Energymag 8 fr by In Site

energymag the energy manager magazine

6,50 €

Bimestriel d’information | Edition française | novembre - décembre - janvier 2008 | n° 8 | www.energymag.be

MARVKET

Interview Aspo Belgique Le pic pétrolier est proche!

MANAGEMENT

Trading énergétique Vers une gestion stratégique des risques énergétiques

DOSSIER

Bureau de depot : Bruxelles X.

COVER STORY

SPE-Luminus: le deuxième électricien du pays afﬁche ses ambitions

Neutralité carbone De la compensation au business greening.

Compensation volontaire Attention à respecter les règles!

Politique de neutralité Dix clés pour réussir votre neutralité carbone.

Fortis Neutre en carbone depuis janvier 2007

Prestataires CO2Logic et Climact, deux compensateurs à suivre

EFFICIENCY

Mireille: les PME aussi sont en pointe TECHNOLOGY

Luc Sterckx, administrateur délégué de la SPE-Luminus, réclame un climat d’investissement plus favorable.

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Agfa-Gevaert Une cogénération au rendement de 102%. Record battu!

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Building Schneider Electric s’engage dans l’Energy Efficiency

a New Electric World

Schneider Electric, leader mondial de la distribution électrique et des automatismes & contrôle, s’attelle a construire un monde durable. Schneider Electric propose aux consommateurs des produits et des solutions qui permettent un accès optimal à l’énergie, et les aident à gérer celle-ci de manière responsable. Le défi qui a pour ambition de répondre aux exigences de Kyoto, consiste à fournir un accès à l’énergie aux 30% de la population qui en est privé, tout en réduisant les émissions de CO2 de 30%. Penser « Energy Efficiency » amène Schneider Electric à proposer des solutions destinées à améliorer les performances économiques et à réduire la consommation énergétique des clients, et cela dans tous les marchés. Dans le résidentiel, les grands bâtiments, l’industrie et les infrastructures : investir avec Schneider Electric signifie épargner, tout en étant sensibilisé à la sauvegarde du climat.

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- décembre - janvier 2008

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Interview Aspo Belgique

Le pic pétrolier est proche!

MANAGEMENT

Trading énergétique

Vers une gestion stratégique des risques énergétiques

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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

éedito

| Edition française | novembre

SPE-Luminus: le deuxième électricien du pays afﬁche ses ambitions Luc Sterckx, administrat eur délégué de la SPE-Luminu s, réclame un climat d’investisse ment plus favorable.

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DOSSIER

Neutralité carbone

De la compensation au business

Compensation volontaire

Attention à respecter les

greening.

règles!

Politique de neutralité

Dix clés pour réussir votre neutralité carbone.

Fortis

Neutre en carbone depuis

Prestataires

janvier 2007

CO2Logic et Climact, deux compensateurs à suivre

EFFICIENCY

Mireille: les PME aussi sont

en pointe

TECHNOLOGY

Agfa-Gevaert

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

Rédacteur en chef : Jean-François MARCHAND (jfmarchand@energymag.be) Secrétaire de rédaction : Jean HINS (jhins@energymag.be) Journalistes et collaborateurs : Ismaël DAOUD, Els JONCKHEERE, Charles SCHWEIZER, Alfons VANBERGEN, Peter VANSINA, Laurent van STEENSEL, Koen VERVREMD, François VILLERS, Alain DELADRIÈRE, VIRTUAL-WORDS, David GOLDENBERG Adressez vos communiqués de presse à redaction@energymag.be

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Un scénario de référence détestable Dans des mots toujours prudents et diplomatiques, les dernières perspectives énergétiques publiées par l’Agence Internationale de l’Energie disent pour la première fois ce qui est: le monde court tout droit au chaos énergétique et climatique. A politique inchangée, la demande mondiale d’énergie devrait exploser d’ici à 2030: +55%. Non seulement, nos économies “modernes” ne ralentissent pas la croissance, mais le monde en développement, Chine et Inde en tête, rattrape le mouvement au pas de charge. Dans ce scénario de référence, la demande en pétrole atteindrait 116 millions de barils par jour contre 85 aujourd’hui. Celle du charbon exploserait de 73%. Les émissions de gaz à effet de serre (GES) de 57%. Soit, selon le GIEC, l’assurance d’un réchauffement global de 6°C! Le scénario alternatif, celui d’une politique capable d’inﬂéchir cette croissance, est-il meilleur? Hélas non! La consommation de pétrole serait de 103 millions de barils par jour et les émissions conduiraient à une concentration GES de 550ppm (parts par million), ce qui résulterait dans un réchauffement global de plus de 3°C. Mais il y a un troisième scénario: celui d’une “forte croissance”, basé sur une croissance moyenne du PIB chinois et indien de 7,5% au lieu de 6%. Un cauchemar: la demande de pétrole grimperait à 130 millions de barils par jour et les émissions GES seraient supérieures de 23% à celles du scénario de référence. Le GIEC ne prévoit même pas l’impact de ce cas de ﬁgure. Le problème, c’est que la croissance actuelle du PIB chinois est supérieure à 10%. Que le patron de Total, Christophe de Margerie, met lui-même en doute la possibilité que la production puisse atteindre les 103 millions de barils estimés dans le scénario le plus favorable, le déclin à venir de la production disant le contraire. Alors quoi? La réponse tient en un mot: le changement. Il va falloir se préparer à gérer une crise qui verra pénurie pétrolière et bouleversement climatique. Et adapter les politiques économiques à cette nouvelle dimension. A temps! Or, note Patrick Brocorens dans une interview publiée dans ces pages, le facteur temps sera le principal critère pour savoir si la crise est bien gérée ou non.

Editeur responsable : Jean-François MARCHAND, Rue Coosemans 107, B-1030 BRUXELLES Photo de couverture : Luc Sterckx, administrateur délégué de la SPE Photo par Laurent Van Steensel

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

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> DOSSIER NEUTRALITE CARBONE DE LA COMPENSATION AU BUSINESS GREENING

De plus en plus d’entreprises s’engagent sur la voie de la neutralité carbone. Si la notion de neutre en carbone est encore vague –elle consiste aujourd’hui essentiellement à compenser ses émissions de gaz à effets de serre– l’objectif à terme est bien plus large: réussir la transition vers une économie à faible intensité carbone et tirer parti des opportunités de croissance qu’elle suscite.

SOMMAIRE MARKET 6 COVER STORY

Electricité: la SPE-Luminus revient en pleine lumière Production: la Belgique en déﬁcit électrique 10 INTERVIEW

ASPO Belgique: le pic pétrolier est proche! 13 ACTEURS 14 BREVES 17 TRENDS

Le pétrole à cent dollars. Quelles sont les conséquences pour le consommateur européen?

25 DOSSIER NEUTRALITE CARBONE > Neutralité carbone: de la compensation au business greening. > Compensation volontaire: attention à respecter les règles! > Politique de neutralité: dix clés pour réussir votre neutralité carbone. > Fortis: neutre en carbone depuis janvier 2007 > Prestataires: CO2Logic et Climact, deux compensateurs à suivre

> 6 SPE-Luminus: le deuxième électricien du pays afﬁche ses ambitions

> 22 Trading: l’approvisionnement énergétique cherche sa voie.

EFFICIENCY MANAGEMENT 22 ENERGY PROCUREMENT

Les enjeux du trading énergétique: vers une gestion stratégique des risques énergétiques

36 INDUSTRY

Mireille: les PME aussi sont en pointe TECHNOLOGY 40 COGENERATION

Agfa-Gevaert: une cogénération au rendement de 102%. Record battu!

> 36 PME: Mireille investit 1,1 million d’euros dans l’écologie.

> 40 Cogénération: la première post-combustion sur un moteur n°8 energymag | 5 au gaz naturel 05 Sommaire N8 fr.indd 5

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MARKET | COVERSTORY

Electricité

La SPE-Luminus revient en pleine lumière Avec un actionnariat modifié, une structure plus solide, le deuxième électricien du pays veut assurer la fourniture de son 1,5 million de clients en se dotant de nouvelles capacités de production. Une volonté qui va dans le sens du message de “pénurie” délivré en octobre dernier par la Creg mais qui se heurte aux lenteurs du système. Faut-il donc englober les électriciens dans un secteur prioritaire? Luc

Sterckx, administrateur délégué de la SPE, se pose la question.

La consommation d’électricité continue à augmenter et les moyens pour y faire face ne suivent pas. Résultat? Selon la Creg, le régulateur fédéral, dès 2008, il manquera 2.000 MW par

rapport à une capacité de production légèrement supérieure à 14.000 MW pour assurer l’indépendance belge en électrons. Trop tard pour réagir à court terme, estime encore l’organis-

me fédéral. La Belgique est devenue importatrice nette d’électricité et, d’ici à ce que les investissements envisagés se concrétisent, soit 2012, elle vivra une situation relativement dangereuse. Qui pourra sauver la situation en augmentant la capacité de production? Encore détenteur de plus de 85% du parc de production belge, Electrabel fait la sourde oreille. La “Pax Electrica 2”, négociée à l’automne 2006 dans la foulée du processus de fusion entre Suez et Gaz de France, prévoit de ramener le “quota” de l’opérateur historique à 70% de la capacité de production du pays pour assurer un meilleur fonctionnement de la libéralisation. Le gouvernement Verhofstadt lui ayant demandé de laisser de la place pour les autres producteurs, Electrabel a donc déplacé ses investissements vers la Hollande et l’Allemagne. Les nouveaux fournisseurs comme les hollandais Nuon et Essent prévoient, eux, d’investir dans des moyens de production sur le sol belge mais à un rythme insufﬁsant pour pallier aux besoins à moyen terme. La SPE veut faire front Reste donc l’espoir de voir le deuxième opérateur belge, la SPE-Luminus, reprendre le ﬂambeau des inves-

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COVERSTORY | MARKET

tissements. De fait, Luc Sterckx, son administrateur délégué, ne cache pas sa volonté de faire passer la capacité de production de l’opérateur de 1.600 MW actuellement à 2.500 MW à l’horizon 2012. En investissant essentiellement dans des centrales au gaz naturel de pointe (à Ham et Angleur) ou de base (à Visé). “Nous souhaiterions juste un climat d’investissement plus favorable pour pouvoir mener ces projets à bon port”, pointe le responsable du deuxième groupe énergétique belge. “Nos projets dans l’éolien sont souvent contrecarrés par l’opposition des riverains et le lancement de nos projets de centrales reste dépendant de l’attribution déﬁnitive des quotas de C02 pour la période 2008-2012. C’est effectivement une donnée qui est devenue importante dans la rentabilité d’un projet”. Reste qu’il est encourageant de voir que la SPE semble être sortie d’un zone de turbulence de plusieurs années et s’apprête à faire front. Le premier challenger d’Electrabel est né d’une construction complexe, en octobre 2005. C’est à cette époque que l’énergéticien britannique Centrica et le français Gaz de France se sont associés pour prendre 51% du capital par la société Segebel (à parts égales). Ils ont rassemblé dans le nouvel ensemble leurs différents actifs belges (Luminus, ALG Négoce, ALE

Trading, Citypower). Le solde est détenu par les actionnaires historiques publics (50% wallons, 50% ﬂamands) qui viennent de se regrouper dans le holding Spebel.

L’entreprise a mis un peu plus d’un an Sauver la Pax Electrica à trouver ses marques. Après plusieurs Le mariage entre GDF et Suez deannées de pertes, l’exercice 2006 a affivrait encore avoir d’autres conséché un très léger bénéfice de 2 millions quences sur l’avenir de la SPE. Sed’euros. Par rapport à un chiffre d’aflon les termes de la “Pax Electrica 2”, Suez-Electrabel devra lui céder faires de 2 milliards, c’est évidemment une partie de son potentiel nucléaipeu. Mais pour 2007, il devrait pouvoir re belge. Personne, actuellement, atteindre 20 millions. Si elle a vécu une ne peut dire si cet accord résistera période de transition en interne, la SPE au processus de fusion et au chandoit aussi toujours garder en vue les gement de gouvernement fédéral. avancées de la fusion entre Suez et GDF. Mais, tel qu’annoncé il y a un an, Une fois celle-ci réalisée, le groupe gail permettrait à la SPE de faire grimzier français devra, selon les exigences de la Commission européenne, sortir de l’actionnariat de la La Belgique en déficit électrique SPE. Au profit de qui? Depuis un an, JeanLe rapport publié par la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (CREG), François Cirelli, PDG en octobre dernier, est sans appel: dès 2008, la Belgique sera en déficit de 2.000 MW. de GDF, annonce qu’il Et rien ne permettra, à court terme, de compenser ce manque. La Creg explique ce l’échangera contre constat par une situation délicate entre l’offre et la demande et par le déclasseles meilleurs actifs ment, à partir de l’an prochain, d’unités thermiques vétustes (plus de 40 ans). Notre qu’on lui proposera mode de vie et la conjoncture économique favorable fait que nous consommons tousur un autre marché. jours plus d’électricité. Entre 2008 et 2017, l’augmentation moyenne sera de 1% par Mais Centrica, son an. Or, depuis quelques années, peu d’investissements conséquents ont été réalisés partenaire actuel, enpour rattraper ce retard. Une paralysie à attribuer, entre autres, au processus de tend fermement faire libéralisation et à l’incertitude quant aux quotas de CO2 disponibles qui brouillent valoir son droit de les calculs de rentabilité. Notre pays est donc devenu importateur net d’électricité. préemption. En tenant compte des investissements prévus dans le futur, la situation devrait Pas plus tard que ce s’améliorer dans les années qui suivent. Mais la fermeture éventuelle des centradébut novembre, le les nucléaires à partir de 2015 viendra à nouveau compliquer la donne. En 2017, groupe britannique en tenant compte de ces fermetures, la Belgique pourrait avoir besoin d’investir a d’ailleurs annoncé dans de nouvelles capacités pour un total de plus de 5.500 MW. Dans des cartes son retrait du marché blanches publiées récemment dans la presse quotidienne, la SPE se dit “prête à français pour pouvoir relever le gant”. Mais souhaiterait des conditions plus favorables. Elle fait appel au mieux se concentrer politique qui “doit faire primer l’intérêt général dans sa politique d’octroi des persur le Benelux. C’est mis” mais aussi aux citoyens qui refusent généralement tous les projets situés trop près de chez eux. “Dans le projet de centrale TGV deVisé, nous avons même ajouté que la centrale TGV une étude d’impact touristique à l’évaluation environnementale”, note Luc Sterckx, que la SPE entend décidément prêt à de nombreuses concessions pour voir ses projets aboutir. Serainstaller à Visé (voir ce suffisant? Il sait en tout cas, comme le pointe encore la Creg, qu’une sur-offre les projets en encane peut être que favorable au bon fonctionnement du processus de libéralisation. dré), si elle voit le Parce qu’elle permet aux fournisseurs de mieux jouer avec l’arme du prix. jour, exigera un budget d’au moins 550 millions d’euros. Pour per sa capacité nucléaire sur le sol assurer les approvisionnements en gaz belge de 166 MW actuellement à de sa filiale belge, le groupe a aussi mar800 MW. “Il n’y a pas d’accord en qué son intérêt pour Distrigaz que Suez vue mais les négociations se pourdevra aussi céder au terme de la fusion. n°8 energymag | 7

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MARKET | COVERSTORY

Des projets à court, moyen et long terme La SPE dispose de projets à différents stades dans ses cartons. Dans des centrales classiques et dans les énergies renouvelables. Cette année, elle injectera au total 75 millions d’euros dans de nouvelles unités électriques. L’an prochain, le plan prévoit de franchir la barre des 100 millions. Petit tour des ambitions du numéro deux belge.

> De l’électricité de pointe à Ham et Angleur - 190 MW Dans la région gantoise, la SPE boucle un investissement de 45 millions d’euros pour une centrale à cycle ouvert. L’unité comprendra deux turbines Rolls Royce (les mêmes que celles qui équipent l’Airbus A 380) de 60 MW chacune. Alimentées au gaz, elles serviront à répondre à la demande de pointe. La première machine a été testée en décembre. Le projet sera totalement opérationnel en mars 2008. Un projet similaire verra aussi le jour en région liégeoise. A Angleur, le groupe envisage la mise en place de deux autres turbines à cycle ouvert pour un total de 130 MW d’électricité de pointe. Le chantier devrait démarrer au printemps 2008 pour une fourniture des premiers électrons au début de l’année 2009.

> Une double centrale TGV à Visé - 900 MW Luc Sterckx insiste: “Il ne s’agit encore que d’un projet”. Mais s’il voit le jour, ce sera un des plus gros investissements industriels réalisés en Wallonie au cours de la décennie. Il prévoit l’installation de deux centrales TGV sur un même site de 450 MW chacune. Le montant de l’investissement devrait dépasser 550 millions d’euros. La SPE dispose en fait depuis plus de 30 ans d’un terrain dans la zone industrielle de Navagne à Visé. En bordure de Meuse, elle bénéﬁcie d’une source froide. Mais le terrain est aussi raccordé à un pipe-line gazier et dispose d’une sous-station de haute tension. Reste à obtenir les autorisations. L’étude d’incidence est en cours et la SPE espère l’obtention du permis en 2009. Après deux ans et demi de travaux, la nouvelle centrale pourrait alors voir le jour ﬁn 2011 ou début 2012. Elle emploierait une septantaine de personnes.

sui suivent”, confirme Luc Sterckx. L’a L’avantage est évident: un MW pro produit à partir d’énergie nuclé cléaire revient nettement moins ch qu’un qui est produit à partir cher du gaz naturel. Surtout en tenant co compte de l’évolution actuelle de cours des énergies fossiles. des C’ C’est d’ailleurs une des raisons qu font qu’Electrabel disposant qui d’u parc de production nucléaid’un re de plus de 5.500 MW largement am amorti peut se permettre de vendr son électricité de manière dre ne nettement plus rentable que ses co concurrents. Fa sauter les barrières Faire Po l’heure, SPE-Luminus veut Pour fa sa propre course sans trop faire re regarder dans les autres couloirs. Pa contre, le patron du groupe Par é énergétique s’inquiète des barrière qui se dressent lorsqu’on veut res a aller s’engager dans de nouveaux m moyens de production. “Notre p projet de nouvelles turbines à Ang gleur prend du retard parce que

nous ne savons toujours pas de quel quota de CO2 nous pourrons disposer”, s’inquiète-t-il. Or, de leur côté, les producteurs de turbines tournent à plein régime. Si la SPE ne concrétise pas rapidement l’offre faite par Rolls Royce, le producteur se tournera vers les marchés asiatiques où la demande est en ﬂux constant. “Je ne réclame pas un traitement de faveur pour le secteur électrique, précise Luc Sterckx. Mais il faut quand même bien voir que l’électricité est l’essence même de tout projet industriel. Sans elle, pas de haut fourneau possible non plus”. Un coup de gueule contre des décisions trop lentes pour pouvoir regarder à long terme - pour le projet de Visé il devrait déjà connaître les conditions de l’aprèsKyoto (2012) - alors que les investissements dans le secteur électrique sont lourds et demandent donc plusieurs années de mise en œuvre. Poursuivre dans le renouvelable A côté des centrales au gaz classiques, la SPE veut continuer à

> Des ambitions dans l’éolien - 65 MW

> Electricité et chaleur - 40 MW La SPE veut aussi miser sur des projets de cogénération. En 2008, elle estime possible le développement de 6 MW et, sur le long terme, elle veut étendre sa capacité de 40 MW.

Au cours de l’année 2007, la SPE aura investi 25 millions d’euros dans l’énergie éolienne. Elle vient de terminer l’installation de 8 hélices sur les territoires de Dinant, Yvoir et Wanze pour un total de 15 MW. La prochaine étape, à court terme, concernera l’installation de cinq éoliennes à Ypres et Fernelmont pour 10 MW supplémentaires. Dès 2008, elle poursuivra un planning de 40 MW qui passera notamment par l’installation d’un parc de dix mâts dans la zone de Thuin.

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déficit qui l’oblige à se fournir sur d’autres marchés à des tarifs parfois coûteux. Et qui risquent de le devenir d’autant plus que les pays voisins connaissent eux aussi des déficits dans la production domestique. La Creg craint d’ailleurs que le manque de production disponible chez nous et nos voisins rende les pics de prix de plus en plus fréquents et fasse grimper les prix pour les consommateurs. Développer ses propres outils est donc devenu un passage obligé pour la rentabilité. Et, en passant, pour assurer la sécurité énergétique du pays. Ce qui, avec un actionnaire public à 49%, doit aussi être pris en compte dans les objectifs à long terme. p François Villers

La SPE en chiffres © L. van Steensel

entretenir son image de premier producteur renouvelable du pays. Les énergies vertes représentent actuellement 12% de sa capacité de production. Après avoir beaucoup misé sur l’hydroélectricité, l’entreprise poursuit aujourd’hui des projets dans l’éolien et la biomasse. “Nous voulons faire grandir notre parc éolien de une à deux hélices par mois”, confirme le patron de la SPE. L’émergence de projets de cogénération dépend elle, par contre, des besoins d’une tierce partie en chaleur. Et, à ce niveau, il craint une raréfaction des besoins. Pour la SPE, l’équation est simple. L’entreprise doit pouvoir assurer la fourniture de 1,5 million de ménages belges. Or, si elle fournit 15% de la consommation électrique belge, elle n’en produit que 9%. Un

Chiffres d’affaires:

2 milliards ¤

Résultat net:

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Employés:

1.000

Capacité de production:

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Energies renouvelables:

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1,5 million dont 900.000 en Flandre et 600.000 en Wallonie

Parts de marché en Flandre:

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INTERVIEW | MARKET

ASPO Belgique

Le pic pétrolier est proche! Energymag maintenant sur BFM radio! Patrick Brocorens était l’invité de la rédaction d’Energymag dans le cadre de notre émission

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

l Retrouvez nos prochains invités chaque troisième jeudi du mois à 8h49 et 18h20 sur: 101.4 E Charelroi 101.9 E Wavre-LLN 104.9 E Mons 106.7 E Liège 107.1 E Namur 107.6 E Bruxelles

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

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Le pic pétrolier est-il pour demain? Est-on préparé à l’après-pétrole? Entretien avec Patrick Brocorens, Professeur de l’Université Mons Hainaut et fondateur de la branche belge de l’ASPO, l’association pour l’étude du pic pétrolier et gazier. Le pic pétrolier, c’est quoi et quand va-t-il arriver? C’est le moment où la production de pétrole atteint son maximum, ne peut plus augmenter et commence à entrer en déclin. Un déclin de quelque pourcents par an mais pratiquement impossible à enrayer. Différents indices montrent que l’on se rapproche progressivement de ce moment. Si l’on regarde l’évolution de la production de pétrole des compagnies pétrolières, on voit qu’elle commence à décliner. Entre 2001 et 2006, vous avez une baisse d’environ 5% de la production des 5 majors. Vous avez également de nombreux pays producteurs qui sont en déclin. La Norvège qui est entrée en déclin en 2001, la Grande-Bretagne en 1999. Sur 49 pays producteurs, 33 sont déjà en phase de déclin de production. Ce n’est pas seulement un déclin de la production, mais aussi de l’exportation des pays producteurs, ditesvous? C’est exact. Les pays producteurs sont de gros consommateurs de pétrole. Ils occupent un marché similaire à celui de l’Europe. Parmi ces gros producteurs, vous avez l’OPEP, la Russie et le Mexique. Grâce aux prix élevés du pétrole, leur économie est en pleine croissance, et donc ils consomment plus de pétrole, ce qui a une incidence immédiate sur l’exportation. Dans un futur relativement proche, au fur et à mesure que ces pays entreront en déclin et même avant, vous allez observer une baisse de l’exportation de pétrole et donc des prix très élevés.

Une baisse de la production et de l’exportation d’un côté, une demande mondiale en croissance constante de l’autre. Ce pic pétrolier devrait arriver quand? Le pic prendra la forme d’une production qui va stagner pendant plusieurs années. En fait, le pic aura l’apparence d’un plateau, avec une date de début et de fin. J’estime que la date de début est fin 2004, car cette période marque le moment où la production de pétrole est restée stable. Le plateau devrait se terminer en 2012 et la production mondiale globale commencer à décliner. Certaines études montrent l’évolution à court terme de la production mondiale. Tenant compte d’un délais de 6 ou 7 ans pour développer un gisement et le mettre en production, on a une fenêtre de visibilité jusqu’en 2014. Les gisements qui vont entrer en production jusqu’en 2014 pourront compenser le déclin des vieux gisements, seulement jusqu’en 2011 et à partir de 2012, les vieux gisements l’emporteront et à ce moment-là vous aurez l’ensemble de la production mondiale qui va décliner. Quel sera l’impact sur les prix? Quand la production n’augmente plus, mais que la consommation augmente, dans toute une série de pays, comme la Chine, l’Inde, le Brésil et les pays producteurs de pétrole eux-mêmes, il faut que la consommation diminue dans d’autres pays. Les autres pays, c’est l’Europe par exemple et cela se fait par une hausse des prix du pétrole, tout simplement.

La volatilité des prix que l’on constate ces dernières année va-t-elle s’accroître et jusqu’à quel niveau de hausse de prix doit-on s’attendre? Selon moi, nous sommes entrés dans cette période de forte tension des prix depuis 2004. Et vous avez une tendance qui est perceptible avec une hausse de 10 à 15$ le baril chaque année. Cette tendance persistera dans le futur, avec en même temps une volatilité des prix qui va certainement s’accentuer. Selon vous, quelles conséquences cela aura sur le plan économique? En règle générale, la croissance économique s’accompagne d’une croissance de la consommation en énergie. Si la disponibilité en pétrole se réduit chaque année, au niveau économique, on peut aisément imaginer les conséquences qui en découleront. Mais le problème principal vient du fait que nous ne sommes absolument pas préparés à cet événement. En Belgique, aucune étude sur le pic du pétrole, ni sur sa date, ni sur le taux de déclin qui va s’en suivre n’a été menée. Aucune étude non plus sur les conséquences économiques et sociales, sur la manière de gérer la crise, les solutions à mettre en œuvre, ni surtout le temps qui sera nécessaire pour les mettre en œuvre. Or ce facteur temps sera le principal critère pour savoir si la crise est bien gérée ou non. Plus d’information sur www.aspo.be et www.peakoil.net, www.peakoil.nl, aspofrance.org.

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“Même en Antarctique, je reste au courant de l’actu belge et internationale grâce à www.bfm.be” Alain Hubert

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La seule radio de l’économie.

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ACTEURS | MARKET

EON entend investir 1,5 milliard € dans une centrale à charbon à Anvers On pourrait percevoir cela comme une bonne nouvelle sur le plan de la concurrence, mais elle fait grincer des dents les environnementalistes. E.ON vient d’introduire une demande de permis pour la construction d’une centrale électrique de 1100 MW dans la zone portuaire d’Anvers. Ce qui coince, c’est le choix du charbon comme vecteur de production. Certes, selon Eon, la centrale projetée pour 2014 aura un rendement de 46% contre 36% aux centrales actuellement en activité. Ce qui devrait permettre une réduction des émissions de C02 de l’ordre de 25%. Elle serait aussi prévue pour être équipée des technologies de capture CO2. Vu la durée de vie d’une centrale au charbon (40 ans), Eon plaide sur le fait qu’elle viendra aussi en remplacement des centrales moins performantes. d’Electrabel, qui appréciera la remarque. Si l’industrie électro-intensive accueille cette nouvelle favorablement –la centrale sera installée sur le site de Bayer et de sa ﬁliale Lanxess– elle ne serait pas la seule a y être favorable. On rappellera ainsi que le gouvernement belge entendait attirer son “troisième” producteur d’électricité capable de stimuler la concurrence dans notre pays. Eon prend une longueur d’avance: la centrale devrait pourvoir à 7% de la production du pays. Décision en 2009.

ArcelorMittal bientôt dans le nucléaire? A l’instar d’autres grands groupes industriels français et belges, ArcelorMittal s’intéresserait à son tour au nucléaire. Le sidérurgiste serait en effet l’un des six candidats en lice pour la construction d’une centrale nucléaire en Roumanie. Le projet, estimé à 2,2 milliards d’euros, consisterait en la création d’une société commune avec l’électricien national SNN. Ce dernier assurerait l’exploitation et la maintenance de la centrale, et entend conserver la majorité du capital de la future société. D’autres partenaires pourraient venir se greffer au projet. Les négociations doivent débuter dans les jours à venir pour s’achever l’année prochaine. La mise en service de la centrale étant prévue, pour sa part, entre 2014 et 2015. ArcelorMittal se met ainsi en concurrence avec les électriciens candidats au projet, dont l’italien Enel, l’Espagnol Ibderdola, le tchèque CEZ, l’allemand RWE et notre Electrabel.

BIENTÔT UNE CENTRALE AU GAZ SUR LE SITE INDAVER

CONTRATS LONG TERME: DISTRIGAZ RENONCE

DELTA Energie étudie le projet de construction de centrale au gaz d’une capacité de 400 MW sur le terrain d’Indaver à Beveren, ce qui constituerait la première unité de génération pour DELTA en Belgique. Actionnaire majoritaire d’Indaver, DELTA Energie collabore étroitement avec celle-ci pour mettre sur pied une gestion intégrale des déchets pour les entreprises et les pouvoirs publics en Belgique, aux Pays-Bas et en Europe. Le site de Beveren disposait déjà une importante centrale de cogénération permettant d’approvisionner 140.000 ménages en électricité et divers utilisateurs en chaleur. Le nouveau projet permettra d’optimiser davantage la production énergétique.

Faisant suite à l’enquête ouverte en 2006 contre ses pratiques anticoncurrentielles, Distrigaz a ﬁnalement cédé: le premier fournisseur belge de gaz s’est engagé à ne plus conclure de contrat de plus de deux ans avec des revendeurs de gaz, et à limiter à cinq ans la durée maximale des contrats signés avec d’autres gros acheteurs comme les industriels ou les producteurs d’électricité. Ces clauses, qui excluent les nouvelles centrales au gaz, s’appliquent jusqu’à ﬁn 2010. Elles devraient faciliter l’accession au marché belge de la concurrence.

ENECO ENERGIE INVESTIRA 1,5 MILLIARD € DANS LE RENOUVELABLE BELGE

Le groupe Mitsubishi Heavy Industries (MHI) établira une ﬁliale à Londres aﬁn d’attirer davantage de commandes d’équipements pour des centrales électriques thermiques et des systèmes solaires et éoliens en Europe. La nouvelle entité, baptisée Mitsubishi Power Systems Europe, ne se contentera pas de prendre des commandes. Elle va également assurer un service après-vente et promouvoir des équipements d’énergie renouvelable comme les éoliennes et dispositifs à cellules photovoltaïques.

Inaugurée en octobre dernier, la centrale biogaz de 100 MW construite à Diksmuide par Eneco Energie et Eco Projects serait la première d’une série de 40 installations planiﬁées dans les 5 ans à venir. Cette installation pilote (qui utilise du lisier, des cultures énergétiques et des déchets organiques comme biomasse) serait unique au monde par ce qu’elle satisfait, pour la première fois, aux normes sévères d’évacuation des déchets liquides (VLAREM). Outre le biogaz, Eneco entend aussi installer des éoliennes terrestres pour 120 MW, en mer pour 300 MW, d’autres biomasses pour 150 MW, et 30 MW en énergie hydraulique. D’ici 2013, la société veut une capacité de 700 MW installée en Belgique. Ce qui, selon l’entreprise, devrait représenter 45% de la production renouvelable en 2013.

SURENCHÈRE DANS L’ÉOLIEN Après des semaines de négociations et de surenchère, Electrabel a remporté l’acquisition pour 321 millions € de 50,1 % de la Compagnie du Vent, petit producteur français actif dans l’éolien totalisant une puissance installée de 148 MW et… un chiffre d’affaires de 11 millions €. Trop cher payé? Pas vraiment dit-on du côté de Suez: “La Compagnie du Vent détient un portefeuille de projets, en France et à l’étranger, de plus de 6 500 MW”, précise le groupe, qui espère contrôler 15 % du marché français à l’horizon 2015 avec 2 000 MW (dont plusieurs centaines en mer). “2000 MW, c’est plus qu’un EPR”, le réacteur nucléaire de troisième génération“, rappelle le patron de Suez. Signalons qu’Electrabel s’est également porté acquéreur de deux nouveaux parcs éoliens au Portugal, d’une capacité de 64MW, pour un montant plus honorable de 93,5 millions €. L’acquisition s’inscrit dans le cadre d’un accord avec le constructeur espagnol Gamesa en vue du développement d’une capacité totale de 214MW dont 150 sont déjà en service.

MHI SOUHAITE SE DÉVELOPPER EN EUROPE

EDF CONFIRME POUR DISTRIGAZ La bataille pour Distrigaz s’annonce ouverte. Interrogé à la mi-novembre par le quotidien allemand Handelsblatt, le PDG d’EDF Pierre Gadonneix annonçait l’intention de son groupe de faire offre pour Distrigaz, entraînant la suspension de la cotation Distrigaz à la Bourse de Bruxelles. Tactique ou erreur de communication? Toujours est-il que Suez à jugé bon de préciser que la cession de Distrigaz ne se ferait qu’après la fusion avec Gaz de France et au terme d’un processus compétitif “ouvert sans exclusive à tous les acteurs du secteur énergétique”. Message entendu du côté d’EDF, un communiqué précisant que Gadonneix ne faisait pas “référence à une offre publique d’acquisition” mais à sa volonté de participer à un éventuel appel d’offres”. Voilà les autres candidats (Eon, RWE, Enel, Gas Natural, Ibderdola et Centrica) avertis.

THENERGO RENFORCE SON ACTIVITÉ COGÉNÉRATION Thenergo, société anversoise spécialisée dans le développement et l’exploitation de projets d’énergie renouvelable a annoncé ﬁn novembre le rachat de la totalité des intérêts minoritaires de Polargen, producteur de centrales de cogénération au Benelux et spécialisé dans le secteur des serristes. A la ﬁn décembre 2007, les activités de cogénération destinées aux serristes représenteront une capacité totale installée de 49,6 MW, soit plus du double du niveau atteint par Thenergo au mois de juin (23,8 MW), avant son introduction en bourse. Les projets sont, pour la plupart, détenus conjointement avec des partenaires industriels.

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en bref

Netwal, opérateur unique wallon pour les réseaux gaz et électricité Les réseaux wallons mixtes de gaz et d’électricité se réorganisent sous l’égide d’un opérateur unique: Netwal. Si aujourd’hui, c’est Electrabel, via sa division Netmanagement Wallonie, et Indexis qui se chargent de l’exploitation des réseaux et du comptage, Netwal reprendre les rennes dès juillet prochain. “Netwal répond ainsi aux souhaits de renforcement de l’indépendance des gestionnaires de réseaux, exprimés par le secteur de l’énergie et les autorités de régulation”, précise Francis Gennaux, secrétaire général d’Intermixt. Ce changement ne devrait avoir aucune conséquence sur le tarif appliqué au consommateur.

[ EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE ] Un coca frais mais moins énergivore Depuis l’an dernier, les distributeurs de boissons Coca Cola sont équipés d’un Energy Management Systems qui optimise en temps réel l’intensité de la réfrigération, éteint ou active l’éclairage en fonction des conditions locales. Le système permet une économie d’énergie de 35% en moyenne. 3000 distributeurs ont déjà été équipés. Signalons par ailleurs que Coca-Cola à réduit en 2006 sa consommation d’énergie par litre produit de 2,3%. L’entreprise annonce également son intention de calculer et communiquer l’empreinte carbone de ses sites belges et luxembourgeois.

[ INTERCONNEXION ] Accords des transporteurs de gaz français, belges, allemands Le gestionnaire du réseau de transport de gaz français, GRTgaz, a signé un contrat d’interconnexion avec son homologue belge Fluxys et avec les opérateurs de transport allemands Eon Gastransport et Gaz de France Deutschland Transport. Ces accords “visent à simplifier le passage des frontières”, en supprimant “les barrières tant techniques que commerciales qui pouvaient jusqu’à présent complexifier le commerce” transfrontalier de gaz, explique GRTgaz.

Colruyt remporte le premier NuonGeneration Award Initié par l’électricien Nuon, le Generation Award vise à encourager les entreprises à utiliser l’énergie de manière durable en valorisant les acteurs les plus engagés dans ce domaine. Cette première édition de ce concours a récolté une cinquantaine de candidatures de qualité, provenant d’entreprises et organisations de tailles diverses, clientes et non clientes de Nuon, précisons-le. C’est le distributeur Colruyt qui a remporté l’Award, attribué à l’unanimité du jury dont Energymag faisait partie. Éclairage à haute efficacité énergétique généralisé partout, centrale de froid ultraperformante, conception intégrée des centres de stockage, free cooling, récupération de chaleur, intégration du solaire photovoltaïque, exploitation d’éoliennes sur site, des projets à venir ambitieux et planifiés, autant d’éléments qui ont convaincu les membres du jury d’une approche globale et très aboutie en matière d’efficacité énergétique et énergie renouvelable. “Le jury a été unanime à reconnaître que le projet de Colruyt dominait tous les autres de beaucoup”, précise Daniel Dobbeni, président d’Elia et président du jury. A épingler parmi les nominés: le Sint-Jozefsinstituut de Tirlemont, qui montre qu’un établissement scolaire peut rivaliser avec une grande entreprise en matière de durabilité. Colruyt a re reçu ç lle e Nuo uo on nG Ge G ene ener ner n erraati e tiion on A Awaard d des des de es m maains ains i d in d’’Al Ale lle exan x der xan d de Dewulf, dire irecte ecte te eur u gén gé énéra én énéra érra é r l de Nu uo on Be elgi lgium, lg um, m et de m, de Da Danie nie iie el Dobob b beni, pré ré résid ésid s entt d’ d’E Eliia et pré Eli Elia rés ésside é de ent nt du du jur j y. ju

[ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ]

Couplage des systèmes d’échange de droits d’émission La Norvège, l’Islande et le Lichtenstein seront bientôt associés au système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (EU ETS) de l’UE. La Commission examinera, “en étroite collaboration avec l’autorité de surveillance de l’Association européenne de libre-échange (AELE), les plans nationaux d’allocation de quotas (Pnaq) présentés par les pays de l’Espace économique européen (EEE) suivant les mêmes méthodes que celles employées pour les PNAQ européens”. Par ailleurs, un partenariat international a été signé le 29 octobre entre l’Union européenne, certains Etats fédérés des Etats-Unis, des provinces canadiennes, la Nouvelle-Zélande et la Norvège. Il marque une première étape vers la création d’un marché mondial du carbone.

LE CHIFFRE DU MOIS Le facteur carbone des électriciens européens ne baisse pas! Entre cinq ans, le facteur carbone moyen des principaux électriciens européens n’aurait diminué que de 1kgCO2/MWh, rapporte PriceWaterhouseCoopers. Une piètre performance alors que le secteur est soumis au système d’échange de quotas depuis 2005. Résultat: les émissions du secteur électrique ne diminuent pas, mais Facteur carbone augmentent eu égard à la croissance européens 2006 de la demande d’électricité: + 7 millions de tonnes en 2006. A signaler: avec un facteur carbone de 314, Electrabel fait partie du peloton de tête 2 électriciens les moins émetteurs.

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NEWS | MARKET

La Belgique veut qu’Electrabel reste actionnaire minoritaire d’Elia

L’impact des énergies renouvelables sur le niveau E? Suivez le guide! Pompe à chaleur, chauffe eau solaire, panneaux photovoltaïques, chaudière à pellet, cogénération… Mettre en pratique ces technologies permet de réduire le niveau E d’un bâtiment. Mais dans quelle proportion? Une petite étude de l’agence flamande de l’énergie donne de précieuses indications: le niveau E chute à 88 dans le cas d’une installation d’un chauffe-eau solaire, 74 pour des panneaux photovoltaïques, 69 pour une pompe à chaleur, 85 pour un chauffeeau couplé à une pompe à chaleur, 66 pour une petite cogénération au gaz et 69 pour cogénération à moteur Stirling. Les lecteurs intéressés trouveront plus d’informations sur le site www.energiesparen.be.

Faut-il y voir une marche arrière dans le débat sur l’unbundling? Toujours est-il que le gouvernement fédéral plaidait récemment pour le maintien de participations minoritaires des producteurs d’énergie dans les réseaux de distribution. Ce qui permettrait à Electrabel de conserver les 27,5% qu’elle détient actuellement dans le réseau Elia. Si le gouvernement ne s’est pas avancé sur le pourcentage maximum que les producteurs devraient à ses yeux être autorisés à conserver et précise que la décision n’est pas déﬁnitive, Etienne Davignon, administrateur du groupe Suez y voit une reconnaissance du “point de vue” du groupe. A suivre.

Inbev réduit d’un quart ses émissions La brasserie InBev à Louvain est parvenue à réduire sa consommation énergétique et ses émissions de CO2 de plus d’un quart depuis 2003. En 2006, sa consommation énergétique était de 0,19 GJ par hectolitre de bière et ses émissions de CO2 s’élevaient à 13,71 kg CO2/hl de bière. Il s’agit du meilleur résultat de toutes les brasseries InBev. La réduction des émissions de CO2 depuis 2003 repose sur le renouvellement de la turbine © InBev à vapeur assurant la production d’électricité ainsi qu’à l’installation de la nouvelle station d’épuration des eaux permettant de bénéﬁcier d’énergie verte. Les audits réguliers et les programmes d’efﬁcacité énergétique ont par ailleurs contribué à une réduction de la consommation énergétique de la brasserie.

Un niveau E70 obligatoire pour les écoles en Flandre Le gouvernement Flamand a approuvé le décret qui imposera dès le 1er janvier 2008 l’obligation d’atteindre un niveau de performance énergétique E 70 pour la construction et la rénovation d’écoles en Flandre. Le gouvernement estime que dans les 5 prochaines années, ce seront près de 211 projets pour un volume d’un million de M2 de nouvelles infrastructures qui seront mis en chantier. Le surcoût pour atteindre le niveau E70 sera subsidié entièrement par le gouvernement ﬂamand.

PEB: étude de faisabilité rendue obligatoire en Flandre Le 23 novembre 2007, le Gouvernement ﬂamand a donné son approbation déﬁnitive au décret imposant une l’étude de faisabilité pour les systèmes d’énergie alternatifs dans la construction ou rénovation de bâtiments de plus de 1000 m2. Le nord se met ainsi en conformité avec la directive PEB qui impose d’évaluer le recours aux énergies renouvelables et à la cogénération dans les bâtiments.

Eolien: bientôt le cap des 200 turbines installées Chaque année, les turbines gagnent en puissance et en ﬁabilité et, grâce aux économies d’échelle, les prix de l’énergie éolienne diminuent. Du coup, les projets se multiplient, y compris dans notre pays. Avec quelque 189 éoliennes installées (123 en Flandre et 66 en Wallonie), notre pays devrait bientôt passer le cap des 200 unités. Si c’est peu en rapport avec l’Espagne ou l’Allemagne, la tendance est à la croissance. Et l’on peut se targuer d’une première mondiale: le parc de Windvision, à Estinnes, à l’ouest de Charleroi, sera l’un des premiers au monde à se composer d’éoliennes d’une valeur nominale de 6 mégawatts pour une hauteur de 200 mètres au-dessus du sol.

L’industrie ﬂamande atteint déjà ses objectifs Kyoto En Flandre, les émissions de gaz à effet de serre ont baissé en 2006 pour la première fois en dessous du niveau de référence de 1990, soit 9%. Ce qui porte son effort de réduction largement en dessous de l’objectif de 5,2% à réaliser en 2012 à l’ensemble de la région ﬂamande. Une performance qui compte, note Essenscia, qui juge que l’industrie a déjà atteint ses objectifs Kyoto alors que dans le même temps, les émissions dans le transport et le bâtiment continuent à augmenter. Et d’appeler les autorités à prendre ces performances en considération et adapter les plans 2008-2012 en conséquence.

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ENERGY TRENDS

energy

TRENDS

VUE D’ENSEMBLE DES MOIS DE SEPTEMBRE ET OCTOBRE. PERSPECTIVES POUR LE 1ER TRIMESTRE 2008

Le marché a la loupe

Le pétrole à cent dollars. Quelles sont les conséquences pour le consommateur européen? On peut ressentir dans l’une ou l’autre entreprise une certaine anxiété lorsqu’il s’agit de discuter de contrats d’énergie. Les ressources sont de plus en plus chères et personne ne peut savoir ce que seront les coûts de l’électricité ou du gaz naturel pour l’année à venir. Cela affecte les plannings et provoque des maux de tête supplémentaires et souvent inutiles au management. “Le pétrole à cent dollars le baril” semble bizarre et effrayant pour certains hommes d’affaires européens. Nous voudrions apporter un certain éclairage sur la situation actuelle afin d’offrir une image plus claire de ce qui se passe en réalité. Tout d’abord, le pétrole n’atteint pas vraiment son niveau record. Nous savons tous que l’argent vieillit et les 40 dollars le baril dans les années 1980 peuvent avoir été plus que les 95 dollars actuels. En effet, si l’on adapte cela à l’inflation, le prix moyen pour 2007 est de 68,12 $, bien en dessous de la moyenne annuelle de 90,46 $ de 1979, l’année de la Révolution iranienne. Nous devrions également clarifier le fait pour lequel le pic enregistré par le pétrole brut est plus significatif au Etats-Unis qu’en Europe.

D’abord, parce que le brut de Brent/brut premium NYMEX est passé en négatif et que le pétrole négocié à Londres est en fait moins cher de 4 USD que le même produit à New York (il faut tenir compte du fait qu’en avril et en juin, le brut de Brent était plus cher de 6 USD que le brut NYMEX). Ensuite, parce que les Européens utilisent d’autres devises que le dollar pour payer leurs factures. Malgré le fait que le brut NYMEX a gagné 60 % depuis le début de cette année, le même produit n’a gagné que 44,6 % en euros. Pour le consommateur européen, le dollar faible adoucit l’impact du prix croissant du pétrole. Prix par baril de brut US Date

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Adapté à l’inﬂation

Les heureux acheteurs d’électricité devront ajouter un “modeste” 10 à 15 % à leurs factures d’électricité à la suite de la hausse du pétrole. Il y a en effet bien d’autres facteurs dans le mélange électricité européen qui affectent les prix, mais avec le charbon doublant presque son prix au cours de cette année et des allocations de carbone très volatiles, l’électricité ne peu plus être considérée comme un avoir sûr, sauf si les producteurs commencent à investir plus dans les ressources électriques alternatives.

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Dans ces conditions, la question est de savoir si en 2008, le consommateur européen sera encore à la moitié du rythme influencé par l’augmentation globale des prix pétroliers comme cela a été le cas jusqu’ici, ou si tout n’est qu’une question de temps. Nous penchons plutôt en faveur de la première hypothèse.

Pour terminer, il faut reconnaître que le pétrole en augmentation affectera différemment les factures de gaz et d’électricités européennes. Les acheteurs de gaz naturel souffriront plus du prix élevé du pétrole que les consommateurs d’électricité. Ceux qui ont lié leur futurs

Année 1864 - Boom pétrolier en Pennsylvanie . . . . . . . . . 1876 - Début des exportations pétrolières russes . . . 1948 - Reconstruction après la 2e Guerre Mondiale . . 1974 - Embargo arabe sur le pétrole. . . . . . . . . . . 1979 - Révolution iranienne . . . . . . . . . . . . . . . . 1980 - Début de la guerre Iran-Irak . . . . . . . . . . . 1990 - Invasion du Koweit par l’Irak . . . . . . . . . . . 1998 - Crise économique asiatique . . . . . . . . . . . 2004 - Chine 2e plus grand consommateur de pétrole . *2007 Moyenne de l’année. . . . . . . . . . . . . . . .

Cours du jour . . . . . . . . . .

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. 8.06 . 2.56 . 1.99 11.58 31.61 36.83 23.73 12,72 38.27 68.45

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contrats de gaz au pétrole et aux dérivés du pétrole devraient reconnaître que tant le gasoil que le fuel lourd ont répondu fortement à l’accroissement des prix pétroliers, ajoutant les mêmes 40 % que ne l’a fait le pétrole NYMEX depuis la fin de l’été. C’est presque 5 % de plus que ce que le pétrole de Brent a gagné pendant la même période. Toutefois, le fait que le gasoil et le fuel lourd sont normalement tarifés en euros dans les contrats de gaz continentaux réduit l’impact à environ 30 % d’augmentation. Cela reste important considérant le fait que le gaz naturel vendu sur les marchés d’échange européens a gagné tout juste 20 % depuis le mois d’août et est considéré comme un produit bien moins cher et plus stable que les dérivés du pétrole.

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104.35 . 48.64 . 16.74 . 47.54 . 88.13 . 90.46 . 36.76 . 16,22 . 40.83 . 68.45

Source: Reuters

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ENERGY TRENDS

Néanmoins, la mise au point ne doit pas durer longtemps, avec une demande d’importation croissante de la Chine et des States. La dépendance des pays consommateurs à l’égard de l’OPEP et de la Russie devrait augmenter boostant les risques de sécurité énergétique. Tout ceci pèsera sur les prix structuraux à moyen et long termes. L’Agence Internationale de l’Energie a, par exemple, prévu que le prix moyen du pétrole en dollars de 2006 sera de 62-87 $ le baril en 2030 ou 108-151 $ en termes nominaux. En considérant ce qui précède, une référence de 80-90 $ par baril semble constituer une prévision raisonnable pour le premier trimestre 2008. Toutefois, il ne faut pas se reposer entièrement sur ces prévisions eu égard à la nature turbulente du complexe énergétique actuel.

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La volatilité est le mot-clé du marché actuel du pétrole. En fait, les spéculateurs ont atteint une série de prix seuils cet automne et une mise au point justiﬁée est déjà attendue. Certains voudraient suggérer, et nous acquiescerons, que cet effet se produira peu de temps après que le pétrole atteindra le seuil “d’or” de cent dollars par baril. Le déport important (situation dans laquelle les futures sont plus bas que les contrats immédiats) sur les marchés pétroliers est un signe qu’il y a trop de pression due à des facteurs temporaires et non structuraux. Par exemple, la position longue des spéculateurs, qui est un indicateur à court terme, pèse plus que l’accroissement de production annoncé par l’OPEP à partir de novembre.

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Les perspectives sur le marché du pétrole

Prix du brut de Brent et du Brent premium sur le NYMEX en USD/bbl

PÉTROLE

p Brut Brent p Brut NYMEX p Brent brut Premium sur le NYMEX en USD/bbl Dans l’histoire du pétrole, cet automne restera sans doute la pierre angulaire d’une nouvelle ère où l’offre et la demande ne sont plus les facteurs-clés qui déterminent les prix de la marchandise la plus importante de la planète. Comme les traders achètent et vendent la volatilité autant que les prix, on assiste à une convergence sans précédent des marchés physiques et financiers à l’échelle globale. Les marchandises servent à présent de couverture ou d’abri pour ceux qui craignent d’être exposés à un déclin commercial des marchés papiers. Les sorties d’argent sont énormes, le volume des billets de trésorerie adossés à des créances titrisées (ABCP) ayant chuté de 25 % aux E-U et 35 % depuis juillet. Face à cette situation, la tâche doit être rude pour estimer la masse d’argent qui envahit actuellement le marché de l’énergie. Néanmoins, les répercussions sur le prix du brut sont évidentes. Toutefois, l’arrivée massive d’argent sur le marché de l’énergie ne peut être la seule explication d’un baril qui grimpe à cent dollars. En effet, la crise du dollar américain a contribué à acheter des marchandises car les actifs libellés en dollars sont considérés comme bon marché. D’autre part, un dollar faible a pesé sur le pouvoir d’achat des revenus de l’OPEP et a soutenu la réticence psychologique des ministres de l’OPEP à revoir l’accord prévoyant la réduction de la production. En fait, le prix de référence de l’OPEP en termes nominaux était de 74,18 $ en septembre, alors qu’après adaptation à l’inflation, il était estimé à 50,98 $ seulement. La limitation d’approvisionnement de l’OPEP, introduite à la fin de 2006, n’a prouvé son efficacité que six mois plus tard. Les pays consommateurs ont alors recommandé vivement à l’OPEP d’extraire plus de brut, obtenant un accroissement modeste de 500.000 bpj à partir de novembre. La réaction de l’OPEP peut s’expliquer par le souhait de soutenir les achats du côté physique avec un impact limité sur les prix réels. Si l’on ajoute l’approvisionnement perturbé au Nigeria (où plus de 500.000 bpj sont stoppés à la suite d’attaques de militants), l’Iran (qui est toujours enfermé dans sa controverse nucléaire avec l’Occident) et l’Irak (les exportations de la région de Kirkuk sont irrégulières à cause de sabotages et de problèmes techniques), on obtient un aperçu du degré de complexité de l’énergie globale dépendant de ce bloc tumultueux appelé OPEP et qui fournit plus du tiers du pétrole mondial. La demande forme l’autre partie du décor. Le marché, habitué à suivre et à répondre aux perturbations de l’approvisionnement, n’est souvent pas au courant des changements qui se produisent dans les pays consommateurs situés en pointe. La demande croissante en provenance des Etats-Unis et de la Chine est en fait un des moteurs principaux des pics de prix actuels. Le retour de la capacité de raffinage globale et de nouveaux investissements dans la production boosteront la demande de pétrole brut malgré des économies utilisant moins d’énergie de manière intensive.

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ENERGY TRENDS

ÉLECTRICITÉ

Les futures belges, années calendriers, en EUR/MWh

Les contrats d’électricité belge, hollandais, français et allemand un an à l’avance, en EUR/MWh 70

Les perspectives sur le marché de l’électricité

A court terme, les contrats Cal08 bsld monteront à l’approche de la date de livraison. L’hiver froid qui a été prévu augmentera les prix spot, comme c’est déjà arrivé sur pratiquement tous les marchés européens, élevant la prime psychologique des contrats calendriers.

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Après des semaines d’augmentations consécutives, le marché de l’électricité, une ressource énergétique secondaire, est devenu très sensible à toute ﬂuctuation dans tout ce qui conditionne son prix: pétrole, gaz naturel, charbon ou allocations carbone. Cela explique la grande instabilité du marché cet automne comparé au printemps ou au début de l’été cette année. Dans ces conditions, nous devrions nous attendre à avoir la même volatilité élevée sur le marché de l’électricité au cours du premier trimestre de 2008 avec des inﬂuences mélangées dues aux quatre avoirs et un cinquième facteur-clé, le temps.

p German Spark Spread YA p French Spark Spread YA

Aidés par un complexe énergétique en croissance, les contrats calendriers ont augmenté sur tous les marchés européens de l’électricité. Depuis la fin de l’été, le Cal08 bsld a ajouté 8 % aux Pays-Bas, 12 % en Belgique et en Allemagne et un gros 15 % en France. La différence est en grande partie due au fait que les consommateurs français sont plus exposés aux changements de température car ils ne dépendent pas d’un système de chauffage constant mais passent plutôt sur le chauffage électrique lorsqu’il fait plus froid. Pour la première fois depuis le début de l’année, le Y + 1 allemand est moins cher que le contrat français correspondant cet automne. En Allemagne, la pression sur l’approvisionnement s’est fortement atténuée depuis la fin de l’été. Les ruptures en nucléaire réduites de plus de 40 % en septembre à moins de 20 % à la mi-novembre avec les capacités en thermique et en éolienne ont généré suffisamment d’électricité additionnelle. La capacité thermique est cependant exposée aux coûts élevés du charbon, le prix du produit atteignant 125$ la tonne en novembre (ARA physical contracts), après avoir ajouté un énorme 90 % depuis le début de l’année à la suite d’une concurrence croissante due à une demande plus élevée des consommateurs asiatiques. L’augmentation générale des prix de l’électricité a aussi contribué à niveler la majorité des contrats européens dans une fourchette de 60-65 EUR/MWh. Le premium Y + 1 hollandais au contrat belge correspondant a diminué à juste 1 % venant de plus de 10 % en été avec une pointe à 15 % au printemps. Les producteurs d’électricité doivent à présent se sentir à l’aise, les prix actuels couvrant leurs coûts structurels comme le montrent les écarts spot spark élevés (revenu net théorique provenant de la vente d’une unité d’électricité après avoir acheté le fuel nécessaire pour produire cette unité) en France et en Allemagne. On s’attend également à ce que les spark spreads Cal08 bsld augmentent, l’approche de la date de livraison boostant la demande et ajoutant une marge commerciale à l’électricité vendue sur les marchés ouverts. n°8 energymag | 19

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GAZ NATUREL

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La demande saisonnière élevée devrait peser plus sur l’équilibre, maintenant les prix du gaz à leurs niveaux actuels si le pétrole ne continue pas à monter. S’il se met à faire vraiment froid, comme annoncé par les prévisions météorologiques, le gaz naturel devrait rester à des niveaux élevés même si le pétrole pouvait soudainement diminuer. Le marché du gaz est plus structurel que spéculatif.

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

Cette année, le développement le plus signiﬁcatif jusqu’à présent sur le marché du gaz naturel est le divorce qui existe par rapport au marché du pétrole. Malgré le fait que de nombreux contrats futurs réduisent les prix des produits pétroliers, comme le gasoil et le fuel lourd, l’écart entre les deux commodities augmente constamment en faveur du pétrole. En effet, il y a moins de spéculations sur le marché du gaz naturel européen que sur le marché du pétrole. En dépit de signes d’activité accrue des spéculateurs à la hausse au début de novembre, le gaz naturel était toujours négocié dans une fourchette “rationnelle” de 23-25 EUR/ MWh. Le gaz européen a cependant ajouté 20 % depuis la ﬁn de l’été, poussé par un pétrole record et l’approche de l’hiver dans l’hémisphère nord.

Les perspectives sur le marché du gaz naturel

(pondéré selon les normes p Gaz UK cal08 gazières standard) p Gaz continental Cal2008 (TTF)

Le système gazier est actuellement bien équilibré, les opérateurs conﬁrmant que la production est normale malgré certaines tempêtes en Mer du Nord. L’approvisionnement en provenance de Scandinavie est confortable avec du nouveau gaz venant du vaste gisement Ormen Lange Field norvégien.. Enﬁn, les relations avec le géant russe Gazprom se réchauffent également après une brève mésentente sur le gaz avec l’Ukraine résolue avec succès et la reprise de pourparlers avec la Commission européenne sur la sécurité des approvisionnements.

CARBONE

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La position ferme de la Commission européenne en ce qui concerne les objectifs de Kyoto a déjà motivé certaines grosses sociétés d’énergie à développer des plans stratégiques en vue de réduire leurs coûts d’émission de carbone.

D’autre part, la Phase II est toujours un avoir intéressant à acheter pour les acteurs ﬁnanciers, la Commission européenne ayant montré son dynamisme déployé dans les efforts pour réduire les quantités de dioxyde de carbone rejetés dans l’air. Par conséquent, suite aux efforts de la CE, l’industrie européenne devra émettre 10 % de dioxyde de carbone en moins que les gouvernements le voulaient pour la période 2008-12.

Certiﬁcat CO2 pour la Phase I (Cal2008) et la Phase II (Cal2008), en EUR/tonne

Malgré les inﬂuences d’autres marchés, les allocations de carbone étaient le seul avoir a être négocié à des niveaux plus bas que les niveaux records annuels pendant cet automne. Toutefois, les analystes soulignent que les allocations de carbone européennes devraient encore tendre à la hausse, avec toutes les sources principales d’énergie atteignant des hauteurs records.

Comme la Phase I du schéma de trading des émissions européennes touche à sa ﬁn, le prix des allocations pourrait remonter un peu pour la ﬁn de l’année venant du niveau actuel de 7-10 cents la tonne. Néanmoins, cela n’affectera en aucune façon le prix de l’électricité, les traders ayant reconnu l’effondrement de ce marché il y a déjà un certain temps.

Les perspectives sur le marché du carbone

p Allocations Phase I p Allocations Phase II

Ces pages indicateurs et leurs commentaires ont été réalisés avec le concours de Siemat Energy. 20 | energymag n°8

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MANAGEMENT | ENERGY PROCUREMENT

Les enjeux du trading énergétique

Vers une gestion stratégique des risques énergétiques Les consommateurs d’énergie ont-ils pris la mesure des enjeux qui pèsent sur l’approvisionnement

énergétique?

Pas sûr. La nouvelle donne de la libéralisation des marchés et la pression croissante de la demande dans un contexte de sous capacités de production génèrent des risques qui affecteront de plus en plus la compétitivité des entreprises. Si les grands groupes internationaux tendent vers une gestion stratégique de leur approvisionnement, la question du comment est encore largement à l’agenda. De l’efficacité énergétique aux décisions d’investissements en autoproduction, en passant par l’ingénierie financière et la couverture de risque, l’approvisionne-

Le secteur énergétique a été ces dernières années le point de mire de l'ensemble des acteurs économiques mondiaux. Dans un contexte où la hausse de la demande mondiale d'énergie a mal été anticipée, en particulier en Chine et en Inde, et où la production est mise à l'épreuve par les aléas climatiques et les risques géopolitiques mondiaux, les prix de matières énergétiques ont subi une volatilité importante.

ment énergétique cherche sa voie. Un domaine dans lequel les banques joueront un rôle accru.

La libéralisation exige une couverture de risque C'est la libéralisation du secteur énergétique qui a initié une nouvelle dimension dans la réﬂexion des décideurs économiques. D'une part, elle a provoqué la décomposition de la chaîne de valeur (unbundling) du secteur éner-

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L’invité de la rédaction gétique. Verticalement intégrés, les grands groupes d'énergie ont perdu leur position de monopoles historiques. De la production de la commodité (pétrole, gaz, charbon et électricité) en amont de la chaîne de la valeur jusqu'à la commercialisation de produits et services énergétiques en aval, en passant par la gestion des réseaux de transport, ces mêmes groupes doivent remettre en question leur positionnement dans le secteur et repenser leur business model. La compétition croissante les oblige à opter pour des choix stratégiques les menant à explorer de nouvelles opportunités sectorielles et à se séparer d'activités moins rentables. D'autre part, elle a provoqué l'élaboration de marchés organisés. C'est en fait dès le début de la libéralisation du secteur dans le courant des années 90' que nous pouvons observer le développement de marchés de gros, qui s'est opéré selon un processus classique: d'abord apparaissent des transactions dites spot (opérations physiques à court terme) dont le prix est public et où l'offre et la demande sont liées aux aléas climatiques quotidiens. Ces transactions engendrent de la volatilité et donc un risque de prix. Par conséquent, des marchés à terme s'organisent où s'opère le négoce de produits dérivés divers. Cette dynamique permet dès lors la multiplication des opportunités d'arbitrages et une gestion dynamique des risques d'approvisionnement et de prix. Maîtriser les coûts de l'énergie Dans une activité économique concurrentielle qui se situe au niveau international, l'un des outils stratégiques dont disposent les entreprises est la maîtrise des coûts. L'énergie est maintenant l'un des postes sur lequel elles peuvent agir. Alors que l'électricité et le gaz n'étaient que des données de production voici une décennie, les chefs d'entreprises se voient aujourd'hui contraints de les intégrer comme des variables majeures. Mais le processus par lequel les entreprises prennent conscience des chan-

gements à opérer n'est pas toujours facile. Leur implication à ces transformations de marché dépend principalement du poids de leur facture énergétique par rapport aux autres coûts de production et de l'intensité concurrentielle dans leur propre secteur d'activité. Avec des dépenses énergétiques pouvant varier entre 10% et 50% de leurs coûts totaux de production (suivant les secteurs d'activités industrielles), les industriels sont tous menés à réfléchir aux stratégies d'approvisionnement les plus adaptées et les plus flexibles pour l'ensemble de leurs activités. Il leur faut par conséquent développer des stratégies d'achats et d'approvisionnement qui concernent non seulement les commodités mais aussi les services qui peuvent y être associés tels que l'optimisation des flux d'énergie, ainsi que la construction, l'entretien et la gestion d'installations énergétiques. Leurs grands challenges d'aujourd'hui seront tournés vers une gestion centralisée des décisions d'achats, une valorisation du portefeuille de contrats d'émissions de CO2, et le choix d'investissement dans des capacités de production énergétique. Ces défis managériaux et technologiques seront les chantiers majeurs des entreprises innovatrices afin de gagner en compétitivité. Le banquier, un market maker en devenir En parallèle avec cette nouvelle dynamique de marché, on observe que les contrats énergétiques deviennent de plus en plus financiers (dans le jargon, il s'agit d'une "financiarisation" du secteur). Cette financiarisation implique une activité de négoce de contrats n'étant pas liés à une livraison physique de la commodité. Cela sous-entend que certains acteurs de marché optent pour une gestion distincte entre l'approvisionnement et le risque de prix, voire même pour l'élaboration de stratégies purement financières (dites de "spéculation"). C'est ici que les banques interviennent. Acteurs clés dans les activités

Régulièrement, Energymag invitera un expe rt dans ses pages. David Goldenberg inaugure cette nouvelle approche qui privilégiera des articles susceptibles d’éclairer nos lecteurs sur les enjeux les plus en vues de l’Energy Management, qu’ils relèvent de l’expertise technologique ou des marchés. Titulaire d’un Master en Investment Management, spécialiste des marchés ﬁnanciers et du trading énergétique, David Goldenberg fut tour à tour trader au sein du groupe bancaire ING, Energy Portfolio Manager chez Electrabel et consultant Utilities & Financial markets chez Roland Berger Strategy Consultants. Il est aujourd’hui Manager au sein du cabinet Altran-Europe, membre du Financial Services Comp etence Center.

de trading, certaines d'entre elles commencent à prendre un rôle de teneur de marché (market maker), permettant à l'ensemble des intervenants de la chaîne de valeur énergétique (en amont les producteurs, en aval les consommateurs) de trouver une contrepartie de marché dans l'exécution de leurs opérations. Avec cette financiarisation progressive, les banques se lancent dans la partie du négoce de contrats énergétiques, sans devoir nécessairement subir les contraintes de livraisons physiques de la commodité. Mais c'est aussi certains avantages compétitifs liés au métier de la banque qui leur permettent de développer leur organisation vers ce nouveau secteur. Parmi ces avantages compétitifs, nous trouvons: des méthodologies et des stratégies avancées en ingénierie financière, une expérience dans le marketing de solutions financières pour un large panel de clients, une plate-forme de gestion intégrée avancée (back-middle-front office) et surtout une capacité et une volonté d'intégrer de nouveaux types de risques financiers. Les banques développent constamment de nouvelles solutions financières permettant à leur panel de clients d'élaborer des solutions adaptées à leur profil de risques. Qu'il s'agisse de n°8 energymag | 23

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produits de couvertures ﬁnancières pour leurs clients industriels ou des produits d'investissements pour leurs clients institutionnels (principalement les assurances et les fonds de pension), les banques prennent une position de leader dans la promotion de contrats énergétiques. Avec des portefeuilles d'investisseurs institutionnels composés à peine de 1% dans des actifs dits "énergétiques" durant le début des années 2000, leur composition est aujourd'hui estimée à plus de 5%, ce qui représente un marché en pleine croissance de plus 10 milliards d'euro au niveau national(1). Parmi les produits d'investissements et de gestion de risques que les banquiers ont introduits ces dernières années, notons les "weather derivatives", outils ﬁnanciers permettant de couvrir les risques liés aux aléas climatiques.

De nouveaux challenges stratégiques et technologiques Le développement des activités bancaires vers ces marchés est non seulement source d'opportunités de trading, mais aussi un choix stratégique majeur permettant une croissance de l'activité bancaire vers le secteur de l'énergie, nécessitant des besoins de financement pour des projets de nouvelles capacités de production à l'échelle européenne. Parmi ces institutions financières, notons que la banque Fortis positionne sa stratégie de croissance sur les marchés énergétiques comme une de leurs priorités. Avec les acquisitions de trois filiales de Duke Energy aux EtatsUnis, la banque belgo-néerlandaise développe son activité en proposant une gamme complète de produits de livraison, de couverture et de finan-

cement dans l'optique de renforcer sa base clientèle existante sur une zone géographique plus élargie. Dans cette dynamique d'évolution de marchés, les acteurs font face à de nouveaux challenges stratégiques et technologiques. Chacun d'entre eux devra mener une réflexion mûre qui induira les meilleures décisions stratégiques à prendre, incluant les changements organisationnels nécessaires pour atteindre les objectifs complexes d'une bonne gestion financière. C'est par une collaboration entre chefs d'entreprises, financiers, stratèges et ingénieurs qu'une vision claire des risques et des potentiels de gains pourra être complète. (1)

La valeur des portefeuilles institutionnels belges est estimée à 250 milliards d'euro (source: Goldman Sachs)

p David Goldenberg (Le chapeau et les intertitres sont de la rédaction)

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DOSSIER

NEUTRALITE CARBONE | DOSSIER

Neutralité carbone: de la compensation au business greening.

De plus en plus d’entreprises s’engagent sur la voie de la neutralité carbone. Si la notion de neutre en carbone est encore vague -elle consiste aujourd’hui essentiellement à compenser ses émissions de gaz à effets de serre- l’objectif à terme est bien plus large: réussir la transition vers une économie à faible intensité carbone et tirer parti des opportunités de croissance qu’elle suscite. Un domaine dans lequel l’efficacité énergétique, l’énergie renouvelable, la production, le bâtiment et le transport et la consommation durables joueront un rôle prépondérant. n°8 energymag | 25

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DOSSIER | NEUTRALITE CARBONE

Depuis quelques mois, câ&#x20AC;&#x2122;est Ă un vĂŠritable festival auquel on assiste. ING, Barclays, Citicorps, Eurostar, Yahoo, suivi de prĂ¨s par Google, General Electric, News Coporation, Dell, Mark & Spencer, Alproâ&#x20AC;Ś Autant dâ&#x20AC;&#x2122;entreprises qui annoncent leur engagement Ă atteindre la neutralitĂŠ carbone Ă un terme plus ou moins dĂŠterminĂŠ. La liste est sans ďŹ n. Dâ&#x20AC;&#x2122;autres sâ&#x20AC;&#x2122;y prĂŠparent tout doucement alors que certaines y sont dĂŠjĂ parvenues comme les banques HSBC, Triodos, CrĂŠdit Suisse, la Caisse des DĂŠpĂ´ts et Consignations ou Fortis. Mais que recouvre la neutralitĂŠ carbone? Et pourquoi les banques sont les premiĂ¨res Ă sâ&#x20AC;&#x2122;y engager? Kyoto en guise dâ&#x20AC;&#x2122;apĂŠritif Disons le dâ&#x20AC;&#x2122;emblĂŠe, le protocole de Kyoto nâ&#x20AC;&#x2122;est que lâ&#x20AC;&#x2122;apĂŠritif de ce qui est appelĂŠ Ă venir: une rĂŠduction drastique des ĂŠmissions de gaz Ă effet de serre (GES). Rappelons que les pays signataires du protocole se sont engagĂŠs Ă revenir dâ&#x20AC;&#x2122;ici Ă 2012 Ă un niveau dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠmission infĂŠrieur de 5,2 % Ă celui de 1990. Or, pour par-

venir Ă enrayer les effets du changement climatique, lâ&#x20AC;&#x2122;enjeu sera de diviser ces ĂŠmissions de 75% Ă lâ&#x20AC;&#x2122;horizon 2050, tout en aidant les pays pauvres Ă poursuivre leur dĂŠveloppement, mais avec des technologies propres! Lâ&#x20AC;&#x2122;Europe sâ&#x20AC;&#x2122;est engagĂŠe sur un objectif de baisse de 20% dâ&#x20AC;&#x2122;ici Ă 2020, et propose mĂŞme de le porter Ă 30% si les Etats-Unis et les pays ĂŠmergents rejoignent le mouvement, ce qui ne devrait plus ĂŞtre quâ&#x20AC;&#x2122;une question de temps. Chez nous, rĂŠduire les ĂŠmissions par quatre en 50 ans, supposerait une baisse de 2,5% par an. Compte tenu dâ&#x20AC;&#x2122;une croissance ĂŠconomique de 2 ou 3%, lâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠconomie devrait ĂŞtre â&#x20AC;&#x153;dĂŠcarbonĂŠeâ&#x20AC;? de 4 ou 5% par an. On voit lâ&#x20AC;&#x2122;ampleur de la tĂ˘che. Une tĂ˘che dâ&#x20AC;&#x2122;autant plus ardue que les ĂŠnergies non-ĂŠmettrices existantes actuellement ne sufďŹ sent pas Ă assurer un approvisionnement neutre en CO2. Et que les technologies employĂŠes pour rĂŠduire les ĂŠmissions dans les pays industrialisĂŠs sont encore trop souvent inaccessibles du fait de leurs coĂťts ĂŠlevĂŠs. Câ&#x20AC;&#x2122;est lĂ tout lâ&#x20AC;&#x2122;enjeu de la neutralitĂŠ carbone: comment

tendre vers un bilan carbone neutre dans un carcan ĂŠconomique tĂŠnu? La rĂŠponse: optimiser les coĂťts entre rĂŠduction et compensation. La compensation carbone dans les gĂ¨nes de Kyoto Partant du principe quâ&#x20AC;&#x2122;il existe des activitĂŠs fortement ĂŠmettrices pour lesquelles il est plus ĂŠconomique de rĂŠduire les ĂŠmissions que pour dâ&#x20AC;&#x2122;autres; dâ&#x20AC;&#x2122;un point de vue dâ&#x20AC;&#x2122;efďŹ cacitĂŠ, il sâ&#x20AC;&#x2122;agit pour nos sociĂŠtĂŠs dâ&#x20AC;&#x2122;optimiser la rĂŠduction dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠmissions de GES pour un coĂťt donnĂŠ. En pratique, le systĂ¨me actuellement mis en place dans le sillage du protocole de Kyoto conďŹ e cette optimisation Ă la loi du marchĂŠ en attribuant un prix au droit dâ&#x20AC;&#x2122;ĂŠmettre une tonne de CO2 (ou ĂŠquivalent CO2). Les entreprises soumises aux contraintes Kyoto se voient ainsi assigner des objectifs de rĂŠductions de leurs ĂŠmissions via lâ&#x20AC;&#x2122;imposition de quotas Ă respecter. Mais pour y parvenir, outre rĂŠduire leurs ĂŠmissions, elles disposent aussi de deux mĂŠcanismes dit de ďŹ&#x201A;exibilitĂŠ - le MĂŠcanisme pour un dĂŠveloppement

Comparaison entre projets â&#x20AC;&#x153;Kyotoâ&#x20AC;? et projets volontairesv Les projets de compensation volontaire concernent le plus souvent le secteur forestier et Projets â&#x20AC;&#x153;Kyotoâ&#x20AC;? (MDP & MOC) celui des ĂŠnergies renouveVolume total en 2006: 466 MtĂŠqCO2 lables. Les projets portant sur les gaz industriels (N2O et gaz ďŹ&#x201A;uorĂŠs) y sont beaucoup 7kjh[i ') =Wp _dZkijh_[bi D(E " plus rares que dans le cadre ]Wp \bkehÂ&#x192;i *+ du protocole de Kyoto. Lâ&#x20AC;&#x2122;autre CÂ&#x192;j^Wd[ '* diffĂŠrence: la taille des projets. Sur le marchĂŠ volontaire, le projet de compensation mĂŠ<ehÂ&#x2026;j ' dian se situe Ă 5.000 tCO2ĂŠq/an alors que son homologue MDP ;d[h]_[i rĂŠduit les ĂŠmissions de 50.000 h[dekl[bWXb[i tCO2ĂŠq/an. '- Source: Banque Mondiale, Ecosystem Marketplace

;\\_YWY_jÂ&#x192; Â&#x192;d[h]Â&#x192;j_gk[ '&

Projets de compensation volontaire Volume total en 2006: 13 MtĂŠqCO2 7kjh[i ) CÂ&#x192;j^Wd[ )

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=Wp _dZkijh_[bi D(E " ]Wp \bkehÂ&#x192;i (& ;\\_YWY_jÂ&#x192; Â&#x192;d[h]Â&#x192;j_gk[ +

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propre (MDP) et la Mise en Œuvre Conjointe (MOC) qui leur permettent d’acheter ou de générer des crédits d’émissions à l’aide de projets de réduction d’émissions réalisés dans les pays en voie de développement ou les pays émergents. C’est le principe de la compensation. Les projets financés font appel à l’utilisation des énergies renouvelables, l’efficacité énergétique, la sensibilisation à une meilleure gestion de l’énergie et aux puits de carbone (reforestation). Pour garantir la neutralisation du CO2, ils doivent en outre être utiles, quantifiables, vérifiables, durables, variés et bénéficier aux populations locales, selon les critères imposés par l’ONU. Réduire et compenser au meilleur coût La compensation offre ainsi un intérêt environnemental évident puisqu’elle permet, à condition d’additionnalité, de réduire globalement les émissions émises tout en participant au développement durable des pays hôtes qui accueillent les projets de compensation. Elle offre en outre un intérêt financier incontestable pour les entreprises qui peuvent ainsi tenir leurs engagements à moindres coûts car une partie des efforts de réduction est réalisée là où les coûts sont les moins élevés. Et c’est peu dire que le marché carbone qui en découle est devenu un vecteur essentiel de la réduction des émissions à l’échelle mondiale. Ainsi d’après le rapport “State and Trends of the Carbon Market 2007”, depuis 2002, 8 milliards de dollars ont été investis dans les pays en développement par le biais du MDP. Tandis que les achats directs de crédits carbone, depuis 2002, ont levé 16 milliards de dollars supplémentaires en investissements associés supportant une énergie propre dans les pays émergents. Au

total, les pays en développement ont contracté un milliard de tonnes de réduction d’émissions GES et devraient contribuer à hauteur d’un milliard de tonnes supplémentaire d’ici à 2012. “Ces chiffres indiquent l’importance de la contribution des pays en voie de développement dans la réduction des émissions. Le milliard de tonnes supplémentaire représente la moitié de ce que le Japon et l’Union Européenne réunis doivent réduire, d’ici à 2012”, précise Karan Capoor, expert de la Banque Mondiale et co-auteur du rapport. Un marché volontaire en développement En clair, le marché carbone fonctionne bien. Drainant des investissements de plus en plus massifs vers des pays où la réduction des émissions est économiquement plus “rentable”, il permet à ces pays de se développer avec des technologies propres et aux acteurs soumis au protocole de Kyoto d’équilibrer leurs efforts de réduction des émissions. Ce qui est nouveau par contre, c’est qu’un nombre croissant d’entreprises et de particuliers qui ne sont pas soumis aux obligations Kyoto s’engage volontairement dans cette démarche associant réduction et compensation de leurs émissions. On voit ainsi se développer un marché libre et volontaire, fondé sur les mêmes principes que le marché réglementé Kyoto: ﬁnancer des projets de réduction d’émissions dans les pays en voie de développement. Ces projets permettent de générer des crédits de réduction d’émissions vériﬁées (VERs

pour Verified Emission Reduction) qui n’ont pas la même valeur marchande que les réductions d’émissions certifiées (CERs ou Certified Emission Reduction) de leurs homologues MDP - ils ne sont pas encore échangeables sur les principales bourses de carbone mais trouvent aujourd’hui acquéreur auprès d’entreprises et de particuliers cherchant à minimiser leur impact sur l’environnement. Le marché volontaire se développe ainsi rapidement: on y échangeait l’an dernier déjà plus de 13 MtéqCO2 pour une valeur de 80 millions € (voir infographie). À comparer aux 466 MtéqCO2 issus en 2006 du mécanisme de développement propre et de la mise en œuvre conjointe. Vers un consomm’acteur Si certaines entreprises surfent sur la vague marketing de la compensan°8 energymag | 27

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DOSSIER | NEUTRALITE CARBONE

Fortis est l’un des premiers grands groupes bancaires mondiaux à avoir atteint sa neutralité carbone dès février de cette année. L’entreprise a ainsi compensé 180.000 téqCO O2 correspondant à l’estimation de ses émissions directes sur l’ensemble du périmètre du groupe pour 2007. Mais la compensation n’est que la partie la plus visible du plan de neutralité carbone du bancassureur qui comprend des efforts ambitieux en matière de réductions des consommations d’énergie, le passage à 100% à l’énergie verte et la réduction de ses émissions indirectes d’ici à 2010. L’exemple de Fortis est aussi le témoin de la “restructuration” des activités des grandes entreprises à l’aune du changement climatique. Objectif: tirer parti des contraintes carbone pour accroître sa p compét com pétiti itivit vité. é C’e é. est aussi aus si un sig igne ne pou ur le mar marché ché: dorénavvantt, la liqu iquidi idité té ﬁnanc nancièr ière e ira ira ver verss les en entre trepri pr ses qui seront les plus à même de s’ad dapt apter er à la con ntra traint inte e carb carbone one.

tion volontaire, d’autres y voient une manière de se préparer à la restructuration économique et industrielle qu’engendrera la dimension carbone. Et répondre ainsi aux nouveaux choix de consommation qui se font jour. L’explication ne nous viendra pas d’une grande multinationale, mais d’un petit viticulteur du bordelais. “Dans une exploitation viticole, les occasions de dégager du CO2 sont nombreuses: il y a les gaz de viniﬁcation, les opérations d’embouteillage, les transports”, commente Rémi Lacombe, propriétaire des vignobles Lacombe. “Nous avons déjà adopté des mesures pour minimiser nos émissions et nous allons les renforcer encore, mais nous n’allons pas cultiver la vigne avec des chevaux, ce serait respectable mais ça ne fait pas partie de notre projet d’entreprise. Quand on a atteint, ou presque, la limite de ses capacités de minimiser ses émissions de CO2, là intervient l’idée de compenser les émissions devenues incompressibles. Nous allons donc minimiser notre consommation, et compenser au maximum. En parallèle, j’observe que le consommateur veut

désormais devenir consomm’acteur, je crois à une évolution de la consommation, et je veux proposer un chemin au client. Nous voyons apparaître une nouvelle posture de consommation, qui veut allier le bon à l’utile. C’est toute cette réflexion qui m’a décidé à compenser carbone les activités des vignobles Lacombe. Proposer des bouteilles neutres pour le climat, cela veut dire que là où c’est possible, et où c’est le plus facilement possible, ailleurs sur la planète, nous créons par notre contribution financière des possibilités d’économiser du CO2 à juste équivalence du CO2 qui est émis ici”. Tout est dit ou presque: le consommateur est invité à opter pour une consommation plus raisonnée. Cela passe aujourd’hui par la vente de produits labellisés neutre en carbone, une tendance en plein essor. Des assurances automobiles aux bouteilles de vin, en passant par les vols en avion ou en train, de plus en plus d’entreprises proposent des produits neutres en carbone. Jusqu’y compris l’essence (sic!)! En Australie, BP offre ainsi depuis 2001 une essence neutre en carbone aux gestionnaires de flottes d’entreprise. Pour un supplément d’environ 0,1€/litre, soit 1 à 2% du prix du litre, l’entreprise cliente peut opter pour de l’essence certifiée “Greenhouse Friendly” par l’administration australienne. Depuis sa création, le programme qui compte 12.000 clients revendique plus de 1,6 MtCO2éq de compensation. Plus près de chez nous, c’est au

tour d’Eurostar de proposer le voyage vert: depuis ce 14 novembre, tous ses voyages sont neutres en carbone, la compagnie ferroviaire compensant ses émissions sans aucun coût supplémentaire pour les voyageurs. Elle démontre au passage les avantages du train sur l’avion, autrement plus émetteur de GES et donc plus difﬁcile à compenser à coût nul pour le client. Alpro dans la voie du business greening Mais qu’on ne s’y trompe pas: la labellisation n’est pour l’instant que la face la plus visible de la neutralité carbone. Ainsi, Eurostar entend aussi réduire de 25% ses émissions d’ici 2012. Un effort important qui passera notamment par la diminution de la consommation électrique de son matériel roulant, une meilleure utilisation de la capacité des trains, et l’optimisation de la qualité d’électricité utilisée. La compagnie va installer des compteurs d’énergie sur les trains aﬁn d’informer les conducteurs de leur consommation en direct, mettre en place de nouveaux contrôles pour l’éclairage, le chauffage et la climatisation. Le programme comprend également l’usage généralisé de billets électroniques et le tri ou recyclage de tous les produits utilisés à bord. D’autres entreprises ambitionnent d’aller un cran plus loin. C’est le cas d’Alpro, qui entend devenir la première entreprise agroalimentaire au monde à devenir neutre en carbone. Certes, l’horizon auquel l’entreprise de Wevelgem vise d’y parvenir est loin - 2020 - mais il y a lieu de s’intéresser à son programme. “Il va sans dire que devenir une entreprise neutre en CO2 prendra du temps. Mais les premiers pas dans cette direction sont déjà pris aujourd’hui. Dans notre station d’épuration de

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Wevelgem, nous produisons du bio- vrai, par les milieux financiers. Ceuxgaz qui alimente nos procédés. Nous ci les pressent de s’adapter et tirer examinons la possibilité d’installer profit des contraintes CO2, “les invesune éolienne sur un de nos sites, en tisseurs voulant protéger leur argent Belgique ou à l’étranger. D’ici là, nous et tirer profit le plus tôt possible des avons décidé de passer intégrale- industries du futur”, précise ainsi le ment à l’électricité verte, AlpEnergie dernier rapport du Carbon Disclosure d’Electrabel. Le passage à l’électrici- Project, un groupement de 341 investé verte coûte 20.000 € de plus par an, tisseurs totalisant 41.000 milliards de mais l’investissement est minime en dollars d’investissement. Tous les regard du budget énergétique total. deux ans, cette organisation mène Le développement durable ne doit une enquête auprès des plus grandes donc pas toujours coûter beaucoup entreprises cotés en bourse. La derplus”, explique Bernard Deryckere, nière portait ainsi sur 2700 groupes Managing Director d’Alpro. Au-delà industriels mondiaux couvrant tous les secteurs. L’anade l’énergie relyse des réponses nouvelable, Alpro “Ces chiffres indimontre “qu’ils ont entend aussi jouer quent l’importance élaboré ces dersur l’ensemble de de la contribution nières années des sa chaîne logistides pays en voie stratégies et mis en que: des sources de développement place des structures de matières predans la réduction pour minimiser les mières, en passant conséquences fipar la logistique des émissions”. nancières potentielet le transport des marchandises, la diminution des lement négatives du réchauffement emballages et leur recyclage. “De de la planète et améliorer leur comla production à la distribution, nous pétitivité”. Un autre rapport de Merryl évaluerons nos émissions CO2 et mi- Lynch enfonce le clou: “A terme, nimiserons celles-ci partout où c’est nous estimons qu’il sera de plus en possible”. L’acquisition d’un terrain à plus difficile pour les entreprises de bâtir jouxtant la Leie doit être vu dans poursuivre leurs pratiques néfastes ce sens: favoriser à l’avenir un trans- en matière d’environnement, dans la port des marchandises (matières mesure où les gouvernements multipremières et produits finis) par voie plient les réformes législatives, où les fluviale afin de diminuer l’impact du investisseurs adoptent une position transport routier. Enfin, Alpro entend plus engagée sur ces questions et où aussi capitaliser sur les atouts de les consommateurs demandent une ses produits à base de soja: “ils sont plus grande transparence tout au long sains et leur empreinte carbone est de la chaîne logistique”, souligne Zoe nettement moindre que leurs équi- Knight, responsable de la recherche valents laitiers”. Qui sait si demain, sur l’investissement socialement resnous ne mangerons pas plus de pro- ponsable. Pour Merrill Lynch, une fois duits à base de soja? que toutes les entreprises seront tenues de quantifier et de publier leurs La pression des milieux financiers chiffres d’émissions, les investisseurs De leur côté, les grands groupes inter- seront en mesure de calculer de nounationaux prennent aussi les choses veaux critères de valorisation liés en main, poussés dans le dos, il est à l’environnement. Bref, la planète

financière entend forcer les entreprises à restructurer leurs activités à la lueur des coûts carbone. Les banques au cœur du système Le secteur bancaire, on l’a dit, est l’un des premiers à avoir pris le pas. Faut-il y voir un signe? Sans doute, car les banques sont au cœur du système économique, irriguant tous les secteurs d’activités par leurs financements. Si elles ignoraient jusqu’à présent les impacts environnementaux et sociaux de leurs financements, cela risque fort de changer demain. Certes, leurs émissions directes liées à leurs activités sont relativement faibles vu leur caractère tertiaire. Mais ce n’est pas le cas des émissions indirectes produites par les financements et investissements qu’elles autorisent. Le secteur bancaire alimentant une énorme partie des activités économiques mondiales, ces émissions indirectes sont immenses. Or, de plus en plus de groupes de pression font valoir qu’elles sont partiellement responsables de ces émissions puisqu’elles les rendent possibles en les finançant. Pour les banques, le principal enjeu de réduction des émissions de CO2 se trouve ici: réduire l’empreinte carbone de leurs clients. Et on les presse aujourd’hui à jouer ce rôle. Comment? En adaptant leur offre commerciale. Si cela passe par de nouveaux crédits destinés à financer l’efficacité énergétique ou le développement des énergies durables, à terme, il n’est pas impossible de voir le coût du crédit être lié au bilan carbone de tout investissement. L’idée d’imposer au secteur bancaire des objectifs de reporting et de réduction des émissions indirectes est en tout cas dans l’air du temps. p J.F. Marchand

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Compensation volontaire

Attention à respecter les règles! La compensation volontaire offre la possibilité à tout acteur de s’engager dans l’effort global de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le principe a du bon, à condition d’éviter les dérives actuelles du système et d’aborder la question selon une démarche rationnelle et efficace. Le marché de la compensation volontaire devrait représenter 400 MtéqCO 2 d’ici trois ans à peine. Soit quasi le niveau 2006 des crédits carbone générés par le mécanisme de développement propre (MDP) prévu au protocole de Kyoto. La ﬁ lière se développe à toute vitesse et le train des entreprises visant la neutralité carbone s’emballe. Mais gare au retour de ﬂamme! Car le marché de la compensation volontaire est loin d’être mature.

réduction d’émissions faisant partie du portefeuille de Native Energy. La surprise est de taille. Le premier concerne une unité de biométhanisation dans une ferme de Pennsylvanie d’un montant de 750.000$. Or celle-ci était déjà ﬁnancée à hauteur de 631.000$ par des aides de l’état et du département américain de l’agriculture, le solde étant apporté par l’exploitant de la ferme qui utilise une partie de l’électricité produite

pour alimenter son activité. Native Energy s’est en réalité contentée d’acheter opportunément les émissions évitées “estimées” sur une durée de 20 ans, soit 29.000 tonnes, le fermier voyant l’opération une source de revenu complémentaire inattendue. Revendues au prix de 12$ la tonne, on voit par contre où va l’argent. Le deuxième cas, celui d’un petit parc éolien en Alaska, est à l’avenant. Le projet de trois turbines de 100 kW visant à remplacer un générateur d’électricité au gasoil était déjà ﬁnancé par une aide fédérale américaine à hauteur de 2,8 millions $ sur un budget de 3,1 millions $. Ici aussi, Native Energy s’est simplement porté acquéreur, bien après le montage du projet, des émissions évitées estimées sur une durée de 25 ans, soit 9.000 tonnes au prix de 4$ la tonne. Résultat: Native Energy

Les filières de la compensation Le mauvais exemple d’Une Vérité qui Dérange! S’il nous fallait un exemple révélateur, c’est bien celui d’Une vérité qui dérange. Les producteurs du film ont eux aussi fait le choix de compenser les émissions engendrées par la production du documentaire évaluées à 41,4 tonnes. Une Vérité qui Dérange s’annonçait ainsi comme le premier film documentaire neutre en carbone. Signalons qu’au prix de 12$ la tonne, le deal de 496,80$ ne pèse pas bien lourd face au 50 millions$ engrangés par le film au box-office mondial. Mais le vrai hic est ailleurs. Le 2 septembre dernier, un journaliste du Los Angeles Time révélait que les (presque) 500$ investis n’ont en pratique conduit à aucun bénéfice environnemental additionnel, mais qu’ils ont surtout permis à la société de compensation Native Energy de s’enrichir. Le journaliste a ainsi investigué auprès de deux projets de

Les ﬁlières de la compensation sont très diversiﬁées. Parmi les principaux critères qui les différencient se trouvent les types de projets proposés, les méthodologies et les standards retenus ainsi que les prix pratiqués. Tour d’horizon. T Un petit nombre d’entreprises travaillent avec des crédits issus des marchés régle-

mentés, et proposent de compenser les émissions en vendant des quotas du marché européen EU-ETS (actifs EUA), des crédits issus de projets MDP (CERs) ou des crédits issus de projets MOC (ERUs), soit à 100% soit dans un portefeuille comprenant également des crédits VERs (voir ci-dessous). L’utilisation de ces crédits est une garantie d’intégrité environnementale, et permet de s’assurer qu’ils respectent des méthodologies rigoureuses, tant pour ce qui concerne l’approbation des projets d’investissements que leur contrôle. T Certaines entreprises adoptent des standards mis en place par des ONG et des or-

ganismes soucieux de garantir l’intégrité environnementale du marché et de ne pas risquer de perdre la confiance des acheteurs. Parmi les plus importants citons le Gold Standard du WWF, qui s’adresse en premier lieu aux projets d’efficacité énergétique et aux projets d’énergies renouvelables, le label Voluntary Carbon Standard (VCS) développé par l’IETA, The Climate Group et le World Economic Forum Global Greenhouse Register (WEF) et le standard Climate Community & Biodiversity (CCB) spécifique aux projets forestiers. Les crédits proposés sont généralement des VERs labellisés. T Certains fournisseurs utilisent une tierce partie pour valider et vérifier les réduc-

tions d’émissions produites (crédits VERs mais non labellisés), tandis que d’autres indiquent qu’ils appliquent les standards du MDP sans pour cela que les projets évoqués ne soient enregistrés auprès du comité exécutif du MDP (les crédits sont alors dénommés ER pour Emission Reduction). La moitié de l’offre de crédits sur le marché de la compensation volontaire en 2006 était issue de cette ﬁlière.

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Fortis: neutre en carbone depuis janvier 2007 qui n’a contribué qu’à 1% du budget total d’investissement (36.000 $) s’alloue 100% des émissions évitées. On est loin du compte quant au principe d’additionnalité cher au protocole de Kyoto qui veut que les projets de compensation génèrent de nouvelles réductions d’émissions qui n’auraient pas été possibles autrement. Respecter les règles Cet exemple illustre toute la problématique du marché volontaire. La première c’est qu’en l’absence d’une méthodologie rigoureuse d’évaluation des émissions, rien n’indique que les 41,4 tonnes estimées pour la production du film correspondent à la réalité. Tout candidat sérieux à la compensation se doit de calculer son empreinte carbone selon des protocoles reconnus et transparents (lire article en page 32). De même, il est peu crédible de comptabiliser en crédits des réductions d’émissions estimées et à venir, rien ne certifie qu’elles seront effectives dans le temps, ni qu’elles feront l’objet d’un contrôle. Les acteurs qui veulent se prémunir de ce risque opteront pour des crédits qui sont soit certifiés (crédits Kyoto CERs pour Certified Emissions Reduction), soit vérifiés par un organisme au-dessus de tout soupçon (marché volontaire et ses VERs pour Verified Emissions Reduction labellisés par des standards reconnus). Plus grave: l’argent investi dans la compensation n’a pas généré de nouvelles ressources de réduction d’émissions qui n’auraient pu voir le jour sans cet apport. Pas d’additionnalité donc, critère essentiel de choix pour qui veut se lancer dans la neutralité carbone. Enfin, il y a lieu aussi de s’assurer que les crédits achetés ont bien été retirés du marché afin d’éviter qu’ils ne soient pas vendus à plus d’un acheteur.

Annoncé ﬁn de l’année dernière, le programme de neutralité carbone de Fortis aurait déjà été atteint dès janvier dernier par la compensation de 180.000 téqCo2 correspondant à l’empreinte carbone du groupe en 2007. Détail du plan avec Manuel Adamini, Manager CSR de Fortis. Votre empreinte carbone était de 220.000 tonnes l’an dernier, et vous ne compensez que 180.000 tonnes cette année. Comment parvenez-vous à ce résultat? Tout d’abord, je préciserai que nous avons travaillé de façon intense durant l’année 2006 pour évaluer notre empreinte carbone(1) le plus largement possible et déﬁnir une stratégie de neutralité pour l’ensemble du groupe. Les 180.000 tonnes annoncées sont les émissions attendues pour 2007. Elles étaient de 195.000 tonnes en 2005 et de 220.000 en 2006. La croissance entre 2005 et 2006 vient du fait que notre plan de réduction des émissions n’était pas encore opérationnel. Ce qui est le cas depuis le début de l’année. Ce plan comprend des objectifs de réduction de la consommation d’énergie mondiale liée à nos activités et à la mobilité du personnel ainsi qu’un passage à 100% à l’énergie renouvelable pour l’ensemble de nos sites. Les 180.000 tonnes sont donc l’objectif à atteindre tenant compte de nos efforts de réduction, soit une réduction de 15% de notre empreinte carbone. Sur ce plan, nous sommes largement en avance quant au passage à l’énergie renouvelable. Nous sommes passés dès janvier à 100% d’électricité verte pour la Belgique et depuis juin pour les Pays-Bas. Le Luxembourg le sera en 2008. L’impact de l’électricité verte est très important sur le bilan carbone. Les mesures de réduction des consommations d’énergie doivent par contre encore porter leurs fruits dans les mois qui viennent, étant donné leurs délais d’implémentation. Il n’est donc pas impossible que nos émissions 2007 soient plus élevées que prévues. Quoi qu’il en soit, elles seront intégralement compensées. Quels sont les grands axes de votre plan Energie? L’objectif est de réduire de 10% notre consommation mondiale d’énergie par équivalent temps plein d’ici à 2010. Notre plan s’articule en trois axes: E Des campagnes de sensibilisation du personnel aux économies d’énergie. Nous avons mis en place une opération pilote à Rotterdam et nous adapterons celle-ci en fonction des résultats pour l’ensemble de nos sites. Les résultats sont déjà encourageants. E L’investissement dans de nouveaux équipements plus performants au sein de nos installations, qu’il s’agisse de l’éclairage, de la bureautique, ou de la conception des bâtiments et leurs systèmes de confort comme le chauffage, la ventilation et la climatisation. Nous évaluons toutes les solu-

tions techniques disponibles et nous généraliserons les plus probantes sur nos sites. Il est clair que ce volet prend du temps. E Nous améliorerons autant que possible l’efficacité de nos activités opérationnelle et la conduite de nos installations. Cela nécessite ici aussi des investissements techniques et humains qui prendront un certain temps Enfin, concernant notre approvisionnement en électricité verte, je signalerai que nous avons exclu la production d’électricité à base de biomasse pour nous concentrer sur l’éolien, le solaire et la petite hydroélectricité, sources réellement renouvelables et durables. Comment se compose votre portefeuille de compensation? Nous avons défini des critères stricts, à commencer par le refus d’acquérir des crédits VER pour lesquels la controverse est encore trop forte selon nous. De la même manière, nous privilégions les projets MDP par rapport aux projets MOC quant aux crédits acquis dans le cadre du Protocole de Kyoto, car ils donnent la priorité aux pays en développement et à nos objectifs de favoriser le développement durable. Nous excluons cependant les projets de puits carbone, les installations électro-hydrauliques à production intensive et les projets de combustion en torchère des gaz de combustion et des gaz industriels, y compris les hydrofluorocarbones. Nous leur préférons des projets de production d’énergie renouvelable comprenant l’éolien, le solaire, la petite hydroélectrique, la biomasse/biogaz ou biocarburants liquides lorsqu’ils sont utilisés pour la production d’électricité. Pour avaliser ce programme, nous avons signé un accord de coopération avec la Gold Standard Foundation. Notre portefeuille de compensation comprendra ainsi au moins 50% de crédits ayant obtenus le label Gold Standard. Ce seuil de 50%, plutôt que de 100%, s’explique par la nécessité de garder une certaine flexibilité dans un marché de demande forte pour des crédits Gold Standard, et plus particulièrement les CER. Le solde sera cependant acquit sur le marché MDP via un processus rigoureux de sélection, mis au point par notre département CSR, en étroite collaboration avec notre division Fortis Carbon Bank et la Gold Standard Foundation. p Propos recueillis par Jean-François Marchand (1)

Pour calculer son empreinte carbone, Fortis a eu recours au protocole GHG développé par le World Resources Institute (WRI) et le Worl Business Council for Sustainable Development (WBCSD).

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Politique de neutralité

Dix clés pour réussir votre neutralité carbone. 1/ Comprenez ce qu’est un crédit carbone Un crédit carbone est une réduction ou une non-émission d’une tonne équivalente de CO2 qui est utilisée pour contrebalancer ou compenser des émissions produites par d’autres activités. Les crédits carbone peuvent être achetés par des états, des entreprises, organisations ou des individus qui souhaitent rencontrer leurs objectifs de réduction d’émissions, voire de neutralité carbone. Le critère essentiel pour un crédit carbone est que la réduction ou la non-émission de CO 2 utilisée pour compenser n’aurait pas eu lieu sans cela et est additionnel à une activité business-as-usual. L’additionnalité, le critère principal S’il existe de nombreuses caractéristiques que doit avoir un crédit carbone, afin de s’assurer qu’il est écologiquement crédible, l’additionnalité est le plus important. Parce qu’un crédit carbone est utilisé pour compenser ou neutraliser des émissions produites ailleurs, il est essentiel que la réduction d’émissions ainsi “achetée” n’aurait pu avoir lieu sans cela. À défaut, il n’y aura pas de réduction nette des émissions. En d’autres termes, le vendeur du crédit carbone doit être en mesure de prouver que la réduction d’émissions qu’il représente ne se serait pas produite sans paiement de la compensation. Cette démonstration peut être faite, par exemple, en montrant que le supplément de recettes procuré par l’achat du crédit carbone rend le retour sur investissement du projet soutenu suffisamment attractif ou a permis de lever un finan-

cement extérieur qui n’aurait pas été disponible autrement.

2/ Calculez votre empreinte carbone et décidez de vos objectifs La première étape est de calculer l’empreinte carbone de votre entreprise ou votre organisation. Plusieurs protocoles de calcul et de reporting sont à votre disposition, à commencer par le GHG Protocol (www.ghgprotocol.org) développé par le World Resources Institute (WRI) et le Worl Business Council for Sustainable Development (WBCSD) ou l’ISO 14064, développé par l’International Standards Organisation (www.iso.org/ iso). En France, et chez nous depuis peu, vous trouverez également des experts de la méthode bilan carbone développé par l’Ademe, l’institut français de l’efﬁcacité énergétique et du développement durable. Vous devrez aussi décider sur quel périmètre calculer votre empreinte carbone et suivant quel objectif: réduire vos émissions, atteindre la neutralité carbone, développer des produits/services à faible intensité carbone? Pour beaucoup d’entreprises, en effet, l’impact carbone le plus important ne vient pas des émissions directes liées à ses opérations internes, mais des émissions indirectes générées sur l’ensemble de la chaîne de valeur des produits ou services. Recourir à une analyse en cycle de vie peut être utile pour mesurer l’impact global sur l’ensemble de cette chaîne, allant de l’approvisionnement à la consommation, voire au recyclage. Une fois que vous savez où se situe votre impact principal, vous pouvez inﬂuencer cette par-

tie de la chaîne en travaillant avec vos fournisseurs et partenaires, voire vos clients en leur proposant de nouvelles offres intégrant la neutralité carbone ou de nouveaux produits à faible intensité carbone.

3/ Assurez vous du plus large soutien au plus haut niveau Évaluer et comprendre votre empreinte carbone est la première étape pour la réduire. Elle réclame cependant des ressources et des engagements clairs de votre direction. Assurez-vous que vous avez

Standard

Marché

European Trading Scheme (EU-ETS)

Régulé

Clean Development Mechanism (CDM)

Régulé

Joint Implementation (JI)

Régulé

Gold Standard

Régulé & volontaire

Voluntary Carbon Standard

Volontaire

CCB

Volontaire

VER+

Volontaire

Chicago Climat Exchange

Volontaire

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un solide business case à proposer à votre board management. Les arguments qui incitent à l’action sont nombreux: assurer la pérennité de ses sources d’approvisionnement qui pourraient être limitées ou coûter plus cher à l’avenir du fait d’un aggravement du changement climatique, accroître l’attractivité de l’entreprise auprès des investisseurs et groupes ﬁnanciers aujourd’hui plus sensibles au risque carbone de leurs investissements, limiter son exposition aux risques d’évolution du marché, se préparer à une future régulation contraignante en matière

de réduction des émissions, répondre aux exigences de ses grands donneurs d’ordre, rencontrer les attentes des consommateurs souhaitant connaître et choisir l’impact carbone de leur consommation. Les bénéﬁces attendus d’une démarche de neutralité carbone devraient aussi être mis en avant: identiﬁer de nouvelles sources de réduction des coûts, en particulier sur les coûts d’énergie et mettre à jour de nouvelles opportunités d’activités, produits ou services en relation avec ses clients et fournisseurs.

4/ Évaluez les efforts de réduction et de compensation Votre empreinte carbone connue, vous pourrez déﬁnir les objectifs précis à atteindre, à la fois en termes de réduction interne d’émissions et de compensation des émissions non-réductibles. Vos objectifs devraient prendre en compte le potentiel de réductions des émissions à la source (diminution des consommations énergétiques, amélioration des processus, achat ou autoproduction d’électricité renouvelable) et votre souhait éventuel d’atteindre la neutralité carbone (émissions

Type de crédits

Types de projets

Localisation

Avantages/inconvénients

Prix **

EUA’s (European Unit Allowance)

Non applicable (marché de quotas)

Tous pays EU

Contrôlé par l’UE Pas de projets

24 € (phase2)

CER’s (Certiﬁed Emissions Reduction)

Gaz industriels, énergie renouvelable, efﬁcacité énergétique, projets forestiers

Kyoto ratiﬁé, hors annexe B

Contrôlé par l’ONU, processus rigoureux, bénéﬁces annexes en DD*, additionnalité Prix, projets principalement de grande taille

17-20 €

ERU’s (Emission Reduction Units)

Gaz industriels, énergie renouvelable, efﬁcacité énergétique

Kyoto ratiﬁé, annexe B

Contrôlé par l’ONU, projets proches des acheteurs (Europe de l’Est et Russie) Projets principalement industriels

15-18 €

CER’s & VER’s (Veriﬁed Emission Reduction)

Efﬁcacité énergétique, énergie renouvelable

Tous pays hors annexe B

Standard de qualité, bénéﬁces annexes en DD*, additionnalité, méthodologie CDM Peu de projets disponibles, petite échelle

11-25 €+

VER’s (Veriﬁed Emission Reduction)

Gaz industriels, énergie renouvelable, efﬁcacité énergétique, projets forestiers

Tous pays

Standard de qualité, registre existant, méthodologie CDM Pas bénéﬁces annexes en DD*, délais des projets

5-15 €

Projets forestiers et agroforestiers

Tous pays

Processus de consultation, qualité, bénéﬁces annexes en DD* Risques concentrés sur les projets forestiers

5-15 €

VER’s (Veriﬁed Emission Reduction)

Toutes les procédures CDM approuvées

Tous pays

Initié par l’organisme allemand de certiﬁcation TUV-SUD, procédures simpliﬁés, additionnalité, méthodologie CDM Lancé en mai dernier, pas de retour d’expérience

5-15 €

CFI (Carbon Financial Instrument)

Marché Nord américain de quotas et de projets (énergie renouvelable et forestiers)

Tous pays

Peu coûteux Pas bénéﬁces annexes en DD*, additionnalité non garantie

1-3 €

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CO2Logic et Climact, deux prestataires à suivre

“Tant qu’il n’y aura pas plus de transparence et de garanties sur les marchés volontaires, nous nous limiterons à proposer à nos clients des crédits certifiés CERs issus de projets validés par le Conseil exécutif du Mécanisme du Développement Propre (MDP)”, affirme Antoine Geerinckx, co-fondateur de CO2 Logic, la toute première entreprise à s’être lancé dans la compensation carbone dans notre pays. Pas question donc de vendre des crédits VERs et encore moins des réduction d’émissions non vérifiées (ER). “La confiance dans la démarche de compensation est capitale. Il est aussi essentiel que nos clients puissent apprécier par avance le projet dans lequel ira leur argent, sa nature et sa contribution au développement durable. C’est la raison pour laquelle nous travaillons directement avec des porteurs de projets sans passer par des fonds carbone existants comme celui de la banque mondiale. Nous focalisons aussi notre choix sur des projets visant le développement d’énergie renouvelable et ayant un impact réel sur les populations locales”. CO2Logic a ainsi choisi de contribuer à un premier projet de biomasse en Inde consistant à produire de l’électricité renouvelable à partir des déchets agricoles comme l’enveloppe du riz, la tige de cotonnier et les pailles de riz provenant de fermiers locaux. Ce projet est certifié par les Nations Unies et entre dans le système MDP. Il devrait permettre d’économiser 200.000 tonnes de CO2. “Grâce à ce projet, les fermiers lo-

caux peuvent valoriser les déchets perdus de leur récolte, autrement brûlés sur les champs. Comme cette ressource biomasse est demandée toute l’année, cela permet de répartir plus équitablement les flux de revenus des fermiers. En outre, l’aspect économique du projet réside exclusivement dans le revenu prévu et tiré des crédits carbone”, précise Antoine Geerinckx. Signalons qu’en marge de la vente de crédits carbone, CO2Logic aide ses clients à évaluer leur empreinte carbone et mettre en place une stratégie de réduction de leurs émissions. La société a choisi de travailler avec la méthode Bilan Carbone développé par l’Ademe, l’Agence Française de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie. Si la société Climact est plus récente - elle vient tout juste de se créer - elle entend comme CO2Logic proposer à ses clients des crédits CERs issus directement de projets MDP validés par l’ONU. Dans un premier temps, Climact a choisi de participer au financement de trois projets en Inde: l’installation de deux éoliennes à Jakhapur, celle de turbines hydroélectriques à Ghonsari et celle d’un système d’assainissement des eaux usées à Ratnagiri. Afin d’offrir un maximum de transparence, Climact a choisi d’en faire contrôler l’ensemble des opérations par un cabinet d’audit extérieur indépendant. Et pour garantir un cran plus loin son intégrité environnementale, les fondateurs se sont associés la caution du Professeur Jean-Pascal Van Ypserseele, qui oeuvrera dans le comité d’orientation de l’entreprise. “Le projet mené par Climact est une initiative crédible dans la lutte contre le réchauffement climatique”, souligne le climatologue. “Elle est portée par une équipe solide et complémentaire qui fonde son action sur les principes de transparence et d’intégrité. J’apporte en toute indépendance mon expertise de climatologue au soutien de cette entreprise qui s’est donné comme mission de maximiser les réductions d’émissions de gaz à effet de serre et de contribuer efficacement à limiter l’ampleur des changements climatiques”. p J.F. Marchand

nettes égales à zéro en incluant les réductions et la compensation). Il est également crucial de choisir des indicateurs qui vous permettent de mesurer de façon claire les performances de vos actions sur votre empreinte carbone. Ces indicateurs peuvent être en mesures réelles ou normalisées. Les indicateurs les plus souvent utilisés reprennent les émissions en CO 2 équivalente par unité produite, l’euro de chiffre d’affaires, le nombre d’employés ou le m2 occupé. Pour élaborer vos indicateurs, vous pouvez vous référer au guide de références sur l’inventaire des émissions de gaz à effets de serre de la directive IPPC (www.ippc-nggip.iges.or.jp/public/ gl/invs1.htm).

5/ Développez une stratégie d’acquisition sur mesure Il vous faudra élaborer une stratégie sérieuse pour identifier et acquérir les crédits carbone nécessaires à l’accomplissement de vos objectifs de neutralité. Il s’agit non seulement d’atteindre ces objectifs, mais de les atteindre au moindre coût tout en tirant le meilleur parti des qualités propres des projets soutenus, susceptibles de renforcer le positionnement de votre entreprise ou de vos produits/services. Sur le volet acquisition, vous aurez également à choisir entre une politique de fournisseur privilégié ou d’achat au coup par coup sur le marché, entre des engagements à long terme sur base de contrats d’achat ou des achats sur une base annuelle.

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NEUTRALITE CARBONE | DOSSIER

Les questions qui peuvent vous aider à développer votre stratégie T Quelles sont vos motivations pour compenser? T À quel public vous adressez-vous au travers de votre programme de compensation? T Quelles sont les réglementations locales auxquelles vous pouvezvous référer, comme par exemple les accords de branche? T Avez-vous des zones géographiques ou des secteurs de prédilection? T Avez-vous des technologies ou des proﬁls de projets que vous souhaitez soutenir (ou ne pas soutenir)? T Quel est le degré d’importance du développement durable dans les projets à soutenir? T Quel est votre budget et sa latitude d’engagement?

6/ Choisissez le type de crédits qui vous convient le mieux Il existe plusieurs types de crédits carbone qui répondent à différents besoins. Le tableau qui précède en fournit un résumé. Si vous faites le choix d’acquérir des crédits carbone sur le marché volontaire, optez de préférence pour un label de qualité qui respecte des procédures rigoureuses quant à l’enregistrement des projets et la vérification des réductions des émissions. Les plus importants sont le Voluntary Gold Standard initié par le W WF et le Voluntary Carbon Standard (VCS) développé par l’IETA, The Climate Group et le World Economic Forum Global Greenhouse Register.

7/ Parlez à différents vendeurs Les prix des crédits carbone augmentent au fur et à mesure que vous montez dans la chaîne de valeur du marché. Selon le dernier rapport 2007 Ecosystems Marketplace & New Carbon Finance, les prix moyens proposés par les revendeurs tournent aux alentours des 8,04$/téqCO 2 , à comparer à un prix de 6,03$ pour les courtiers, 5,31$ pour les grossistes et agrégateurs de projets et 3,88$ pour les développeurs de projets. Exigez du vendeur qu’il vous informe sur la partie du prix qui va directement au projet et ce qui couvre ses frais administratifs et le cas échéant son bénéﬁce. Vous pouvez aussi envisager de développer directement vos propres projets, dès lors qu’ils offrent une taille économique le justiﬁant. Si cette solution comporte plus de risques (vous l’assumez vous-même), elle vous permet de réduire de façon substantielle le coût des crédits obtenus.

8/ Contrôlez la bonne exécution des projets et l’annulation effective des crédits achetés Avant et après avoir acheter vos crédits carbone, faites vos propres vérifications pour vous assurer que les réductions des émissions promises correspondent à la réalité et sont bien atteintes. Les ONG et les sociétés de conseils en compensation carbone peuvent vous aider dans cette tâche. Pour vous assurer que les crédits carbones achetés sont bien retirés du marché et ne peuvent être utilisés plus d’une fois, exigez qu’ils soient

consignés et annulés dans un registre d’émissions officiel. Il existe plusieurs registres qui offrent ces services tandis que certains revendeurs de crédits carbone tiennent leurs propres registres mais sous contrôle d’un organisme indépendant.

9/ Assurez la transparence sur votre politique de neutralité Votre politique de neutralité carbone devrait être aussi transparente que possible et communiquée publiquement. Publiez les informations sur les méthodes de calcul utilisées pour évaluer votre empreinte carbone, sur vos objectifs et les résultats atteints en matière de réduction des émissions, sur le type de crédits carbone que vous utilisez pour compenser vos émissions non-réductibles, les projets sur lesquels ils portent et les incertitudes qui y sont liées.

10/ Réévaluez votre approche sur une base régulière Tant l’empreinte carbone de votre organisation que la stratégie et le processus de gestion que vous aurez mis en place évolueront au cours du temps. Le marché carbone est aussi susceptible d’évoluer rapidement. Il vous faudra donc réévaluer votre plan sur une base régulière pour vous assurer qu’il est toujours en phase avec les meilleures pratiques et les objectifs globaux de l’entreprise. p J.F. Marchand

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EFFICIENCY | INDUSTRY

Mireille investit 1,1 million d’euros dans l’écologie

Moins d’eau, d’énergie, de produits chimiques et de rejets de CO2 Les blanchisseries jouissent rarement d’une bonne réputation quand il s’agit d’environnement. Mireille est la preuve que cette impression n’est pas toujours fondé. Depuis le début des années nonante, cette entreprise a pris diverses Mar Ma Mar a c Ney eye ye y ens: nss “Grâce n “Grââce “G “Gr cce au au re r cyc ycla yc lag la aag age g de l’ea eau, ea u, nou us po ouou u-vo von on o nss ré éd édu duire du irirre e la la co onso ns mma matio tion n tot ota o tale le d de e vvin viiin ngt g pou ur cent en n ”.

mesures pour limiter au maximum son impact sur l’environnement. L’initiative la plus récente englobe un investisse-

ment de 1,1 million d’euros qui doit réduire la consommation d’eau d’un cinquième et diminuer fortement les rejets de CO2, la consommation d’énergie et l’emploi de produits chimiques. Un effort remarquable pour une PME de 250 personnes. La petite blanchisserie fondée à “Mireille s’adresse de plus en plus Bruxelles en 1955 est devenue à l’industrie, aux PME, aux services aujourd’hui Mireille S.A., une PME gouvernementaux et aux maisons de ﬂorissante proposant une offre va- repos en offrant des services comme riée dans les soins textiles et domai- l’entretien, mais également la vente nes connexes. La société emploie de vêtements, chaussures et gants 250 collaborateurs et réalise un chif- de travail ainsi que le linge pour maifre d’affaires annuel de 13,5 millions sons de repos. A côté de cela, nous d’euros. La gestion commercialisons des “Il est apparu quotidienne est assuarmoires à vêtements. rée par Willy Bellinkx, qu’un grand nom- Les services particubre d’initiatives Marc Neyens et Koen liers classiques comécologiques dé- me la blanchisserie, Vandevenne “Nos différents départements le nettoyage à sec et bouchaient sur de production sont des économies et, le nettoyage de tapis installés à Heusdenpar conséquent, ne représentent plus Zolder et la distribuque trente pour cent plus d’efficacité.” tion s’effectue tant à du chiffre d’affaires partir de cette localité que de notre total. Par semaine, les différents décentre de Merchtem”, explique Marc partements traitent 42.000 pièces de Neyens, directeur de la production. vêtements de travail, 57.000 pièces

en linge plat et linge à essuyer, 7.200 pièces de vêtements en nettoyage à sec, 1.350 m2 de tapis, 7.500 tapis anti-poussière et environ 500 paires de chaussures. Pour ce faire, 35 camionnettes circulent quotidiennement alors que trois camions assurent le transport entre Merchtem et Heusden-Zolder”. Des années de respect de l’environnement qui rapportent Depuis 1990, Mireille se préoccupe activement du respect de l’environnement. A l’origine pas tellement en pensant vert, mais bien pour des raisons purement économiques. “Pendant la longue période de basse conjoncture, nous avons compris ce que cela signifiait qu’être une entreprise à forte main

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d’œuvre”, souligne Marc Neyens. “C’est pourquoi, le management a décidé d’élaborer un plan de rentabilité accrue en collaboration avec des conseillers externes. Outre des procédures de travail et de modernisation adaptées, il est apparu qu’un grand nombre d’initiatives écologiques débouchaient sur des économies et, par conséquent, plus d’efﬁcacité. C’est ainsi, qu’à cette époque, nous avons démarré des mesures constantes de notre consommation d’énergie et d’eau afin de pouvoir l’optimiser. Progressivement, tant le personnel que le management ont compris que penser vert et penser rentabilité allaient la main dans la main; le respect de l’environnement s’est donc hissé toujours plus haut dans la liste des priorités. Au fil des années, cela s’est traduit par de nombreuses mesures d’économies d’énergie. Ainsi, depuis 2001, nous nous

employons annuellement à installer une technique d’éclairage dans un Pourr un Pou un tunn tunnel el de lav lavage age,, elle el est rame menée me née à d dix di ix litr ix lilittre trre res d’ d’eau ’eau par par kg. kg. g département, ce qui génère chaque fois une économie d’éner- des bains de nettoyage de 60 à Que consomme gie de 18 à 25 pour cent. Entre- 85 °C. De plus, nous avons investi Mireille temps, tous les pompes, compres- dans l’optimisation et le monitoring aujourd’hui seurs et ventilateurs de n’importe des installations de dosage autoquelle capacité ont été dotés de matiques de produits chimiques Eau: 3 régulateurs de fréquence. Depuis pour les différentes installations de ±52.000 m par an 1992, notre vapeur est obtenue à lavage. Les quantités sont mesu- Electricité: partir de générateurs à haut ren- rées et la commande s’effectue en 1.460.000 kWh par an dement fonctionnant au gaz natu- fonction du degré de saleté et du Gaz naturel: rel, les émissions restant ainsi loin chargement des machines. De la 11,2 millions kWh sous les valeurs admises. L’eau de sorte, nous sommes parvenus à uti- par an refroidissement des machines de liser beaucoup moins de produits nettoyage est réutilisée comme de lavage, ce qui est à la fois poeau de lavage et la chaleur rési- sitif pour l’environnement et notre duelle du condensat de la vapeur porte-monnaie! Enfin, nous menons est transformée pour chauffer les depuis des années des actions de bureaux et préparer l’eau chaude sensibilisation auprès du personnel. Nous publions des magazines d’information, organisons des petits concours, sortons notre Moniteur Energie toutes les semaines, le tout pour convaincre nos collaborateurs d’agir dans l’entreprise comme il le ferait à la maison. Plus concrètement, nous proposons d’éteindre la lumière quand ils quittent un local, mais également de couper les machines et de fermer les robinets à vapeur à la fin d’une journée de travail. Cette approche fonctionne car elle conduit à une

Leau L Le ’eaau ’e u de de lav lavage aavvage age ag e de des vête vêt ête eme ments de tra tr vai vaill de coul coul o leur ou e peut à son tou ur être e lo em emp l ée pou loy ur le le nett nett t oya oyage ge des d tapis i an antiti-pou tip ssi pou ssière è .

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EFFICIENCY | INDUSTRY

autorisations, nous avons mis linge alors qu’auparavant on arrisur pied un plan par étapes vait rapidement à 28 litres. Mais pour pouvoir étaler le tout sur c’est surtout au niveau de la récuune période de six ans. Entre- pération d’eau que la blanchissetemps, un projet pilote, où une rie réalise ses plus grosses écoinstallation MBR (installation nomies. “L’eau de lavage du linge avec bioréacteur à membra- blanc passe par une microfiltrane) est montée en parallèle tion de 75 microns ce qui la rend Les la laveu veu usses ess-essor -es e sor oreu or reu eus e ussess tra u tradit tr rra adi dit d i ion io onn on ne nel elles les cco on nsomm nsomme nso mme entt 28 litres littres res pa parr kg. kg. sur notre ﬂux de déchets, ré- suffisamment propre pour être pertorie les valeurs de rejet. réutilisée pour le trempage de ce réduction de plus de trois pour Et comme ces valeurs étaient à ce type de linge et également pour le cent - sans un seul investissement point favorables et réalistes, nous lavage de vêtements de travail de matériel. Avec les interventions avons reçu l’aide pleine et entière couleur”, précise Marc Neyens. techniques, depuis le début des des autorités pour répondre aux “L’eau de ce dernier processus années nonante, nous avons de la nouvelles exigences avec un cer- est à son tour réutilisée pour le sorte diminué notre consommation tain délai”. lavage des tapis anti-poussière. d’électricité/gaz de plus de dix pour Pour satisfaire à la norme baccent et notre consommation d’eau De quoi s’agit-il exactement? tériologique, le rinçage du linge de deux tiers, alors qu’entre-temps, Concrètement, Mireille investit blanc et des vêtements de travail le volume traité a augmenté de plus 1,1 million d’euros dans des me- s’effectue encore toujours avec de quinze pour cent”! sures écologiques. Cet argent a de l’eau de ville. Néanmoins, été utilisé en premier lieu pour, grâce à ce recyclage d’eau, nous Intervenir à la source entre autres, remplacer partiel- pouvons réduire la consommation Sur le plan de la consommation lement les laveuses-essoreuses totale de vingt pour cent. Dans le d’eau, Mireille a surtout fait un pour vêtements de travail par un cas du procédé de lavage des vêgrand pas en avant cette année. tunnel de lavage. Ce dernier ne tements de couleur, nous parlons Car l’entreprise a investi 1,1 million consomme que dix litres par kg de même de soixante pour cent de d’euros dans des techniques d’économie. Et Marc Neyens de poursuivre: “En fait, tout a commencé il y a six ans lorsque les autorités nous ont imposé des normes de rejet plus strictes. La plupart des entreprises surmonte cet obstacle grâce à des solution end-of-pipe, comme l’application d’une installation d’épuration biologique. Mais cela exige de gros investissements sans créer une valeur ajoutée dans le processus. Lorsque les problèmes sont attaqués à la source, il est possible d’atteindre une efﬁcacité de coûts bien plus grande. Mais cela exige du temps et des investissements supplémentaires car il faut agir directement sur le processus. C’est Mirrei Mir Mireil eililille e ille le a laanc an ncé cé sa prop rop ro opre opre re épu ép purat pu ation ion on nd d’’eau u, c’es esst une une ne ins nssttal n allla lat lat ation tion on n av a ec ec b bio io orré réa éaacte é ac urr à mem me mem embra brrane. ra ane ne ne. e. la raison pour laquelle en accord avec les instances qui délivrent les

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INDUSTRY | EFFICIENCY

consommation d’eau en moins! De plus, le système de filtration permet de réinjecter dans le processus de lavage les produits chimiques insuffisamment employés, ce qui induit une diminution de quinze pour cent des produits de lavage. Enfin, les eaux usées sont acheminées via un échangeur de chaleur, l’eau entrante étant portée à 40 à 45 °C. Lors d’une réutilisation, il ne faut donc chauffer que de manière limitée. De la sorte, nous économisons sur la consommation de gaz naturel et nos rejets de CO 2 diminuent de huit pour cent”.

Objectif cycle fermé A court terme, Mireille souhaite fermer totalement le cycle. “Nous avons à présent décidé de démarrer l’épuration d’eau avec une installation avec bioréacteur à membrane,” déclare Marc Neyens. “Celle-ci stimule la dégradation biologique et conduit l’eau par des membranes jusqu’à ce que le niveau d’ultrafiltration soit atteint. De ce fait, les particules en suspension dans l’eau épurée sont limitées à 0,1 micron. La boue libérée dans ce processus est d’abord concentrée pour réduire le volume et, par la suite, proposée à un

transformateur agréé. A l’heure actuelle, nous évacuons encore toujours l’eau épurée, mais nous avons déjà examiné comment la réintroduire dans nos processus. Des tests ont prouvé que par la biais d’une osmose inversée, il est possible de retrouver le niveau d’une eau potable de qualité. Nous envisageons de mettre cette technique en place afin d’arriver à un cycle fermé. Mais pour le moment, le rapport coût/efficacité ne le justifie pas encore…” p Texte: Els Jonckheere Photos: Charles Schweizer

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TECHNOLOGY | COGENERATION

Agfa-Gevaert

Une cogénération au rendement de 102%. Record battu!

Agfa vient d’installer la cogénération la plus performante de Belgique. Une performance encore renforcée par la post-combustion sur les gaz d’échappement. Une première européenne pour un moteur au gaz.

L’entreprise Agfa-Gevaert (Mortsel) ne se contente plus de fabriquer des films en polyester pour l’imprimerie et l’imagerie médicale. Elle produit son électricité et sa chaleur avec la cogénération au gaz naturel la plus performante de Belgique. Depuis janvier 2007, les compteurs d’énergie installés sur cette cogénération de 8 MW électriques affichent un rendement global de 102% au lieu des 85% généralement obtenus… Réalisant ainsi une économie en combustible de 33% qui sera récompensée par les certificats de cogénération à hauteur de 3.2 millions d’euros par an! Inédit… Des rendements électrique et thermique élevés Cette prouesse est due à la combinaison de deux facteurs: l’utilisation d’un moteur à très bon rendement électrique (40%) et la récupération de toute la chaleur disponible, aussi bien la chaleur radiante du moteur que celle de la condensation des gaz d’échappement. Cette récupération permet d’atteindre un très bon rendement thermique (62%). Récupérer est une chose, utiliser cette chaleur en est une autre. Le mérite revient donc au bureau d’études

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Avec un rendement global atteignant 102%,

COGENERATION | TECHNOLOGY

La première post-combustion sur un moteur au gaz naturel

interne à Agfa qui, avec l’expertise du bureau d’études Indea et du fournisseur Eneria, a pu utiliser toute cette chaleur sous diverses formes dans le process de fabrication des films en polyester. Le 26 décembre 2005, Agfa a opté pour quatre moteurs Caterpillar développant une puissance électrique nette de 1.970 kW chacun. Les gaz d’échappement permettent de produire 1.25 tonne de vapeur à 19 bars absolus (baras) et 340°C, soit l’équivalent de 965 kW thermiques par moteur. L’eau chaude à 90°C est d’abord produite dans l’économiseur sur les fumées d’échappement, puis dans l’échangeur de refroidissement du bloc moteur, pour une puissance thermique totale de 1.327 kW par moteur. Agfa utilise encore la chaleur basse température (40°C) issue du refroidissement du turbo du moteur de cogénération ainsi que de la condensation des gaz d’échappement, pour une puissance thermique de 555 kW. Particularité de l’installation, les 200 kW de chaleur radiante de la cogénération sont également récupérés pour la production d’air chaud (35°C) destiné au séchage des films. Une économie en combustible qui grimpe à 33% Il faut bien entendu consommer du gaz naturel pour faire fonctionner cette cogénération. Consommation nettement moindre que la production séparée des mêmes quantités d’électricité et de chaleur. En effet, pour produire 1.970 kW, une centrale électrique à haut rendement (50%, y compris les pertes de distribution) aurait consommé 3.940 kW de gaz naturel. La production de 965 kW de vapeur à partir d’une chaudière à vapeur dont le rendement est de 85% aurait nécessité de son côté la consommation de 1.135 kW de gaz naturel. Pour les 1.882 kW d’eau chaude (haute et basse température), une chaudière à haut rendement (90%) aurait enﬁn consommé 2.091 kW de gaz. Reste les 200 kW d’air chaud qui auraient impliqué la consommation de 215 kW de gaz naturel au travers d’un ventilo-con

“Une première européenne” selon Agfa. Effectivement, il s’agit du premier moteur de cogénération équipé d’une post-combustion sur ses gaz d’échappement. Généralement réservée aux turbines à gaz, la post-combustion permet d’accroître la puissance thermique de l’ordre de 80%. Comme les gaz d’échappement contiennent sufﬁsamment d’oxygène pour enﬂammer le gaz naturel injecté, il n’est pas nécessaire d’ajouter de l’air frais pour réaliser cette postcombustion. Ainsi la chaleur supplémentaire issue de celleci est considérée comme faisant partie de la production combinée de chaleur et d’électricité. Par contre, comme la quantité d’oxygène résiduel dans les gaz d’échappement d’un moteur est plus faible que dans ceux d’une turbine, la post-combustion chez Agfa a dû être dopée par un apport d’air frais. La vapeur produite (3.138 kW) par la post-combustion ne peut dès lors pas s’additionner entièrement à celle produite par le moteur de cogénération sans post-combustion. Selon l’avis de la VREG(1) et le calcul d’INDEA présenté le 17 octobre dernier, seuls 359 kW thermiques peuvent être attribués à l’effet “post-combustion”, soit une économie en énergie primaire supplémentaire de 423 kW. Par ailleurs, lors de la postcombustion, la production d’eau chaude augmente également. En effet, les gaz d’échappement de la cogénération qui sortent de la chaudière de récupération passent ensuite dans l’économiseur puis dans le condenseur, avant d’être relâchés dans l’atmosphère. Il en va de même des gaz d’échappement de la post-combustion, qui suivent inévitablement le même trajet. La puissance de la production d’eau chaude

basse et haute température devient alors égale à 2.212 kW au lieu de 1.882 kW sans la postcombustion. Comme la chaufferie existante ne devra plus produire ce surplus de chaleur, la postcombustion induit une économie en énergie primaire supplémentaire de 367 kW. Grâce à quoi, l’économie totale en énergie primaire devient égale à 3.241 kW au lieu de 2.451 kW, soit une amélioration de 32%! Actuellement installée sur un seul bloc moteur, la post-combustion sur les quatre moteurs permettra donc une économie en énergie primaire totale de 104.000 MWh/ an. Ce qui porte les certificats de cogénération à près de 4,2 millions d’euros par an. Et ce n’est pas le seul avantage de la solution. Grâce à la postcombustion de 3.269 kW de gaz naturel supplémentaires, la chaudière de récupération Clayton sur les gaz d’échappement de la cogénération produit 5.2 tonnes/heure de vapeur au lieu de 1.25 tonne/heure. Une quantité non négligeable qui, multipliée par les 4 moteurs, permet de supprimer la production de 20.8 tonnes/heure de vapeur à 19 bara par une des chaudières existantes. Les coûts de fonctionnement de cette chaudière à vapeur, devenue inutile, sont ainsi évités. Avec son installation exemplaire et unique en Europe, Agfa démontre qu’il suffit d’une réelle volonté politique, ici au travers du mécanisme de certificats de cogénération, pour stimuler l’imagination des entreprises afin de combiner protection de l’environnement et amélioration de la productivité. Un exemple à suivre… ID (1)

Article 2 de l’Arrêté certiﬁcats cogénération pour Agfa: www.vreg. be/vreg/documenten/beslissingen/ BESL-2007-60.pdf

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TECHNOLOGY | COGENERATION Cap sur le futur testo 880

Thermographie dans le bâtiment 333 vecteur (rendement de 93%). Au total, les ﬁlières séparées consomment 7.381 kW de gaz naturel contre seulement 4.930 kW pour l’unité de cogénération. L’économie en combustible est donc de 2.451 kW ou encore de 33,2 %(1). Exceptionnel!

Pour un retour sur investissement inférieur à 3 ans! Et rentable… Pour une durée de fonctionnement annuelle de 8.000 heures, les 4 moteurs de cogénération d’Agfa économiseront 78.500 MWh de gaz naturel. La Région flamande récompense cette économie en énergie primaire grâce à son mécanisme de certificats de cogénération, dont le prix moyen actuel est de 41 € par certificat. Ainsi, les 78.500 certificats de cogénération qui seront octroyés à Agfa par la VREG (le régulateur de l’énergie en Flandre) lui rapporteront l’équivalent de 3.2 millions d’euros chaque année. Comparé à un investissement estimé à 8 millions d’euros (2), il s’agit d’un sacré coup de pouce financier! Sachant qu’une cogénération “classique” de même taille n’aurait obtenu que 47.000 certificats de cogénération, en raison d’un rendement global limité à 85%, récupérer les dernières calories disponibles pour atteindre un rendement de 102%, comme l’a fait Agfa, valait la peine d’y réfléchir… p Ismaël Daoud. (1)

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www.vreg.be/vreg/documenten/beslissingen/BESL-2007-60.pdf (2) Montant estimé (env 1 000 €/kWé) car non communiqué par Agfa.

Caractéristiques de la cogénération chez Agfa - sans post-combustion Moteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Caterpillar G3520C Fournisseur du moteur . . . . . . . . . . . . . . . . .Eneria (Overijse) Fournisseur de la chaudière vapeur . . . . . . .Clayton Installateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Devis (Geel) Consultant externe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Indea Puissance électrique brute . . . . . . . . . . . . . .4 x 2.020 kWé Puissance électrique nette . . . . . . . . . . . . . .4 x 1.970 kWé Puissance thermique vapeur . . . . . . . . . . . . .4 x 965 kWth Puissance thermique eau chaude haute température . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4 x 1.327 kWth Puissance thermique eau chaude basse température . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4 x 555 kWth Puissance thermique air chaud . . . . . . . . . . .4 x 200 kWth Puissance primaire gaz naturel . . . . . . . . . . .4 x 4.930 kWprim Rendement électrique net mesuré . . . . . . . .40.0% Rendement thermique net mesuré . . . . . . . .61.8% Rendement global mesuré . . . . . . . . . . . . . . .101.8% Taux d’économie en énergie primaire . . . . . .33.2% Durée de fonctionnement prévue . . . . . . . . .env. 8.000 heures/an Date de mise en service . . . . . . . . . . . . . . . . .1 janvier 2007

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