi bien les promesses de la “Pax II” que les remèdes négociés par Neelie Kroes, la Commissaire européenne en charge de la Concurrence, devront être appliqués. A ce moment, GDF-Suez devra négocier la vente de différentes entités pour éviter une situation de monopole. Vente ou plutôt échange, les deux partenaires ayant toujours afﬁché leur volonté de céder leurs actifs contre des positions intéressantes sur d’autres marchés stratégiques pour eux. Soit le Benelux, la France, les Pays-Bas, l’Allemagne et l’Italie. “Nous céderons nos actifs à ceux qui nous proposeront les actifs les plus intéressants en échange et qui sauront faire la meilleure offre d’un point de vue ﬁnancier”, note Jean-Pierre Hansen. SPE-Luminus. Depuis octobre 2005, GDF est présent dans le capital du deuxième énergéticien belge. Il partage 51% du capital avec le britannique Centrica au travers de la société Segebel. Le solde est détenu par une

association de communes. Depuis le début de l’opération, il était clair que GDF devrait vendre ses 25,5% dans SPE-Luminus. Bruxelles l’a finalement exigé. Centrica dispose d’un droit de préemption sur cette part et s’est clairement déclaré intéressé. Ce n’est donc plus qu’une question d’éventuelles surenchères. Distrigaz. Suez a longtemps persévéré à dire qu’il ne cèderait pas ses 57,25% dans Distrigaz. Cette filiale contrôle 80% de l’approvisionnement en gaz sur le marché belge et bénéficie d’une rentabilité exceptionnelle (2,17 millions d’euros par employé en 2006). Mais son seul concurrent est… GDF. Face à la détermination de la Commission européenne, le groupe a donc dû céder. Selon Thierry Rotsart, porte-parole du distributeur de gaz, “Distrigaz sera cédé à un groupe énergétique ayant de l’expérience dans le domaine du gaz”. Et, de toute évidence, la filiale attise les convoitises. “Depuis qu’on sait que la fusion est sur les rails, les offres affluent de partout dans le monde”, précisait Gérard Mestrallet, le jour même de la conférence de presse d’annonce du mariage.

Sire, il y encore des Belges Si, par son actionnariat, GDF Suez perd de ses racines belges, il en garde le caractère par le management. Dans la future direction du groupe, pas moins de cinq “Belges” de Suez garderont une place de choix dans le proche entourage du tandem Mestrallet-Cirelli. Dont deux au comité de direction qui comprend six membres. Jean-Pierre Hansen (59 ans). Actuel numéro deux de Suez, il sera appelé à gérer le pôle énergie Europe & International (le monde sauf la France) et sera responsable opérationnel pour les activités en Benelux et Allemagne. Il fera partie du comité de direction en tant que directeur général adjoint et présidera aussi le nouveau comité de politique énergétique. Gérard Lamarche (45 ans). Directeur ﬁnancier de Suez depuis 2004, ﬁdèle lieutenant de Gérard Mestrallet depuis près de 15 ans, il restera le grand argentier de GDF Suez. Il sera directeur adjoint et présent au comité de direction Dirk Beeuwsaert (59 ans). Premier adjoint de Jean-Pierre Hansen, il continuera à gérer les investissements du groupe hors Europe comme il le faisait chez Suez. Xavier Votron (54 ans). Envoyé à Paris pour gérer la recherche et développement de Suez, il contrôle aussi les investissements dans les énergies renouvelables. Dans le nouveau groupe, il gardera les mêmes fonctions mais sous le contrôle de Marc Florette, responsable R&D chez GDF. Emmanuel Van Innis (59 ans). En 2003, il rejoint le comité exécutif de Suez en charge des ressources humaines. Dans le nouvel organigramme, il sera plus spécialement responsable Cadres & Dirigeants. Depuis le début de cette année, il est aussi président de l’Union des entreprises bruxelloises (UEB).

Electrabel. La Commission n’a rien exigé de l’électricien belge. Mais pour appliquer la “Pax Electrica II”, il devra se séparer de certaines centrales jusqu’à réduire sa part dans la production belge d’électricité à 70% et permettre l’émergence de deux concurrents disposant de 15% de la production chacun: SPE grâce à la cession de tranches nucléaires et un troisième, étranger, par échange d’actifs. Fluxys. Le réseau de transport et de stockage de gaz sur le sol belge, dont Suez détient 57,25%, sera scindé en deux entités. Fluxys S.A., qui gèrera les infrastructures, sera détenue à part égales (46%) par Suez et Publigaz, le holding regroupant les intérêts des communes. Par contre, Suez entend se renforcer à hauteur de 60% dans Fluxys International qui contrôlera le terminal gazier de Zeebrugge et donc les approvisionnements en gaz naturel liquéfié. Reste enfin parmi les interrogations, la question de l’évolution des prix sur le marché belge. Le groupe fusionné envisage des synergies annuelles à hauteur d’un milliard d’euros. “Cette rationalisation des coûts devrait permettre d’abaisser les tarifs au niveau des consommateurs”, pointe Jean-Pierre Hansen. Ce serait logique. D’autant que, par sa taille, GDF Suez disposera d’une capacité de négociation plus importante vis-àvis de ses fournisseurs en gaz. Mais reste toutefois à voir si ces conditions favorables seront ristournées vers les clients. Où en tout cas vers tous les clients. Rien n’empêcherait le nouveau groupe, sous l’influence de l’Etat français, de préserver les tarifs à des niveaux raisonnables en France en les augmentant ailleurs. La vigilance s’imposera sans doute à ce niveau. Mais les cessions imposées sur le marché belge devraient logiquement favoriser une offre concurrentielle et, donc, créer une pression sur les tarifs.

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p François Villers

Troisième paquet énergétique

Bientôt l’unbundling? Bruxelles impose ses règles aux géants énergétiques européens. Pour renforcer la concurrence, la Commission exige une séparation claire entre les activités de production et de transport du gaz et de l’électricité. Au nom de leurs grands opérateurs, la France et l’Allemagne font de la résistance.

La stratégie espagnole En marge de la fusion se pose la question de l’intérêt du nouveau groupe pour le marché espagnol. Au début de l’été, Suez est monté jusqu’à 11,3% dans le groupe ibérique Gas Natural et n’a pas caché son intention de grappiller de nouvelles parts selon les opportunités. D’aucun y ont vu un plan B en cas d’échec de la fusion. D’autant que, le 30 mai dernier, Albert Frère annonçait, de son côté, avoir obtenu une participation de 5% dans Iberdrola, le deuxième électricien espagnol, pour 2,2 milliards d’euros via GBL et la CNP. Existe-t-il un lien direct entre les deux opérations. Suez le nie. Le baron carolo se tait. “Nos positions en Espagne sont un atout fondamental pour le futur de GDF-Suez”, estime Gérard Mestrallet. Il voit notamment dans les liens avec Gas Natural un rapprochement entre les trois leaders européens dans le gaz naturel liquéﬁé (GNL). Au cours des derniers mois Suez avait aussi mené d’autres opérations sur le marché ibérique. En mai, il a lancé une OPA avec son partenaire historique espagnol La Caixa, pour obtenir les 50,3% qu’ils ne détiennent pas encore dans Agbar (distribution d’eau sur Barcelone) et, en juillet, Suez Energy Services a acquis la totalité du capital de Crespo y Blasco, un acteur majeur dans les services à l’énergie en Espagne. Si les choses ne vont pas plus loin avec Gas Natural, on peut imaginer, comme dans le cas d’Albert Frère, qu’il reste l’option de réaliser des plus-values intéressantes sur ce marché. “L’attrait de Frère pour Iberdrola peut venir de sa position sur le marché espagnol, observe David Vagman, analyste ﬁnancier chez Fortis. Dans la mesure où le marché énergétique ibérique reste jusqu’à présent peu consolidé, il peut facilement jouer sur le fait qu’Iberdrola est une cible potentielle”. Le même raisonnement est sans doute valable au niveau de GDF-Suez.

Elle avait menacé, elle l’a fait. Dans son troisième paquet énergétique proposé aux Etats membres, le 19 septembre dernier, pour garantir la libéralisation, l’Europe a réclamé une séparation patrimoniale entre la production et le transport d’énergie. Pour Andris Pielbags, commissaire à l’Energie, et Neelie Kroes, commissaire à la Concurrence, porteurs de cette réforme, l’“unbundling” ou dégroupage, est un passage obligé pour assurer un meilleur fonctionnement

du régime de la concurrence entre producteurs. Pour la Commission, la détention des réseaux par les producteurs historiques peut constituer un frein à l’accès des nouveaux fournisseurs aux infrastructures, avec des conséquences au niveau du consommateur final. Un point de vue qui coupe l’Europe énergétique en deux. Le RoyaumeUni, le Danemark et l’Espagne ont déjà fait le pas. L’Allemagne et la France, dans leur souci de protéger les positions de leurs grands

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opérateurs, y sont farouchement opposées. Ces deux grandes puissances européennes, estimant que la position de leurs grands acteurs nationaux –EDF en France, E.ON et RWE en Allemagne– aurait beaucoup à y perdre, ont rallié à leur cause des pays tels que la Grèce, le Luxembourg et les Etats baltes. Et réclament des dérogations.

Le cas belge Chez nous, la situation est relativement différente selon qu’on parle de gaz ou d’électricité. Dans l’électricité, un opérateur indépendant, Elia, a été mis en place au début des années 2000. Côté en Bourse, il est encore contrôlé à hauteur de 27% par Suez. Dans la Pax Electrica I, négociée avec le gouvernement belge à la suite de l’OPA sur Electrabel, à l’automne 2005, il a été prévu que cette participation redescende sous la minorité de blocage. Ce n’est pas encore le cas, mais Elia estime bénéﬁcier d’organes de décision totalement indépendants de Suez. Dans le gaz, la situation est plus complexe. En prévision de la libéralisation des marchés énergétiques, Distrigaz avait déjà scindé ses activités distribution et transport en 2001 en créant le gestionnaire du réseau de transport Fluxys. Ces deux entités sont contrôlées à 57,25% par Suez. Et le groupe énergétique franco-belge a toujours voulu conserver cette ﬁliale stratégique qui contrôle aussi le terminal gazier de Zeebrugge. Dans le cadre de sa fusion avec GDF, il a toutefois dû scinder Fluxys en deux. Dans Fluxys SA, qui gèrera le réseau, il redescendra à hauteur de 46% alors que Publigaz, l’actionnaire public représentant les communes, montera, lui, à cette hauteur. Mais dans Fluxys International, qui contrôlera Zeebrugge, il entend plutôt monter au-delà des 60%. Bref, pas question dans le chef de Suez, de glisser sous le seuil d’une minorité de blocage.

L’indispensable indépendance Face à ces pressions, Bruxelles a proposé une alternative: soit le producteur cède cette activité (séparation patrimoniale), soit il en reste propriétaire mais en confie l’exploitation à un opérateur indépendant. Dans le premier cas, il pourrait rester actionnaire mais sous la minorité de blocage de 25% du capital. Mais visiblement, aucune des deux solutions ne convient aux producteurs français. Dans l’hexagone, RTE, le gestionnaire du réseau électrique, est entièrement contrôlé par EDF, donc par l’Etat. Alors que GRTgaz, le réseau de transport de Gaz, est détenu par GDF, le groupe public bientôt fusionné avec Suez. Mais des règles d’indépendance ont été établies et personne ne semble se plaindre de la situation. Gérard Mestrallet, patron de Suez et donc des activités d’Electrabel en France, estime que le contrôle de RTE par son principal concurrent ne lui a jamais posé de problème. “On se trompe de débat”, affirme de son côté Didier Sire, responsable de la stratégie chez Gaz de France. “Le vrai problème, c’est le pouvoir du régulateur, pas la propriété du réseau.” La Commission l’a également pensé. Elle a donc prévu d’harmoniser les pouvoirs des régulateurs et de les chapeauter par la future Agence pour la coopération des régulateurs d’énergie qui devra notamment gérer les flux transfrontaliers.

Mêmes règles pour les pays tiers Que craignent les opposants à cette séparation? De manière générale, les grands opérateurs insistent pour conserver leurs activités de transport qui sont régulées leur permettent donc de s’assurer des rentrées stables. “En tant qu’opérateur gazier, notre réseau représente aussi une partie importante de notre actif”, explique le responsable stratégie de GDF, qui craint, lui, de voir l’entreprise dépecée de sa valeur. En France comme en Allemagne on en vient à parler d’une position “idéologique” de l’Europe vis-à-vis des réseaux. On n’hésite pas non plus à citer la menace Gazprom à qui certains propriétaires pourraient être tentés de céder leur réseau. Avec les risques que l’on imagine alors concernant la sécurité d’approvisionnement. Mais ici aussi Bruxelles se veut rassurante. Sans citer nommément le géant russe, elle explique avoir prévu une clause pour les pays tiers qui empêche un opérateur situé à l’extérieur de l’Union de prendre une part significative dans un réseau sans un accord préalable de l’Union et du gouvernement. Les mêmes règles de séparation patrimoniale s’appliqueront pour lui en cas de prise de contrôle d’un réseau. Les opposants au projet n’ont toutefois pas dit leur dernier mot. p F.V.

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Économiser de l’énergie est parfois une question de détail

Même les meilleures installations de refroidissement peuvent mieux faire!

p se fait pas à la légère. Néanmoins, il semble que cela ne soit pas suffisant pour parvenir aux meilleurs résultats. Il faut également accorder suffisamment d’attention au dimensionnement, à la commande, à l’installation et l’opérationnel. C’est précisément sur ce plan-là que la plupart des entreprises commettent des erreurs, avec à la clé une gigantesque quantité d’énergie gaspillée...

Au cours de sa carrière de consultant en eau et énergie au sein d’une société internationale, l’ingénieur Liévin De Vriese a remarqué que les installations de refroidissement dans quasiment chaque installation de production consommaient trop d’énergie inutile. “Jusqu’il y a peu, les entreprises s’en préoccupaient fort peu. Mais le vent a tourné avec la forte augmentation des tarifs d’électricité et l’intérêt accru accordé à la protection de l’environnement. Aujourd’hui, chaque économie d’énergie est appréciée. C’est la raison pour laquelle, il y a un an et demi j’ai décidé de mettre mes connais-

sances de consultant à la disposition du marché. Entre-temps, une trentaine d’entreprises ont déjà fait appel à mes services et à chaque fois elles sont parvenues à réaliser une réduction de coût d’au moins dix pour cent en se fondant sur mon analyse”. Tout est dans les détails Réaliser des économies de consommation d’énergie d’installations de refroidissement est souvent une question de détails. Il sufﬁt de penser aux conséquences d’un mauvais colmatage diminuant le rendement de la compression, de légers dommages à des condensateurs d’air provoquant

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des pressions plus élevées dans les compresseurs et exigeant des capacités accrues, un réglage inefficace, une erreur dans un raccordement, un design erroné de l’installation. “Les fournisseurs de systèmes de refroidissement n’ont pas l’habitude de conseiller leurs clients sur la meilleure manière d’obtenir l’efficacité la plus optimale”, explique Liévin De Vriese. “Et les utilisateurs ne possèdent généralement pas les connaissances nécessaires pour dépister de tels points à problème. On procède aussi à trop peu de mesures. Mesurer est pourtant savoir: si vous avez une idée de l’efficacité actuelle de la production de froid et que vous la comparez à la meilleure efficacité réalisable pour ce type de système, vous pouvez calculer s’il est rentable d’effectuer des adaptations. Mon expérience m’a appris que dans quatre-vingts pour cent des cas, il est possible de réaliser suffisamment d’économies intéressantes et ce sans des investissements notables”. Une consommation énergétique assez élevée Innogenetics est une des premières entreprises à avoir fait appel à LDV Consult. Comparée aux firmes industrielles de la même taille dans d’autres secteurs, la consommation énergétique de cette entreprise biotechnologique est assez élevée. Marc Van Roy, Manager Technical Services, nous explique pourquoi. “Les entreprises pharmaceutiques produisent dans un environnement clean room très contrôlé. Cela implique non seulement des conditions d’hygiène extrêmes, mais la température, l’humidité relative de l’air, le nombre d’échanges d’air, la pression atmosphérique, etc.

doivent également répondre strictement aux normes prescrites. Au moindre écart, il peut y avoir des risques pour la qualité et nous sommes alors obligés de détruire les matières premières, les produits semi-finis et/ ou les produits finis. Un conditionnement aussi poussé des locaux exige beaucoup d’énergie. Et le contrôle de la température et de l’humidité de l’air demande une capacité de refroidissement plus étendue”. Comment aborder un projet? Face à des prix de l’énergie en hausse et parce que pour Innogenetics, le respect de l’environnement n’est pas des paroles en l’air, l’entreprise a décidé en 2006 de lancer un projet d’économie d’énergie. C’est précisément à ce moment-là que Liévin De Vriese se rendait chez Innogenetics pour proposer ses services. “Comme je me doutais déjà que nos deux installations de refroidissement –chacune de 750 kW– utilisaient trop d’énergie, j’ai été d’emblée intéressé par ses connaissances en la matière”, déclare Marc Van Roy. Et Liévin De Vriese de poursuivre: “Comme je ne veux travailler qu’avec des entreprises auxquelles je peux offrir une vraie valeur ajoutée, j’ai commencé par une analyse globale. Par là, j’essaie de comprendre ce que signifient les opérations de refroidissement pour l’entreprise et j’examine en

quoi mes connaissances et mon expérience peuvent apporter quelque chose à la situation qui prévaut. S’il apparaît effectivement qu’une économie d’énergie considérable est possible, je passe à un audit plus approfondi. Chez Innogenetics, nous avons simultanément mesuré la capacité thermique et électrique des installations de refroidissement. Nous y avons consacré une semaine par installation pour obtenir un aperçu complet des différentes situations opérationnelles –température extérieure, fluctuations dans la demande de froid, etc. Ensuite, les données ont été introduites dans un base de données synchroniques. Cela nous permet d’établir un profil de Coefficient de Performance (COP) qui permet d’examiner le rapport entre le froid produit et la capacité obtenue. Sur cette base, nous établissons un rapport du coût effectif de la consommation énergétique. De plus, nous indiquons où une réduction d’énergie peut être réalisée et nous faisons aussi une estimation des économies possibles. La plupart de nos conseils sont directement applicables sans investissements notables et représentent fréquemment une réduction significative des coûts opérationnels. Mais parfois, l’audit fait

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“Mon expérience m’a appris que dans quatre-vingts pour cent des cas, il est possible de réaliser sufﬁsamment d’économies intéressantes et ce sans investissements notables”.

apparaître qu’il est malgré tout recommandé d’exécuter des interventions considérables. C’est alors au client de réaliser une étude poussée de ces points pénibles”. Un temps de récupération rapide L’audit a révélé que les installations de refroidissement chez Innogenetics présentaient trois problèmes importants. “Tout d’abord, il est apparu qu’un groupe de refroidissement avait une efﬁcacité de fonctionnement supérieure à l’autre de vingt pour cent”, précise Marc Van Rooy. “Compte tenu de la manière de travailler d’alors, cela entraînait un sérieux gaspillage d’énergie. La capacité partielle était répartie sur les deux installations pour éviter qu’un des groupes ne s’use plus vite que l’autre. Aujourd’hui, les deux machines sont placées en cascade; le système le moins efﬁcace est uniquement enclenché lorsqu’il faut plus de 750 kWh. Ensuite, il a été constaté qu’une des étapes intermédiaires dans le processus de mise en marche exigeait vraiment beau-

coup d’énergie alors qu’elle était sans importance pour la production de froid. Une petite adaptation à la commande a permis de résoudre ce petit problème de gaspillage d’énergie. Le réglage des compresseurs était le troisième problème détecté. Ce réglage n’était pas entièrement adapté à la demande de froid. Ainsi, on ne tenait pas compte, par exemple, de la température extérieure et de la température de l’eau froide. En d’autres termes, les machines démarraient et s’arrêtaient de façon régulière. Ce problème a également été résolu en adaptant la commande. Grâce à l’audit et aux suggestions de LDV Consult, nous avons enregistré un bien meilleur résultat que nous ne l’aurions imaginé. Notre objectif était cette année d’économiser dix pour cent sur les coûts d’électricité prévu, mais en pratique il semble que nous nous orientons vers le double. Évidemment, les températures hivernales et estivales très tempérées jouent un rôle. Néanmoins, d’autres chiffres nous montrent que la moitié de cette économie provient des adaptations que nous avons effectuées aux installations de refroidissement. En quelques mois, l’investissement dans les services de LDV Consult et les interventions qui s’en sont suivies a été récupéré. Je ne peux donc que

recommander à tout le monde de procéder à un tel audit”. Il y a toujours moyen de faire mieux Chez Kautex également, il semble que de grandes économies d’énergie puissent être réalisées après l’analyse de LDV Consult. “Après la réalisation de quelques interventions assez simples, nous verrons si Liévin De Vriese a réussi son coup”, dit en riant Dirk Vanderfeesten, M.E.H.S. manager. “En fait, je suis plutôt rassuré: avant l’audit déjà, j’avais l’impression que nos installations de refroidissement consommaient trop d’électricité. Hélas, nous n’avions ni les connaissances, ni les appareils de mesures pour étayer mes soupçons à l’aune de valeurs COP”. Les installations de refroidissement de Kautex sont principalement utilisées pour produire de l’eau glacée surtout destinée à refroidir rapidement les réservoirs à essence en matière synthétique (matrice et postrefroidissement), de manière à ce qu’ils puissent passer à la phase suivante du processus de production dans le laps de temps le plus court. Lorsque la ﬁrme a changé en grande partie le parc de machines de production d’eau glacée l’année passée, elle a choisi la meilleure technologie disponible. “Avec une consommation d’énergie de 16 millions de kWh en 2006, notre organisation appartient

Innogenetics à vol d’oiseau Innogenetics est une société biopharmaceutique internationale qui est spécialisée dans le développement d’activités parallèles sur le plan des diagnostiques et des vaccins thérapeutiques. L’entreprise a été fondée en 1985 et est depuis cotée à Euronext Brussels. Si le siège principal est situé à Gand, Innogenetics dispose aussi de ﬁliales de vente en France, en Allemagne, en Italie, en Espagne, au Brésil et aux Etats-Unis. L’entreprise emploie 510 collaborateurs dans le monde qui ont réalisé un chiffre d’affaires de 53,7 millions d’euros l’année passée. Dans le cadre de ses activités de diagnostiques, Innogenetics développe un grand nombre de produits spécialisés dans trois domaines: maladies infectieuses (hépatites C et B, HIV) tests génétiques (caractérisation de tissu HLA et mucoviscidose) et neurodégénérescence (maladie d’Alzheimer). Dans la partie thérapeutique, la ﬁrme se concentre sur le développement de vaccins thérapeutiques pour répondre au besoin médical resté sans réponse dans le domaine des maladies infectieuses.

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Kautex en bref Avec ses cinq mille travailleurs, Kautex est une multinationale allemande qui se spécialise avant tout dans la production de composants synthétiques techniques au volume creux. Depuis 1997, elle fait partie de l’Américaine Textron qui emploie 45.000 personnes (surtout connue pour ses hélicoptères Bell et ses avions Cessna). Le site à Tessenderlo existe depuis 1991 et se focalise sur la production de systèmes pour carburants (réservoirs y compris pompes, joints, soupapes, filtres, etc.) qui sont livrés prêts à l’emploi en JIT et de manière séquentielle aux grands constructeurs automobiles. À l’heure actuelle, 260 personnes y travaillent qui, l’année passée, ont fabriqué 1.900.000 produits, ce qui équivaut à un chiffre d’affaires avoisinant les 125 millions d’euros. La sécurité et le respect de l’environnement sont des fils rouges que l’on retrouve dans toute la stratégie de Kautex. Depuis 1997, la firme est d’ailleurs certifiée EMAS et ISO14001. Elle a en outre obtenu le EFQMQuality Award 1998 pour les PME. Elle a de plus reçu six fois le logo environnement du Plan Stratégique du Limbourg. Et depuis 2003, Kautex est également certifiée OHSAS18001.

“Bien que nous ayons tout fait pour obtenir l’efﬁcacité et le rendement les plus élevés, force a été de constater que la situation pratique s’écartait en partie de la théorie”.

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aux consommateurs moyens d’énergie de Flandre”, indique Dirk Vanderfeesten. “Notre certification EMAS et ISO 14001 de même que notre adhésion volontaire à l’Audit Convenant nous ont poussés à rechercher en permanence une manière de réduire la consommation énergétique. C’est pourquoi, dans la phase d’ingénierie des nouvelles installations de refroidissement, nous avons consacré beaucoup d’attention à l’efficacité et à la consommation énergétique spécifique. Nous avons donc investi dans trois duo blocs de chacun 280 kW qui complètent les groupes de froid existants, réalisés sur mesure, de chacun 340 kW. Grâce à ce parc de machines, nous pensions être à l’aise. Toutefois, lorsque LDV Consult a pris contact avec nous, j’ai d’emblée été attentif à ses propos. Dans ma fonction de responsable de l’entretien, j’ai appris à apprécier la valeur de mesures indépendantes et objectives. En outre, je voulais aussi savoir si nous avions finalement atteint l’efficacité que nous avions prévue par l’emploi de nouveaux groupes de froid. Et le profil COP de LDV Consult a clarifié les choses: bien que nous ayons tout fait pour obtenir l’efficacité et le rendement les

plus élevés, force a été de constater que la situation pratique s’écartait en partie de la théorie. Fort heureusement, par quelques interventions assez simples, nous pouvons rétablir cette situation presque totalement, ce qui pourrait déboucher sur une économie d’électricité de 23 pour cent en matière de production d’eau glacée. Et cela représente beaucoup d’argent puisque la capacité électrique des installations de refroidissement équivaut à environ douze pour cent de la totalité de notre capacité électrique installée”. Au moins 50.000 euros d’économisés! L’audit chez Kautex a duré trois semaines et s’est effectué comme chez Innogenetics. L’analyse a fait apparaître que les nouveaux groupes de froid fonctionnent de manière suffisamment efficace uniquement à bas rendement. Pour Liévin De Vriese, “c’est avant tout dû à une commande en cascade incorrecte. Kautex est actuellement occupé à examiner de quelle façon ce problème peut être résolu. Mais je suis convaincu que cette intervention –assez facile– génèrera au moins une économie annuelle de 50.000 euros”. Et Dirk Vanderfeesten poursuit en disant: “A côté de cela, il est apparu qu’un des deux anciens groupes de froid ne fournissait plus du tout de rendement. C’est la raison pour laquelle après avoir vu les résultats de l’audit, j’ai directement découplé ce système. Enfin, nous avons appris que

l’approche théorique des besoins en eau glacée s’écarte assez bien du besoin mesuré. Nous aurions donc économisé bien plus si nous avions rencontré Liévin De Vriese trois ans auparavant. Car en optant pour d’autres types de machines de refroidissement, nous aurions pu régler la production d’eau glacée avec plus de précision sur le proﬁl utilisateur et de la sorte obtenir un rendement encore plus élevé. Il nous paraît donc opportun, de procéder à une campagne de mesures COP avant des adaptations futures de l’installation”. Examinez également les utilisateurs Une analyse et une optimisation des groupes de froid est donc une manière d’obtenir le meilleur résultat en faisant le moins d’efforts. “Toutefois, dans certains cas, il est aussi intéressant d’examiner de près la consommation effective”, insiste Liévin De Vriese. “En réalisant des mesures des différents utilisateurs de froid et en transposant ces résultats en bilans thermiques détaillés, vous saurez au moins si le design de votre installation HAVC, espace réfrigéré, surgélateur, etc. est bon. Mais dans la plupart des cas, vous détectez également de la sorte où trop d’énergie est consommée. Il vous incombe alors de décider si une intervention se justiﬁe sur le plan du coût”. p Els Jonckheere Photos: C. Scweizer

“Notre objectif était cette année d’économiser dix pour cent sur les coûts d’électricité prévus, mais en pratique il semble que nous nous orientons vers le double”.

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Vitrage à isolation renforcée

Les économies d’énergie passent par les fenêtres Les vitrages à isolation renforcée (VIR) offrent une qualité d’isolation deux à trois fois supérieure à celle d’un double vitrage traditionnel. Ils peuvent aussi contrôler le rayonnement solaire pour un confort maximal en toute saison. Un choix obligé aujourd’hui en construction neuve comme en rénovation. La directive sur la performance énergétique vise à réduire le recours à la climatisation en été et diminuer les charges de chauffage en hiver. Ces exigences s’accompagnent de la prise en compte des apports solaires d’été et d’hiver ainsi que de l’éclairage naturel. Or le vitrage est dans une position centrale dans cette question. Principal outil d’éclairage naturel, il est aussi responsable d’une part importante des déperditions d’énergie, tant en hiver qu’en été. Le double vitrage standard le plus répandu aujourd’hui est en effet peu isolant et n’offre qu’une faible protection contre le rayonnement solaire. Mais les verriers ont conçu la parade: les vitrages à isolation renforcée (VIR) aussi appelés vitrage à haut rendement ou basse émissivité (Low-E en anglais).

1,1 W/m2.K pour les plus performants, ces vitrages à isolation renforcée sont deux à trois fois plus isolants qu’un double vitrage traditionnel. Pour parvenir à ces résultats, les verriers ont augmenté la lame d’air dans des limites compatibles avec les proﬁlés disponibles sur le marché. Ils ont utilisé un verre à couche peu émissive (superposition de ﬁnes couches transparentes de métaux et d’oxydes métalliques) avec ou sans fonction de contrôle solaire. L’air

enchâssé dans le vitrage a été remplacé par un gaz plus isolant, de type Argon. Le tout fait chuter les déperditions thermiques par rayonnement de plus de 40%, un gain pouvant générer jusqu’à 10% d’économies de chauffage. Des performances thermiques élevées aussi en été Les VIR associant une fonction de contrôle solaire sont quant à eux pourvus en plus d’une couche peu émissive qui bloque un pourcentage de l’énergie solaire à l’extérieur du vitrage, tout en préservant un haut niveau d’éclairement naturel (jusqu’à 70% de transmission lumineuse). Leur facteur solaire peut ainsi atteindre 0,42 (c’est-à-dire que 58% de l’énergie solaire ne pénètre plus dans le bâtiment) ce qui est bien inférieur à celui d’un double vitrage traditionnel (0,75 donc 25% de l’énergie solaire qui ne pénètre plus). Des tests effectués en France ont ainsi montré une

Des vitrages très isolants En quelques années, en effet, l’industrie verrière a mis sur le marché des produits répondant aux attentes des législateurs et des maîtres d’œuvres qui favorisent les économies d’énergie et augmentent le confort aussi bien l’été (en limitant les effets du rayonnement solaire) que l’hiver (en limitant les pertes de calories vers l’extérieur). Avec des coefﬁcients thermiques (U) qui varient entre 1,9 et © Pilkington

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Un film basse émissivité aussi performant qu'un VIR solaire! Dans les bâtiments existants, remplacer les vitrages n’est pas toujours possible. Il existe pourtant une alternative: le film de protection solaire à basse émissivité qui se comporte exactement comme un vitrage solaire à isolation renforcée. Dans notre tout premier numéro, nous vous parlions d’un film de protection solaire développé par une société de Flandre-Occidentale et qualifié à l’époque de “révolutionnaire”: le Luxafoil Clear View. Des coûts d’énergie en baisse de 22% Testée dans un grand bâtiment bruxellois lors de la canicule 2003, la pose du film en façade exposée au soleil avait permis de réduire de 5 à 7° C la température intérieure d’une salle de réunion en comparaison avec une autre salle de même exposition et non pourvue du film. Conforté par ces résultats, l’exploitant du bâtiment a fait poser les films sur l’ensemble des vitrages exposés au rayonnement solaire et a enregistré dès la première année une baisse de 22% de ses coûts d’énergie, avec une pointe à 33% sur la seule période de mai à octobre! Au total, l’investissement (110.000 €) est rentabilisé en moins de 3 ans et les occupants à nouveau satisfaits du confort. On était là dans une configuration classique d’un bâtiment pourtant récent, mais mal conçu, et où les apports thermiques du rayonnement solaire dépassent largement les capacités du système de climatisation. Avec comme conséquence un usage intensif de la climatisation en été et des pics de consommation électrique dans les plages tarifaires les plus coûteuses pour l’exploitant. Après parution de l’article, un lecteur incrédule confronté au même problème d’effet de serre

dans son bâtiment nous a contacté pour vérifier la véracité de nos propos. La réponse tenait en un mot: les chiffres publiés nous ont été fournis par l’exploitant du bâtiment! En été comme hiver Depuis, le fabricant a engrangé nombre de commandes, en Belgique comme à l’étranger où il se développe. Entre-temps, Luxafoil a également fait tester ses films par le CSTC selon les normes européennes EN410, 12898 et 673 Les résultats viennent confirmer un autre atout du produit: si le film contrôle efficacement les apports solaires en été, il renforce également le pouvoir d’isolation du vitrage utile en hiver. Ainsi, testé sur un simple vitrage de 6mm avec un angle d’exposition de 60°, le facteur solaire chute à 0,455 et le coefficient thermique à 2,63. À comparer avec un coefficient de 5,7 pour un simple vitrage. Autrement dit, le film bloque 55% du rayonnement solaire tout en offrant une isolation ther-

mique sensiblement plus élevée qu’un double vitrage (U de 2,9). Appliqué sur un double vitrage, le coefficient thermique atteint alors des performances comparables à celles d’un vitrage à isolation renforcée (voir article). Mais ce n’est pas tout! Le film se comporte aussi de façon intelligente suivant la saison. En effet, le facteur solaire varie en fonction de l’angle d’exposition au soleil. Plus bas en été (angle d’exposition haut), il bloque plus de rayonnement solaire et contribue à réduire l’effet de serre. Plus élevé en hiver (angle d’exposition bas), il favorise les apports solaires. Tout ceci conduit à des réductions significatives des charges de chauffage en hiver. Ce que vient conforter la baisse de 20% des coûts de chauffage sur la période d’hiver rapportée par le Facility Manager du Crédit Agricole dont le siège social à Anderlecht est équipé des films Luxafoil (2.135 m2 posés). Au total, le Crédit Agricole a ainsi réduit ses coûts de chauffage et climatisa-

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diminution de la température intérieure en été allant de 6°C en région parisienne et 9°C à Marseille par rapport à un double vitrage traditionnel. Bref, en plus d’isoler mieux et tirer la consommation de chauffage vers le bas, ils réduisent aussi sensiblement les besoins de climatisation et les consommations d’énergie en climatisation comme en éclairage.

tion de près de 58.000 € (25%) en première année pour un investissement de 108.000 €. Des performances comparables Ajoutons que le taux de transmission lumineuse dans les conditions de test décrites ci avant est de 71,1%. En clair, le ﬁlm Luxafoil se comporte exactement comme un vitrage à isolation renforcée et à contrôle solaire. Des performances comparables, en été comme en hiver, avec un taux de transmission lumineuse égal sinon supérieur. Dans les bâtiments où une rénovation lourde n’est pas à l’ordre du jour et où la climatisation est mise à l’épreuve, la solution trouve à s’appliquer avec bonheur. Au rang des derniers clients convaincus: le bâtiment qui abrite la DG Environnement et en particulier les départements Changement climatique et Kyoto. Après appel d’offre international, la DG Environnement a fait poser 2.300 m2 de ﬁlms Luxafoil sur les vitrages exposés. Mieux qu’un long discours.

Solaires ou pas solaires? En Flandre, le décret sur la performance énergétique des bâtiments impose de facto le choix de vitrages à isolation renforcée puisque le coefﬁcient de transmission thermique maximal admissible est de 1,6 W/m2.K pour les vitrages (2,0 W/m2.K pour la fenêtre dans son ensemble). La Région Bruxelloise a également renforcé ses exigences en la matière et la Région Wallonne devrait adapter la sienne en conséquence. La question aujourd’hui tient donc plus dans le choix du vitrage: avec ou sans contrôle solaire? En France, la Chambre Syndicale des Fabricants de Verre Plat dont fait partie Glaverbel, Pilkington ou Saint Gobain, a fait réaliser des simulations sur des bâtiments tertiaires aﬁn de mesurer les performances des différents types de vitrages. L’étude a porté sur un bâtiment de 5.000 m2 (Rez + 4 étages) implanté dans une zone climatique neutre (La Rochelle). Trois options de vitrage ont été étudiées, ainsi que

trois systèmes de chauffage/climatisation. L’analyse croisée des résultats fait apparaître que, quelle que soit la situation, les propriétés des différents types de vitrages à isolation renforcée sont les seules susceptibles d’épouser les contraintes d’une bonne performance énergétique. Un mariage réussi qui semblait pourtant impossible entre contrôle thermique et utilisation de l’énergie solaire. Dans le détail, les conclusions permettent d’orienter le choix vers des vitrages à isolation renforcée avec ou sans contrôle solaire, selon que le bâtiment est climatisé ou non. Lorsqu’un bâtiment n’a pas ou peu de façades exposées aux rayonnements solaires, le vitrage le plus favorable pour réduire les consommations est le VIR. Il permet de récupérer beaucoup d’apports solaires en hiver, donc de réduire les consommations de chauffage. Lorsque le bâtiment est exposé au rayonnement solaire, les VIR solaires sont les plus intéressants car ils permettent de respecter la température interne de confort en été. Lorsque ce même type de bâtiment exposé est climatisé, les VIR solaires sont la solution la plus favorable pour réduire les consommations de climatisation. p Alfons Vanbergen

Trouver le compromis entre thermique d’hiver et d’été! Dans le choix du vitrage, les apports solaires sont essentiels. Ils sont identiﬁés par le facteur solaire (FS). Celui-ci représente la quantité d’énergie (en %) qui pénètre par la fenêtre. L’amélioration du confort implique donc en été des vitrages à facteur solaire très bas pour limiter la quantité de chaleur dans un bâtiment sans climatisation ou réduire la consommation d’un local climatisé. À l’opposé, le confort d’hiver et la réduction de

la consommation d’énergie pour le chauffage proviendront des apports du soleil d’hiver, favorisés par des fenêtres à facteur solaire élevé. En outre, dans une conception bioclimatique du bâtiment, l’orientation des baies vitrées et leur surface de vitrage doivent être pris en considération. Il faut également se soucier du niveau d’éclairage naturel du bâtiment. Celui-ci dépendra du taux de transmission lumineuse (TL) en

rapport avec la surface du vitrage, le traitement solaire du verre et les protections solaires extérieures. Pour obtenir un confort en toutes saisons, on le voit, le maître d’œuvre doit trouver un compromis entre thermique d’hiver, thermique d’été et éclairage naturel. Il doit, en intégrant tous ces paramètres, choisir des produits à hautes performances, en termes d’isolation thermique, de facteur solaire et de transmission lumineuse. n°7 energymag | 45

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RENEWABLE | GEOTHERMY

Géothermie & réseau de chaleur

Bientôt 45MW de puissance thermique en région de Mons-Borinage? En province de Hainaut, l’intercommunale IDEA a décidé de s’inspirer de ce qu’elle a déjà réalisé à Saint-Ghislain –seule commune belge a être pourvue d’un réseau de chauffage collectif alimenté par une centrale géothermique– afin de développer un projet analogue sur le territoire de la ville de Mons. La technique de la géothermie n’a plus rien à prouver. Malgré quelques handicaps techniques essentiellement liés à la lourdeur des investissements, ses bénéﬁces environnementaux sont avérés avec un bilan carbone avantageux. Dans les cas les plus favorables, son potentiel énergétique permet un retour sur investissement raisonnable étant donné le coût actuel des combustibles conventionnels. Longtemps restée dans l’ombre, l’expérience géothermique développée à Saint-Ghislain par l’intercommunale IDEA pourrait ainsi être dupliquée prochainement en province de Hainaut. L’intercommunale réﬂéchit actuellement à la mise en exploitation de nouveaux puits sur le territoire de la ville de Mons, à dix kilomètres de là. Lancé

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GEOTHERMY | RENEWABLE

En industrie?

dans le milieu des annĂŠes â&#x20AC;&#x2DC;80, le site gĂŠothermique de Saint-Ghislain a rendu de bons et loyaux services sur tout le territoire de la commune. Avec une tempĂŠrature atteignant un peu plus de 70 Â°C Ă la sortie du forage, lâ&#x20AC;&#x2122;eau chaude chemine Ă travers un important rĂŠseau dâ&#x20AC;&#x2122;adduction et alimente ainsi plus de 300 logements sociaux, mais aussi une piscine, des ĂŠcoles et mĂŞme un hĂ´pital situĂŠ Ă Hornu, dans la commune voisine. Une fois de retour au site dâ&#x20AC;&#x2122;extraction, lâ&#x20AC;&#x2122;eau a encore une tempĂŠrature de 38 Â°c, ce qui permet dâ&#x20AC;&#x2122;alimenter en chaleur une serre situĂŠe prĂ¨s du site dâ&#x20AC;&#x2122;exploitation. Une fois sortie du rĂŠseau alimentant les serres en chaleur, lâ&#x20AC;&#x2122;eau Ă 34 Â°C est acheminĂŠe vers la station dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠpuration toute proche, elle aussi exploitĂŠe par lâ&#x20AC;&#x2122;IDEA, oĂš elle permet dâ&#x20AC;&#x2122;optimiser le processus de traitement des boues. Phase exploratoire Alain Rorive, chargĂŠ de cours et responsable de la cellule hydrogĂŠologie IDEA-FacultĂŠ Polytechniques de Mons (FPMS): â&#x20AC;&#x153;Nous avons tout dâ&#x20AC;&#x2122;abord procĂŠdĂŠ Ă un inventaire des bĂ˘timents susceptibles dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŞtre chauffĂŠs Ă partir dâ&#x20AC;&#x2122;un rĂŠseau du mĂŞme type sur le territoire de la ville de Monsâ&#x20AC;?. Cette dĂŠmarche a conduit les porteurs du projet Ă sâ&#x20AC;&#x2122;armer de patience pour contacter et sonder les propriĂŠtaires des bĂ˘timents privĂŠs et publics particuliĂ¨rement nombreux Ă Mons. Un sondage qui a durĂŠ prĂ¨s dâ&#x20AC;&#x2122;un an, mais qui ĂŠtait nĂŠcessaire avant dâ&#x20AC;&#x2122;aller plus loin. Aujourdâ&#x20AC;&#x2122;hui, ce premier

tour de table est terminĂŠ. Et Alain Rorive va enďŹ n pouvoir passer Ă lâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠtude de la structure gĂŠologique du soussol montois: â&#x20AC;&#x153;La premiĂ¨re chose dont nous allons nous occuper aprĂ¨s cette pĂŠriode exploratoire, câ&#x20AC;&#x2122;est de savoir oĂš localiser la cible du forage. Cela implique de faire rĂŠaliser par les services des FPMS des proďŹ ls gĂŠophysiques Ă grande profondeurâ&#x20AC;?. Le professeur le confesse: le risque de voir le forage rater la nappe est minime, mais il nâ&#x20AC;&#x2122;est pas nul. Une fois la cible atteinte, restera Ă procĂŠder au forage et Ă faire transiter lâ&#x20AC;&#x2122;eau chaude par un rĂŠseau complexe de distribution dâ&#x20AC;&#x2122;eau chaude constituĂŠ de canalisations calorifugĂŠes dâ&#x20AC;&#x2122;un diamĂ¨tre allant de 300 mm pour les conduites les plus grosses, en amont

Une majoritĂŠ des usages industriels directs de la gĂŠothermie a lieu entre 100 et 200Â° C. Dans ce domaine des hautes et moyennes ĂŠnergies, le fluide se prĂŠsente sous forme dâ&#x20AC;&#x2122;eau et de vapeur. Il peut servir pour le lavage de la laine, le sĂŠchage des produits industriels, lâ&#x20AC;&#x2122;extraction de substances chimiques (rĂŠcupĂŠration des tannins), la fabrication de pĂ˘te Ă papier ou lâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠvaporation de solutions concentrĂŠes (production dâ&#x20AC;&#x2122;eau douce par dessalement dâ&#x20AC;&#x2122;eau de mer). La production de froid par lâ&#x20AC;&#x2122;intermĂŠdiaire dâ&#x20AC;&#x2122;une pompe Ă chaleur voit ĂŠgalement de nombreuses applications: fabrication de froid en usine agro-alimentaire, climatisation, rĂŠfrigĂŠration, stockage saisonnier de froid et de chaleur... du rĂŠseau, Ă des canalisations de 80 mm aux endroits les plus ĂŠloignĂŠs, pour un prix compris entre 450 et 1.000 euros le mĂ¨tre courant en fonction du diamĂ¨tre de la conduite, creusement de tranchĂŠe et placement compris. Un potentiel de 45MW thermiques Le dĂŠbit naturel des puits ĂŠtant limitĂŠ Ă 20 m3/heure, le potentiel thermique sera forcĂŠment lui aussi limitĂŠ. Alain Rorive: â&#x20AC;&#x153;Nous ĂŠvaluons le potentiel caloriďŹ que Ă 15 MW thermiques par puits (...) MultipliĂŠ par trois, cela donne un potentiel

La gĂŠothermie Ă Saint-Ghislain: comment Ă§a fonctionne? La gĂŠothermie en aquifĂ¨re profond nâ&#x20AC;&#x2122;est pas une nouveautĂŠ en Belgique. Depuis 1985, la centrale gĂŠothermique (5,2 MWth) de Saint-Ghislain fournit une eau Ă 72Â°C. Extraite par pompage Ă 2.400m de profondeur, elle sert dâ&#x20AC;&#x2122;abord pour le rĂŠseau de chauffage urbain via 6 Km de canalisations qui alimentent 3 complexes scolaires, 1 piscine, 10 immeubles dâ&#x20AC;&#x2122;habitation (300 logements) ainsi 13 MW Clients quâ&#x20AC;&#x2122;un hĂ´pital. Deux chaudiĂ¨res au Puissance maximale: 11 MW Environnement gaz (5 MW chacune) complĂ¨tent Puissance maximale appelĂŠe: 6,3 MW t Â˛DPOPNJF FO $0 : 5400 tonnes par an le dispositif pour lâ&#x20AC;&#x2122;appoint. En t Â˛DPOPNJF E Ă?OFSHJF 2,3 millions de m sortie de chaufferie, lâ&#x20AC;&#x2122;eau Ă 38Â°C de gaz naturel par an 6,1 MW Centrale de chauffe 15 MW sert Ă lâ&#x20AC;&#x2122;alimentation en chauffage ChaudiĂ¨re dâ&#x20AC;&#x2122;appoint Ă&#x2030;changeurs dâ&#x20AC;&#x2122;une serre horticole avant dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŞtre et de secours gĂŠothermique 5,2 MW ďŹ nalement exploitĂŠe dans une 700 kW Serres (4000 m ) station dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠpuration des eaux usĂŠes pour le prĂŠchauffage des boues du Digesteur 600 KW TÂ° = 30Â°C 38Â°C Rejet Ă Production de 34Â°C digesteur. Bref, une boucle complĂ¨te 5.000.000 mt/an methane la Haine Sol de lâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠnergie thermique qui permet 900 KW dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠpargner prĂ¨s de 5.400 tonnes Roche calcaire 74Â°C de CO2 par an, pour une puissance Puits gĂŠothermique Eau dĂŠbit 150 m/h dĂŠlivrĂŠe de 16.700 MWh/an. 2

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Une énergie souterraine intarissable Il n’y a pas une mais des géothermies. De fait, sous la terre, la température de la roche augmente de 3°C tous les 100 mètres. Un tiers de cette chaleur est généré par la pression des strates, et les deux autres par la décomposition des éléments radioactifs de l’écorce terrestre, à savoir l’uranium et le thorium. Ainsi la diversité des températures et des profondeurs autorise une multitude d’exploitations. T Entre 5 et 250 m: chauffer et refroidir les bâtiments

En très basse énergie (entre 8 et 17°C), elle est exploitée pour le chauffage et le refroidissement des maisons ou bâtiments collectifs, et pour la production d’eau chaude sanitaire. La production de chaleur s’effectue à l’aide d’une pompe à chaleur qui prélève dans le sol ou la nappe phréatique l’énergie thermique. Les techniques sont variées: sondes géothermiques verticales, champs de sondes, chaleur des nappes phréatiques, pieux et géostructures énergétiques, voire puits canadien. Si l’on combine le chauffage et le refroidissement, la solution géothermique devient encore plus efﬁcace et intéressante en termes de rentabilité économique et offre un énorme potentiel d’applications.

de 45 MW. Cela ne permet évidemment pas de chauffer toute la ville de Mons; mais en ciblant les consommateurs les plus importants, le potentiel est tout de même très appréciable”. Parmi les bâtiments visés? Un parc scientiﬁque (Initialis), un complexe cinématographique (Imagix), un centre commercial, des sites universitaires, des bâtiments administratifs ainsi que la prison de Mons avec des besoins qu’Alain Rorive estime à 2 ou 3 MW. Le projet représente un investissement de l’ordre de 35 millions d’euros, tous postes confondus. À condition qu’il

T Entre 300 et 2.000 m: réseaux de chaleur et applications

industrielles À plus grande profondeur, les roches sédimentaires sont propices à la formation d’aquifères profonds (nappe remplie d’eau souterraine naturelle ou réinjectée par l’homme). Entre 300 et 2.000 m, la chaleur de ces aquifères peut varier entre 60 et 80°C. Par pompage direct de l’eau en surface ou par réalisation d’un doublet géothermique, la chaleur est utilisée pour alimenter un réseau de chauffage à distance. Une telle installation d’une puissance de 5,2 MW th fonctionne à Saint-Ghislain depuis 1985. Un peu partout en Europe, on a vu naître des applications similaires, avec un regain d’intérêt ces dernières années. Ainsi, en suisse, près de 1200 GWh/an

bénéficie d’une subsidiation à 50%, et dans les conditions projetées par Alain Rorive, c’est-à-dire, en supposant que le débit artésien obtenu à partir du forage de Mons atteigne effectivement 20 m3/heure et à condition que le prix de référence de la giga joule de gaz se maintienne au niveau actuel, le projet serait déjà rentable à l’horizon 20182019. Cette projection ne tient toutefois pas compte des gains financiers qu’il serait possible de réaliser à partir du mécanisme des certificats verts dans la mesure où la géothermie... n’en bénéficie pas! “Une aberration sur le plan

écologique, car la géothermie présente un bilan particulièrement favorable sur le plan de la réduction des émissions de gaz à effet de serre”. Mais voilà, de l’avis du professeur Rorive, cette technique trop peu répandue sur le territoire européen a tout simplement été oubliée dans le développement des plans stratégiques visant à soutenir les énergies alternatives. Recyclage de l’eau en ﬁn de boucle Un autre obstacle se dresse devant le projet: c’est celui de la réutilisation de l’eau chaude en ﬁn de boucle.

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d’énergie thermique sont produites par géothermie, un peu moins que la France: 1.360 GWh/an. De nombreuses autres applications sont possibles, comme le chauffage de serre, l’alimentation en eau chaude de piscicultures, l’utilisation de chaleur dans les procédés industriels, le thermalisme. T Entre 3.000 et 5.000 m: production d’électricité

À quelques kilomètres de profondeur, règnent des températures élevées (entre 170 et 200°C) qu’il est possible d’exploiter en surface à l’aide d’un circuit hydraulique permettant de produire de l’électricité via une turbine vapeur. En France, le projet européen SGS (systèmes géothermiques stimulés ou, en anglais, EGS Enhanced Geothermal Systems) à Soultz-sous-Forêts est le premier à tenter d’exploiter cette énergie dans une centrale géothermique de type HDR (Hot Dry Rock). Ce procédé repose sur l’injection d’eau à haute pression dans les couches sédimentaires très chaudes. Ainsi réchauffée, elle est récupérée sous un mélange d’eau et de vapeur qui alimente une turbine-vapeur générant 6 MW (25 MW à terme) de puissance électrique. Deux projets similaires sont en cours de développement en Suisse à Bâle et en Allemagne à Bad Urach. Mais d’autres projets voient le jour à des profondeurs intermédiaires, notamment en Allemagne à Unterhaching, où Siemens construit une centrale qui exploitera à 3.330 m une source aquifère à 122°C. Ici c’est le procédé Kalina qui est privilégié: à plus faible température, la pression générée n’est pas suffisante pour alimenter efficacement une turbine. La solution consiste à utiliser un échangeur thermique avec un fluide (mélange d’eau et d’ammoniaque) qui atteint son ébullition à des températures bien inférieures et dont la vapeur générée permet d’alimenter une turbine au point optimal. Cette centrale devrait délivrer une puissance de 3,36 MW, soit de quoi alimenter 6.000 foyers.

“Une fois son circuit terminé, l’eau extraite du puits nous revient refroidie, mais à une température qui est encore trop élevée. Cela nous empêche de rejeter le ﬂuide dans les eaux de surface”. Deux solutions s’offrent alors: la réinjecter à grande profondeur pour qu’elle se réchauffe à nouveau ou bien la laisser se refroidir avant de la rejeter dans un cours d’eau. En boutade, Alain Rorive afﬁrme avoir pensé à utiliser l’eau tiède pour chauffer les boulevards de Mons, mais une troisième voie, plus avantageuse et plus sérieuse,

consisterait à valoriser l’eau encore tiède dans des entreprises. À l’estime d’Alain Rorive, cette eau serait susceptible d’intéresser des industries agro-alimentaires, des entreprises de pisciculture ou des serres, mais le professeur l’admet, ces entreprises ne sont guère nombreuses à Mons. Autre voie, plus simple à explorer: la valorisation du potentiel thermique résiduel dans un complexe de logements collectifs construits selon les principes de l’architecture passive, avec des chauffages basse température par le sol, par exemple. Utopi-

que? Pas tant que ça. “Il se fait que l’entreprise de logements sociaux Toit & Moi projette la construction d’un nouveau complexe en remplacement de ses vieilles tours à Ghlin. Des contacts informels ont été pris en ce sens avec les responsables de la société”, explique le professeur Rorive. Et de citer l’exemple des municipalités de Chevilly-la-Rue et de la Haÿ-les-Roses, en région parisienne, qui exploitent la géothermie avec une eau qui revient à 50°c avant d’être utilisée en cascade pour une série de bâtiments alimentés par un système de chauffage à basse température. Objectif de Kyoto Sur le plan environnemental, la mise en exploitation d’un puits dans cette zone permettrait d’éviter la consommation de quelque 3.000 tonnes équivalent/pétrole par an, ce qui réduirait de quelque 11.000 tonnes par an les émissions de CO2. En tenant compte du fait que la Région wallonne s’est engagée à réduire ses émissions de CO2 de 0,814 millions de tonnes par an de 2008 à 2012, on pourrait dès lors considérer que les puits de Mons et de Saint-Ghislain permettraient d’éviter l’émission de 15.000 tonnes de CO2 par an. La géothermie en Hainaut contribuerait ainsi à elle seule à hauteur de 1,8% à l’effort à produire par la Région wallonne pour réduire ses émissions! p Johan Debière

La géothermie en chiffres En 2005, plus de 70 pays déclarent utiliser la géothermie pour produire de la chaleur. La puissance installée est estimée à l’heure actuelle à 27 GW, ce qui correspond à une production supérieure à 70 TWh/an. On dénombrait en 2005 un peu plus de 350 centrales électriques géothermiques dans le monde. La puissance installée est d’environ 8,9 GW ce qui ne représente que 0,3% de la puissance mondiale électrique. L’Europe compte six pays producteurs, pour une puissance de 1.123 MW. La géothermie couvre 0,4% des besoins mondiaux en électricité. n°7 energymag | 49

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