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33 d cas vécus
Les solutions interactives se
multiplient pour réduire les
consommations dans le bâtiment
42 d enquête
Avec pour horizon un combustible
abondant à partir d’eau, le mythe
de l’hydrogène-énergie fascine
62 d RÉGLEMENTATIONS
Demandes d’achat d’électricité photovoltaïque : le gouvernement doit trancher
Trimestriel d’actualité sur l’énergie et l’environnement
m a î t r i s e r l’ é n e r g i e d u r a b l e m e n t
1 e r AV RI L 201 0
443
supplément
De nouvelles forces
pour le biogaz
ISSN 0292-1731
H édito
Revue
de l’Association technique
énergie environnement
47 avenue Laplace
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Commission paritaire n°0611 G 83107
S À l’image de ce qui se fait en Allemagne, la France doit trouver les moyens de soutenir sa filière biogaz.
Le méthane enfin sur
le devant de la scène ?
L
a loi portant engagement national pour l’environnement, dite loi Grenelle 2,
qui est encore en cours d’examen, inclut dans ses articles des dispositions
concernant le biogaz. Des amendements ont été proposés pour rendre
possible la valorisation par injection dans le réseau de gaz naturel et pour
dispenser les exploitants qui le feront d’autorisation de fourniture, très lourde
administrativement. Ces deux exemples de pistes d’amélioration montrent
qu’un mouvement est en train de s’opérer pour que la méthanisation prenne
une plus grande place dans notre paysage énergétique (voir notre Dossier pages
9 à 27). Mais tout n’est pas réglé pour autant : il reste à déterminer le niveau
adéquat des tarifs d’achat (gaz et électricité), à préciser le rôle des cultures
énergétiques, etc. La représentativité des professionnels auprès des pouvoirs
publics français et des instances européennes est donc aussi cruciale pour faire
avancer la filière. C’est pourquoi le Club Biogaz de l’ATEE a changé son mode
de fonctionnement et est désormais présent au sein du comité directeur de
l’Association européenne du biogaz, en la personne de Jean-Claude Verchin,
président du Club.
Tous ces efforts n’engagent pas que le développement d’une filière en France
et une meilleure gestion des déchets. Ils doivent être remis dans la perspective
plus globale de lutte contre le changement climatique. L’Agence internationale
de l’énergie a publié un rapport* fin 2009 détaillant que le méthane émis dans
l’atmosphère par les activités humaines l’est à 29 % à cause de l’élevage des
ruminants et à 25 % à cause de nos déchets liquides et solides. Une réduction des
émissions de méthane ralentirait la hausse moyenne des températures autant
que la baisse des émissions de CO2, pourtant six fois plus importantes en volume.
Stéphane Signoret
* Disponible sur www.iea.org/papers/2009/methane_brochure.pdf
© iStock
• Directeur de la publication :
Marc Hiégel
• Rédacteur en chef :
Stéphane Signoret (35 42)
• Rédactrices :
Méline Le Gourriérec (35 43)
Julie Chevallier (35 44)
• Ont participé à ce numéro :
Gayané Adourian
Méziane Boudellal
Pascal Burger
Audrey De Santis
Dinhill On
Clément Ramos
Sandra Salès
• Secrétaire de rédaction :
Julie Chevallier (35 44)
• Diffusion-abonnements :
Jacqueline Préville (35 40)
H sommaire
p.38
Cas Vécus
À Cergy-Pontoise et La Rochelle (photo), deux réseaux de chaleur
dopent leurs performances, au bénéfice des usagers.
Infos express
6
Dossier Spécial Biogaz
9
10 14 15 18 20 22 24 26 27 L e soutien au biogaz doit se renforcer
Des véhicules qui roulent au gaz de décharge
L’injection du biogaz se fait attendre
Centres de stockage des déchets : efficacité énergétique en hausse
Installations classées : un début de simplification
Jauger la rentabilité des projets de méthanisation rurale
Au pays du Cognac, on valorise les vinasses
En Alsace, un bio-déconditionneur recycle les déchets alimentaires
Un exemple de fermentation par voie sèche
Cas vécus
28 B
aoding, la Power Valley chinoise
29 Visite guidée d’un bâtiment à énergie positive
30 L a graisse de porc comme combustible
32 Tertiaire : quand le bon sens suffit
33 Le marché de la gestion technique de l’énergie est en plein essor
36 Maîtriser ses dépenses énergétiques avec les filiales d’EDF
38 Zoom sur deux réseaux de chaleur
Enquête
42 L’hydrogène : mythe ou réalité ?
Techniques
p.52
49 Un dispositif révolutionnaire pour les moteurs électriques
Techniques
Gros plan sur la gamme Hélial qui permet de refroidir
des composants à des températures proches du zéro absolu.
50 Adsorber les COV, c’est économiser de l’énergie !
52 Du froid pour tous… en consommant moins
Recherches
53 S tatkraft et sa centrale osmotique
54 Améliorer les fours industriels
56 Les micro-algues, reines de la production de méthane ?
© © Catherine CLavery / Fotolia
p.59
Certificats
d’économies
d’énergie
Bilan provisoire du
programme de formation
FEE Bat à destination
des professionnels
du bâtiment.
Certificats d’économies d’énergie
57 Opération n° IND-UT-08
Ballon de stockage d’eau chaude “Open Buffer”
59 FEE Bat doit muscler ses objectifs… et ses moyens
Réglementations
61 Quelles assurances pour le photovoltaïque ?
62 Les tarifs photovoltaïques font débat
Produits nouveaux
64
Fournisseurs en direct
68
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
3
infos express F
GDF Suez, SEIEF et EuroFideme 2 vont construire et
exploiter une centrale photovoltaïque de 33 MWc à
Curbans, dans les Alpes-de-Haute-Provence. Il s’agit
d’installer 145 000 panneaux photovoltaïques qui produiront l’équivalent de la consommation électrique de
14 500 foyers (hors chauffage).
Le financement de cette centrale, qui devrait être mise
en service en août 2011, est
arrangé par Société Générale
& Investment Banking ainsi
que par la Caisse d’Épargne
et de prévoyance ProvenceAlpes-Corse.
La société OP Systèmes revendique une solution unique sur le marché
pour valoriser énergétiquement les déchets solides non-recyclables.
Le procédé intégré Pyroal affiche un rendement énergétique de plus
de 90 %, avec des émissions gazeuses inférieures aux normes en
vigueur. Le procédé
permet également de
réduire les débits de
produits de combustion,
ce qui diminue les coûts
d’exploitation et les
investissements. Une
unité pilote de 4 MW a
été installée sur le site
de Lacq, dans les Pyrénées-Atlantique. Dans
le cadre de son objectif
d’exploiter quatre unités
industrielles sur le site
Constitué en 2008 autour de trois étudiants, le projet Sol’R visant
de Lacq à l’horizon 2012,
la construction d’un dirigeable solaire rassemble aujourd’hui une
le groupe aimerait réalicinquantaine de passionnés et compte le soutien de Messer, spéser d’ici la fin de l’année
cialisé dans l’hélium, ainsi que de plusieurs grandes écoles (EPF,
une unité industrielle
Essec, Insa Lyon et Arts et Métiers ParisTech). Le prototype réalisé,
de 15 MW permettant de
le Nephelios, d’un volume de 350 m3, est entièrement propulsé par
traiter 60 000 tonnes de
panneaux photovoltaïques flexibles. Les premiers vols d’essai en
résidus solides soufrés.
décembre et janvier derniers ont été des succès. On attend la traversée de la Manche prévue pour le mois de mai…
Dans l’attente du vol inaugural
L’éco-conduite à portée de clic
Une version gratuite du logiciel d’éco-conduite EcoGyzer®, créé
par Nomadic Solutions, est désormais disponible sur le site
www.marketplace.windowsphone.com. 10 000 personnes l’ont
déjà téléchargée et installée sur leur smartphone.
Un chauffe-eau intelligent
Heliodyne propose un système de chauffe-eau solaire intelligent
équipé d’un module processeur Wi-fi Rabbit RCM5450W, développé par Digi International. Connecté à Internet, ce contrôleur
permet de surveiller le système, de lire les
capteurs et de piloter l’activation des pompes.
Les propriétaires de chauffe-eau peuvent ainsi
gérer leur installation à distance via Internet.
4
Des rotors
toujours
plus grands
Volkswind France va réaliser
un parc de 10 éoliennes de
2,3 MW chacune, équipées
d’un rotor de 101 mètres de
diamètre. Située à Quesnoy-sur-Airaines, en Picardie, cette centrale devrait
produire l’équivalent de la
consommation électrique de
plus de 23 000 habitants.
Un traitement des eaux
usées optimisé
Kaco New Energy lance une nouvelle installation de
traitement des eaux. RayWOx est basé sur la technologie
photocatalytique d’épuration : son récepteur solaire produit l’énergie permettant la fission des substances toxiques. D’après ses concepteurs, RayWOx économise 90 %
d’énergie lors de la dégradation des impuretés par rapport à des procédés classiques. Le démonstrateur installé
sur le site aérospatial allemand à Lampoldshausen peut
épurer 4 500 litres d’eaux usées industrielles en une ou
deux heures. Les pays du bassin méditerranéen sont les
cibles prioritaires de Kaco pour commercialiser RayWOx.
© D.R., Rabbit
Un procédé innovant
valorise les déchets
Une immense
centrale solaire pour 2011
[ France Europe Monde ]
Des transports plus
écologiques à La Réunion
Renault, EDF, Total Réunion, le groupe Bernard Hayot, GE Money et
l’agence Gerri (Grenelle de l’environnement à La Réunion – Réussir
l’innovation) ont signé une lettre d’intention pour expérimenter
sur l’île de La Réunion 50 véhicules électriques associés à des infrastructures de charge principalement alimentées par des énergies
renouvelables, notamment des panneaux photovoltaïques. Ce projet Vert (Véhicules électriques pour
une Réunion technologique), qui
fera l’objet d’un dépôt de dossier
lors d’un prochain appel à manifestation d’intérêt de l’Ademe,
Le groupe foncier Hammerson PLC lance un guide de recompourrait être transposable dans
mandations destiné à sensibiliser ses locataires de centres
des territoires présentant des simicommerciaux à une meilleure gestion de l’énergie. Des groulitudes quant aux systèmes électripes vont également être mis en place pour concrétiser le pasLa Caisse d’Épargne
ques et à la superficie réduite.
sage à l’acte et réduire les consommations dans les centres.
lance Profutur, une
gamme de solutions
de financement pour les
projets photovoltaïques
des professionnels.
La périodicité des remboursements s’adapte
à la puissance de l’insDans le cadre du projet d’évaluation de pile à combustible à oxyde solide mis en place au Japon, Toyota
tallation et en raison
Motor Corporation et Aisin vont fournir 30 cogénérateurs SOFC à cinq fournisseurs japonais de gaz. Une
du contrat de long terme
fois mis en service dans des logements, ces cogénérateurs seront obserpassé avec EDF la durée
vés : les deux groupes espèrent que les données recueillies permettront
de remboursement
le développement de cogénérateurs SOFC pour l’habitat qui pourraient
du prêt peut aller
être commercialisés d’ici quelques mois.
jusqu’à 18 ans.
Le projet Memobiol portant sur la modélisation
moléculaire appliquée
à la biomasse lignocellulosique (résidus de
bois, pailles de céréales,
déchets forestiers), a
C’est le taux d’émission de CO2
été sélectionné par
de la nouvelle smart fortwo CDI, avec
Alstom a annoncé avoir remporté ces derniers mois plus
l’Agence nationale de la
une consommation de 3,3 litres/100 km
de 170 millions d’euros de contrats dans le domaine du
recherche dans le cadre
en mode manuel softip.
contrôle de la qualité de l’air. En 2012, le groupe assurera
de l’appel à projets 2009
la mise en service d’une importante centrale électrique
Chimie et procédés pour
en fournissant un système de désulfuration des effluents
le développement duragazeux par voie sèche, avec précipitateurs électrostable. Piloté par l’IFP, le
tiques, pour deux nouvelles chaudières au charbon de
projet rassemble l’École
225 MW dans la centrale de Cherepetskaya en Russie
des Mines de Paris,
centrale. Ce système de désulfuration devrait également
l’Ensta Paris-Tech, le
être installé dans les centrales thermiques au schiste
Laboratoire d’ingénierie
bitumineux de Narva Elektrijaamad en Estonie,
des matériaux et des
qui assurent 95 % de la production électrique du pays.
hautes pressions, MateDes contrats similaires ont été conclus avec la Pologne,
rials Design et ProSim.
les États-Unis, l’Arabie saoudite et l’Inde.
Hammerson sensibilise
les centres commerciaux
Des prêts
pour les pros
Des piles à combustible domestiques
Biomasse
Le chiffre
© André Leroux, Smart
86 g/km
Moins de dioxyde
de soufre et de cendres
1 er avril 2010 - supplément du n°443
5
infos express F
Alstom veut
créer une usine
au Brésil
Alstom a signé un protocole
d’accord avec le gouvernement de l’État de Bahia au
Brésil pour installer une
unité industrielle d’assemblage d’éoliennes. Suite à un
investissement de 20 millions d’euros environ, le site
pourrait être opérationnel
début 2011, avec une capacité
annuelle de production installée estimée à 300 MW par an.
La seconde génération
se développe
Deux nouveaux projets français explorent la production de biocarburants par voie thermochimique.
Sofiprotéol, établissement financier de la filière française des huiles et protéines végétales (6 milliards d’euros de chiffre d’affaires en 2009), participe à un consortium de recherche et développement en faveur des biocarburants de seconde génération. Doté d’un budget de 112,7 millions
d’euros sur sept ans et subventionné par l’Ademe ainsi que par le conseil régional de Picardie, le
projet BioTfueL comporte un programme d’unités pilotes visant à développer des technologies
industrielles permettant l’utilisation d’une très large variété de biomasse. Les opérations de prétraitement et de conditionnement de la biomasse seront expérimentées sur le site de Compiègnes
appartenant à Sofiprotéol.
À Bure Saudron, dans le nord-est de la France, c’est le CEA qui a lancé les études de conception
détaillée d’un démonstrateur BtL (Biomass to Liquid) de production de biocarburants de seconde
génération utilisant les ressources forestières et agricoles locales, estimées à 75 000 tonnes par an
de matières sèches. Le groupe CNIM (Constructions industrielles de la Méditerranée) sera le maître
d’œuvre du projet, tandis que Air Liquide, via sa filiale Lurgi, est responsable d’une partie des opérations d’ingénierie technique et des étapes du procédé aval,
allant de la gazéification à la valorisation finale du biocarburant.
Le groupe fournira également de l’hydrogène pour tenter d’optimiser le rendement massique, une innovation dans le secteur.
Les autres partenaires sont Choren, SNC Lavalin, Foster-Wheeler
France et MSW Énergies. Le projet est subventionné par les
conseils généraux de la Haute-Marne et de la Meuse, ainsi que
par le conseil régional. Les résultats des études de conception
devraient être disponibles en juin 2011.
Le polystyrène expansé
a ses défenseurs
Promo PSE et la section PSE du Syndicat
national des plastiques alvéolaires ont
décidé de se réunir.
Depuis le 1er janvier,
ils sont devenus l’Association française de
l’isolation en polystyrène expansé dans
le bâtiment (Afipeb).
Jens Dupont, directeur Marketing et communication de
Knauf, assurera la présidence de cet organisme qui entend
promouvoir cette technologie par le biais de normes, de
réglementations et de formation.
Un nouveau verre accroit
le rendement des panneaux
Saint-Gobain lance SGG Albarino P, un nouveau verre imprimé
extra clair conçu pour améliorer le rendement des panneaux
photovoltaïques grâce à une structure pyramidale qui optimise
la diffraction de la lumière et offre une surface d’échange plus
grande avec l’air. Les tests montrent une augmentation de la production de 7 % par rapport à un verre classique.
Comme chaque année depuis 2006, Sarelem, filiale du groupe Altawest,
annonce avoir réalisé une croissance de 26 % en 2009 pour son activité à destination du marché des centrales hydroélectriques. Sarelem fournit des services
de rénovation aux centrales hydroélectriques en intervenant principalement
sur les alternateurs jusqu’à 120 MW de puissance. Début 2010, cinq contrats
sont en cours de réalisation et concernent la reconstruction d’un stator d’alternateur pour les centrales françaises de Marckolsheim, Bollène et Saut Mortier,
ainsi que pour les centrales espagnoles de Burguillo et Puente Nuevo (photo).
6
© D.R.
L’hydroélectrique reste porteur
atlantique industrie
[ France 12/08/09
14:22
Page
Europe Monde ]
Des surpresseurs à haute
efficacité énergétique
Convaincu que la technologie à lobes ne répond plus aux impératifs actuels
de réduction des émissions de CO2 pour les process nécessitant de l’air à basse
pression, Atlas Copco a présenté ses nouveaux surpresseurs à vis, les ZS. Les
tests de l’organisme allemand
indépendant TÜV ont montré
qu’à 0,5 bar/7 psig le nouveau
ZS consomme 23,8 % de moins
qu’un surpresseur tri-lobes.
À 0,9 bar/13 psig, l’économie
d’électricité atteint 39,7 %.
De quoi réaliser des économies
substantielles dans divers
domaines : traitement des eaux
usées, transport pneumatique,
production d’électricité, agroalimentaire et boissons, chimie,
pharmacie, papier, textile,
ciment, etc.
Vers des centrales à charbon
plus “propres”
GE Energy a signé un contrat de licence technologique avec Hydrogen
Energy pour mettre en place sa technologie de cycle combiné à gazéification intégrée (CCGI) dans une centrale électrique de 250 MW située en
Californie. La technologie CCGI mise en place sur ce site, qui consomme
30 % d’eau en moins par rapport à une centrale à charbon classique,
prévoit de convertir le coke de pétrole, le charbon ou une combinaison
des deux en un gaz de synthèse
riche en hydrogène qui alimentera une turbine à cycle combiné gaz. L’objectif est de capturer jusqu’à 90 % de CO2 grâce
à des épurateurs chimiques.
Le CO2 capturé sera acheminé
vers un gisement de pétrole à
En partenariat avec l’Ademe, l’Inpi a
proximité et utilisé dans des
présenté les résultats d’une étude sur les
procédés de séquestration et de
dépôts de brevets dans l’éco-innovation.
récupération. GE Energy fournit
Ce secteur représente 37 % des brevets
également cette technologie
français publiés en 2009, soit plus de
à la centrale de Duke Energy
5 000 brevets. La part des brevets pordans l’Indiana, qui devrait
tant sur l’énergie, les transports, le bâtiouvrir en 2012.
ment et la dépollution a été multipliée
par deux depuis 2000, pour atteindre
15 % des brevets français.
© Atlas Copco
Les brevets se
font plus écologiques
1 er avril 2010 - supplément du n°443
7
[ Spécial biogaz ]
infos express F
GE utilise les gaz de
décharge en Turquie
Bionersis entre à Nyse Alternext
La Turquie a inauguré un grand site de décharge qui doit produire environ 35 MW, soit l’équivalent de la consommation de
Spécialisé dans la captation et la valorisation du méthane généré
100 000 foyers, grâce au méthane dégagé par les déchets orgapar les décharges d’ordures ménagères en Amérique latine et en
niques. Situées sur deux sites à Istanbul, les installations seront
Asie, la société Bionersis revendique un modèle économique basé
alimentées par des moteurs
sur la production de crédits
à gaz de décharge fournis par
carbone certifiés (CERs) pour
GE Energy. Les neuf premières
ses projets réalisés dans le
unités devraient être livrées au
cadre du protocole de Kyoto
cours de l’année. Le projet poset la génération d’énergie
tule aux standards de crédits
propre. Bionersis vient
Créé en 2007 pour développer des unités de méthanisation
carbone internationaux, qui
d’intégrer Nyse Alternext
collective, Methaneo a ouvert le capital de sa filiale Tiper
l’aideraient à devenir attractif
par cotation directe de ses
Méthanisation à Séolis, entreprise locale de distribution
économiquement.
2 889 690 actions. La capitad’électricité des Deux-Sèvres. Situé sur la communauté de
lisation boursière atteignait
communes de Thouars, le projet Tiper Méthanisation vise à
30,3 millions d’euros au
produire de l’énergie et des fertilisants naturels désodorisés.
moment de l’introduction.
Le caractère local du projet est primordial pour Methaneo.
Ouverture de capital
Mise
en chantier
Système de stockage
à double membrane
Biogaz Planet annonce vouloir équiper une
installation de méthanisation en construction
près de Rennes avec un système de stockage
innovant. Le toit à double membrane aurait une
capacité de stockage supérieure de 20 % aux collecteurs de biogaz traditionnels. La production
annuelle future est estimée à 800 MWh
électriques et 950 MWh thermiques.
Source Environnement Magazine
8
Le potentiel de la pomme
Le projet Pulp Energy, dont la faisabilité a été démontrée dans le cadre d’un travail post-doctoral à l’université de Lausanne, veut valoriser les résidus issus du
pressage de pommes. Un procédé chimique à base d’alcool et d’eau engendrant
filtration et évaporation permet de séparer
les antioxydants et le
sucre du reste des résidus qui devient propre
à la consommation des
animaux. Le sucre ainsi
extrait peut être envoyé
dans un digesteur anaérobique pour être transformé
en biogaz, composé à 50 %
de méthane. Le chef de
projet Laurent Cuénoud
cherche à passer à la
phase d’industrialisation,
estimant que le potentiel
de production pourrait
atteindre 15 millions de m3
de biogaz en Suisse (pour
21 000 tonnes de résidus
de pressage).
Et en Normandie ?
Source Le Temps
© D.R.
La société Capik, qui regroupe la coopérative agricole Cap Seine et l’entreprise
de valorisation des déchets Ikos Environnement, annonce la construction
d’une unité de méthanisation en codigestion de 450 kWé à Fresnoy-Folny, en
Seine-Maritime. La mise en service de
cette installation qui met en œuvre un
séchage complet des produits digérés,
ce qui permet l’obtention de produits
à haute valeur fertilisante, est prévue
pour la fin de l’année 2010.
H dossier
© BMU
De nouvelles forces
pour le biogaz
Malgré la dynamique engagée depuis trois ans, la filière biogaz n’arrive pas à faire
émerger un nombre de projets suffisant pour atteindre les objectifs du Grenelle
Environnement. Heureusement, le système réglementaire est en train de s’assouplir
(voir page 20), les possibilités d’injection sur le réseau de gaz naturel se concrétisent
(voir page 15) et des réflexions sont en cours pour raffermir le soutien public
à la méthanisation (voir page suivante). L’optimisme est donc d’actualité, d’autant
plus que les professionnels du secteur multiplient les innovations, que ce soit dans
le biométhane carburant, la récupération d’énergie des torchères ou la valorisation
de multiples sortes de déchets (voir les exemples pages 14, 18, 24 et 26).
1 er avril 2010 - supplément du n°443
9
dossier F
Le soutien au biogaz doit
Portée par les objectifs ambitieux du Grenelle, la méthanisation doit
néanmoins disposer des moyens concrets de son développement.
Intensification du Fonds Chaleur et du Plan de performance énergétique,
et revalorisation du tarif d’achat de l’électricité sont au menu.
E
n 2006, l’ajustement
des tarifs d’achat
d’électricité produite
à partir de biogaz a
créé une dynamique
dans la filière de la
méthanisation en
France. De nouvelles entreprises ont
vu le jour et les projets se sont multipliés – sur le papier – comme des
petits pains. Cet élan s’est traduit
par quelques installations supplémentaires et par un nombre croissant d’adhérents au Club Biogaz de
l’ATEE, qui sont désormais 110. On
est certes bien loin des 3 700 adhérents de l’Association allemande
du biogaz, mais ce nouveaux flux
de professionnels en France amène
le Club à faire évoluer son mode de
fonctionnement (voir l’entretien avec
Caroline Marchais). Simultanément,
on voit logiquement un fort intérêt
de tous les acteurs pour les formations spécialisées dans le domaine
qui, elles aussi, se multiplient. Celles
sur le biogaz agricole du Club Biogaz
ont eu du succès, avec 130 personnes
durant les trois sessions de 2009. Et
le programme continue : une formation spécifique sur la méthanisation
collective et territoriale est prévue
du 18 au 20 mai. Elle sera précédée
d’un voyage d’étude en Suisse du 4
au 6 mai et sera suivie à l’automne, le
12 octobre 2010, d’un colloque sur le
traitement du biogaz.
Cependant, le tarif d’achat n’est pas
la seule cause de cet engouement :
la méthanisation a également subit
l’effet “Grenelle”. Le développement
généralisé des énergies renouvela-
10
bles pour la production de chaleur
et d’électricité en France passera en
effet par une croissance importante
de la valorisation du biogaz. Mais
les objectifs du Grenelle Environnement montrent toute l’ampleur du
travail qui reste à accomplir. La production annuelle de chaleur à partir
de biogaz était de 55 ktep en 2006 ;
elle devra être de 60 ktep en 2012
et de 555 ktep en 2020, soit 5,8 TWh
supplémentaires. Un objectif de multiplication de la production par dix
en dix ans qui a été confirmé par le
ministère de l’Écologie, de l’énergie,
du développement durable et de la
L’objectif de multiplier la production
de chaleur par dix en dix ans a été
confirmé par le ministère
mer (MEEDDM) dans sa programmation pluriannuelle des investissements (PPI) sur la chaleur en décembre 2009.
Pour l’électricité, la PPI rappelle que
l’objectif global de production électrique à partir de biomasse est de
510 ktep en 2012 et 1 440 ktep en 2020,
contre 240 ktep en 2006. Le biogaz
ne représentera certes qu’une petite
partie de cet objectif, mais si celle-ci
est seulement de 10 % cela représente
tout de même 120 ktep (1,4 TWh) supplémentaires pour la filière !
Tendances
Les pouvoirs publics et les acteurs de
la profession ont bien pris conscience
de l’enjeu et cherchent à dimension-
ner au mieux le soutien à la filière.
En amont, il est nécessaire de bien
connaître le nombre d’installations
actuelles et le niveau de développement de nouvelles unités. L’Ademe a
donc conduit avec GRDF et le cabinet
Ernst&Young une étude de marché
de la méthanisation et des valorisations du biogaz en France. Quelques
chiffres de cette étude donnent déjà
la tendance, selon le type d’installations, si le cadre actuel des soutiens
publics ne change pas.
Déchets agricoles et codigestion :
50 GWh sont produits par 13 unités
répertoriées en 2009, dont 11 utilisent
une cogénération. Sur 200 projets
listés en 2008, 120 étaient en phase
d’étude de faisabilité fin 2009. On
peut compter sur un rythme de 5 à
15 nouvelles installations par an.
[ Biogaz ]
se renforcer
«Gagner en
légitimité»
Caroline Marchais,
déléguée générale du
Club Biogaz de l’ATEE
H Le développement de la filière biogaz
passera aussi par une définition
du rôle des cultures énergétiques.
Pourquoi avoir changé
le mode de fonctionnement du Club Biogaz ?
Caroline Marchais : Avec
le président Jean-Claude
Verchin, nous avons fait le
constat que le développement de la filière biogaz
allait fortement s’accélérer. Les évolutions en cours
sur la réglementation ICPE, la fiscalité (TGAP) et celles
à venir sur la valorisation du biogaz vont dans ce sens
et conduisent déjà à une multiplication des acteurs. Il
était donc nécessaire de se restructurer pour intégrer
les nouveaux acteurs, et assurer la représentation de
toutes les professions concernées par le biogaz.
© BMU
Sur quoi se base la nouvelle organisation ?
Stations d’épuration urbaines :
74 stations avec méthanisation ont
été recensées, produisant 960 GWh.
Aucune croissance, ou alors très
faible, n’est attendue.
Industries agroalimentaires :
700 GWh sont produits sur 88 sites.
La tendance est à la construction de
2 à 5 unités par an. Pour l’instant les
deux tiers des sites valorisent uniquement la chaleur.
Déchets ménagers : 6 usines ont
produit 70 GWh alors qu’elles ont
exploité moins de la moitié de leur
capacité (220 000 tonnes contre
540 000 tonnes). On peut compter
sur 2 à 3 unités supplémentaires par
an jusqu’en 2015, avec un maximum
de 35 installations à l’horizon 2020.
Les possibilités offertes par l’injection du biogaz dans le réseau de gaz
naturel feraient baisser la valorisation chaleur.
Installations de stockage de déchets
non dangereux : 201 installations
sont recensées dans la base Sinoé
(www.sinoe.org) comme captant le
biogaz mais seules 65 en valorisent
l’énergie à hauteur de 2,5 TWh, avec
80 % de cogénération. Le nombre
d’ISDND ne devrait pas croître d’ici
2020 mais les installations existantes devraient valoriser plus de biogaz, suite au changement de TGAP
sur les déchets.
Au final, les premiers éléments de
cette étude affichent la perspective d’un parc de 560 à 770 installations fournissant du biogaz en 2020,
tous types confondus. La totalité de
l’énergie produite passerait ainsi de
4,3 TWh actuellement à une four-
C. M. : Le bureau actuel du Club Biogaz a approuvé
une charte de fonctionnement dont les grandes lignes
sont les suivantes. Neuf collèges* sont créés et chaque
adhérent du Club choisit le collège correspondant à
son activité. Les membres de chaque collège élisent un
représentant tous les trois ans qui siégera au comité
directeur du Club. Ce comité, auquel siègent aussi
les membres de droit comme les administrateurs de
l’ATEE et les membres bienfaiteurs, élit un président.
Les groupes de travail continuent de fonctionner
comme auparavant et rapportent l’avancée de leurs
travaux au Comité directeur. Les membres des collèges peuvent également décider de créer des groupes
de travail internes s’ils les jugent utiles.
Comment les adhérents réagissent-ils ?
C. M. : Si on s’en réfère au nombre important de candidats – 30 personnes sur 110 – pour être représentant
de leur collège, plutôt bien ! En fait, ce nouveau fonctionnement est plus formalisé mais il ouvre l’accès au
pouvoir de décision, de façon démocratique. Il va permettre de créer des passerelles avec les activités de
groupes régionaux ou professionnels. Nous y gagnerons en légitimité auprès des pouvoirs publics.
* Les neuf collèges sont : Études/conception/conseil ; Réalisation/construction ; Valorisation ; Exploitation ; Industries/
intrants ; Énergie ; Collectivités/territoires ; Agriculture/retour
au sol ; Recherche/formation/autres
q
1 er avril 2010 - supplément du n°443
11
[ Biogaz ]
dossier F
chette de 8,7 à 10,5 TWh. Ce scénario
tendanciel ne répond pas complètement aux ambitions du Grenelle.
Plus de soutien
Il est donc nécessaire que le soutien
public à la valorisation du biogaz
soit renforcé pour conduire à un plus
grand développement dans la ligne
de l’objectif du Grenelle. Trois systèmes sont déjà mis en place, que ce
soit pour l’électricité ou la chaleur.
Le Fonds Chaleur. La PPI chaleur
prévoit que, à lui seul, ce Fonds géré
par l’Ademe alimente les projets biogaz à hauteur de 60 ktep en 2012 et
500 ktep en 2020. Le premier appel
à projets BCIA en 2009 avait déjà
retenu deux projets biogaz qui recevront 1,1 million d’euros. Le deuxième
appel BCIAT est en cours : les candidatures ont été déposées fin mars.
Par ailleurs, dans le cadre du Fonds
Chaleur, les aides sont aussi attribuables au cas par cas en dehors des
appels à projets. Tout projet agricole
est concerné, ainsi que les projets
urbains de plus de 100 tep/an. Trois
projets ont été financés de la sorte
en 2009, pour un montant total de
2,4 millions d’euros.
Le Plan de performance énergétique
des exploitations agricoles. Lancé
D Le plan de
performance
énergétique des
exploitations
agricoles doit
aider les projets de
méthanisation.
BCIA et BCIAT :
Biomasse
chaleur industrie
agriculture (et
tertiaire)
Et en Europe ?
Selon le dernier baromètre Eurobserv’Er, la production de
biogaz en Europe a été de 7,54 Mtep d’énergie primaire en
2008, soit une augmentation de 4,4 % par rapport à 2007.
Cette hausse est notamment due à une consolidation des
données allemandes. La production d’électricité a été de
19,9 MWh, soit +3,9 %. L’Allemagne reste en tête avec
3,7 Mtep en 2008, suivie par le Royaume-Uni (1,6 Mtep).
Selon l’Association allemande du biogaz, entre 600 et
800 nouvelles installations devraient être construites en
Allemagne en 2010, avec 1 000 emplois nouveaux à la clé.
Malgré ces tendances à la hausse, Eurobserv’Er estime
que l’Europe n’atteindra pas l’objectif du Livre Blanc de
15 Mtep fin 2010.
12
par le ministère de l’Agriculture, de
l’alimentation et de la pêche (Maap),
ce plan s’est traduit par un appel à
projet de méthanisation agricole en
2009. 83 projets ont été retenus sur
120 candidatures, représentant une
puissance totale de 20,2 MW. 19,7 millions d’euros de subvention seront
alloués à ces installations. Un nouvel
appel à projets est en cours de préparation par le Maap.
Les appels d’offres cogénération biomasse. Un projet biogaz a été retenu
pour chacun des trois appels lancés
par la CRE : le projet de la Routière de
l’Est parisien à Fresnes-sur-Marne
(biogaz de décharge – 16 MW) mis en
service en juin 2005 ; celui de Cristal
Union à Arcis-sur-Aube – (11,5 MW) ;
et le projet de Gastec (4,9 MW) sur la
commune de Hersin (Pas-de-Calais),
en cours d’examen.
Le soutien public est donc multiforme, souvent complété par des
aides régionales, le fonds européen
Feder, etc. Mais il n’est a priori pas
suffisant. Le tarif d’achat de 2006,
malgré l’élan qu’il a donné, ne permet pas de concrétiser de nombreux
projets. Une étude de rentabilité pilotée par Solagro (voir page 22) le montre bien. Les professionnels demandent que ce tarif soit repensé pour
être mieux adapté, notamment aux
petites puissances. Aujourd’hui, le
tarif se décompose en une partie de
base, une prime à la méthanisation
et une prime à l’efficacité énergétique, ce qui valorise le kWh électrique produit entre 13,1 et 14,7 centimes d’euros. Des réflexions sont en
cours à la Direction générale énergie climat (DGEC) pour changer ce
découpage, selon les idées suivantes :
le tarif de base pourrait prendre en
compte les effets d’échelle des installations ; s’y ajouterait une prime
à l’efficacité énergétique plus élevée,
une prime récompensant la création
d’un réseau de chaleur, ainsi qu’une
prime en fonction des ressources
utilisées. Le MEEDDM et le Maap ne
souhaitent effectivement pas voir les
cultures énergétiques* se développer comme en Allemagne. La valorisation du biogaz de décharge serait
traitée à part. Les professionnels
espèrent que les pouvoirs publics
vont rapidement choisir, pour ne
pas briser les efforts que la filière a
consentis depuis plusieurs années. m
Stéphane Signoret
* Cultures énergétiques : un rapport de l’Ademe
sur ce sujet est disponible sur le site du
Club Biogaz www.biogaz.atee.fr,
rubrique Études/rapports
© Fotolia
q
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dossier F
Les centres R&D Veolia Environnement exploitent le biogaz de l’ISDND
de Claye-Souilly pour produire du biométhane carburant.
Deux procédés techniques sont testés, mais il faudra attendre
2011 pour connaitre le plus performant.
V
eolia Propreté Île-de-France a
démarré en septembre dernier
son unité de production de biométhane carburant, à partir
du biogaz issu de l’ISDND de Claye-Souilly
(Seine-et-Marne). Sur cette installation
exploitée par Veolia qui traite plus d’un million de tonnes de déchets par an, les centres
de recherche R&D Veolia Environnement
expérimentent jusqu’en 2011 la revalorisation du gaz de décharge en biométhane.
Un démonstrateur produit déjà 60 Nm3
par heure de ce carburant, ce qui représente les besoins énergétiques d’une flotte
de 210 véhicules légers. «Le biogaz capté
contient 45 % de méthane, explique Christophe Aran, directeur adjoint des centres R&D
Veolia Environnement. Avec le démonstrateur, on est capable de produire du biométhane composé à plus de 95 % de méthane
F Huit véhicules et une benne roulent au biogaz.
qui possède le même pouvoir calorifique
que le méthane fossile (gaz naturel). Mais
sa combustion permet d’éviter l’émission de
140 grammes éqCO2 par kilomètre parcouru,
par rapport au diesel.» Le projet, lancé en
2008, a nécessité un investissement de
1,6 million d’euros, dont 300 000 euros
apportés par l’Ademe.
Deux technologies testées
Pour être transformé en méthane presque pur, le biogaz issu de la torchère doit
être débarrassé des 35 % de CO2 et des 16 %
d’azote qu’il contient, et épuré de ses polluants (siloxanes, etc.). Pour ce faire, les
centres de recherche R&D Veolia Environnement ont choisi de tester sur ce site deux
technologies, après avoir audité toutes celles
qui existent, notamment aux États-Unis. La
première consiste à utiliser un démonstra-
teur qui fonctionne par absorption selon
le principe VPSA (Vacuum Pressure Swing
Adsorption). «Il s’agit de charbons actifs qui
absorbent le CO2. Cette technologie est la
plus robuste», souligne Christophe Aran. Le
démonstrateur permet d’extraire CO2 et N2
du biogaz, puis de le dépolluer. Ensuite, il est
comprimé à 300 bar afin d’obtenir le biométhane. L’autre méthode est un procédé membranaire : les molécules du gaz de décharge
sont filtrées en sélectionnant le méthane et
en stoppant le CO2. «Cette technologie a plus
d’avenir : ce secteur industriel est en plein
essor et les membranes proposées sur le marché vont devenir de plus en plus performantes et moins coûteuses», poursuit Christophe
Aran.
Le premier objectif de R&D Veolia Environnement était de savoir s’il était techniquement possible de produire du biométhane
à partir du biogaz de décharge. C’est chose
faite. Désormais, les essais permettront de
déterminer combien ces technologies coûtent et surtout si elles sont économiquement, écologiquement et énergétiquement
intéressantes. Pour le moment, le carburant
produit, appelé Méth’OD®, alimente huit
véhicules légers et une benne de collecte
d’ordures ménagères équipés de moteurs de
type gaz naturel pour véhicules (GNV) qui
font le plein sur le site de Claye-Souilly.
Ce nouveau mode de valorisation énergétique du biogaz vient compléter les installations de valorisation énergétique du site
par turbine, d’une capacité de 27 MW, qui
produisent une quantité d’électricité équivalente à la consommation électrique hors
chauffage d’une ville de 228 000 habitants.
«En utilisant le biogaz excédentaire qui
partait auparavant vers les torchères, nous
n’altérons pas cette production électrique»,
conclut Christophe Aran, qui avoue également étudier la possibilité d’injection du
biométhane dans le réseau de gaz naturel. m
Sandra Salès
14
© Veolia Environnement
Des véhicules qui roulent
au gaz de décharge
[ Biogaz ]
L’injection du biogaz
se fait attendre
L
© D.R.
Les projets d’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel se développent mais la réglementation
ne suit pas. Les conditions d’injection sont définies… et les tarifs d’achat sont en attente.
a filière biogaz attend
avec impatience l’autorisation d’injecter du
biométhane dans le
réseau de gaz naturel.
«L’amendement CE-361
passé dans la loi Grenelle 2 fin février définit le cadre et la
possibilité de façon très générale. Tout
sera détaillé par la suite par décrets»,
explique Caroline Marchais, déléguée
du Club Biogaz de l’ATEE. Ce premier
texte de loi suit les propositions faites
dans le rapport rédigé par le groupe
de travail mené sous l’égide de la
DGEC du MEEDDM. Le Club Biogaz a
largement contribué aux travaux du
ministère par l’intermédiaire de son
groupe de travail Injection. Mais, tandis que les projets ne manquent pas, la
réglementation se fait attendre. «Nous
avons reçu une trentaine de projets
de demandes d’injection de biométhane dans le réseau, à des stades plus
ou moins avancés, explique Claude
Jochum, directeur projet biométhane
GrDF, dans le Bulletin d’informations
pétrolières. Le site de Lille* devrait être
le premier raccordé. Les installations
de production de biométhane sont
physiquement raccordées au réseau de
GrDF depuis fin décembre 2009. Nous
espérons que l’injection même de bio-
méthane se réalisera au plus vite, vraisemblablement vers la fin du premier
semestre 2010.» En France, le potentiel de production annuelle de biogaz
est loin d’être négligeable. Dans son
rapport, le groupe de travail le souligne : «Au total, le potentiel théorique de production de biométhane est
supérieur à 9,5 Mtep/an à partir de
déchets, résidus et cultures énergétiques non concurrentielles aux filières
alimentaires, ce qui représente le quart
de la consommation du gaz naturel
en France […]. Le rythme de développement en France pourrait être plus
soutenu qu’en Allemagne et dépasser
2 Mtep/an en 2020, la France ayant un
gisement en substrats méthanisables
important.»
Mais l’injection du biogaz dans
le réseau n’est pas forcément la
meilleure solution. Chaque projet
est unique ; pour chacun une étude
technico-économique doit apprécier
quelle valorisation est préférable : la
chaleur, la cogénération, le carburant
ou l’injection (moyen de transport
du gaz vers un site d’utilisation). La
source des substrats méthanisés et
la situation géographique du site de
production sont des éléments indispensables à prendre en compte, de
même que l’impact environnemen-
tal. D’une façon générale, il est préférable que la valorisation se fasse près
des lieux de consommation et la production du biogaz à proximité de la
matière première.
Un contrôle exigeant
La nature des intrants est déterminante dans l’élaboration du biométhane destiné à l’injection dans le
réseau de distribution de gaz naturel.
Il y a deux ans, l’Afsset s’est prononcée favorablement sur l’innocuité du
biométhane issu des installations
de stockage et de déchets non dangereux, de la fraction fermentescible
des ordures ménagères, des déchets
agricoles et des industries agro-alimentaires (IAA) pour les demandes
d’injection. Les études se poursuivent
pour les boues de Step et les déchets
industriels autres que les IAA. L’injection du biogaz dans le réseau de
gaz naturel ne peut se faire que sous
certaines conditions, parmi lesquelles la conformité du biométhane aux
prescriptions techniques déclarées
par l’opérateur afin de préserver l’intégrité des réseaux. Selon le groupe
de travail du MEEDDM, «des dérogations sont envisageables pour la part
d’oxygène au niveau des réseaux de
distribution. Un relèvement des seuils
1 er avril 2010 - supplément du n°443
q
15
dossier F
q
limites en oxygène pourrait ainsi être
envisagé par les opérateurs après
l’examen des retours d’expérience.»
Les étapes de production du biométhane sont de la seule responsabilité
du producteur. C’est à lui qu’il reviendra de procéder à la méthanisation
de ses substrats. Le biogaz produit
comporte 50 à 60 % de méthane,
ainsi que du CO2, de l’eau et du H2S,
non compatibles avec le réseau de
distribution. Une épuration poussée
est donc nécessaire afin d’obtenir
un biométhane constitué à 98 % de
méthane, tout comme le gaz naturel
extrait du sous-sol. L’étape dite “de
compression” se fait avant ou après
l’épuration selon la technique utilisée, souvent à une pression de quelques bar pour l’amener à pression
d’injection dans le réseau. Ensuite, le
producteur contrôlera la composition
de son biogaz pour s’assurer de sa
qualité. En cas d’incompatibilité avec
le gaz naturel, il devra retourner en
épuration.
Les opérateurs de réseau de distribution, principalement GrDF mais
également TIGF dans le Sud-Est de la
France, interviendront après. «Nous
aurons à réaliser l’odorisation du biométhane, explique Catherine Martin,
chargée de projet et d’expertise chez
GrDF. Comme le gaz naturel, il comprendra une teneur d’odorisant (THT)
entre 30 et 40 mg/m3 pour alerter
d’éventuelles fuites. Ensuite, la qualité du gaz sera contrôlée afin de
sécuriser le bon fonctionnement du
réseau. Nous nous chargerons aussi
de contrôler le pouvoir calorifique du
gaz afin de s’assurer de sa bonne combustion. Des protections des ouvrages
seront installées (vannes de sécurité,
soupapes et clapets anti-retour), ainsi
en cas de non-conformité, le gaz sera
torché. Si le gaz est conforme aux
prescriptions techniques du réseau,
GrDF aura à charge de réguler le débit
et la pression afin que la quantité
injectée soit absorbable par le réseau.
Pour finir, nous serons responsables
du comptage nécessaire à la facturation du producteur par l’acheteur du
biométhane injecté.»
Une équation économique
à résoudre
«L’investissement et l’exploitation des
matériels d’odorisation, de contrôle
de la qualité du biométhane et le
poste d’injection-comptage devraient,
selon nos premières estimations,
revenir à environ 110 000 euros par
an, précise Claude Jochum. Les frais
liés à l’exploitation du réseau sont jeweils 5 mm
Pousser l’innovation plus loin.
En 1880, Carl Benz inventait le premier
moteur stationnaire alimenté au gaz,
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[ Biogaz ]
aujourd’hui estimés à 9 000 euros
par an. Enfin, le coût du raccordement au réseau coûte entre 60 000
et 200 000 euros par kilomètre de
conduite à mettre en place, selon le
terrain à traverser.» L’accès au réseau
de gaz naturel est pris en charge
techniquement par le gestionnaire
de réseau et supporté financièrement par le producteur raccordé,
sous forme d’une facturation globale
et unique lors de la mise en place, ou
via la facturation d’une redevance
d’utilisation au producteur, pour
les installations agricoles où toute
l’installation doit être financée par
la vente d’énergie. Le coût de raccordement au réseau gaz naturel joue
un rôle modeste dans l’économie des
projets de grande taille. Toutefois,
pour les autres, chaque tronçon de
m Bundzugabe
5 km augmente de 10 % le coût total
de production. À cela s’ajoutent les
dépenses liées à la production et au
traitement du biométhane pris en
charge par le producteur. Le groupe
de travail du MEEDDM a estimé l’ensemble de ces coûts avant raccordement entre 66 et 108 €/MWh gaz,
incluant l’achat des déchets d’appoint mais pas celui de cultures énergétiques, plus onéreuses, bien que
souvent nécessaires pour équilibrer
l’approvisionnement du méthaniseur tout au long de l’année.
Afin de soutenir la filière, la solution
retenue est la suivante : tarifs avec
obligation d’achat et garantie d’origine. Le producteur vend son gaz au
fournisseur au tarif d’achat mais il
peut également, s’il est enregistré
auprès du gestionnaire des garanties
d’origine, céder des garanties d’origine. «Le tarif d’achat doit apporter
une rentabilité au moins équivalente
à la valorisation par cogénération
afin que les installations se développent intelligemment et non pas
sur un critère financier», commente
Caroline Marchais. Le niveau du
tarif sera fonction de l’origine des
intrants et du volume de production.
Afin d’encourager les systèmes vertueux, une prime de 5 €/MWh pour
les installations de méthanisation
d’ordures ménagères et une prime
de 20 €/MWh pour les installations
de méthanisation de déchets agricoles, de l’IAA et de biodéchets sont
proposées. m
Méline Le Gourriérec
* La Communauté urbaine de Lille a développé
deux sites de méthanisation : Marquette et
Sequedin. Aujourd’hui, seul le biogaz du premier est valorisé pour alimenter quatre bus en
attendant de pouvoir l’injecter dans le réseau.
à gaz
© à venir
enteur.
1 er avril 2010 - supplément du n°443
17
[ Biogaz ]
dossier F
Centres de stockage des déchets
La valorisation du biogaz des installations de stockage de déchets non
dangereux devient de plus en plus performante, améliorant ainsi le
rendement des installations. Exemple de deux sites en Normandie et
dans les Ardennes.
L’
installation de stockage de
déchets non dangereux (ISDND)
de Esquay-sur-Seulles en Normandie traite 100 000 tonnes de déchets par an. Elle est équipée de
deux moteurs de cogénération fournis par
Pro2, d’une puissance de 716 kWe chacun.
La société Vira qui exploite le site et a installé les moteurs ne lésine pas sur le traitement du biogaz issu de la méthanisation
des déchets, lorsque celui-ci est nécessaire.
Avant injection dans les moteurs, ce traitement permet en effet d’optimiser le rendement et la durée de vie de l’installation.
«Avec ces nouveaux moteurs très performants dont le rendement électrique dépasse
les 40 %, on doit faire très attention à la
qualité du biogaz, explique Cyril Lejeune,
gérant de la société Pro2. Celui-ci subit donc
un traitement très poussé en amont qui
F Le site de Esquay-sur-Seulles.
le débarrasse des polluants. Sa teneur en
méthane est également mesurée.» Pour l’exploitation du site, un réseau de 600 mètres
de conduites a été réalisé et transporte le
biogaz du centre de stockage à l’installation
de revalorisation. Il alimente de manière
optimale les deux postes consommateurs :
les cogénérations et un sécheur de sable.
La chaleur des moteurs est également valorisée. Récupérée sur l’eau de refroidissement et sur les gaz d’échappement, elle est
envoyée dans un évaporateur qui traite les
lixiviats du site. En récupérant ainsi la chaleur et en la valorisant, l’exploitant bénéficie de la prime à la chaleur du tarif de
rachat d’électricité. Sur ce site, le rendement
thermique est de l’ordre de 45 %. Couplé au
rendement électrique de 40 %, le rendement
global atteint les 85 %. Les 1 400 kW électriques des deux moteurs sont réinjectés dans
K À Éteignères, la société Arcavi traite
120 000 tonnes de déchets par an.
le réseau public. Ce site a également la particularité d’être géré à distance par l’exploitant et par Pro2 qui assure la maintenance
des moteurs.
Le site d’Eteignières
Un autre site d’une capacité semblable a été
équipé par la société Pro2 en 2007. Il s’agit
du site de stockage de déchets d’Eteignières
dans les Ardennes, exploité par la société
Arcavi, qui traite 120 000 tonnes de déchets
par an. Comme sur le site normand, Pro2 a
installé un second moteur (d’une puissance
de 500 kW) et la société Arcavi a investi
dans un évaporateur qui permet de traiter
les lixiviats à partir de la chaleur fournie
par les deux moteurs. Mais l’innovation du
site réside dans l’installation d’une torchère
permettant de récupérer la chaleur. Ce nouveau système a été inventé par la société
Biome qui le teste depuis décembre dernier
à Eteignières. Cette torchère dispose d’un
échangeur qui récupère la chaleur et prend
ainsi le relais des moteurs lorsque nécessaire. De plus, elle permet à l’installation de
s’approcher d’une valorisation à 100 % du
biogaz produit. «Suite aux accords du Grenelle 2, les sites qui valorisent plus de 75 % de
leur biogaz bénéficient d’une minoration de
leur TGAP*. Ce sera le cas sur le site d’Eteignières lorsque l’installation globale fonctionnera pleinement», précise Cyril Lejeune.
Une fois qu’elle aura fait ses preuves, cette
torchère pourra être installée sur d’autres
sites de stockage de déchets, car la plupart
sont évolutifs et chaque exploitant cherche à valoriser un maximum de biogaz. Nul
doute que cette nouvelle technologie fera
des émules ! m
Sandra Salès
* Taxe générale sur les activités polluantes.
18
© Pro2
Efficacité
énergétique
en hausse
Turbomach
[ Cogénération ]
H PUBLI-COMMUNIQUÉ
valorise le biogaz
Leader en Europe, Turbomach a élargi sa gamme
de turbines jusqu’à 22 MW. Mais la société dispose
aussi d’une solution bien adaptée aux installations de
méthanisation, la Mercury 50. Le marché du biogaz
de décharge est tout spécialement concerné.
F
iliale à 100 % du groupe Caterpillar,
Turbomach SA, installée en Suisse,
commercialise les turbogénérateurs
de Solar Turbines. Le regain d’intérêt en Europe pour des moyens de
production d’électricité et de chaleur décentralisés, flexibles et énergétiquement performants devrait
profiter à la société Turbomach qui
est déjà le numéro 1 européen dans
la gamme des turbines ayant une
puissance entre 1,2 et 22 MW, avec
70 % des parts de marché. En effet, le
développement des énergies renouvelables en Europe, avec l’objectif de
20 % d’énergie renouvelable dans le
mix énergétique en 2020, conduit
notamment à la multiplication des
installations de méthanisation, afin
de valoriser du biogaz. Un marché
naturel pour Turbomach : «Même si
nous sommes spécialisés dans la cogénération au gaz naturel, avec 720 MW
installés en France, notre expérience
dans le domaine des autres gaz est
solide, explique Jean-Louis Foulon,
directeur commercial de Turbomach
France. Dès la fin des années 1980,
Turbomach a installé des turbines
en Allemagne fonctionnant au gaz
de grisou des mines inexploitées. En
France, à la même époque, nous avons
aussi équipé l’usine d’épuration des
eaux usées d’Achères en Île-de-France
avec une turbine de 4,5 MW.»
La ligne de production du site d’Achères est d’ailleurs en train d’être totalement changée par Turbomach : la
turbine, les chaudières et les compresseurs existants vont être rénovés pour
améliorer leurs performances et une
deuxième unité va être ajoutée. Car le
site produit assez de biogaz pour alimenter deux turbines de 4,7 MW.
Mercury 50,
la solution idéale
«L’avantage du biogaz, c’est qu’il est
produit toute l’année et qu’il permet
un fonctionnement d’environ 8 000
Installations clé en main
Turbomach présente l’avantage de pouvoir fournir des installations clés en
main, intégrant la turbine et sa maintenance, avec des possibilités contractuelles de long terme. Une option intéressante en Europe où les contextes
techniques, fiscaux et réglementaires sont parfois complexes à gérer. Dans
le domaine de la méthanisation, ces offres clé en main peuvent intégrer en
plus le traitement amont du biogaz. Comme il est issu de déchets très divers,
ce biogaz doit en effet être filtré afin d’en retirer tous les composants gênants
pour la combustion dans la turbine, comme l’eau, le dioxyde de carbone, le
sulfure d’hydrogène et les siloxanes. Si les clients le souhaitent, Turbomach
peut établir un contrat de garantie totale sur des durées d’exploitation longues (15 ans par exemple).
heures par an, précise Jean-Louis Foulon. Ce qui est tout à fait adapté à
nos turbines dont le taux de disponibilité est de 96 % pendant 20 ans. En
revanche, la puissance de nos machines nécessite un important volume
de biogaz de l’ordre de 2 500 Nm3
par heure à 15 bar.» Le marché visé
par Turbomach est donc celui des
centres de stockage de déchets, des
industries chimiques ou pétrolières,
etc., qui peuvent générer ces volumes
de biogaz. Une turbine est d’ailleurs
parfaitement adaptée aux clients
de ce type : la Mercury 50, affichant
une puissance de 4,6 MW et un rendement électrique de 39 %. Elle permet de répondre le plus sereinement
possible aux besoins car, pour des
puissances inférieures (1,2 MW), les
besoins de compression du biogaz
réduisent trop le rendement, et pour
des puissances supérieures (jusqu’à
15 MW), il faut avoir un gisement
conséquent de biogaz.
Néanmoins, il existe des cas où le
recours à de fortes puissances est
possible. C’est le cas sur un des sites
de stockage de déchets non dangereux de Veolia. «C’est une première
mondiale où nous avons installé une
turbine de 11 MW couplée à un turbovapeur de 5,5 MW, indique JeanLouis Foulon. Mais quelle que soit la
taille d’une installation, il faut garder
en tête le plus important : le bilan
pour l’environnement est toujours
positif puisqu’on valorise des gaz
fatals, contenant principalement du
méthane dont le pouvoir de réchauffement global est très élevé.»
Contact
Turbomach France
Jean-Louis Foulon
11 rue de la Mare à Tissier
91280 Saint-Pierre-du-Perray
Tél : 01 69 89 00 00
[email protected]
www.turbomach.com
1 er avril 2010 - supplément du n°443
19
[ Biogaz ]
dossier F
Installations classées
Un début de simplification
Le développement des installations de
méthanisation oblige à avoir un cadre
réglementaire adapté à la filière. Des
évolutions sont en cours mais contraignent
encore les professionnels.
E
n quelques mois, le
cadre réglementaire
pour les installations produisant et
utilisant du biogaz a
évolué fortement. Ce
mouvement vient :
• d’une part de la nécessaire prise
en compte de la création de nouveaux sites de méthanisation. Les
promoteurs des installations agricoles, souvent de petite taille, n’ont
pas les moyens de répondre aux
contraintes qu’engendre l’assujettissement au régime de l’autorisa-
tion des installations classées pour
la protection de l’environnement
(ICPE) ;
• d’autre part du changement
conceptuel dans la réglementation
ICPE qui pousse à la création d’un
régime intermédiaire – dit d’enregistrement – entre celui de la déclaration et celui de l’autorisation (voir
le supplément d’Énergie Plus n°433).
Les exploitants vont devoir
se conformer à la liste restreinte
des produits acceptés
G La sélection
des matières
autorisées dans
le régime de
déclaration est
très importante.
Un premier décret a été publié le
29 octobre 2009 (1). Il modifie la
nomenclature des installations classées en créant trois nouvelles rubriques. La rubrique 2780 concerne les
installations de traitement aérobie
(compostage ou stabilisation biologique). La rubrique 2781 a spécifiquement trait aux installations de
méthanisation de déchets non dangereux, à l’exclusion des installations
de stations d’épuration urbaines.
Elle précise que la méthanisation de
matière végétale brute, d’effluents
d’élevage, de matières stercoraires (2)
et de déchets végétaux d’industries
agroalimentaires (rubrique 2781-1)
est soumise au régime de l’autorisation si la quantité de matières traitées est supérieure ou égale à 30 t/j.
En dessous de ce seuil, c’est le régime
de la déclaration qui s’applique, avec
obligation d’un contrôle périodique
tous les cinq ans par un organisme
agréé.
Deux arrêtés du 10 novembre 2009
et une annexe publiée au bulletin
officiel du MEEDDM ont complété
ce décret et mentionnent ce que le
contrôle périodique implique sur
l’implantation et l’aménagement du
site, et sur son exploitation. Il y est
notamment fait mention que :
Jusque là, la combustion du biogaz relève de la rubrique 2910B des ICPE et nécessite une autorisation dès
que la puissance excède 100 kW PCI. Un décret en
cours de signature va créer une nouvelle rubrique
(2910C) et modifier la règle : au-dessus de 100 kW,
la combustion sera soumise au même régime que
celui de l’installation (autorisation, enregistrement
ou déclaration). Là aussi, cela permet une simplification mais le seuil des 30 t/j pour la déclaration
correspond à un niveau de puissance entre 0,5 et
1 MW… ce qui est encore peu élevé, si on le compare
à celui de toutes les autres installations de combustion (rubrique 2910A) qui est de 20 MW !
20
© Stéphane Signoret
La combustion aussi
• la teneur en H2S en sortie d’installation doit être inférieure à 300 ppm ;
• une capacité de rétention de matières liquides doit être assurée, égale
au volume du contenu liquide de la
plus grosse cuve.
La méthanisation d’autres déchets
non dangereux (rubrique 2781-2) est
soumise au régime de l’autorisation. Une dernière rubrique (2782)
regroupe toutes les installations mettant en œuvre d’autres traitements
biologiques que ceux des rubriques
2780 et 2781 ; elles sont également
soumises à autorisation.
Beaucoup de produits exclus
«La création de la rubrique 2781-1 a
le mérite de clarifier la situation sur
le statut réglementaire des installations de méthanisation, même si les
professionnels auraient préféré une
limite de 50 t/j entre l’autorisation
et la déclaration, analyse Caroline
Marchais, déléguée générale du Club
Biogaz. En revanche, les exploitants
vont devoir se conformer à la liste
restreinte des produits acceptés dans
cette rubrique.» En outre, le calcul
en tonnes par jour ne traduit pas le
pouvoir méthanogène des matières :
30 tonnes de fumier ne produiront
pas autant de biogaz que 30 tonnes
de graisses animales ! Cette forte
restriction dans les matières méthanisables devrait être levée en partie dans un prochain décret créant
le régime d’enregistrement pour
les quantités comprises entre 30 et
50 t/j. Ce régime, proposé aux installations relevant des rubriques 2780-1
et 2781-1, ajouterait en effet le lactoserum dans la liste. «Néanmoins,
dans l’industrie agro-alimentaire,
hormis les matières stercoraires, tous
les autres abats sont exclus, ainsi que
les déchets d’abattoirs et les matières
semi-liquides, ce qui impose des traitements supplémentaires et donc des
coûts pour ces matières non autorisées, précise Caroline Marchais. Par
ailleurs, les vinasses et les huiles sont
aussi exclues, tout comme les coproduits des industries autres qu’agro-
alimentaires, tel que ceux des papeteries, de la cosmétique, etc.»
Évidemment, même s’il est un peu
plus contraignant que la déclaration, le régime de l’enregistrement
présentera tout de même l’intérêt,
par rapport à l’autorisation, de ne
pas nécessiter d’études d’impacts et
de dangers, et de ne pas être soumis
ni à enquête publique ni au passage
devant le conseil départemental de
l’environnement et des risques sanitaires et technologiques. «Mais comment la règle sera-t-elle appliquée
sur le terrain ? Les professionnels de
la filière espèrent que, devant la nouveauté, les Dréal n’auront pas tendance à être trop prudentes, pour
ne pas pénaliser le développement
des petites installations», rapporte
Caroline Marchais. m
Stéphane Signoret
(1) Tous les textes légaux sont consultables sur le site du Club Biogaz de
l’ATEE : http://biogaz.atee.fr, rubrique Installations classées.
(2) Les matières stercoraires sont les matières fécales ou celles encore contenues dans le système digestif des animaux… Victor Hugo dit dans les
Misérables qu’une «grande ville est le plus puissant des stercoraires».
1 er avril 2010 - supplément du n°443
21
[ Biogaz ]
dossier F
Objectif rentabilité
À
la demande de
l’Ademe et du
ministère de
l’Alimentation,
de l’agriculture
et de la pêche
(Maap), un groupement de bureaux d’études a mené
une expertise commune sur la rentabilité des projets de méthanisation
rurale. Conduit par Solagro associé
à Erep, PSPc, PeriG Consultants et
Sogreah, il a ainsi décortiqué une
soixantaine de projets dans l’optique
d’en analyser les investissements,
les produits et les charges d’exploitation*. L’étude inclut également un
état des lieux des soutiens à la filière
biogaz rural en Allemagne, en Belgique et en Suisse, ainsi que du dispositif des projets domestiques en France.
L’objectif final est de faire des propositions pour que les systèmes de sub-
G Graphe 1 : les
coûts en France
sont deux fois
plus élevés qu’en
Allemagne.
Comparaison des investissements
22
Autres
Gestion digestat
Cogénération
Digesteur
Réception
ressources
vention ou de tarif de vente de l’énergie finale soient adaptés à un certain
niveau de rentabilité. Car dans bien
des cas, aujourd’hui, nombre de projets ruraux sont abandonnés faute
de rentabilité dans le cadre du tarif
d’achat de l’électricité fixé en 2006.
L’échantillon de cette analyse se compose de 19 dossiers en cours d’études
de faisabilité, 37 dossiers ayant déjà
fait l’objet d’un devis (constructeurs
ou bureau d’études) et de 5 sites en
fonctionnement. Assez uniformément répartis sur le territoire métropolitain, ces 61 sites traitent entre
2 500 et 75 000 tonnes de matières
par an. Les deux tiers traitent moins
de 10 000 t/an de matières, soit
moins que la limite de 30 t/j entre les
régimes d’autorisation et de déclaration (voir l’article page 14). 80 %
des dossiers traitent plus de 50 % de
déjections animales et 45 % utilisent
des cultures énergétiques (ensilage
de maïs de sorgho et d’herbes, cultures dérobées) dans une limite de 15 %
du tonnage global.
Tous les sites – sauf deux qui étudient l’injection du biométhane dans
le réseau de gaz naturel – valorisent
le biogaz par cogénération. La puissance électrique s’échelonne entre
50 et 2 100 kW, pour une moyenne de
325 kW. Les trois quarts des dossiers
ont néanmoins une puissance inférieure à 280 kWe. Le taux de valorisation de l’énergie est en moyenne
de 65 %. Dans 80 % des cas, la chaleur cogénérée est valorisée pour le
maintien en température du digesteur mais également pour les besoins
de chauffage de l’exploitation ou
revendue à l’extérieur. La longueur
moyenne du réseau de chaleur est de
350 mètres.
Globalement, l’investissement
total dans les installations est
très disparate. Ramené à la puissance, il navigue entre 8 600 €/kWe
pour les installations de 100 kWe,
5 600 €/kWe pour celles de 500 kWe
et 5 200 €/kWe pour celles de
1 000 kWe. L’analyse a été affinée en
décomposant l’investissement en six
catégories :
1. aménagement du site, digesteur,
post-digesteur, stockage, 2. réception
des matières et hygié-nisation, 3. gestion du digestat, 4. valorisation du
biogaz, 5. valorisation de la chaleur,
6. ingénierie. Ce découpage permet
de trouver d’assez bonnes corrélations linéaires entre puissance installée et montant de l’investissement, sauf pour les catégories 3 et 6.
Deux fois plus cher
qu’en Allemagne
Il donne aussi des points de repères
pour comparer les coûts en France à
ceux en Allemagne. Sans compter les
investissements liés au traitement
complémentaire du digestat, les
auteurs de l’étude montrent ainsi que
l’investissement est deux fois plus
important dans notre pays qu’outreRhin pour des unités de 500 kWe,
la taille standard en Allemagne. Le
rapport est de 1,6 pour les plus petites installations d’environ 100 kWe
et de 2,3 pour celles de 1 MWe (voir
graphe 1). Pour nuancer cet écart, les
auteurs notent néanmoins que sur
les grandes puissances leur échantillon est restreint et compte des projets collectifs aux coûts importants
de logistique. Mais à l’avenir, les
coûts supplémentaires dus au respect de la réglementation ICPE (rubrique 2781) pourraient conduire à une
© Solagro
Comment jauger la rentabilité des projets de méthanisation rurale ? Une
étude s’est penchée sur la question et donne ainsi de bons repères, dont
le plus important est qu’il faut… augmenter le tarif de rachat d’électricité.
Rentabilité sans subvention
hausse de l’investissement de 6 %,
creusant un peu plus le fossé avec
l’Allemagne. Il faudrait un fort développement de la filière pour bénéficier d’un effet d’économies d’échelle
comme chez nos voisins.
En ce qui concerne les produits et les
charges financières, les répartitions
moyennes sont les suivantes :
• les produits sont assurés à 80 %
par la vente de l’électricité, à 10 %
par la redevance déchets, à 8 % par
la vente de chaleur et à 2 % par la
vente du digestat et les économies
d’engrais ;
• les charges sont plus variées et sont
en majorité dues à la maintenance
(34 %), aux frais de personnel (17 %)
au transport/épandage (11 %) et à
l’achat d’électricité (9 %).
Niveaux de soutien
La partie la plus cruciale de l’étude
concerne la rentabilité. Les auteurs
ont opté pour la méthode TEC (taux
d’enrichissement en capital) qui calcule le ratio entre la valeur actualisée
nette – avec un taux d’actualisation
de 4 % – et l’investissement initial.
Généralement, on considère qu’un
investissement est rentable si le TEC
supérieur à 0,5 pour des projets comportant un risque indéniable comme
le sont les projets de méthanisation.
Le taux de rentabilité interne (TRI) et
le temps de retour brut sur investissement (TRB) ont aussi été évalués.
Plusieurs hypothèses sont appliquées
à tous les dossiers : durée d’observa-
K Graphe 2 :
au-dessus de la
ligne, les projets
ne sont pas
rentables.
S Graphe 3 : une
plage de 80 à
100 e/MWh
thermique rend
la vente de la
chaleur rentable.
Tarif de vente de la chaleur pour TEC = 0,5
tion économique de 15 ans, taux d’intérêt à court terme de 6 %, part de
fonds propres de 20 %, remplacement
du moteur de cogénération la huitième année, rendement électrique de
35 %, rendement thermique de 44 %,
7 500 heures de fonctionnement par
an, etc. Les paramètres qui influent le
plus positivement sur le TEC sont la
puissance électrique totale, l’investissement total, le tonnage total entrant,
le pouvoir méthanogène et le ratio
vente chaleur/chiffre d’affaires total.
Comme la répartition des produits
l’indique, la rentabilité est très liée à
la vente de l’électricité. Le tarif d’achat
actuel a donc été comparé au tarif
qu’il faudrait pour atteindre un TEC
de 0,5 soit un TRB de 7 ans environ et
un TRI de 9 à 10 %, prenant en compte
la montée en puissance de l’installation les deux premières années. Les
résultats sont sans surprise : dans les
conditions actuelles, seuls 16 % des
dossiers sont viables sans subvention
(voir graphe 2). Le chiffre monte seulement à 34 % si l’on considère les subventions obtenues ou demandées.
L’étude montre par ailleurs que si
le tarif d’achat d’électricité est augmenté de 30 % ou de 40 % (hors subvention), alors respectivement 59 %
ou 72 % des sites deviennent rentables. Le tarif de base n’est pas le seul
levier : la prime à l’efficacité énergétique donne aussi de bons résultats à
elle seule ; en la multipliant par deux,
45 % des projets deviennent viables.
L’étude montre également que plus
de la moitié des dossiers (54 %) sont
rentables avec un taux de subvention
inférieur à 30 %. Ce taux grimpe à
85 % si la subvention est égale à 50 %.
Enfin, les auteurs ont détaillé les
coûts de production constitués du
coût de génération du biogaz et du
coût de la conversion en énergie
finale (électricité, chaleur ou biométhane). Ceux-ci ont permis d’évaluer
les prix de revient nécessaires de
ces énergies finales pour atteindre
un TEC de 0,5. Pour l’électricité, on
constate que plus de la moitié des dossiers de l’échantillon nécessiteraient
un tarif supérieur à 180 €/MWh pour
être viables. Pour la chaleur, sur la
base d’une densité énergétique de
2 MWh par mètre linéaire du réseau,
le tarif de vente moyen devrait être
de l’ordre de 80 €/MWh pour les projets de plus de 11 GWh d’énergie livrée
par an (soit 1 000 tep/an). En-deçà, il
y a une grande variabilité des résultats (voir graphe 3). Quant au biométhane, les résultats confirment les travaux menés par la DGEC (voir article
page 14) sur la prévision des coûts de
production. Il semble que le seuil de
rentabilité se situe autour de 3 GWh
livrés par an, ce qui rendrait l’injection accessible aux installations agricoles de capacité moyenne. m
Stéphane Signoret
* Cette partie de l’étude a été présentée par Christian Couturier, de Solagro, lors de la réunion
plénière du Club Biogaz de l’ATEE en mars 2010.
1 er avril 2010 - supplément du n°443
23
[ Biogaz ]
Énergies vertes
au pays du cognac
Sur le site de Revico (Charente), Verdesis et des producteurs de cognac
valorisent les vinasses en énergies vertes : chaleur et électricité.
A
ucun gâchis : la totalité du biogaz produit sur Revico, le centre
de traitement des vinasses en
Charente, est valorisée en biogaz et en électricité depuis novembre 2009.
«Le site appartient à un ensemble de producteurs de cognac de la région. Ils se sont
réunis en association en 1971 pour créer cette
filiale commune leur permettant ainsi de
traiter leur vinasse», explique Maxime Brissaud, chef de projets chez Verdesis. Plus de
3 millions d’hectolitres, soit la moitié de la
production de la zone d’appellation cognac,
y sont traités chaque année par méthanisation. 20 GWh de biogaz sont ainsi produits.
Jusqu’à présent, celui-ci se substituait au gaz
naturel pour alimenter les chaudières qui
fournissent la chaleur nécessaire à maintenir les méthaniseurs à 37 °C. De la même
façon, une seconde partie était utilisée pour
F Le site de Revico.
approvisionner les colonnes de distillation.
«La distillation, auparavant obligatoire, est
aujourd’hui en voie de disparition. Par conséquent, seuls 5 % de la capacité des colonnes
à distiller fonctionnent. L’excédent de biogaz est brûlé en torchère, il a donc fallu trouver une solution pour le valoriser», poursuit
Maxime Brissaud.
Verdesis, filiale d’EDF Énergies Nouvelles, et
Revico ont donc créé ensemble une société,
Revico Énergies Vertes, afin de développer
un nouveau projet sur le site. La solution
trouvée est l’installation d’une cogénération
de 800 kWe en microturbines, soit un conteneur de quatre microturbines de 200 kWe
chacune. «La particularité du site est d’avoir
une activité fortement saisonnière dépendant totalement de la distillation du cognac,
précise Maxime Brissaud. La méthanisation
fonctionne à plein à partir de novembre et
jusqu’en mars puis ralentit pour s’éteindre
fin juin. Il s’agissait de trouver comment
dimensionner la solution de cogénération
pour valoriser au mieux le biogaz pendant
la pleine période ainsi que pendant le régime
partiel.» L’avantage des microturbines est
qu’elles autorisent une flexibilité de la puissance grâce à l’installation en parallèle de
plusieurs modules, activés ou non selon les
besoins du site. Cette technologie permet de
maintenir un rendement maximal de 79 %
(électricité et chaleur) tout au long de la saison de méthanisation. L’ensemble du projet
a nécessité un investissement de 1,65 million
d’euros, financé à hauteur de 400 000 euros
de subventions obtenues auprès de l’Ademe,
la Région et le Fonds européen de développement régional (Feder). Le retour sur investissement sera atteint en sept ans.
Une valorisation maximale
de la vinasse
Avant de devenir biogaz, les vinasses, qui
arrivent avec une concentration en DCO
(demande chimique en oxygène) de 25 g/l,
sont stockées sur le site Revico où une partie
est concentrée à 80 g/l de DCO. La vinasse
méthanisée est un mélange des deux substances atteignant ainsi 50 g/l de DCO. Sur
chaque site de méthanisation, avant sa
valorisation, le biogaz est traité. Trois étapes se succèdent : la désulfuration et la déshumidification via une tour de lavage et un
affinage par filtration pour éliminer les derniers polluants ou particules indésirables.
Pour finir, il est compressé à 5 bar avant
d’être envoyé dans les microturbines qui
produisent chaleur et électricité. À Revico,
les 7,9 GWh/an de biogaz utilisés pour la
cogénération fournissent 2,53 GWe qui sont
revendus à EDF, soit un chiffre d’affaires de
plus de 300 000 euros par an, et 3,71 GWth
qui sont récupérés des fumées et utilisés
sur le site. Au final, le site produit 12,6 fois
plus d’énergie qu’il n’en consomme. Concernant le digestat, après décantation, la partie liquide est rejetée dans l’Antenne, un
affluent de la Charente, après finalisation
du traitement par boues activées et lagunage. Quant au digestat solide, il est composté avec les déchets verts de la ville, traité
et valorisé en agriculture. m
Méline Le Gourriérec
24
© Verdesis
dossier F
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18 mai 2010 ‐CARACTERISTIQUES D’UN PROJET COLLECTIF TERRITORIAL ‐PROCESSUS BIOLOGIQUE DE LA DIGESTION ANAÉROBIE ET PRODUITS DE LA DIGESTION 19 mai 2010 ‐VALORISATION CHALEUR ET ELECTRIQUE DU BIOGAZ .Contrat d'achat de l'électricité et conditions de raccordement au réseau .Epuration, valorisation chaleur ou électrique ‐NOUVELLES VOIES DE VALORISATION .Injection du biogaz dans le réseau de gaz naturel .Biométhane carburant 20 mai 2010 ‐ÉCONOMIE DE PROJET ET MONTAGE FINANCIER ‐ETUDE DE CAS : DEUX PROJETS COLLECTIFS TERRITORIAUX .Site en construction : GEOTEXIA .Site en exploitation : Passel (Oise) Programme complet et modalités d'inscription à télécharger sur www.club‐biogaz.fr
dossier F
En Alsace, un bio-déconditionneur
recycle les déchets alimentaires
En débarrassant les déchets
alimentaires de leurs emballages,
le bio-déconditionneur construit
par Sita Alsace permettra la
production annuelle de plus de
3 millions de m3 de biogaz.
F Le chantier du bio-déconditionneur.
26
mettra une baisse significative des coûts
de traitement des déchets ultimes pour nos
clients, tout en réduisant leur empreinte écologique», se félicite Charles Coppin, directeur de l’agence Bas-Rhin Entreprises de
Sita. Néanmoins, les responsables de Sita
Alsace comptent sur l’achèvement d’unités
de méthanisation agricole en Alsace pour
bénéficier de débouchés plus locaux. D’une
capacité de 12 500 tonnes de biodéchets
par an, le premier méthaniseur agricole
alsacien devrait voir le jour courant 2010 à
Ribeauvillé (Haut-Rhin). Le biogaz produit
dégagera 20 000 MWh par an, moitié thermique, moitié électrique, l’électricité étant
revendue à 13,5 centimes le kWh.
25 à 30 000 tonnes de déchets par an
À terme, la production de biogaz à partir des
déchets fermentescibles chez Sita Alsace
devrait avoisiner 3 150 000 m3 par an à Strasbourg, de quoi chauffer 1 100 habitations ou
alimenter en électricité 2 100 logements. «En
lançant ce projet, Sita Alsace a voulu contribuer à limiter le traitement final par enfouissement et incinération en transformant des
déchets industriels considérés comme ultimes en une véritable ressource», poursuit le
directeur de l’agence Bas-Rhin Entreprises.
Et il y a urgence dans la région. D’ores et
déjà, à défaut de capacités régionales suffisantes, 30 000 tonnes par an de refus de
tri de déchets d’entreprise sont enfouies en
Lorraine. Par ailleurs, une étude confiée par
l’Ademe au bureau d’études Inddigo parue
en 2007 a montré que la capacité d’enfouissement réservée aux déchets banals ne sera
durable jusqu’en 2025 que si les tonnages
enfouis passent de 308 000 tonnes par an à
142 000 tonnes par an.
Si l’installation ne fonctionnera dans un
premier temps qu’à demi-régime, le gisement régional évalué entre 25 et 30 000 tonnes de biodéchets par an devrait permettre
rapidement un fonctionnement à pleine
capacité. De plus, à côté des déchets alimentaires produits par l’industrie et les grandes surfaces, Sita Alsace compte accueillir
dès 2011 les biodéchets de la restauration
collective.
Au final, l’industriel du déchet devrait étendre son procédé à d’autres régions à condition que celles-ci disposent d’un nombre
important de producteurs de biodéchets,
mais aussi d’une forte activité agricole. En
effet, les digestats issus de la production
de biogaz, extrêmement riches en matières
organiques, doivent pouvoir être réutilisés
comme amendement agricole. m
Pascal Burger
© Pascal Burger, D.R.
S
ita Alsace a profité du savoir-faire
de son homologue Sita Deutschland,
qui exploite une dizaine de biodéconditionneurs outre-Rhin, pour
construire sa première installation sur le
territoire hexagonal. À partir de juin 2010,
le bio-déconditionneur d’une capacité de
24 000 tonnes par an accueillera sur le site
du Rohrschollen à Strasbourg les premiers
biodéchets issus des filières régionales de
l’agro-alimentaire et de la grande distribution : des lots non conformes, ainsi que des
lots périmés. Un investissement de 1,2 million d’euros pour cette filiale de Suez Environnement soutenu à hauteur de 20 % par
l’Ademe.
En début de chaîne, après un contrôle
visuel, les opérations de broyage et de centrifugation permettront de séparer les
matières organiques (90 % des flux) de leurs
contenants (10 %). Ces derniers seront brûlés dans l’usine d’incinération voisine, tandis que la fraction fermentescible rejoindra
les unités de méthanisation germaniques
implantées dans un rayon de 100 à 150 km
autour de Strasbourg. «Notre projet per-
[ Biogaz ]
À l’échelle des installations industrielles, le procédé Bekon de fermentation par voie sèche s’est développé
en Allemagne, en Italie et en Suisse. La France devrait bientôt accueillir cette solution sur deux sites.
Le procédé Bekon arrive
bientôt en France
P
roduire du biogaz, c’est la démarche
adoptée par la société allemande
Bekon. Contrairement à la plupart
des technologies qui utilisent une
fermentation par voie humide, le procédé
Bekon se démarque par sa fermentation par
voie sèche : son utilisation requiert donc que
la matière organique soit composée à plus
de 50 % de matière sèche. Mais le procédé
n’est optimal que pour des grands volumes,
au minimum 10 000 tonnes. La matière est
introduite dans des tunnels en béton étanche et y reste pendant environ quatre semaines. Puis, elle est conduite dans les tunnels
de compostage où elle fermente de façon
aérobie, c’est-à-dire avec une insufflation
d’air. Du biogaz est alors produit de façon
continu pendant les différents stades de la
fermentation. Il est ensuite brûlé dans des
moteurs de cogénération. L’électricité est
revendue et la chaleur produite est réutilisée
en partie pour chauffer les digesteurs qui
permettent aux organismes fermenteurs de
rester à bonne température. Pour le moment,
18 usines de méthanisation sont équipées du
procédé Bekon, en Allemagne, en Suisse et
en Italie. En France, deux projets sont actuellement en cours. Leur construction devrait
démarrer d’ici la fin de l’année 2010.
© Biozis
Un compost de qualité
Ce procédé, qui a été inventé en 2002,
permet aujourd’hui de traiter jusqu’à
50 000 tonnes de biomasse par an. La première usine, implantée à Munich en 2003,
a été réalisée en tant que pilote industriel.
En effet, comme il s’agissait d’un procédé
inédit, «Bekon devait financer et construire
l’usine qui aurait d’abord à prouver l’efficacité du procédé en traitant jusqu’à
10 000 tonnes par an, explique Pierre
Froidcœur, gérant de la société Biozis, partenaire français de Bekon. Pendant deux ans,
l’usine a été soumise à un contrôle effectué par un comité scientifique. Si le procédé
fonctionnait, la ville rachetait l’usine.» Ce
fut le cas et au printemps 2006 Munich a
acquis l’usine et commandé son extension.
Cette dernière traite aujourd’hui 25 000 tonnes de biomasse par an. Au niveau de la production d’énergie, le procédé Bekon permet
d’atteindre des capacités comprises entre 0,5
et 3 MW électriques. Par exemple, le site de
Rendsburg-Eckernförde à Borgstedtfelde en
Allemagne, opérationnel depuis novembre
2008, traite 30 000 tonnes de matière organique par an et arrive environ à 1 MW.
Pour l’entreprise Biozis, spécialisée dans
le compostage depuis plus de 20 ans, l’intérêt pour la méthanisation s’est effectué
en toute logique. En effet, «les usines de
compostage seules ne présentaient que peu
d’intérêt car il n’y avait pas de récupération
possible d’énergie, indique Pierre Froidcœur.
Tandis qu’avec l’intercalation d’un procédé
de méthanisation, non seulement l’énergie est valorisée mais, en plus, le compost
récupéré n’est pas altéré.» En effet, le procédé Bekon permet d’obtenir un compost de
haute qualité du fait de la forte concentration en matière sèche nécessaire. m
S Le procédé a déjà été installé
en Allemagne, en Italie et en Suisse.
Gayané Adourian
Repères
Par le procédé de fermentation sèche, on récupère de 20 à 35 % de la masse entrante sous
forme de compost. Ce taux monte à 50 % si la matière première est composée de beaucoup
de biodéchets (hors ordures ménagères résiduelles) comme c’est le cas en Allemagne.
Le biogaz est valorisé à 40 % sous forme d’électricité et à 40 % sous forme de chaleur. Pour bénéficier du tarif d’achat d’électricité le plus intéressant en France, la majeure partie de cette chaleur
doit être utilisée (process du digesteur mais aussi séchage de matières par exemple).
1 er avril 2010 - supplément du n°443
27
cas vécus F
Baoding
S
ituée dans la province du Hebei, à 140 km au sud de Beijing,
la ville de Baoding compte plus d’un million d’habitants. Elle
s’affiche désormais comme la première ville “carbone-positive”
au monde. En fait, la ville n’est pas devenue elle-même neutre
en carbone, malgré ses efforts : ce sont les réductions d’émissions de
gaz à effet de serre engendrées par la vente des produits fabriqués
sur son territoire qui dépassent les émissions réelles de la ville. Il y
a là surtout un effet d’annonce basé sur le fait que plus de 170 entre-
28
prises se consacrent aux nouvelles énergies décarbonées dans cette
Power Valley, en fournissant des panneaux solaires et des turbines
d’éoliennes au monde entier. Ainsi, le deuxième plus grand constructeur chinois de modules photovoltaïques, Yingli Green Energy, y est
basé depuis 1998. À Baoding, il a d’ailleurs réalisé une installation
sur un hôtel (photo).
Pour renforcer encore ces développements d’entreprises, et pour
privilégier l’installation des panneaux solaires sur son territoire, le
gouvernement chinois a lancé le programme Golden Sun, qui aidera
au financement de 294 projets, à hauteur de 20 milliards de yuans
(plus de 2 milliards d’euros). m
Stéphane Signoret
© Yingli Green Energy
la vitrine photovoltaïque
de la Chine
Énergie solaire, éolienne, pile à combustible, autonomie… Le siège social d’Abalone, entreprise spécialisée
dans l’intérim, ne manque pas d’atouts pour devenir un bâtiment à énergie positive. Visite guidée.
Abalone :
un bâtiment modèle
© Abalone
D
ès 2003, pour François-Xavier
Moutel, PDG du groupe Abalone
spécialisé dans l’intérim, l’idée
est là : réaliser un bâtiment 100 %
autonome en énergie qui tend vers le zéropollution. Aujourd’hui, l’idée sort de terre. À
Saint-Herblain, près de Nantes, les travaux
ont démarré en 2006. Sur un site de 1 320 m2
de superficie, le nouveau siège social de la
société est un réel concentré de solutions
environnementales qui lui permettront
d’être autonome au point de vue énergétique
et de ne pas rejeter de gaz à effet de serre
dans l’atmosphère. En plus d’une conception
accentuée sur l’inertie thermique du bâtiment (compacité, façade double-peau, réduction des ponts thermiques, etc.), un cocktail d’énergies renouvelables devrait faire
recette. En effet, énergie éolienne, énergie
solaire et hydrogène constituent les ingrédients de ce projet qui tenait vraiment à
cœur à François-Xavier Moutel.
En ce qui concerne l’énergie du vent, deux
types d’éoliennes sont installées. Trois
éoliennes de 15 mètres et 10 kW chacune
devraient fournir 45 MWh/an. Et sur le
toit, trois petites turbines de trois mètres
de hauteur apporteront 15 MWh de plus.
Vient ensuite le solaire : avec 80 m2 de
panneaux photovoltaïques, une production de 20 MWh par an devrait être assurée.
Toute cette électricité sera majoritairement utilisée dans le bâtiment et le surplus
injecté dans le réseau électrique national.
Quant au solaire thermique, la chaleur
récupérée sera directement utilisée dans le
bâtiment pour le chauffage et l’eau chaude
sanitaire. La climatisation et la ventilation
de l’installation seront assurées par un puits
canadien et une VMC double flux, et l’eau de
pluie sera collectée pour être réutilisée dans
les sanitaires.
Vers l’énergie positive
À terme, l’électricité produite sur site devrait
permettre la production d’hydrogène par
électrolyse de l’eau. Stocké, l’hydrogène
pourra être utilisé selon les besoins dans
une pile à combustible pour fournir chaleur
et électricité (voir page 43). Avec tous ces
équipements, le bilan énergétique du bâtiment est positif et devrait éviter l’émission
de 66,7 tonnes de CO2 par an par rapport
aux solutions classiques dans le tertiaire.
Un surplus de production énergétique de
18,3 kWh/m2.an peut même être envisagé
si tout ce passe bien. En effet, si le bâtiment
est déjà plus ou moins fonctionnel, le chantier n’est pas terminé. «La mise en œuvre des
différentes énergies utilisées n’est pas encore
en place», indique Pascal Kouba, responsable
énergie chez Abalone.
Le bâtiment se veut modèle et reproductible. Pour cela, les partenariats avec les
bureaux d’études et les fournisseurs ont
été organisés avec des acteurs régionaux.
De plus, aucun brevet n’a été déposé car le
fait d’être reproductible constitue l’un des
fondamentaux du projet de François-Xavier
Moutel. Enfin, une évolution de la structure est prévue, en fonction des nouvelles
technologies qui peuvent arriver sur le
marché ou de la capacité à stocker l’énergie
reçue des sources renouvelables. À terme,
l’objectif est que le bâtiment ne soit plus
raccordé au réseau électrique national. Mais
pour le moment et après quelques difficultés et surcoûts liés aux énergies renouvelables et à l’hydrogène, la priorité est
donnée aux différents raccords. Pour le PDG,
la consommation immédiate sera privilégiée plutôt que la revente. m
Gayané Adourian
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
29
cas vécus F
Y’a du cochon dans
À Plélan-le-Grand, l’Atelier de l’Argoat, où
sont préparées andouilles et andouillettes,
a échappé au dépôt de bilan grâce à
l’installation d’un nouveau procédé
permettant de récupérer les graisses de
porc et de les valoriser en biocombustible.
«
30
T
out est bon dans le
cochon», cet adage
bien connu de tous
se vérifie à l’Atelier
de l’Argoat situé
à Plélan-le-Grand
en Ille-et-Vilaine
où est fabriquée la traditionnelle
andouille de Guémené. Ici, les sousproduits gras de l’animal sont valorisés en combustible par un procédé
développé par la société Biothermie,
grâce auquel l’entreprise a remporté
le premier prix des Technologies
économes et propres sur le salon
Pollutec 2009. En effet, la nouvelle
installation permet la qualification
d’une filière interne de récupération
et fonte des graisses qui fait passer
une matière de l’état de graisse
animale à celui de coproduit valorisable par l’entreprise elle-même. Par
la transformation et la combustion
du combustible Biothermie dans
la nouvelle chaudière, l’entreprise
a réalisé d’importantes économies
financières et est devenue quasiment indépendante du gaz. Cette
installation a également permis de
modifier le système de chauffe du
ballon d’eau chaude et ainsi d’économiser l’électricité qui va avec.
«Tout a commencé fin 2004 lorsque
j’ai repris l’entreprise, explique Joël
Tingaud, PDG de l’Atelier de l’Argoat.
La situation économique était très
difficile, j’ai tout fait pour éviter le
dépôt de bilan. La solution trouvée
a été cette nouvelle installation.» La
technologie mise en place a été totalement inventée à cette occasion.
Elle consiste à récupérer les graisses
générées lors de la fabrication de
l’andouille : les parures issues de la
préparation des boyaux, les huiles
de cuisson et les graisses contenues
dans les effluents. À chaque étape,
la collecte des déchets a été optimisée. Des cornières en inox sont
disposées autour des tables d’embossage pour récupérer les graisses.
Dans l’atelier de cuisson, un réseau
L’entreprise a pu diminuer
le volume de ses déchets de près
de 180 tonnes et a économisé 60 %
de sa consommation de gaz
de tuyauteries, mis en place par le
chaudronnier Le Garrec, collecte les
huiles issues des quatre cellules de
cuisson et des marmites. En sortie
d’usine, un flottateur recueille les
graisses envoyées auparavant dans
la station d’épuration. Une fois
collectées, les eaux grasses sont
pompées puis envoyées dans un
déphaseur lamellaire statique de
10 m3 conçu par Biothermie, qui isole
les huiles pures, les précipités solides
et l’eau. L’huile ainsi récupérée est
transformée dans un réacteur via
le procédé breveté Biothermie en
un combustible propre. Ce dernier
alimente un brûleur mixte gaz/
biocombustible Weishaupt mis en
service par le chaudiériste de l’Atelier de l’Argoat, Cometi.
Sur le plan technique, la mise au
point de ce procédé en laboratoire
a été complexe. Une fois réalisé,
le prototype a dû être transposé
pour être opérationnel en industrie. Avant cela, il a fallu mettre en
évidence la capacité d’une combustion “propre”, ce qui a été prouvé
puisque, aujourd’hui, les rejets de
gaz à effet de serre sont inférieurs de
22 % à ceux d’un fioul léger.
Une valorisation fructueuse
Depuis décembre 2008, l’installation est opérationnelle. L’impact
environnemental est indéniable et
les répercussions économiques favorables à l’Atelier. Par l’utilisation
de la graisse du porc dans la fabrication du biocombustible, l’entreprise a pu diminuer le volume de ses
déchets de près de 180 tonnes. «Le
coût de l’équarrissage supporté par
l’entreprise était très important, il
était nécessaire d’imaginer baisser le
volume de déchets enlevés», explique
Joël Tingaud. La baisse réalisée
représente un gain de 16 000 euros
par an et ce n’est pas le seul bénéfice
du procédé. La convention tripartite
passée avec la mairie et le gestionnaire de la station d’épuration allait
limiter le développement de l’entreprise. «Pour nous développer,
nous devions nécessairement diminuer la pollution aquatique générée
par l’entreprise lors du processus
de production car nous atteignions
quasiment les limites autorisées»,
précise Joël Tingaud. Aujourd’hui,
la DBO5 (demande biochimique
d’oxygène à cinq jours) a diminué de
23 % et la DCO (demande chimique
en oxygène) de 28 %. Ainsi, l’eau
renvoyée vers la station d’épuration est moins chargée en polluants,
ce qui procure une économie de
8 000 euros par an. «Cette baisse
le brûleur
notamment des glissades». Au final,
ce nouveau procédé va permettre
à l’Atelier de s’agrandir de près de
600 m2 d’ici la fin 2010 et d’embaucher une quinzaine de salariés
supplémentaires.
Des aides à la réalisation
indispensables
© Atelier de l’Argoat
S L’huile est transformée dans un réacteur puis alimente un brûleur gaz/biocombustible.
nous permet de gagner une marge de
main-d’œuvre de 10 % sur la production», ajoute Joël Tingaud.
En outre, sur 200 tonnes d’huiles
collectées dans l’année, en 2010,
l’Atelier de l’Argoat en valorisera 50 % en biocombustible sur
le site, soit la création d’environ
80 tonnes d’une énergie renouvelable, et revendra l’autre moitié pour
45 000 euros. Dans ces conditions,
l’usine gagnera en indépendance
énergétique, elle fonctionnera à
60 % sur le biocombustible et 40 %
en gaz de ville. À cette économie
s’ajoute la chaleur cogénérée par le
processus qui permet de chauffer
l’eau servant aux cellules de cuisson
et aux marmites et ainsi de réduire
de 20 % les consommations d’électricité, soit 110 000 kW (environ
7 000 euros par an). «Il faut néanmoins affecter à l’ensemble de ces
gains des coûts inhérents à la mise
en place du procédé, au suivi et à la
maintenance des outils, ce qui correspond à environ 20 000 euros par an»,
précise Joël Tingaud.
Le procédé répond à des besoins
vitaux pour l’entreprise : protection face aux fluctuations du prix
des énergies fossiles, diminution de
la pollution aquatique et réduction
des déchets. «Il nous reste à optimiser chaque maillon de la chaîne,
à commencer par la récupération de
l’huile qui peut être améliorée. On
peut également dans l’avenir tirer
un coproduit complémentaire valorisable en pet-food humide des parures
de graisses après fonte et récupération de l’huile», ajoute Joël Tingaud
qui se félicite que «l’aménagement
nécessaire des tables de travail pour
piéger les parures de graisse a également permis d’améliorer les conditions de travail et de contribuer à la
diminution des risques d’accidents,
«Pour que le projet voie le jour, il
était important d’avoir le soutien de
la Drire, ce que nous avons obtenu.
Le site a été classé ICPE 2910B, nous
donnant ainsi la possibilité de brûler
le combustible Biothermie», précise
Joël Tingaud. Outre l’accord pour
le développement du process, il a
également fallu convaincre certains
acteurs techniques et institutionnels de l’intérêt du projet global afin
d’obtenir des aides financières sans
lesquelles le projet n’aurait pas pu
être mené à terme. En effet, les coûts
de réalisation sont loin d’être négligeables. Le processus d’extraction
des huiles animales et leur valorisation a nécessité un montant total de
197 000 euros. L’Agence de l’eau LoireBretagne a aidé au titre des économies d’eau et de la baisse de la pollution générée ; le conseil régional de
Bretagne et le conseil général d’Illeet-Vilaine ont complété la subvention
de l’Agence de l’eau. Les 183 000 euros
dépensés pour la transformation de
l’huile en combustible et la combustion dans la chaudière ont été pris
en charge en partie par l’Ademe au
titre de l’innovation technologique.
Oseo a également participé en apportant une avance remboursable d’un
montant de 50 000 euros pour la
chaudière. «Le retour sur investissement prévu est d’environ six ans»,
précise Joël Tingaud. m
Méline Le Gourriérec
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
31
cas vécus F
Tertiaire
dans les tuyaux
Optimiser la consommation énergétique d’un bâtiment en utilisant
des technologies classiques est tout à fait possible. Exemple à Créteil.
Ê
tre spécialiste du conditionnement d’air industriel et des salles
propres n’empêche pas de concevoir également des solutions intelligentes dans le tertiaire. C’est le cas de la
société Conditionair qui avait été sollicitée
en août 2006 pour étudier le cas d’un bâtiment de 6 000 m2 abritant des locaux de
l’université Paris-Est Créteil Val-de-Marne.
L’immeuble, construit à Créteil dans les
années 1970, contient 50 salles de cours,
68 bureaux et 2 salles de conférences, et
accueille 1 500 personnes. «Quand nous
l’avons évalué, il venait d’être racheté
par un maître d’ouvrage qui souhaitait
en améliorer le fonctionnement, raconte
Serge Brésin, le président de Conditionair.
Tout était très centralisé avec le bâtiment
jumeau du conseil général : le réseau de la
ville fournissait la chaleur et deux centrales
de traitement d’air de 100 000 m3/h
chacune se chargeaient de la climatisation, appuyées sur deux groupes frigorifiques.» Le bâtiment de l’université absorbait
S 1 500 personnes vivent dans cet ERP
(établissement recevant du public).
32
750 kW électriques et faisait face à de fortes
dépenses d’entretien.
En plus d’un changement des vitrages sur
les façades est et nord décidé par le maître
d’ouvrage, Conditionair fait le choix de revoir
de fond en comble le dispositif en 2007. Pour
améliorer le confort des occupants, le groupe
opte pour la pose de 135 climatiseurs dans
les faux-plafonds, alimentés par 12 groupes à
débit réfrigérant variable (DRV) deux tubes
installés au dernier étage. Ces installations
“inverter” sont capables de moduler leur
puissance en fonction de la demande. Pour
l’introduction d’air neuf, 45 autres centrales
d’air sont installées dans les étages, alimentées par deux pompes à chaleur (PAC) réversibles, pour un débit d’air total de 45 000 m3/h.
Des astuces gagnantes
Air neuf et air climatisé sont pilotés depuis
un poste de commande situé au rez-dechaussée et bientôt consultable à distance.
De plus, quelques règles simples et astuces
garantissent une bonne performance éner-
S Pour l’air neuf, les deux PAC cumulent
296 kW de chaud et 276 kW de froid.
Stéphane Signoret
S Les douze DRV délivrent 450 kW pour le chauffage
et 400 kW de refroidissement.
© Stéphane Signoret
Du “bon sens”
gétique. Tout d’abord, l’air neuf est toujours
soufflé à 20 °C dans les pièces. Les salles de
cours et de conférences, qui ne sont pas occupées constamment comme les bureaux,
disposent de détecteurs de présence pour
déclencher l’air neuf ; celui-ci s’arrête
15 minutes après le départ du dernier occupant. Autre astuce de Conditionair, un
réseau de gaines existant a été utilisé pour
extraire l’air “vicié” des salles, à raison de
15 000 m3/h, et cet air à température d’usage
est ramené au huitième étage, juste devant
les PAC. Conséquence : un gain de 45 kW et
l’inutilité pour les PAC de dégivrer en hiver.
«Nous n’avions pas réellement anticipé les
économies d’énergies mais elles sont bien
réelles, commente Serge Brésin. Le bâtiment
appelle une puissance électrique de 350 kW,
soit un gain de 400 kW par rapport à avant.
La première année, il a consommé 687 MWh
et la seconde un peu plus de 800 MWh,
ce qui fait que nous sommes entre 115 et
135 kWh/m2.an, air neuf inclut. Cela prouve
que l’on peut arriver à diviser par deux la
consommation d’un bâtiment en utilisant
des techniques standards de manière créative, et en faisant preuve de bon sens.»
Un “bon sens” qui l’amène encore à adapter
l’installation. Récemment, il a mis en place
la récupération de 2 000 m3/h d’air des sanitaires qui sont réinjectés au pied des DRV
pour éviter le gel des condensats. Entre les
économies d’énergie et un budget maintenance ainsi drastiquement réduit, le propriétaire ne devrait pas regretter son investissement de 1,1 million d’euros. m
Hypervision et télérelève
Un marché en plein essor
Les outils de maîtrise et de gestion
de l’énergie se démocratisent.
Grâce à Internet, des solutions simples
et ludiques existent désormais pour le
secteur tertiaire et résidentiel. Ce marché
semble promis à un bel avenir.
© Legrand
F
ace aux ambitions du
Grenelle Environnement, les mesures d’efficacité énergétique
passive, qui consistent
à isoler les bâtiments
et à en construire des
moins énergivores, peuvent être
complétées par des systèmes de
maîtrise et de gestion de l’énergie.
Ces outils, qui repose sur des mesures
d’efficacité énergétique actives,
permettent désormais non seulement aux industriels, mais aussi
aux PME/PMI, aux collectivités et
même aux particuliers, de maîtriser
leur consommation d’énergie au
quotidien.
De nombreuses sociétés se lancent
sur ce marché promis à un bel avenir
dans les prochaines années. Parmi
elles, on trouve des acteurs historiques comme GE ou encore Schneider
Electric, mais aussi de jeunes sociétés
nommées Ijenko, Vizelia, Vertelis…
Certains comme Ijenko proposent des solutions de maîtrise de
l’énergie directement aux particuliers. Il s’agit d’une “box” et d’objets
communicants à installer chez soi
qui mesurent la consommation des
appareils électriques en temps réel
grâce à une connexion internet. Pour
le moment, Ijenko ne mesure que
l’électricité : «Notre sonde de mesure
D L’interscénario
Céliane de Legrand
agit sur les veilles,
l’éclairage, les
volets roulants, le
chauffage et l’eau
chaude sanitaire.
Il promet jusqu’à
10 % d’économies
d’énergie.
peut également couvrir l’eau et le
gaz, mais l’organisation actuelle du
marché ne nous permet pas d’offrir
une solution simple à installer, sans
La solution d’hypervision collective
permet de mutualiser les coûts,
notamment l’achat du logiciel
accords avec les fournisseurs de gaz
ou distributeurs d’eau concernés»,
explique Eric Chareyron, le directeur
général d’Ijenko. Quant au tableau de
bord intelligent conçu par GE, il est
destiné au marché domestique, mais
aussi aux PME. Cet outil se connecte
au compteur de la maison et en
analyse les données.
D’autres sociétés mettent en place
des solutions collectives. C’est le
cas de Vertelis (voir encadré) et de
Vizelia, qui compte plus de 70 clients
aujourd’hui, deux ans après le
lancement de sa solution Vizelia
Green V3.0. «Nos clients sont des
professionnels : des collectivités, des
universités, des sociétés HLM, qui
ensuite mettent la solution à disposition des locataires et des autres
usagers du bâtiment. Certains offrent
l’accès à la solution d’hypervision
de l’énergie, dans d’autres cas, ils
la facturent pour quelques euros
mensuels», explique Fabrice Haïat, le
PDG de Vizelia. Selon lui, une solution d’hypervision collective est
plus pertinente, car elle permet de
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
q
33
[ Un marché en plein essor ]
cas vécus F
capteurs sensibles aux normes Zigbee
qui ne nécessitent aucun câblage. Il
s’agit d’un système comparable au
Wifi, connecté à Internet.»
mutualiser les coûts, notamment
l’achat du logiciel. Cependant, Vizelia
Green n’est pas une solution standard, elle s’adapte aux besoins de
chacun, et surtout aux bâtiments
dans lesquels elle est installée.
Déploiement massif ?
Le chauffage, 70% des dépenses
En effet, chaque bâtiment est unique,
et la solution de maîtrise et de
gestion des consommations énergétiques ne sera pertinente et efficace qu’après une étude préalable
des locaux et de ses équipements,
notamment en matière de chauffage, qui représente dans le secteur
résidentiel 70 % des dépenses énergétiques. Hélène Perrier, directeur
marketing stratégie et efficacité
énergétique chez Schneider Electric
France, souligne : «chaque bâtiment
est unique selon sa conception, sa
S L’IHC de Schneider
Electric.
Vertelis chez Moët et Chandon
Le groupe Moët et Chandon a innové en faisant
installer par la société
Vertelis un progiciel d’hypervision et de télérelève
énergétique sur son usine
de production d’Epernay.
Ce site, gros consommateur d’eau pour le nettoyage des cuves de champagne, avait
besoin de connaître sa consommation d’eau et de réduire
sa facture. Le progiciel Server IT installé sur un serveur
internet détecte les consommations en temps réel. «Cinq
minutes après l’avoir installé, nous avons détecté des fuites
d’eau», indique Tony Gomes, PDG de Vertelis, qui explique
que c’est souvent le cas : dès l’installation, la solution de
maîtrise des fluides (électricité, gaz et eau) fait ressortir les
anomalies. En résolvant celles-ci, le bénéfice sur la facture
est immédiat. Chez Moët et Chandon, l’économie a été de
15 % sur la facture d’eau. L’installation du progiciel a coûté
15 000 euros et a été amortie en à peine deux ans. Vertelis
assure régulièrement la mise à jour du logiciel. La société
vient également d’équiper 35 000 m2 de bureaux de Microsoft à Issy-les-Moulineaux et assure le suivi énergétique de
tous les fluides (eau, électricité et gaz).
34
date de construction, ses usages…
Il faut donc l’appréhender dans son
ensemble. Un rôle majeur pour l’électricien. Il faut en effet comprendre
les besoins et les dépenses énergétiques pour pouvoir choisir et installer
le dispositif qui réponde au juste
besoin». Pour le résidentiel et le petit
tertiaire, Schneider Electric dispose
d’un large portefeuille de solutions :
appareillages de type thermostat,
horloge programmable, gestionnaire
de chauffage, etc. Mais aussi l’Intelligent Home Control (IHC), un système
domotique conçu pour piloter l’ensemble des équipements (chauffage,
éclairage, volets roulants, etc.). «Avec
son interface intuitive, l’IHC permet
d’adapter les fonctionnements aux
évolutions du mode de vie des occupants», précise Hélène Perrier.
Alors, la domotique et la gestion
de l’énergie ne seraient pas réservées aux constructions récentes,
mais bien accessibles à tous les
logements ? Tous les spécialistes
interrogés l’assurent. «Rendre l’écomaîtrise du foyer accessible au plus
grand nombre est un enjeu majeur
si l’on veut que les actions de chacun
aient un impact, car près de 90 % des
maisons que nous habiterons dans
dix ans sont déjà construites», précise
Eric Chareyron. Même son de cloche
pour Fabrice Haïat : «Les solutions
de maîtrise de l’énergie sont tout à
fait pertinentes dans les bâtiments
anciens qui sont davantage énergivores. Vizelia Green fonctionne par
Soulignant leur côté ludique (on les
consulte depuis son PC ou son téléphone portable), Eric Chareyron
avance : «on peut penser que d’ici
cinq ans, ces services, ces nouvelles
habitudes, seront entrés dans le quotidien des Français.» Keith Redfeam,
directeur général de GE, renchérit :
«le marché est destiné à se développer
fortement dans les dix prochaines
années car tous les gouvernements
européens ont autorisé l’installation
de compteurs intelligents.»
«Comprendre comment et sur quels
postes on consomme et adopter les
bons gestes, c’est déjà 10 % d’économies réalisées, analyse Hélène
Perrier. Cependant, on sait bien
que les comportements ne sont pas
pérennes dans le temps. C’est pour
cela qu’il faut faire appel à de l’automatisme, et là un système de gestion
des installations devient pertinent.»
«Ce marché offre de belles opportunités aux entreprises qui apportent des solutions adaptées», poursuit Keith Redfeam. Il pourrait se
développer dans quelques années,
lorsque le prix des énergies fossiles
aura flambé et la facture énergétique
avec… «Pour l’instant, on est dans le
green washing, le lavage de cerveau
écologique, on n’est pas encore entré
dans l’ère du green acting, conclut
Tony Gomes, PDG de Vertelis. Les
entreprises qui financent des projets
de réduction des consommations
énergétiques sont minoritaires,
mais la hausse du prix des énergies
et le renforcement des réglementations comme la taxe carbone inciteront fortement les entreprises à
s’équiper.» m
Sandra Salès
© Schneider Electric
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cas vécus F
Des réseaux qui dopent
S Vue extérieure de la nouvelle
chaufferie de Cergy-Pontoise.
36
A
fin de proposer
un développement urbain
toujours plus
respectueux
de l’environnement, la communauté d’agglomération de CergyPontoise vient de s’équiper d’une
chaufferie biomasse d’une capacité
thermique de 25 MW et d’un coût
approximatif de 17 millions d’euros.
«Il s’agit de la plus grosse usine
biomasse de France reliée à un réseau
de chaleur, déclare Olivier Barbaroux,
directeur général adjoint de Veolia
Environnement. La chaufferie intègre
les technologies les plus efficaces
concernant d’une part la qualité de
combustion et d’autre part le système
de traitement de fumées.»
Pour garantir une utilisation optimale de la biomasse, celle-ci doit est
d’abord préparée sur une plateforme
située à Montesson où elle est criblée
et réduite en broyats. Une fois broyé,
le bois est séché à l’air libre dans un
hangar jusqu’à atteindre un taux
d’humidité relative de 35 % pour
ensuite être stocké. La biomasse est
alors acheminée jusqu’à la chaufferie, à Saint-Ouen-l’Aumône, où
elle est pesée, criblée à nouveau (la
somme des trois côtés d’un résidu
ne doit pas excéder 14 centimètres)
et stockée dans un silo de 4 000 m3
(1 200 tonnes) en attendant d’être
© Photothèque Veolia, Stéphane Lavoué / MYOP
La communauté d’agglomération de CergyPontoise a inauguré en décembre dernier
une nouvelle chaufferie fonctionnant à la
biomasse, la plus importante de France. De son
côté, le réseau de chaleur de Villeneuve-lesSalines à La Rochelle a renforcé les capacités
de sa centrale biomasse. Dans les deux cas, les
opérateurs Dalkia et Cofely optent pour des
solutions améliorant les rendements… et font
bénéficier les usagers d’une TVA à taux réduit.
leurs performances
utilisée. Les résidus sont ensuite
transportés progressivement dans la
chaufferie bois, à un débit de 100 m3
par heure, pour y être brûlés à une
température de 850 °C.
Pour obtenir un meilleur rendement
lors de la combustion, la chaudière a
été conçue en s’inspirant de la technologie Spreader Stocker utilisée
pour le charbon : le bois descendant
dans le four est projeté et maintenu
en “lévitation” dans le foyer par un
flux d’air ascendant, lui permettant
de se consumer à plus de 80 %. Le
fraisil (cendres issues de la combustion) évacué en continu par une
grille de neuf tonnes sera utilisé
comme engrais pour les épandages
agricoles. Les fumées résultant de
la combustion de la biomasse sont
traitées en deux temps : elles sont
passées dans un filtre cyclonique
retenant les particules d’une taille
supérieure à 50 µm, puis dans six
caissons de filtres à manches en
fibre de verre tissée. Cela permet de
réduire la teneur des fumées en SO2
de 45 %, en NOx de 3 % et en poussières de 60 %. «Le système de traitement des fumées nous permet également de récupérer l’énergie dégagée
par les fumées dans la cheminée : elles
circulent dans un échangeur thermique de telle sorte qu’elles passent
de 250 °C à 120 °C», précise Thierry
D’Allancé, directeur de l’agence
Dalkia Île-de-France Nord.
Un réseau qui diversifie
ses sources d’énergie
Outre la nouvelle chaufferie
biomasse, le réseau de chauffage urbain de Cergy-Pontoise est
alimenté par d’autres structures :
une usine charbon/fioul et une usine
d’incinération de déchets exploitée
par Auror’Environnement. Une
chaufferie gaz viendra compléter le
dispositif dans le courant de l’année
2010. À terme, la communauté d’agglomération a pour objectif que
l’énergie de son réseau de chauffage
urbain provienne à 43 % de l’incinération des déchets, à 27 % du charbon,
à 17 % du bois, 10 % de la co-combustion bois/charbon et à 5 % du gaz. Et
la part du bois dans le réseau pourrait continuer à augmenter, comme
le précise Olivier Barbaroux : «La
chaufferie biomasse est conçue pour
pouvoir accueillir de nouvelles extensions». Si les températures hivernales
S À Cergy, la
chaudière est
inspirée de la
technologie
Spreader Stocker.
La provenance de la biomasse utilisée
Les 40 000 tonnes de bois utilisé annuellement par la nouvelle chaufferie biomasse de Cergy-Pontoise
proviendront de différentes activités locales :
3 20 % de produits non valorisés issus de l’élagage forestier d’Île-de-France (principalement de l’Essonne et du Val-d’Oise) : rebus d’exploitation forestière, plaquettes forestières (branches, souches,
racines, bois d’élagage, etc.) ;
3 35 % de sous-produits de l’industrie du bois et du bois de récupération non traité : copeaux de bois,
palettes, etc. ;
3 25 % de plaquettes urbaines venant de l’élagage de l’Ouest parisien ;
3 20 % de résidus issus du compostage.
Mais pour le moment, la chaufferie biomasse exploite le bois délaissé par les tempêtes Lothar et Martin
de décembre 1999 et Klaus de janvier 2009.
deviennent trop extrêmes et descendent en-dessous de -7 °C, la chaufferie
fioul peut venir soutenir le chauffage
urbain. Grâce à l’ensemble du dispositif, il sera possible de diminuer de
20 % les émissions de CO2 dans l’atmosphère, soit 16 000 tonnes évitées
par an.
L’ensemble de ces chaufferies
permet de chauffer de l’eau à très
haute température (190 °C) qui est
injectée à une pression de 22 bars
dans le réseau de chauffage urbain.
Les 44 kilomètres de canalisations
alimentent près de 70 000 habitants
en chauffage et 25 000 logements
en eau chaude. Près de 300 points
de livraison de l’énergie thermique
équipées d’échangeurs thermiques
permettent d’acheminer chauffage
et eau chaude dans les immeubles.
Avec l’intégration de cette chaufferie
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
q
37
cas vécus F
biomasse à son réseau de chaleur,
la communauté d’agglomération
de Cergy-Pontoise réaffirme son
engagement pour un développement urbain durable. En outre, elle
permet à ses habitants de bénéficier d’avantages tarifaires sur leur
facture d’énergie, comme le souligne
Dominique Lefebvre, président de
la communauté d’agglomération
de Cergy-Pontoise : «Grâce à cette
nouvelle chaufferie, la part des énergies renouvelables du réseau passe à
plus de 60 %, permettant aux usagers
de bénéficier d’une baisse de la TVA
à 5,5 % sur leur facture d’énergie. Cela
nous permet également d’avoir un
réseau de chaleur déconnecté à plus
de 80 % du prix du pétrole.»
Améliorations à La Rochelle
Une option qui a été aussi à l’origine
de modifications sur la chaufferie
biomasse du réseau de chaleur de
Villeuneuve-les-Salines à La Rochelle.
Afin de bénéficier de la baisse de
la TVA à 5,5 %, la société Cofely a
amélioré la performance de ce réseau
qu’elle exploite, en augmentant la
couverture biomasse pour qu’elle
atteigne toujours le quota minimum
de 50 %. Trois solutions ont permis
de faire face aux contraintes techniques afin de pouvoir augmenter
la puissance de la chaudière, qui est
passée de 4 MW à 4,5 MW. Le premier
problème concernait la température du foyer : si elle augmente trop,
l’automate qui contrôle tous les paramètres pour veiller au bon fonctionnement de la chaudière empêche
l’introduction de davantage de bois.
Des travaux ont donc été nécessaires pour maîtriser la température du foyer. Il s’agit de faire baisser
la température de la combustion
tout en introduisant davantage
de combustible pour augmenter
la puissance de la chaudière : une
voûte refroidie par circulation d’eau
a été mise en place et les fumées
en sortie de chaudière ont été recyclées. Ensuite, il a fallu logiquement
apporter plus de bois à la chaudière.
Pour porter cette capacité à 1 300 kg
par heure, un convoyeur à bandes a
remplacé l’ancien système de transporteur à raclette qui tombait parfois
en panne. Avec ce nouveau système,
une bande en matériau synthétique
antifriction glisse dans le convoyeur.
Grâce à la forme du convoyeur, il n’y
a plus de contact entre le produit
à transporter et le système d’en-
La biomasse en France
S À La Rochelle,
l’économiseur
abaisse la
température des
fumées à 120 °C.
Avec près de 50 % de la production totale d’énergie renouvelable en 2007, la biomasse (ensemble des matières végétales
utilisées comme combustible) représente la première source
d’énergie renouvelable en France, devant les énergies éolienne,
hydraulique et géothermique. Sa combustion dégage 20 fois
moins de carbone par rapport à celle de fioul. En 2007, la France
a généré près de 10 millions de tonnes équivalent pétrole
(Mtep) de bois-énergie. Le Grenelle Environnement prévoit d’ici
2020 un renforcement de la part des énergies renouvelables
et notamment de la biomasse. Selon les prévisions, la biomasse permettrait de faire passer la production d’énergie finale (chauffage, électricité et carburants) de 10 Mtep en 2006 à près de 22 Mtep,
en développant principalement les filières cogénération, biogaz, chauffage collectif et industriel au
bois, et biocarburants.
38
traînement. En ajustant la vitesse
de la bande, on peut augmenter et
maîtriser le débit de combustible.
Entre les aménagements du foyer
et la nouvelle distribution du bois,
les ingénieurs de Cofely ont réussi à
alimenter davantage la chaudière de
façon optimum et maîtrisée. Mais à
ces deux solutions, une troisième a
été ajoutée pour pouvoir récupérer
une certaine quantité d’énergie.
Économiseur sur les fumées
En effet, un économiseur a été
installé sur les fumées issues de la
combustion de la biomasse pour
en abaisser la température à 120 °C.
Après passage dans l’électrofiltre,
les fumées dépoussiérées sont dirigées dans un échangeur de chaleur,
équipé d’une vanne automatique de
réglage, qui utilise les calories des
fumées pour préchauffer l’eau de
retour du réseau de chaleur avant
son introduction dans la chaudière.
On atteint ainsi un rendement global
de la chaudière de 87 % contre 82 %
auparavant à pleine charge.
Cofely, en tant que délégataire du
© Cofely / La Rochelle
q
[ Des réseaux qui dopent leurs performances ]
Des réseaux de chaleur
compétitifs
réseau, a financé les travaux qui se
sont élevés à 210 000 euros. L’économie réalisée sur la TVA bénéficie pour 50 % à Cofely et pour 50 %
aux abonnés du réseau de chaleur.
Guillaume Vraux, responsable de
la communication et du développement durable chez Cofely, estime le
retour sur investissement à cinq ou
six ans. Quant aux abonnés, depuis
août dernier, date à laquelle l’alimentation en biomasse de la chaudière a
dépassé 50 %, ils voient leur facture
annuelle réduite d’environ 50 euros.
De plus, en utilisant davantage la
biomasse, le réseau de chaleur de
Villeneuve-les-Salines limite son
utilisation des énergies fossiles. Sur
ce site qui compte l’équivalent de
2 500 logements, la production de
chaleur est en effet assurée par la
combinaison de plusieurs énergies.
En hiver, un moteur de cogénération
gaz d’une puissance de 2,5 MW thermiques et de 2 MW électriques est
utilisé en priorité pour produire la
chaleur pour les abonnés du réseau.
Son utilisation est couplée à la chaudière bois. Et s’il fait vraiment très
froid et qu’une source d’appoint se
révèle nécessaire, une chaudière gaz
et fioul est utilisée en complément.
Grâce à l’amélioration du rendement
par la biomasse, Guillaume Vraux
évalue à 3 500 tonnes par an les émissions de CO2 évitées.
Construite en 1969 et rénovée en
2002, la chaudière des Salines fournit
de la chaleur à environ 8 000 habitants, ce qui représente à peu près
10 % de la population rochelaise.
Elle alimente également un certain
nombre d’équipements collectifs
tels que des établissements scolaires
(écoles, collège et lycée), un centre
commercial, un centre social, un
parc des expositions et une médiathèque. Le réseau qui est composé de
36 sous-stations et de 12 kilomètres
de tuyaux souterrains est exploité
jusqu’en 2021 par Cofely. D’ici là,
d’autres améliorations seront sans
doute réalisées pour atteindre un
rendement encore plus élevé. «Optimiser le rendement énergétique
est notre cœur de métier», conclut
Guillaume Vraux. m
Dinhill On et Sandra Salès
K Vue extérieure
de la chaufferie
de La Rochelle.
Amorce, l’association nationale des
collectivités, des associations et des
entreprises pour la gestion des déchets,
de l’énergie et des réseaux de chaleur,
fédère aujourd’hui 510 adhérents. Nicolas Garnier, son délégué général, évoque
les points sur lesquels Amorce se bat
dans le cadre du projet de loi Grenelle 2.
«Tout le monde veut des réseaux de chaleur, mais ils sont menacés», souligne
Nicolas Garnier. Et d’expliquer que les
réseaux de chaleur (environ 450 en
France) doivent défendre leur image
auprès des usagers, car les intermédiaires étant nombreux entre l’aménageur
et l’usager final, ils ne sont pas toujours
bien acceptés. De plus, les réseaux de
chaleur risquent de pâtir des nouvelles
réglementations thermiques imposant
des bâtiments peu consommateurs
d’énergie. Amorce a donc obtenu un
cœfficient de tolérance : «un bâtiment
neuf pourra majorer sa consommation énergétique s’il est raccordé à un
réseau de chaleur». De plus, désormais,
les réseaux de chaleur peuvent être
classés et la loi impose à tout aménageur d’étudier la faisabilité d’un réseau
de chaleur avant d’installer un chauffage à énergie fossile. Concernant la
biomasse, représentée en France par
une centaine de chaufferies bois, souvent de petite taille, Amorce prône la
création d’un observatoire du prix du
bois ainsi que la création d’un fonds de
développement de l’approvisionnement
bois afin de financer les plateformes
qui ne sont pas assez nombreuses sur
le territoire.
Par ailleurs, à propos de la taxe carbone, Amorce demande une équité
entre le système de quotas et celui de
taxe, et défend la cogénération gaz
qui se trouve très désavantagée par la
taxe carbone (en tout cas dans sa première version). Enfin, Amorce vient de
publier une étude comparant le prix des
réseaux de chaleur sur le marché aux
autres énergies : les réseaux de chaleur
se révèlent très compétitifs. Un atout de
plus pour améliorer leur image !
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
39
cas vécus F
Maîtriser ses dépenses
avec les filiales d’EDF
Le groupe EDF accompagne depuis longtemps ses clients qui souhaitent optimiser leurs consommations
d’énergie. Désormais, deux filiales se chargent de cette recherche de solutions pour les entreprises ou les
collectivités, EDF Optimal Solutions et Netseenergy. Zoom sur deux de leurs clients.
40
filiale EDF Optimal Solutions. Seulement, il faudra attendre mars 2008
pour que la phase d’études préalables soit terminée. «Le site de Seclin a
constitué l’un de nos premiers projets
d’envergure multitechnique, souligne
Sylvie Moulet, directrice commerciale de EDF Optimal Solutions. Pour
passer du concept à la réalisation, il
faut travailler avec le client afin de
transformer les pistes d’économies
d’énergie en solutions appropriées.»
Cependant, un problème de taille
s’est rapidement posé. L’industrie ne
devait en aucun cas s’arrêter pendant
les travaux. L’intervention a donc été
assez longue car le site de Seclin doit
assurer une production en continu
avec la contrainte supplémentaire
d’opérer dans des conditions de sécurité très strictes. Après l’audit, diffé-
S La chaleur
dégagée par les
compresseurs est
récupérée.
rentes pistes d’économies d’énergie
ont pu être identifiées. Deux grands
postes de consommation se sont
dégagés : les compresseurs et leurs
tours de refroidissement, et le chauffage des eaux de nettoyage.
Plus de 3 GWh
économisés par an
Effectivement, la fabrication d’air
comprimé sur le site de Seclin représente au total 47,5 % de la consommation électrique du site, soit environ
18 GWh par an. Et les fermenteurs
doivent être nettoyés entre chaque
production d’enzymes, ce qui nécessite une production d’eau à 62 °C,
eau chauffée grâce à une chaudière
vapeur à gaz. 3 GWh par an sont ainsi
consommés en plus.
EDF Optimal Solutions a trouvé
© EDF
D
irection Lille ou
plutôt Seclin,
territoire industriel du Nord
depuis de
nombreuses
années. L’usine
DSM Food Specialties y fait tourner
ses turbines pour fabriquer des
enzymes alimentaires depuis
1920. Implantée au cœur même
de la ville, cette fabrique, auparavant nommée Rapidase du nom
de la première enzyme fabriquée,
cherche depuis 2005 à réduire ses
consommations d’énergie. Et donc
d’abord à savoir ce qu’elle consomme.
Dominique Bassement, responsable
énergie du site de Seclin, indique
qu’il s’agissait vraiment «d’une
volonté politique du groupe d’effectuer cette analyse, afin de savoir
précisément où pouvaient se situer
les axes de progrès». Mais ce n’est
pas chose facile sur les 3,7 hectares
du site contenant compresseurs,
fermenteurs ou encore nettoyeurs
qui fonctionnent à plein régime.
Réduire la dépense énergétique, oui,
mais comment ? À la suite d’une
première étude en 2005 et par l’intermédiaire des contacts récurrents de l’entreprise avec les fournisseurs d’énergie, dont EDF, des
discussions ont été engagées dès
août 2007 pour aboutir à la signature d’un contrat en octobre avec la
énergétiques
une solution à la fois simple et sur
mesure. Il s’agit de récupérer la
chaleur dégagée par les compresseurs et d’utiliser les calories pour
chauffer l’air ambiant – les microorganismes ont besoin d’une
certaine température – et l’eau de
nettoyage. En pratique, deux échangeurs tubulaires ont été mis en
place à la sortie des compresseurs.
Résultat, la consommation d’électricité a diminué de 250 MWh par
an et celle de gaz de 2,8 GWh par an.
Pour autant, la facture énergétique
est importante et d’autres économies sont possibles sur le poste de
nettoyage des cuves. «Cette année,
nous allons mettre en place un
quatrième système de nettoyage
connecté au système de récupération
de chaleur qui produit suffisamment
d’énergie pour cela, souligne Dominique Bassement. Ainsi, toutes les
actions engagées depuis 2005 chez
DSM Food Specialties vont nous faire
économiser 8 à 10 % d’énergie par
quantité d’enzyme produite.»
Opération réussie pour EDF Optimal
Solutions et d’autres projets sont en
cours. «Pour nous, il s’agit de rester
aux côtés de nos clients pour les
accompagner de façon durable et leur
permettre de garder une longueur
d’avance grâce à des solutions technologiques innovantes», note Sylvie
Moulet. Surtout que DSM Food
Specialties ne compte pas s’arrêter là.
D’ici 2020, 20 % d’économies d’éner-
gies doivent être réalisées sur tout le
site en travaillant par exemple sur
les systèmes de contrôle d’air, le recyclage d’eau chaude ou encore l’efficacité des systèmes de refroidissement.
NetSeenergy n’est pas en reste
NetSeenergy, autre filiale du groupe
EDF, propose des solutions de téléservices pour gagner en efficacité
énergétique (voir aussi page 31).
Le but ? Permettre aux entreprises
et aux collectivités territoriales
d’améliorer la performance énergétique et environnementale de
leurs bâtiments en trouvant des
sources d’économies d’énergie, et
donc de maîtriser leurs factures. Les
solutions proposées aux différents
interlocuteurs leur permettront
d’intervenir efficacement et immédiatement sur les situations ou les
comportements énergivores grâce
à un contrôle continu des consommations. C’est ce que le groupe
Alcoa Fastening System (AFS) a
entrepris de faire sur deux sites en
France, qui seront peut-être des sites
pilotes. Dans une démarche globale
de maîtrise et de quantification de
l’énergie consommée, cette Business Unit du géant de l’aluminium
a passé un contrat avec NetSeenergy. En choisissant la solution
NS Report, AFS dispose maintenant
d’une vue globale sur ses consommations d’énergie via un tableau
de bord à distance. «Des comp-
S Le récupérateur de
chaleur, installé
chez DSM Food
Specialties.
Repères
Imaginée dès 2006 dans les locaux d’EDF, la filiale EDF Optimal Solutions ne voit le jour officiellement
que le 1er janvier 2009. Revendiquant 2 000 contrats depuis sa création, Sylvie Moulet, directrice commerciale, estime : «notre point fort se situe dans l’expertise et la connaissance des process industriels
et tertiaires. Cette approche globale permet d’élaborer des solutions performantes, adaptées aux
besoins de nos clients.»
teurs ont été installés sur les points
estimés comme gros consommateurs
d’énergie», explique Sylvain Caillat,
responsable Environnement, hygiène
et sécurité sur le site de Roquessur-Garonne. Grâce à une analyse
préalable interne chez AFS et une
étude de NetSeenergy, cinq points de
comptage ont été déterminés. «Cela
devrait nous permettre de lisser les
périodes de crête et même de faire du
délestage en cas de surconsommation», ajoute Sylvain Caillat. Installé
en décembre 2009, le système n’est
opérationnel que depuis février après
une période de réglages divers. Avec
la connaissance des consommations détaillées d’électricité, outre la
suppression du gaspillage escompté
à cause d’un mauvais pilotage ou de
défaillance, c’est tout un plan d’action en vue de l’optimisation des
dépenses qui pourra voir le jour.
Selon Sylvain Caillat, l’avantage que
possède NetSeenergy réside dans
sa solution hébergée à distance. En
effet, elle n’entraîne pas de surcoût
lié à des installations de logiciels.
De plus, les données sont fiables et
mises à jour toutes les 24 heures,
ce qui facilite le suivi et la prise de
décision. m
Gayané Adourian
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
41
enquête F
L’économie hydrogène,
mythe ou réalité ?
L’hydrogène comme “source d’énergie” fascine. Car à partir de l’électrolyse de l’eau, ressource
infinie, on obtiendrait un combustible abondant et propre. Face aux défis énergétiques mondiaux,
l’utilisation de l’hydrogène comme combustible est donc de plus en plus évoquée. Mais aujourd’hui,
en réalité, l’hydrogène n’est utilisé presque exclusivement que dans l’industrie.
U
n mythe ?
L’Islande,
petit pays de
300 000 habitants pourrait
être complètement autonome et écologique du point de vue
énergétique grâce à l’hydrogène. Les
énergies géothermiques et hydrauliques fournissent déjà 100 % de l’électricité et une partie importante du
chauffage. Malgré tout, le niveau
d’émissions de gaz à effet de serre est
très élevé – 14 tonnes par habitant
en 2006 comparé aux 9 tonnes par
habitant pour la France – dû au fort
taux de motorisation (650 véhicules
pour 1 000 habitants), à la flotte de
bateaux (pêche et ferries) et à l’industrie. En 1999, la société Icelandic New
Energy a lancé l’idée de promouvoir
l’utilisation de l’hydrogène produit à
partir d’électricité pour les transports
terrestres et maritimes. Un bilan de
ces dix dernières années est cependant décevant : une seule stationservice mise en service en 2003, trois
bus à pile à combustible (PàC) évalués à Reykjavik entre 2003 et 2007,
une dizaine de Toyota Prius à moteur
modifié pour utiliser l’hydrogène en
2009. Rien ne montre une tendance
vers une généralisation de l’hydro-
Repères
3 L’hydrogène, bien qu’étant le premier constituant de l’univers, n’existe pratiquement pas à l’état
libre sur terre. C’est un vecteur d’énergie : il faut donc le produire c’est-à-dire utiliser une certaine
quantité d’énergie dont on peut récupérer une partie lors de l’utilisation de l’hydrogène (combustion, pile à combustible, etc.).
3 Découvert par l’Anglais Cavendish en 1776, c’est Lavoisier qui lui donne son nom. Les premiers
générateurs d’hydrogène apparaissent vers 1794 et la production industrielle démarre en 1920
(Electrolyser Corp).
3 L’hydrogène est incolore et inodore et brûle avec une flamme peu visible. Son énergie minimale
d’inflammation très basse (0,02 mJ contre 0,29 mJ pour le gaz naturel) et son domaine d’inflammabilité compris entre 4 et 75 % (5,3 et 15 % pour le gaz naturel) en font un gaz très inflammable
et explosif. Cependant, par sa faible densité et la petite taille de la molécule, il diffuse rapidement
dans l’air en milieu non confiné.
3 Une mine d’hydrogène ? Elle existe : c’est Jupiter, la plus grosse planète du système solaire, composée
à 86 % d’hydrogène et 14 % d’hélium. On ne verra cependant pas de “trains spatiaux” transportant
l’hydrogène vers la terre…
42
gène. Fin 2009, un seul navire de tourisme était équipé d’une unité auxiliaire à PàC alors que l’objectif initial
d’Icelandic New Energy visait la
propulsion (l’Islande compte plus de
1 500 bateaux de pêche enregistrés).
La “transition” vers le tout-hydrogène
était prévue initialement vers 2025,
puis 2030, avant d’être repoussée à
2040 ou 2050. Le futur est par ailleurs
fortement affecté par l’effondrement
économique de l’Islande en 20082009. Avant la crise, une tendance à
l’utilisation de véhicules électriques
avec batteries, comme la Mitsubishi
i-MiEV, montrait déjà que le pays
tournait le dos à l’hydrogène.
Cependant, l’engouement continue
partout dans le monde, notamment
dans la recherche. En France, l’Agence
nationale de la recherche pilote de
nombreux projets sur la pile à combustible et l’hydrogène (programme
H-PAC). On peut aussi citer le pôle de
compétitivité Tenerrdis (réglementation et normalisation), la plateforme
HyPAC, sans compter les initiatives
régionales. Sur le plan européen,
de nombreux programmes ont été
conduits ou sont en cours que ce soit
sur la production (Solarh), la sécurité (Hysafe), le stockage (Storhy), le
transport (Naturalhy et Hylights),
le véhicule hybride (HySIS), l’intégration (Hychain), le roadmap
(Hyways), le développement régio-
S Islandic New Energy
© Islandic New Energy
expérimente l’utilisation
de l’hydrogène dans
les transports…
nal (HyRaMP), etc. L’initiative technologique conjointe (ITC) concernant l’hydrogène et la PàC au niveau
de l’Union européenne doit aussi
démarrer en 2010 avec un budget de
140 millions d’euros. La multiplicité
des programmes rend néanmoins le
suivi des projets complexe, d’autant
plus qu’il n’est pas toujours possible
de connaître leur avancement. Il en
ressort une impression de dispersion
des moyens et de faibles retombées
industrielles.
K … mais une seule
station-service
a été installée
en Islande.
Pourquoi tant d’intérêt pour l’hydrogène ? Ses propriétés énergétiques
très intéressantes l’expliquent en
bonne partie car c’est le combustible le mieux placé en termes de
densité énergétique massique. Son
pouvoir calorifique inférieur (PCI)
est de 33,3 kWh/kg alors que les PCI
du gaz naturel, de l’essence, du diesel et du méthanol sont respectivement de 13,8 kWh/kg, 12,4 kWh/kg,
11,6 kWh/kg et 5,6 kWh/kg.
Spécificités de l’hydrogène
Une autre spécificité de l’hydrogène
est sa très faible densité. Gazeux,
1 Nm3 d’hydrogène pèse 90 grammes,
soit environ huit fois moins que le gaz
naturel. Et même liquide, à -253 °C, ce
rapport reste de un à six. La contrepartie est que, à contenu énergétique équivalent, les réservoirs d’hydrogène sont plus volumineux que
ceux contenant du gaz naturel ou de
l’essence.
De plus, le transport et le stockage de
l’hydrogène se heurtent à la quantité
d’énergie nécessaire pour le comprimer ou le liquéfier. L’énergie de compression représente, en fonction de
la pression finale, entre 10 et 15 % du
contenu énergétique de l’hydrogène
Quant à la liquéfaction, elle peut
atteindre 45 %. Ces chiffres expliquent un des problèmes de l’hydrogène énergie : son faible bilan énergétique global.
Les usages pour le transport sont
donc encore limités. Historiquement,
c’est pourtant dès 1783 qu’eut lieu le
premier vol d’un ballon gonflé à l’hydrogène, occupé par le physicien Jacques Alexandre Charles. Les derniers
dirigeables ont été les Zeppelin mais
l’incendie du Hindenburg en 1937
arrêta l’utilisation de l’hydrogène.
Des tentatives d’alimentation de
réacteurs d’avion en hydrogène ont
eu lieu dans les années 70-80 (Bœing
en 1956 et Tupolev en 1988), mais sans
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
q
43
enquête F
suite. L’Europe a lancé en 2000 une
étude d’avion propulsé par de l’hydrogène liquide (projet Cryoplane).
Les principaux handicaps étaient
le volume occupé par les réservoirs
d’hydrogène, l’aspect psychologique pour les passagers (“syndrome”
Hindenburg) et les coûts de l’infrastructure au sol. Il reste néanmoins
aujourd’hui des utilisations très spécifiques : dans le domaine spatial,
les lanceurs utilisent de l’hydrogène
liquide comme combustible. Par
exemple, Ariane nécessite 25 tonnes
par lancement (réservoir de 390 m3)
et le lanceur américain Saturn
104 tonnes, soit 1 500 m3.
Pour la route, dans les années 1920,
l’ingénieur allemand Rudolf Erren
modifia les moteurs de milliers
de véhicules (camions, bus, sousmarins) pour les adapter à l’hydrogène. Actuellement, cette approche
est très peu suivie. On ne trouve que
quelques véhicules à moteur à combustion interne alimenté en hydrogène. Les modèles récents sont bicarburants, hydrogène ou essence :
par exemple la BMW Hydrogen 7
(150 litres d’hydrogène liquide assurent une autonomie de 200 km) et la
Mazda RX8 à moteur rotatif qui uti-
lise de l’hydrogène comprimé. Pour
ces applications mobiles, l’hydrogène
peut être comprimé à 350 ou 700 bar,
liquéfié ou stocké dans des composés
solides comme les hydrures métalliques. Quelle que soit la méthode choisie, le poids et le volume du réservoir
restent très importants par rapport
à la quantité d’hydrogène contenue.
La voiture BMW Hydrogen 7 (photo)
a un réservoir contenant 8 kg d’hydrogène liquide dans un volume de
300 litres. D’autres voies de stockage,
comme les nanotubes de carbone,
sont explorées, mais sont encore en
phase de développement.
et/ou de l’oxygène (oxydation partielle) à des températures comprises
entre et 400 et 1 400 °C selon la technologie. Le gaz obtenu appelé «syngas» est un mélange principalement
d’hydrogène (jusqu’à 75 %) et de CO.
Après des étapes de séparation et
de purification, on obtient de l’hydrogène de pureté variable en fonction de l’utilisation envisagée. Pour
le charbon, on procède par pyrolyse,
c’est-à-dire la décomposition en l’ab-
Une production dédiée
à l’industrie
Pour l’instant, l’hydrogène dans le
monde est produit principalement à
partir de gaz naturel (49 %), de pétrole
(29 %) ou de charbon (18 %). La production mondiale annuelle d’hydrogène est de l’ordre de 600 milliards
de Nm3, soit plus de 57 millions de
tonnes, quasiment en totalité pour
les besoins de l’industrie.
La technique de production la plus
répandue est celle du reformage qui
consiste à faire réagir le gaz naturel
avec de la vapeur (vaporeformage)
Hydrogène et sécurité
Les 57 millions de tonnes d’hydrogène
produites annuellement sont
essentiellement destinées à l’industrie
À l’Ineris (Institut national de l’environnement industriel et des risques), l’hydrogène fait partie des
activités importantes via des programmes nationaux (Cyrano, Hydromel ou Dimitrhy) et européens
(HySafe) portant sur tous les maillons d’une chaîne logistique de Hydrogène énergie (production,
transport et stockage, etc.). L’Ineris est aussi impliqué dans des activités de normalisation aussi bien
au niveau national (Afnor) qu’européen. Il effectue aussi des certifications d’équipements relatifs à
l’hydrogène.
Pour Benno Weinberger, ingénieur à l’unité Procédés et énergies propres et sûrs de la Direction
des risques accidentels, «l’utilisation potentielle de l’hydrogène comme combustible, que ce soit
pour véhicules ou comme vecteur de stockage de l’énergie par exemple, ne bénéficie pas encore
d’assez de recul pour estimer toutes les mesures de sécurité nécessaires, les utilisateurs des stationsservice d’hydrogène étant spécialement formés». Il estime que les pays utilisant à grande échelle
le GNV (Gaz naturel pour véhicule) peuvent jouer le rôle de “laboratoire” et leur retour d’expérience
permettra de mieux appréhender l’utilisation de l’hydrogène qui nécessitera certainement des précautions supplémentaires.
44
sence d’oxygène, ou par gazéification
à haute température en présence de
vapeur qui conduit à la production
de “syngas” qui est ensuite traité
comme celui issu du gaz naturel. Ces
technologies sont malheureusement
associées à une production de CO2 et
à l’utilisation de sources d’énergie primaires non renouvelables.
Et l’électrolyse ? Elle ne compte que
pour 4 % de la production d’hydrogène et est souvent présentée comme
une alternative “propre”, tout dépendant de l’origine renouvelable ou non
des sources d’énergies primaires de
l’électricité. L’électrolyse demande
une importante quantité d’énergie : en pratique de l’ordre de 5 kW
par Nm3 d’hydrogène. Elle n’est utilisée que lorsqu’une importante production d’électricité bon marché est
disponible (Canada, Égypte, Inde,
Norvège). Pour produire par électrolyse tout l’hydrogène fabriqué
annuellement, il faudrait environ
© Sachi Gahan
q
[ L’économie hydrogène, mythe ou réalité ? ]
Les acteurs
© Linde
3 Les grands acteurs mondiaux dans
le secteur de l’hydrogène sont
Air Liquide (France), Linde (Allemagne), AirProducts et Praxair (USA).
Air Liquide possède notamment
une maîtrise de tous les aspects
– production, stockage, transport et distribution – ainsi que de
nombreuses participations à des
programmes nationaux ou internationaux. Deux petites sociétés
françaises, N-GHY et CETH, sont
plus spécialisées dans des unités
de production d’hydrogène.
3 Pour les piles à combustible, les
sociétés impliquées sont Helion,
Axane, Paxitech, Pragma Industries.
Seul Axane commercialise vraiment
des unités industrielles.
30 000 TWh d’électricité, soit presque
deux fois la production électrique
annuelle mondiale !
On peut situer les débuts de l’utilisation industrielle de l’hydrogène en
1904, lorsque Fritz Haber et Carl Bosch
réussissent à synthétiser l’ammoniac
à partir d’hydrogène. Cette technologie lancera la production d’engrais
azotés. Ce procédé a été amélioré en
1917 par George Claude, co-fondateur
de la société L’Air Liquide en 1902.
Depuis, le marché de l’hydrogène
industriel est en croissance continue.
Les deux principales industries utilisatrices d’hydrogène sont les producteurs d’ammoniac et les raffineries.
Ils consomment environ respectivement 50 et 35 % de l’hydrogène disponible. Le troisième poste utilisateur
est la production de méthanol (10 %).
Seuls restent sur le marché les 5 %
appelés “merchant hydrogen”.
Dans les raffineries, l’hydrogène est
surtout utilisé pour la désulfuration, suite aux réglementations sur le
contenu en soufre des combustibles
ou du fioul domestique. La plupart du
temps, les installations de production
d’hydrogène sont sur le site de la raffinerie. La production d’ammoniac
est à la base des engrais azotés et des
explosifs. Le méthanol est quant à lui
utilisé comme solvant ou additif pour
carburants, pour la production de
formaldéhyde qui entre dans la composition des peintures, contreplaqué,
etc. Les autres emplois industriels
de l’hydrogène sont la sidérurgie, la
chimie fine, l’agroalimentaire, l’optique, et l’électronique.
Pile à combustible et EnR
Hormis l’industrie et la combustion
pour le transport, l’hydrogène peut
servir à produire de l’électricité via
le dispositif électrochimique de la
pile à combustible (PàC). Ce débouché
énergétique naturel tient au fait que,
si l’on considère le cœur de pile, seul
l’hydrogène peut être utilisé directement comme combustible (sauf pour
les piles de type MCFC ou éventuellement SOFC).
La PàC est un convertisseur d’énergie,
comme une batterie. Son rendement
théorique est très élevé, de l’ordre de
80-95 %. Il n’y a aucune pièce mobile
pour le cœur de pile, constitué d’un
électrolyte pris en sandwich entre
deux électrodes. À l’interface électrolyte-électrode, de l’hydrogène est
K Une station-
service hydrogène
à Berlin.
ionisé en libérant un électron et un
proton. Si le proton peut traverser
l’électrolyte, l’électron ne le peut pas ;
il va donc, par l’électrode, alimenter
un équipement (éclairage, moteur,
etc.), puis passer vers la cathode. Sur
l’autre interface, l’oxygène va aussi
être ionisé en capturant les électrons
y arrivant. Les ions oxygène et les
protons ayant traversé l’électrolyte
réagissent pour produire de l’eau.
Les réactions aux interfaces sont
cependant très lentes et, pour les
accélérer, on utilise un catalyseur qui
est le platine. Ce métal est très coûteux et son cours est très variable.
C’est un facteur important dans le
prix des PàC qui en contiennent. Par
contre, les piles dites à haute température n’ont pas besoin de platine. Le
rendement électrique réel des piles à
combustible ne dépasse pas 50 % dans
le meilleur des cas et est de l’ordre de
30-35 % pour les petites unités. Il est
à noter qu’en dehors des transports,
pratiquement toutes les PàC stationnaires utilisent le gaz naturel comme
source d’hydrogène.
Ceci pourrait changer avec le développement des sources d’énergies
renouvelables comme le solaire pho1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
q
45
q
tovoltaïque ou l’éolien. Avec leur
production intermittente et non programmable, on envisage en effet
d’utiliser l’électricité excédentaire
pour produire de l’hydrogène par
électrolyse, le stocker, puis le transformer en électricité dans une pile
à combustible par exemple. La première réalisation pilote l’a été en
2004 sur l’île d’Utsira en Norvège.
Deux éoliennes alimentent une
dizaine de maisons et le surplus
d’électricité sert à produire de l’hydrogène stocké sous 200 bar. Lorsque les
éoliennes ne tournent pas, cet hydrogène alimente une pile à combustible
de 10 kW ou un groupe électrogène
de 55 kW modifié pour fonctionner
à l’hydrogène. L’autonomie est de
48 heures sans vent.
À plus grande échelle, le Land de
Brandebourg en Allemagne a lancé la
construction d’une centrale hybride
K En Allemagne, le
projet Callux veut
développer les
piles à combustible
comme unités
de microcogénération.
par Enertrag où l’électricité produite
aux heures creuses par trois éoliennes de 2 MW sera utilisée pour produire de l’hydrogène stocké sous
30 bar. Il alimentera deux unités de
cogénération de 350 kWe chacune qui
utiliseront un mélange pouvant aller
jusqu’à 70 % d’hydrogène et 30 % de
biogaz. La mise en service est prévue
cette année.
Cependant, avec cette approche de
stockage passant par l’hydrogène,
on récupère moins de 40 % de l’énergie initiale, d’où l’intérêt de produire
l’électricité pour l’électrolyse à partir
d’énergies renouvelables.
Lents développements
En France, une expérience unique va
être conduite par le groupe Abalone
qui a construit son nouveau siège
social sous forme d’un bâtiment bioclimatique énergétiquement autonome (voir article page 29). Lors de la
conception, François-Xavier Moutel,
PDG d’Abalone, s’était fixé comme
objectif «d’être indépendant énergétiquement en utilisant des énergies
renouvelables et à un coût accepta-
Stations-service d’hydrogène (nombre cumulé)
1989
1993
2003
1
1
9
16
26
2
5
2
Islande
RFA
1
Norvège
2006
1
Californie
1
10
14
2009
1993
2000
Islande
RFA
1
2003
2006
2009
3
3
0
3
13
15
2
4
Norvège
Californie
46
Planifiées
0
0
3
30
Nombre de bus à pile à combustible (nombre cumulé)
1989
Ouv.
en 2010
2000
11
Prévus à partir
de 2010
0
+10
0
+8
8
+18
ble». Pour le stockage d’énergie, il a
été décidé de se tourner vers l’hydrogène qui sera produit par électrolyse puis converti en électricité dans
une pile à combustible. Ce projet a
été confié à la société PureET qui est
partie prenante de la Mission Hydrogène en Pays-de-la-Loire et qui va,
dans un premier temps, évaluer la
pile à combustible de 12,5 kWe fournie
par la société canadienne Hydrogénics. Pour Frédéric Meslin de PureET,
«il ne faut pas précipiter les investissements mais optimiser d’abord
la partie hydrogène en fonction des
performances du bâtiment et favoriser plutôt l’effacement interne ou la
gestion efficace, plutôt que surdimensionner l’installation». Cette première
évaluation de la pile à combustible
permettra de déterminer la capacité
de l’électrolyseur ainsi que la quantité d’hydrogène à stocker.
Hormis cette initiative, la France ne
s’illustre pas beaucoup dans des projets novateurs. L’Allemagne, la Californie ou la Norvège ont en revanche
une approche spécifique de l’utilisation de l’hydrogène sous forme
d’un ou plusieurs programmes sur le
moyen terme. L’Allemagne mise sur
les transports urbains et les utilisations domestiques. Les grandes villes
comme Berlin, Hambourg, Francfort,
Stuttgart ou Munich ont déjà une ou
plusieurs stations-service et bus en
activité. Le gouvernement a d’autre
part lancé le projet Callux (photo)
qui prévoit l’installation de plus de
800 piles à combustible de faible
puissance comme unités de microcogénération.
La Californie vise les transports
au sens large dans le cadre du ZEV
(Zero Emission Vehicle) avec un
réseau de plusieurs dizaines de stations-service du nord au sud de cet
État (Hydrogen Highway Network).
La Norvège, comme la Californie,
s’oriente vers une autoroute de l’hy-
© D.R.
enquête F
[ L’économie hydrogène, mythe ou réalité ? ]
Les pistes d’avenir
S Culture de Rhodobacter
capsulatus produisant de l’H2
à partir de l’acide lactique.
Le biogaz produit passe
directement dans une pile
à combustible.
© CEA
FF Pour en savoir plus :
Mercedes-Benz roule pour l’hydrogène
En dehors des moyens de production classiques
(reformage, gazéification, électrolyse), la dissociation thermique directe de l’eau à haute
température ou l’électrolyse haute température
(fournie par le nucléaire, une torche plasma ou
le solaire à concentration) sont étudiées. Cette
approche nécessite des matériaux résistant aux
hautes températures en jeu (800-1 000 °C).
D’autres voies, avec utilisation de sources d’énergie renouvelables, explorent la biomasse : soit
par reformage d’hydrocarbures obtenus à partir
de cette biomasse, soit par pyrolyse ou gazéification. Des processus biologiques mettant
en jeu des micro-organismes (algues, bactéries, enzymes) pourraient aussi ouvrir une voie
vers une production d’hydrogène. À plus long
terme, la conversion photo-électrochimique où
la dissociation de l’eau pourrait se faire à basse
température à la surface d’un semi-conducteur
soumis au rayonnement solaire.
drogène (projet Hynor) qui devrait
s’étendre à la Suède et au Danemark
avec un total de 22 stations-service
et une flotte de plus de 20 véhicules
légers utilisant l’hydrogène (Scandinavian Hydrogen Highway Partnership SHHP) auxquels vont s’ajouter des bus. Néanmoins, la lente
progression des équipements (voir
tableaux) montrent l’illusion de la
“civilisation hydrogène” dont se targue l’Islande, mais aussi le très long
chemin de l’hydrogène, ne serait-ce
que comme combustible pour les
transports.
L’hydrogène restera donc encore une
matière première utilisée très majoritairement pour l’industrie. Comme
vecteur d’énergie, les applications
en tant que combustible ou pour les
transports (hors spatial) représentent
moins de 1 000 tonnes par an pour
Nouvelles fraîches
sur l’hydrogène
une production totale de 57 millions
de tonnes d’hydrogène ! Et rien ne
permet actuellement d’affirmer que
cette part va augmenter significativement. De plus, si l’on considère le
bilan énergétique global, du puits à la
roue, l’hydrogène ne répond pas aux
critères d’efficacité énergétique avec
une énergie finale utilisable représentant, selon la technologie adoptée
de PàC, 25 à 30 % de l’énergie initiale.
L’électricité utilisée directement reste
le vecteur énergétique le mieux placé
et le retour en force de la voiture
électrique semble en être le premier
signe. Pour l’hydrogène, la piste de
développement la plus intéressante
reste le stockage d’électricité d’origine
renouvelable pour des besoins limités
en puissance. m
Méziane Boudellal
3 Hydrogène. Énergie de demain ?, J.-M. Agator, J. Chéron, C. Ngo, G. Trap - Omniscience, 2008
3 L’hydrogène, P. Malbrunot, T. Bose - John Libbey - Eurotext, 2006
3 La révolution de l’hydrogène, S. Boucher – Le Félin, 2006
3 La pile à combustible, M. Boudellal - Dunod, 2007
3 Le site internet d’Air Liquide dédié à l’hydrogène : www.planete-hydrogene.fr/
Alors que l’absence d’un réseau de distribution handicape
toujours cruellement le secteur des transports, MercedesBenz annonce que les premiers exemplaires de la Classe B
à pile à combustible viennent de sortir des chaînes de production. Le fabricant est entré dans un consortium qui
est en train de se mettre en place en Bavière autour des
fournisseurs d’énergie. L’objectif est de créer un millier de
postes de ravitaillement d’ici 2015. Il y aurait trois à quatre stations dans les grandes villes et une tous les 250 km
sur autoroute. Remplir le réservoir de la Classe B coûterait
alors environ 12 euros, pour 400 km d’autonomie.
Un plan dédié en République de Corée
Le gouvernement coréen a lancé un plan national en faveur
du développement de l’hydrogène énergie. Dans ce cadre,
Air Liquide a signé un contrat pour fournir deux nouvelles
stations de distribution au cours de l’année 2010. La première sera installée au sein du Korea Institute of Energy
Research (KIER) pour alimenter le nouveau véhicule à pile
à combustible développé par Hyundai Motors. La seconde
est destinée au Korea Automobile Testing & Research Institute (KATRI). Intégrant la technologie bi-pression, elle
permettra d’alimenter des véhicules à 350 et 700 bar, le
tout en moins de cinq minutes.
Des magasins de produits bio
optent pour une pile à combustible
UTC Power a annoncé que Whole Food Market, groupe
industriel positionné sur le bio, va installer son système
PureCell® pour alimenter en énergie un nouveau magasin
en construction à San Jose en Californie. La pile à combustible UTC Power fournira 90 % des besoins électriques du
magasin et la chaleur coproduite servira à chauffer ou à
refroidir le bâtiment. Deux magasins Whole Food Market
sont déjà équipés.
Un nouvel acteur dans les piles
à combustibles de forte puissance
La société américaine Bloom Energy a développé une
pile à combustible de 100 kW électriques de type SOFC
à structure planaire. Cette famille de piles à combustible
fonctionne à haute température (800-1 000 °C) et peut
donc utiliser différents combustibles comme le gaz naturel ou le biogaz. La pile de 100 kW se présente sous forme
d’un container (Bloom Box) et est en cours d’évaluation.
Alors que dans les autres piles à combustible la chaleur
est utilisée hors de la pile (cogénération), ici elle recircule dans la pile pour maintenir les hautes températures
nécessaires, ce qui entraînerait un rendement électrique
supérieur à 50 %. Son coût actuel est estimé entre 700 et
800 000 dollars US (environ 550 000 euros) ce qui place
le kW électrique à 7 000 dollars US, soit le double des
unités de 200 kW et plus qui sont actuellement commercialisées. L’objectif de Bloom Energy est d’arriver à 3 000
dollars US par kW.
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
47
Vient de paraître GUIDE D’EXPLOITATION
Exploitation et conduite des chaufferies de puissances supérieures à 400 kW Les informations, les recommandations et
les outils de calcul contenus dans ce guide
doivent permettre aux exploitants :
Les chapitres
1. Chaufferies et vecteurs énergétiques 2. Les combustibles et leur stockage 3. Les générateurs de chaleur 4. La combustion 5. Equipements de combustion 6. Equipements annexes 7. Exploitation de la chaufferie 8. Traitement de fumées 9. Contrôle /commande et sécurité 10. Entretien /maintenance 11. Réglementation 12. Glossaire 13. Annexes édité par
•de mieux connaître leurs installations ;
•d’associer plusieurs combustibles de façon
optimale ;
•de trouver des réponses en cas de difficultés opératoires ;
•d’optimiser l’efficacité énergétique de leurs
chaufferies ;
•de répondre efficacement aux exigences
réglementaires en terme de protection de
l’environnement (émissions de polluants
atmosphériques et élimination des produits
de traitement de fumées) ;
•de contribuer à la formation des nouveaux
opérateurs.
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H techniques
Un dispositif révolutionnaire
pour les moteurs électriques
Une entreprise propose depuis mai 2009
un système de rebobinage permettant aux
moteurs électriques de s’autoalimenter
partiellement. Cette technologie dénommée
Optimum Energy® couple le moteur électrique
à une génératrice à induction et permet
de réduire le coût de fonctionnement
du moteur électrique d’environ 15 %.
L
e fonctionnement des moteurs électriques représente près de 70 % de la
consommation d’électricité dans l’industrie. La société Le Conservateur
d’Énergie propose de réduire la consommation d’énergie des moteurs électriques alternatifs asynchrones existants en utilisant une
partie du champ magnétique produit lors de
son fonctionnement et non utilisé en totalité
pour entrainer une charge.
La technologie Optimum Energy® repose
sur l’ajout d’un deuxième bobinage spécifique dans le corps du moteur. Sous l’effet du
champ magnétique, ce bobinage constitue
une génératrice à induction, ce qui lui permet
de produire une partie de l’alimentation en
électricité du moteur, notamment lors des
réductions de charge. Ce dispositif permet
de réaliser une économie en énergie pure et
en coût de fonctionnement pour les utilisateurs de moteurs électriques d’environ 15 %
étalés sur la plage de fonctionnement, par
rapport à un moteur de conception standard.
Grâce à cette technologie, le facteur de puissance (cosinus φ) est maintenu entre l’unité
et cosinus φ négatif, sur toute la plage de
charge du moteur.
Autre attribut intéressant, la puissance apparente
est réduite jusqu’à
environ 20 % . La
pu issa nce réact ive du mo te u r
étant éliminée, ce
moteur est même
capable à faible charge de produire des Kvars
négatifs, disponibles à la consommation des
réseaux avoisinants. En outre, ce moteur ne
nécessite plus de démarreur de type étoile
triangle ou électronique car le dispositif
diminue l’appel d’intensité de démarrage de
près de 40 %, facilitant une montée en accélération mécanique progressive.
Plus cher mais rapidement rentable
Conformes aux normes européennes, les
moteurs transformés avec la technologie
Optimum Energy® présentent des performances validées par plusieurs bureaux de
certification, dont Bureau Veritas en France.
Cette technologie coûtant environ deux fois
© D.R.
Un concept français
La technologie des moteurs Optimum Energy® a été élaborée il y a près de sept ans par un
inventeur français installé aux États-Unis. Cette innovation brevetée dans 45 pays dont la France
a déjà reçu le titre de brevet pionnier outre-Atlantique. La société Le Conservateur d’Énergie
assure la commercialisation de cette technologie d’avant-garde en France, en collaboration
avec la société SBME pour la partie technique et la conversion des moteurs.
le prix d’un rembobinage standard est un
investissement d’avenir, comme l’expliquent
les dirigeants de la société : «nous proposons
à nos clients des moteurs convertis sur-mesure
qui sont rentabilisés au bout d’une période
comprise entre 9 et 24 mois selon l’utilisation. La technologie Optimum Energy® est
installée selon le cahier des charges et les désirs
du client.»
La société Le Conservateur d’Énergie ne compte
pas en rester là, comme le précise le responsable Recherche et développement : «à terme,
nous n’envisageons pas seulement de proposer
la technologie Optimum Energy® via les ateliers
de bobinage partenaires, nous souhaitons
aussi produire nos propres moteurs économes
en énergie. Nous avons un pôle de recherche
qui travaille en permanence à l’amélioration
technique en vue de plus grandes économies
d’énergie, afin de proposer une technologie en
constante évolution.» Quoiqu’il en soit, voilà
une technologie qui pourrait faire l’objet de
certificats d’économies d’énergie ! m
Dinhill On
1 ER AVRIL 2010 - supplément du n°443
49
techniques F
Réduire au maximum la concentration
de composés organiques volatils (COV) en
sortie de process, voilà l’un des objectifs
que s’est fixé Lanxess Elastomères, société
de fabrication de caoutchouc située en
Haute-Normandie. En effet, cette usine
spécialisée a mis en place en 2008 une
unité de traitement spécifique des COV
rejetés lors du séchage de ses produits. Par
une technique assez révolutionnaire en
deux étapes, Lanxess parvient à réduire
de près de 85 % ses émissions de COV
mais aussi à limiter la facture de gaz
par un judicieux système de
récupération de chaleur.
H L’usine de caoutchouc
de Lanxess Elastomères.
À
la fin de son processus de
fabrication, le caoutchouc
humide contient 5 à 10 %
d’eau et doit être séché à
des températures comprises entre 80
et 120 °C. Il transite donc sur des transporteurs vibrants dans lesquels passe
de l’air chaud. Cet air chargé d’humidité, mais aussi de traces d’hydrocarbures issus des solvants utilisés dans
la fabrication, était jusqu’à présent
relargué directement dans l’atmosphère. Mais en 2007 la réglementation a été renforcée (au maximum
110 mg/m3 de COV), obligeant à une
mise en conformité des installations
polluantes. «Après des études préliminaires effectuées en 2003, nous avons
d’abord testé un système d’incinération
standard, un oxydateur thermique,
avec des résultats mitigés. Le procédé
entraînait des frais de fonctionnement
exorbitants, notamment à cause de sa
50
consommation importante de gaz»,
raconte Marcel Lacuisse, responsable de
l’ingénierie chez Lanxess Elastomères.
Une deuxième étude les a amenés sur
l’idée de coupler deux techniques : une
La seconde filtration bloque les
particules de plus de 2 microns
pour obtenir un air pur
oxydation thermique régénérative
des COV après les avoir concentrés sur
des zéolithes, sortes d’argiles dont le
pouvoir d’adsorption est supérieur à
celui du charbon actif (voir encadré).
140 000 m3 d’air traité
par heure
Première étape, le préconditionnement. L’air du séchage doit être filtré
grossièrement, afin d’éliminer les fines
particules de caoutchouc dont il est
chargé et éviter ainsi une obstruction des zéolithes. Il passe donc dans
une grosse boîte de 120 m3 où il est
chauffé de 5 °C (pour atteindre 75 °C)
afin de l’éloigner de son point de rosée
et de faciliter sa déshumidification. Il
entre en contact avec un dévésiculeur
permettant la chute des gouttes d’eau
dans le fond de la boîte puis passe dans
un tamis en inox bloquant les particules de plus de 500 microns. Ainsi
préparé, l’air se dirige ensuite vers
deux concentrateurs traitant chacun
un flux d’environ 70 000 m3 par heure.
Commence alors la deuxième étape
durant laquelle une seconde filtration a lieu, afin d’être sûr d’avoir un
air “pur”, sur un système de filtres à
air standards bloquant les particules
de plus de 1 à 2 microns. La concentration à proprement parler peut alors
démarrer. «Dans chaque concentrateur,
© Marcel Lacuisse / Lanxess
Adsorber les COV, c’est
économiser de l’énergie !
l’oxydateur puisqu’il ne traite qu’au
grand maximum 20 000 m3 d’air. «Les
hydrocarbures que nous utilisons ont
un pouvoir calorifique assez élevé pour
qu’il y ait une auto-inflammation de
l’air et que la réaction soit autotherme,
c’est-à-dire qu’elle s’alimente elle-même
en énergie», explique Marcel Lacuisse.
Il faut juste du gaz au démarrage de
l’installation et dans certains cas où
la concentration de COV se trouve être
trop basse. Un contrôle automatique
de la température dans l’oxydateur
permet de veiller au bon fonctionnement du processus et de lancer les
brûleurs de gaz. Ainsi, la gestion des
émissions de COV à la sortie du séchage
s’en trouve améliorée.
65 % d’économies
l’air traverse une roue de deux tonnes
tournant très lentement, à deux tours
par heure, et contenant les zéolithes
adsorbeurs, détaille Marcel Lacuisse.
Au bout d’une quarantaine de minutes,
les argiles sont chargées de COV. Une
partie, 6 000 m3 par heure, du flux total
de l’air circulant dans le concentrateur
est chauffé à 180 °C et est pulsé en sens
inverse dans la roue, emportant avec lui
les particules fixées par les zéolithes.»
Le reste du flux se retrouve purifié et
est renvoyé directement dans l’atmosphère via une cheminée.
Reste à traiter le flux chargé de COV à la
sortie des concentrateurs. Les 12 000 m3
d’air concentré sont envoyés vers l’oxydateur thermique, dernière étape avant
la sortie. L’incinération se déroule selon
le même processus qu’une incinération sans concentration préalable.
L’air est chauffé à 850 °C, permettant
la destruction des hydrocarbures.
La seule différence ici est la taille de
K La roue de
concentration
contient des
zéolithes
adsorbeurs.
L’air sort de l’incinérateur à une température comprise entre 300 et 400 °C.
Grâce à un échangeur air/air, ce flux
chaud est récupéré pour réchauffer à
180 °C l’air utilisé pour la désorption
des concentrateurs. Mais il permet
aussi de fournir l’appoint de chaleur
nécessaire au réchauffement de l’air
pollué en amont de l’étape de préconditionnement, et ce au moyen d’un
échangeur air/eau et d’une boucle d’eau
chaude. Le reste du volume purifié est
renvoyé dans l’atmosphère. Température de sortie : 95 °C. Lanxess réfléchit
déjà à la suite et pense à un projet de
récupération de cet air de sortie, sec
et purifié, afin de le réinjecter en tout
début du process de séchage. «Nous
attendions le bilan de l’installation
afin de pouvoir mettre en route une
étude plus complète d’un tel système,
confie Marcel Lacuisse. Mais la réalisation serait possible l’année prochaine,
avec un potentiel d’économies possibles de l’ordre de 180 000 euros sur une
année, pour un coût d’investissement
estimé à 350 000 euros. Il y a un potentiel non-négligeable !»
Les avantages d’un tel double-procédé
comparé à un incinérateur standard
sont clairs. Côté coûts d’abord, puisque
pour un investissement quasiment
identique (environ 6 millions d’euros)
ce sont 65 % de frais de fonctionnement
qui sont économisés, en grande partie
grâce à la réduction importante de
consommation de gaz naturel obtenue
par l’utilisation d’un incinérateur bien
plus petit et du système de récupération de chaleur. De plus, l’économie de
gaz se traduit par une baisse d’émissions de CO2 de 5 000 tonnes sur une
année. Quant aux émissions de COV,
Lanxess se targue d’une réduction de
85 % de ces particules, en atteignant
une teneur de 30 mg/m3 en sortie. Cette
solution, qui se révèle d’une efficacité exemplaire, a été récompensée
dans la cadre du salon Pollutec 2009
par le prix Technologies économes et
propres. L’unité actuellement existante
en Seine-Maritime pourrait bientôt
avoir une petite sœur dans une usine
Lanxess Elastomères actuellement en
construction à Singapour. m
Audrey De Santis
Au cœur des concentrateurs, les zéolithes
Ces minéraux microporeux font partie de la même famille que le calcium ou le magnésium et servent dans de nombreuses applications industrielles et domestiques : pièges et tamis moléculaires,
additifs dans les mélanges béton-asphalte utilisés en construction, purification et déshydratation de
l’air, compléments alimentaire pour le bétail, etc. Le Japon est un spécialiste du domaine puisqu’il est
actuellement le plus gros utilisateur des zéolithes naturelles. C’est d’ailleurs une société japonaise qui
fournit - de façon exclusive - le type de zéolithes utilisées dans le procédé de Lanxess.
1 ER AVRIL 2010 - supplément du n°443
51
techniques F
Du froid pour tous…
en consommant moins
E
S Une quinzaine
de machines sont
fabriquées par an.
52
n 1985, Air Liquide met sur le marché
le premier liquéfacteur à pilotage
100 % automatique, baptisé Hélial.
Aujourd’hui, à elle seule, la gamme
Hélial couvre 90 % des besoins en liquéfaction d’hélium dans le monde. L’université
d’Orsay pour son laboratoire de RMN (Résonance magnétique nucléaire), le CEA de
Saclay pour son Neurospin*, l’université de
Chalmers en Suède pour son département
de micro-technologie et de nanosciences, ou
encore le Ganil (Grand accélérateur national
d’ions lourds) à Caen, sont quelques-uns des
clients d’Air Liquide sur cette gamme. En effet,
leurs machines doivent utiliser du froid en
dessous de 20°K (-253,15 °C) et à ces températures l’hélium liquide reste la seule solution
de cryogénie.
Réfrigérateurs et liquéfacteurs fonctionnent
de la même façon : au cœur du procédé, des
compresseurs, des échangeurs de chaleur,
un système de contrôle intrinsèque, mais
surtout des turbomachines développées par
Air Liquide qui peuvent atteindre une vitesse
de rotation de 300 000 tours par minute et
dont le MTBF (Temps moyen entre pannes) se
hisse à 150 000 heures. «L’avantage principal
de nos machines est qu’elles sont extrêmement
fiables, ce que cherchent nos clients pour leurs
recherches, indique Pascale Dauguet, chef de
marché scientifique à la Division des techniques avancées d’Air Liquide. Leur durée de vie
est longue et s’élève au moins à 25 ans.» Autour
de ces équipements se trouvent obligatoire-
ment une station de compression du gaz et,
de façon optionnelle, des modules de stockage
et de récupération, de contrôle ou encore de
distribution.
0,9 kWh par litre d’hélium
La gamme Hélial a été optimisée en 2007,
pour la troisième fois depuis 1985 et après
plus d’une année de remise à plat des différents composants, dans le but d’accroître les
performances des machines et de réduire les
coûts de l’équipement et de son exploitation.
Ce redéveloppement a conduit à améliorer
fortement l’efficacité énergétique. En effet,
pour une même consommation d’électricité,
80 % de débit de liquéfaction en plus ont été
obtenus. En moyenne, liquéfier un litre d’hélium consomme désormais 0,9 kWh.
En 2008, Air Liquide a apporté quelques modifications à ses produits, afin de les rendre plus
modulables et adaptables. Ainsi, un liquéfacteur de petite taille a été créé. Mais on
arrive aux limites de la technologie actuelle,
tout en restant compétitif. «C’est un marché
de niche, seules une quinzaine de machines
par an sont produites dans le monde, confie
Pascale Dauguet. À ces très basses températures, produire du froid coûte très cher. Nous
n’avons pas prévu de grandes transitions technologiques sur notre gamme à court terme, les
évolutions technologiques dans ce domaine
étant très lentes.» Aujourd’hui, les centres de
recherches ont déjà accès à une large gamme
de réfrigérateurs de puissance froide s’étalant
de 100 W à 1,4 kW, à 4,5°K, mais aussi à trois
liquéfacteurs capables de traiter des volumes
d’hélium allant de 15 à 330 litres par heure. m
Audrey De Santis
* Infrastructure de recherche dédiée à la neuro-imagerie
cérébrale
D
Plus d’informations sur www.dta.airliquide.com,
onglet Notre offre, Recherche scientifique.
© Air Liquide
Les laboratoires et centres de recherches désireux de refroidir
des composants à des températures proches du zéro absolu
ne disposent pas de nombreuses solutions techniques. La plus
répandue est celle d’Air Liquide avec la gamme d’équipements
cryogéniques Hélial. Gros plan sur un panel de produits
incontournables, dont l’efficacité énergétique a été améliorée.
H recherches
Statkraft met un peu
de sel dans son eau douce
© Statkraft
F
ort de son savoir-faire en Norvège et de sa présence à l’international dans 20 pays, le groupe norvégien Statkraft
assure déjà la production annuelle de 50 TWh d’hydroélectricité. Mais il envisage aussi l’avenir technologique en
démarrant un prototype de centrale osmotique à Hurum, à 60 km
d’Oslo. La centrale a été inaugurée fin novembre 2009 par la princesse Mette-Marit de Norvège : l’eau de son thé a été chauffée par
une bouilloire alimentée en électricité par la centrale !
Quel est le principe ? Il s’agit d’exploiter la pression osmotique entre
un réservoir d’eau douce et un autre d’eau salée séparés par une
membrane semi-perméable. Le mouvement de l’eau salée vers l’eau
douce déforme la membrane, créant ainsi une pression du côté du
réservoir d’eau salée et donc un mouvement du fluide équivalent à
une chute d’eau, exploitable par une turbine électrique.
D’une puissance encore réduite (2 à 4 kW), ce prototype (photo) doit
permettre d’améliorer le rendement des membranes en les faisant
passer de 3 à 5 ou 6 W/m2. Statkraft espère pouvoir construire une
centrale de 25 MW d’ici 2015. Le potentiel au niveau mondial serait
de 1 700 TWh/an. m
Stéphane Signoret
1 er avril 2010 - supplément du n°443
53
rechercheS F
Fours industriels
Gagner en efficacité
L’efficacité énergétique est une des plus
importantes préoccupations des sites
industriels, qui va se coupler à terme avec
la problématique du captage de CO2. Un
projet de recherche mené sous la houlette
de GDF Suez et reposant sur une solution
d’oxycombustion pourrait répondre
simultanément à ces deux défis.
D
ans le contexte
international
de lutte contre
le changement
climatique,
les travaux de
recherche sur le
captage, le transport et le stockage
de CO2 se multiplient. Les industriels
fortement émetteurs de polluants
(gaz à effet de serre mais aussi
oxydes d’azote) étudient depuis
quelques années de nouveaux
systèmes de combustion qui permettront de réduire ces émissions ou
de faciliter le captage de CO2 (voir
le supplément d’Énergie Plus n°413).
Les solutions ne sont pas simples à
trouver car il faut à la fois maintenir
– voire augmenter – l’efficacité de
l’outil industriel, tout en trouvant les
moyens de “nettoyer“les fumées de
combustion à un coût économiquement acceptable.
Un projet de recherche français coordonné par GDF Suez porte actuellement sur ce thème. Sous le nom
de Tacoma (Techniques avancées
54
Air
25 % O2
35 % O2
45 % O2
S Régime de
combustion sans
flamme obtenu
avec le brûleur
à combustion
sans flamme NFK
pour différents
taux d’O2.
de combustion pour la maîtrise
des émissions atmosphériques),
il regroupe des équipes du Crigen
(Centre de recherche et innovation gaz et énergies nouvelles de
GDF Suez) et leurs partenaires de
l’IFP, de Total, de la société Divergent et du laboratoire Icare du CNRS.
Le projet a démarré en décembre
2006 et se terminera cette année
en septembre. Son financement
– 2 millions d’euros – est assuré à
moitié par l’Agence nationale de
la recherche. L’objectif est de développer, tester et évaluer des techniques de combustion sans flamme*
en oxygène (oxycombustion) avec
recirculation des fumées. La finalité industrielle est de proposer un
système innovant permettant de
fortement limiter les émissions de
NOx, tout en améliorant l’efficacité
énergétique lors de l’adaptation du
système aux fours existants ou de
son intégration dans les nouveaux
fours. De plus, cette combustion
sans flamme en air synthétique
(O2/CO2/H2O) peut faciliter le
captage du CO2 : les fumées, composées uniquement de CO2 et d’H2O,
n’ont plus qu’à être débarrassées de
leur eau par condensation.
Trois étapes
L’oxycombustion classique, en utilisant de l’oxygène pur, est déjà une
technique prometteuse car en provoquant l’augmentation des concentrations en CO2 et H2O dans l’enceinte
du four, elle conduit à une augmen-
tation du transfert thermique par
rayonnement et donc potentiellement à une hausse du rendement.
Les bénéfices de cette solution sont
néanmoins tempérés par quelques
inconvénients : le coût de l’oxygène, la nécessité de revoir complètement le design du four, l’apparition de points chauds qui peuvent
endommager le four ou le produit à
chauffer, et la très forte dépendance
des émissions de NOx aux fuites
d’air qui ne sont pas totalement
maîtrisables.
Selon Clotilde Villermaux, pilote du
projet Tacoma au sein du Crigen, «en
combinant l’oxycombustion avec la
recirculation des produits de combustion, il est possible de s’affranchir
de la plupart de ces inconvénients
de l’oxycombustion classique en
oxygène pur. Par ailleurs, en intervenant directement au niveau de la
combustion, on devrait aussi être
dans des conditions économiques
meilleures que les solutions de posttraitement des fumées.» En effet,
les premières technologies envisagées pour capter le CO2 ont été des
solutions de lavage des fumées par
des éléments chimiques tels que les
amines. Le principal avantage de
cette technologie est certes de ne pas
modifier l’équipement de chauffe et
donc de ne pas perturber la production. Cependant, elle est encore très
onéreuse et n’apporte pas d’amélioration de l’efficacité énergétique.
Trois étapes principales marquent
les recherches menées au sein du
© GDF Suez / Crigen
et préparer le captage de CO2
J Four semi-industriel
GDF Suez équipé
d’un brûleur à
combustion sans
flamme 200 kW gaz
et d’une boucle de
recirculation externe
des fumées pour
tester et optimiser
le concept de
combustion.
projet Tacoma. Premièrement, des
travaux fondamentaux de cinétique
chimique, des tests et la validation
des outils numériques sur des configurations académiques de la littérature ont été réalisés. Deuxièmement, la compréhension pratique
de ce concept de combustion a été
menée à travers des dispositifs expérimentaux dédiés. Ces essais spécifiques ont aussi permis de valider les
outils numériques précédemment
approuvé à l’échelle académique
(CFD, outils globaux, etc.). Troisièmement, les membres du projet sont en
train de faire une évaluation technico-économique de la solution sur
des configurations industrielles.
GDF Suez et le CO2
Le groupe GDF Suez participe à plusieurs projets pilotes de
captage de CO2 ou d’injection de CO2 en Europe :
3 installation mobile de captage post-combustion en collaboration avec Hitachi et E.ON ;
3 injection sur le champ gazier K12-B sur le plateau continental néerlandais ;
3 injection de CO2 et récupération assistée de gaz sur le
champ d’Altmark en Allemagne ;
3 injection de CO2 dans un aquifère dans le Sud des PaysBas.
GDF Suez a également répondu, avec E.ON, à l’appel à projets lancé par la Commission européenne dans le cadre du
Plan de relance énergétique européen en proposant un projet de démonstration de captage, transport et stockage de
CO2 à Rotterdam.
Une étude expérimentale a été
conduite par GDF Suez sur une
boucle de recirculation semi-industrielle mise en œuvre sur le site du
Crigen et équipée d’un brûleur à
combustion sans flamme standard
de 200 kW alimenté en gaz naturel.
Une série de tests a été faite en fonctionnement classique, avec la boucle
ouverte pour la combustion de l’air.
Puis, en comparaison, une autre
série a été réalisée en boucle fermée,
où l’air synthétique (O2/CO2/H2O)
est obtenu par une recirculation
externe des produits de combustion
remélangés à l’oxygène pur avant de
pénétrer dans le brûleur. Ces essais
ont permis d’étudier les effets de la
composition de l’air synthétique (de
25 à 45 % d’O2) et du préchauffage de
cet air sur la stabilité de la flamme,
le transfert thermique, l’efficacité
énergétique et les émissions de NOx.
Amélioration du rendement
Quelles sont les conclusions de ces
essais ? Tout d’abord le brûleur,
dimensionné pour de l’air classique,
permet bien d’atteindre un régime
de combustion sans flamme en air
synthétique. En comparaison avec
la combustion classique, on note
également qu’à même puissance
gaz, le transfert thermique est plus
uniforme et plus grand avec l’air
synthétique. La combustion sans
flamme conduit toujours à de faibles
émissions de NOx, mais dans le cas
de l’air synthétique, on constate en
plus que ces émissions restent drastiquement basses, quel que soit le
taux d’O2, contrairement à ce qui se
passe en combustion en air dopé à
l’oxygène. Enfin, le rendement de
combustion est amélioré jusqu’à
30 % sans augmenter le préchauffage de l’air et pour la même puissance gaz. Un résultat remarquable
puisque dans le même temps,
le volume d’air est réduit, ce qui
diminue l’enthalpie entrante dans le
brûleur.
Globalement, les résultats sont donc
concluants et ouvrent une nouvelle
perspective technologique pour
améliorer l’efficacité énergétique
tout en étant compatible avec la
réglementation environnementale
et en ouvrant la possibilité d’un
captage direct de CO2. «L’intérêt
des industriels sera d’autant plus
grand que ce concept de combustion, s’il met en œuvre de l’oxygène
pure, n’empêche pas de revenir à la
combustion en air classique à tout
moment, ce qui permet une utilisation flexible de l’outil de production, notamment dans le cadre d’une
modification de fours existants»,
précise Clotilde Villermaux.
Pour que tout cela se concrétise, la
dernière étape du projet Tacoma va
approfondir les outils de dimensionnement pour optimiser les performances et va calculer les données
économiques d’une exploitation à
l’échelle industrielle. m
Stéphane Signoret
* C’est-à-dire sans flamme visible
1 er avril 2010 - supplément du n°443
55
rechercheS F
Les micro-algues,
reines de la production de méthane ?
a production d’énergie grâce
aux micro-algues n’est pas une
nouveauté puisque dès la fin des
années 1940, les premières recherches sur ces organismes riches en lipides
avaient lieu aux États-Unis. Depuis, de
nombreux projets ont vu le jour, mais les
plus visibles restent ceux axés sur le développement de biocarburants dits de troisième génération. Le projet Symbiose,
même si l’idée n’est pas exclusive, présente
cette originalité de coupler le captage du
CO2 industriel à une production efficace de
biogaz, le tout au sein du même procédé.
F L’équipe du projet Symbiose.
Les micro-algues poussent à la sortie du
méthaniseur, dans un bassin ouvert, grâce
à l’énergie du soleil et au CO2 contenu dans
les effluents industriels. Elles peuvent
aussi être alimentées par des déchets organiques supplémentaires, récupérés dans
les effluents d’une station d’épuration par
exemple, riches en azote et phosphore, et
permettre ainsi un traitement par phytorémédiation. La biomasse produite va ensuite
être digérée dans le réacteur, par l’action de
bactéries anaérobies, et produire du biogaz.
Ce dernier est récupéré en tant que source
d’énergie ou bien injecté dans le réseau de
gaz naturel. «Nous utilisons des éléments
nutritifs déjà présents dans le système global
couplé, ce qui permet notamment de limiter
les intrants azote/phosphore», souligne
Bruno Sialve, responsable de la coordination
du projet Symbiose. En effet, le CO2, ainsi
que l’azote et le phosphore minéralisés lors
de la digestion, retournent dans le système
de croissance continue des micro-algues.
Un budget de 2,5 millions d’euros
Projet défini sur trois ans pour un budget
total de 2,5 millions d’euros (dont 1 million
d’euros de l’ANR), Symbiose résulte d’une
collaboration entre quatre institutions et
un partenaire industriel* qui se partagent
les tâches : sélection et caractérisation des
biomasses de micro-algues, digestion anaérobie de ces biomasses, modélisation et test
des voies de contrôles, et encore analyse de
cycle de vie et transfert industriel. «Nous
travaillons actuellement sur un pilote inter-
56
médiaire – de laboratoire – d’une surface
de 1 m2, rapporte le responsable de coordination de Symbiose. L’avantage majeur
d’une telle échelle est que nous gérons plus
facilement la lumière et la température.»
Le but reste de définir les conditions optimales de développement d’une biomasse
photosynthétique, en termes de rendement
et de coût. Il ne s’agit pas d’exploiter des
cultures pures de micro-algues mais de
déterminer les mélanges les plus adéquats
suivant leurs utilisations. L’avantage ?
La palette des configurations possibles
est infinie… ou presque : utilisation des
effluents industriels, urbains, de codigestion (algues mixées à des déchets organiques), etc. «En outre, les algues se développent vite et bien, permettant une utilisation
quasi-continue du méthaniseur, ce qui ne
serait pas possible avec d’autres microorganismes», ajoute Bruno Sialve. Les
coûts de transformation de la biomasse en
énergie s’en trouvent diminués. Ne reste
donc plus qu’à attendre le retour d’expérience sur le pilote à échelle industrielle.
Sa mise en place doit avoir lieu fin 2011. m
Audrey De Santis
* Laboratoire de biotechnologie de l’environnement de
l’Inra de Narbonne, Ecolag, équipe Comore de l’Inria
Sophia Antipolis, laboratoire de physiologie des algues
de l’Ifremer de Nantes, Naskeo Environnement.
D Plus d’informations : http://anr-symbiose.org
© D.R.
L
Symbiose : ce nom poétique est celui d’un projet de recherche
lancé en avril dernier par l’ANR et coordonné par Naskeo,
jeune entreprise française créée en 2005. Son but principal,
ambitieux, est de réussir à coupler la culture de micro-algues
photosynthétiques captant du CO2 à un processus de
digestion anaérobie produisant du méthane.
H certificats d’économies d’énergie
[ Opérations standardisées ]
Certificats d’économies d’énergie
Opération n° IND-UT-08
Ballon de stockage d’eau chaude de type « Open Buffer »
1. Secteur d’application
Agriculture : serres maraîchères.
2. Dénomination
Mise en place d’un ballon de stockage d’eau chaude de type « Open Buffer » raccordées
à des serres maraîchères neuves ou existantes.
3. Conditions pour la délivrance de certificats
Pilotage informatique du dispositif de stockage de l’eau chaude dans le ballon.
Mise en place réalisée par un professionnel.
4. Durée de vie conventionnelle
15 ans
5. Montant de certificats en kWh cumac
Montant en kWh cumac par m² de
serre chauffé
340
1 er AVRIL 2010 - supplément du n°443
57
certificats d’économies d’énergie F
[ Opérations standardisées ]
IND-UT-08
Ballon de stockage d’eau chaude
de type “open buffer”
L’
ensoleillement et
d’autres facteurs
diurnes induisent
un déséqui libre
dans les besoins en énergie des
cultures sous serres par rapport
au fonctionnement de nuit.
L’énergie produite durant le
jour risque en effet d’être inutilisée : l’utilisation d’un ballon de
stockage permet alors de valoriser ces excédents d’énergie
lors des besoins de chauffage
la nuit.
Contrairement à un système
classique, l’installation d’un
open buffer place le ballon
de stockage (dont la capacité
est d’environ 200 m3/ha dans
ce type de système) au cen-
58
tre de la chaîne de distribution de chaleur. Cela permet
de déconnecter la production
de chaleur et sa distribution :
ainsi, le brûleur peut fonctionner en régime constant, ce qui
induit plusieurs effets bénéfiques en termes de consommation d’énergie et de production
de CO2*.
L’open buffer permet le découplage total de la production de
chaleur et de la distribution
dans la serre. Il présente différents avantages :
• le fonctionnement du brûleur à régime constant permet d’optimiser le rendement
de combustion et maximise
la production de CO2 sur de
longues périodes en adéquation avec les besoins des
plantes ;
• la chaudière fonctionne de
façon régulière et non plus
par à-coups, ce qui augmente la durée de vie des
équipements ;
• le fonctionnement à régime
constant conduit à écrêter
les pics de consommation de
combustible, critère important dans un contexte de libéralisation des prix de l’énergie avec taxation des pics de
consommation ;
• une régulation plus souple.
Découplage et efficacité
Ces différentes caractéristiques rendent l’open buffer très
attrayant pour la production de
chaleur à partir de biomasse.
Ce système peut être mis en
œuvre via à une chaudière à
une température constante
grâce à un brûleur modulant
et une pompe de charge à débit
variable. L’installation de ce
type de pompes au niveau des
réseaux d’alimentation des serres conduit à une bonne maîtrise de la température des
eaux de retour, afin d’obtenir
une bonne stratification des
températures dans le ballon
de stockage.
Ce type d’opération permet des
économies réduisant de 7 à 15 %
la facture énergétique. Le parc
français présente un gisement
assez conséquent pour les CEE,
estimé actuellement à 3,2 TWh
cumac. Durant la première
période, l’opération IND-UT-08
a d’ailleurs été la deuxième la
plus utilisée avec un total de
460 GWh cumac.
Dans le cas d’une exploitation maraîchère sous serre
de 3 hectares, l’alimentation
par un ballon de stockage de
type open buffer nécessitera
une capacité d’environ 600 m3.
Cette installation permettra
alors d’obtenir un forfait de
340x30 000 = 10,2 GWh cumac.
Ce résultat illustre bien les gisements extrêmement importants que le domaine agricole
représente. Dans cet exemple
maraîcher, le coût de l’open
buffer est estimé à 6 €/m2 ce
qui reviendrait à un investissement total de 180 000 €. En prenant l’exemple théorique d’un
rachat de CEE à 0,25 c€/kWh,
une telle installation rapporterait 25 500 €, ce qui représente 14 % de l’investissement
initial. m
Clément Ramos
* Une caractéristique particulière aux
serres est l’injection de CO2 dans la
zone cultivée durant la journée pour
optimiser la photosynthèse et favoriser la croissance des plantes. La
technique la plus courante est d’utiliser le CO2 provenant des gaz issus
de la combustion.
© Philippe Bauduin
Connu également sous le nom de stockage au centre, le système “open buffer” donne la possibilité
de découpler totalement production et distribution de chaleur au sein des serres. Il permet notamment d’optimiser le rendement de la chaufferie et d’augmenter la température du ballon en pilotant
l’open buffer avec un logiciel anticipatif.
FEE Bat doit muscler ses
objectifs… et ses moyens
Le programme de formation FEE Bat à destination
des professionnels des bâtiments est dans une bonne
dynamique, mais il sera difficile d’atteindre l’objectif
de 50 000 personnes formées fin 2010. La question
de sa poursuite – et de son financement – lors de
la seconde période des CEE reste ouverte.
L’
adéquation des fins et des
moyens, dans le dispositif
des certificats d’économies
d’énergies (CEE), passe par
un renforcement de la formation des
professionnels du secteur du bâtiment.
Des installations bien posées grâce à des
connaissances consolidées et des outils
adaptés, et une meilleure compréhension de l’approche globale de la rénovation des bâtiments, sont en effet autant
d’atouts pour atteindre l’objectif de maîtrise de la consommation dans ce secteur diffus. Le programme de formation
aux économies d’énergie des entreprises
et artisans du bâtiment (FEE Bat) a été
lancé en 2008 en ce sens (voir Énergie
Plus n°409), avec un objectif très ambitieux – former 50 000 personnes d’ici
fin 2009 – qui a été reporté à fin 2010,
le temps que le programme prenne son
rythme de croisière.
En effet, ce sont “seulement” 7 000 personnes qui ont été formées en 2008 puis
14 000 en 2009, une même personne
pouvant avoir suivi plusieurs modules
de formation. A priori, le doublement
ne sera pas de mise en 2010, et l’objectif
ne sera pas atteint… mais on n’en sera
quand même pas très loin, ce qui constituera une réussite si l’on considère que
FEE Bat est parti de zéro en 2007.
Les chiffres restent dans une bonne tendance, malgré la crise. On dénombrait
15 770 professionnels formés à la fin de
la première période des CEE, le 30 juin
2009. Depuis, et jusqu’à la première
semaine de mars 2010, les estimations
des organismes de formation font état
de plus de 5 700 personnes supplémentaires formées. Le ralentissement économique subit par le secteur du bâtiment a certainement empêché que les
résultats soient bien meilleurs. «On
aurait pu croire que les artisans mettraient à profit le temps disponible dû à
l’inactivité pour se former, mais en fait
il n’en est rien. Quand les perspectives
© Catherine CLavery / Fotolia
Les résultats par modules
FEE Bat propose trois modules pour le bâtiment résidentiel. Début mars, sur les 21 550 stagiaires,
46 % d’entre eux ont suivi le module 1 (éléments-clés d’une offre globale d’amélioration énergétique
des bâtiments), 37 % le module 2 (outils pour mettre en œuvre une offre globale) et 17 % le module 3
(technologies performantes). Un tiers des professionnels formés sont regroupés dans les régions
Pays-de-la-Loire, Rhône-Alpes et Poitou-Charentes (voir la carte). Mais les modules de formation ont
été dispensés sur l’ensemble du territoire. De plus, 92 % des participants soulignent la richesse des
échanges lors des sessions entre les différents corps de métier (gros œuvre, isolation, équipements
techniques…) qui apprennent ainsi à mieux se connaître.
sont mauvaises, les artisans se rétractent», indique Bruno Réal de la Capeb.
Dans les petites entreprises où ce sont
les mêmes personnes qui assurent les
chantiers et les démarches commerciales, il est certain qu’elles se consacrent à
prospecter de nouveaux clients lorsque
l’activité baisse. Seules les plus grosses
entreprises peuvent se permettre de
former leurs ouvriers lorsqu’ils n’ont
pas de travaux à réaliser.
S’adapter aux professionnels
Les stagiaires formés sont satisfaits et
souhaitent participer à d’autres modules. C’est le cas notamment de ceux
ayant suivi le module 3 : ils sont 76 %
à avoir déjà suivi le module 1 ou 2 et
67 % à vouloir suivre un autre module,
ce qui est possible puisque le module 3
est décliné en neuf sous-modules. Mais
pour l’instant, ceux qui ont suivi le
module 3 sont bien souvent des chefs
d’entreprises… «L’effet pervers, c’est que
les formateurs ont tiré le contenu des
1 er avril 2010 - supplément du n°443
q
59
certificats d’économies d’énergie F
q
modules 3 “vers le haut” pour répondre
aux attentes des chefs d’entreprises, qui
sont globalement satisfaits, mais qui en
retour disent que les contenus ne sont
pas adaptés pour leur personnel d’encadrement de chantier !», analyse Véronique Durand-Gouyet, chef de projet
FEE Bat. Quelques adaptations ont donc
été mises en place sur ce module 3 afin
de faciliter l’inscription des ouvriers :
désormais, il est possible de suivre plusieurs sous-modules traitant de thématiques proches sans participer à chaque fois à la partie théorique, identique
pour chaque sous-module. Cela permet
d’assister par exemple aux modules 3-1
(isolation des parois verticales et planchers bas) et 3-2 (isolation des toitures et
planchers hauts) en trois jours au lieu de
deux fois deux jours. Autre adaptation
réalisée par la FFB : depuis septembre
2009, la fédération propose une version
du module 3 sur une seule journée.
Par ailleurs, un nouveau module pour
les bâtiments tertiaires a vu le jour. «Il
s’agit d’un secteur aux consommations
et technologies spécifiques, détaille Véronique Durand-Gouyet. C’est pourquoi
le dispositif FEE Bat a voulu le traiter
de façon particulière très vite en créant
un premier module 1 adapté aux petits
et moyens bâtiments tertiaires. Des
organismes de formation dispensent ce
module depuis le début de l’année 2010.
Une dizaine de sessions étaient déjà programmées sur le premier trimestre.»
[ FEE Bat doit muscler ses objectifs…
et ses moyens ]
lent pas au portillon pour participer.
Pourtant, la suite logique du Grenelle
Environnement va conduire à augmenter les objectifs de FFE Bat et donc les
financements nécessaires. Le rapport
sur les métiers du bâtiment présenté
en décembre 2009 par Philippe Pelletier dans le cadre du Plan Bâtiment le
confirme. Trois propositions majeures
y sont faites :
• pérenniser et étendre le financement
du dispositif en l’ouvrant à d’autres
obligés qu’EDF et en créant un cofinancement progressif par les fonds de
la formation professionnelle (OPCA et
FAF*). Sur l’hypothèse de 25 000 personnes formées en 2010, puis 35 000 en
phase 2 et 40 000 en phase 3, 80 millions d’euros seraient à trouver… ;
• transposer FEE Bat aux acteurs de la
maîtrise d’œuvre (architectes, bureaux
d’études, économistes de la construction, etc.), de la maîtrise d’ouvrage et
aux autres acteurs concernés, comme
les enseignants de l’éducation nationale. Ceci pourrait nécessiter 36 millions d’euros supplémentaires ;
• lancer une campagne de communication massive pour la formation des
acteurs du BTP.
Autant les deux premières propositions
sont en discussion, autant la dernière
emporte l’adhésion des acteurs et sera
bientôt mise en œuvre : une grande
campagne de promotion est prévue
juste avant ou après l’été 2010. La FFB
et la Capeb savent que ce coup de pouce
est nécessaire pour convaincre les professionnels du bâtiment qu’ils peuvent
s’insérer dans une logique d’offre globale de rénovation énergétique, même
s’ils n’en sont pas le porteur principal.
Selon Bruno Réal, «le succès viendra
quand les chefs d’entreprises comprendront que c’est leur intérêt de former
leurs salariés.» m
Stéphane Signoret
* OPCA : Organisme paritaire collecteur agréé ;
FAF : Fonds d’assurance formation.
D À découvrir : le nouveau site de FEE Bat,
www.feebat.org
Répartition des 21 550 stagiaires
par région
D’autres idées sont dans les cartons,
comme la création de modules spécifiques aux bâtiments neufs basse
consommation. Mais avant de les lancer, il faut être sûr que FEE Bat va être
reconduit après 2010. Son financement,
assuré pour l’instant par le seul EDF via
la fiche d’opération standardisée BARSE-01 des CEE, est tout spécialement en
question. Et pour cause ! Chaque certificat obtenu pour les formations l’est au
prix de la pénalité (20 €/MWh cumac) et
les autres obligés qu’EDF ne se bouscu-
60
Source :
cellule FEE Bat, mars 2010
© Olivier Guin
Rehausser les objectifs
H réglementationS
Photovoltaïque
Bien comprendre
les garanties d’assurances
Les installations photovoltaïques doivent être soumises aux
garanties de dommage-ouvrage qui s’appliquent aux artisans
du BTP. Or, les assureurs essaient bien souvent de contourner la
législation. Chevreuse Courtage explique qui est responsable et
pour quels dommages. Installateurs de centrales photovoltaïques,
soyez vigilants en signant votre contrat d’assurance…
L
es centrales photovoltaïques ont le
vent en poupe et poussent comme
des champignons dans l’Hexagone :
dans des champs, sur des toitures
industrielles, des bâtiments publics, chez
les particuliers, etc. Mais qui est responsable en cas de dommage durant les travaux
d’installations et après, pendant la durée
d’exploitation de l’ouvrage ? Les assureurs
qui voient émerger ce nouveau marché
sont-ils en mesure de proposer des contrats
de garantie adaptés ?
Evrard de Villeneuve, directeur du cabinet
de courtage en assurances Chevreuse, propose aux fabricants et aux installateurs des
solutions d’assurance sur-mesure. En travaillant en partenariat avec les assureurs
français, le service juridique de Chevreuse
© Jérémy Patron
Evasol assure
les particuliers
Certains acteurs du solaire photovoltaïque
innovent avec leur propre garantie. Par exemple, Evasol, installateur de panneaux, propose
une protection complète en assurant les particuliers propriétaires des panneaux contre le
vol et contre les sinistres, dans le cas où leur
assurance multirisque habitation ne proposerait pas cette extension.
Courtage les aide à élaborer des contrats
de garantie légaux et adaptés au secteur
du photovoltaïque. «Fabricants et installateurs de centrales photovoltaïques relèvent
de la loi Spineta (la décennale, article 1792
du Code civil) qui garantit les ouvrages relevant du BTP pendant dix ans, explique Lara
Le Péru, juriste et directrice adjointe de Chevreuse Courtage. Or, certains assureurs refusent d’appliquer cette garantie légale aux
installateurs photovoltaïques. Ils se justifient
en affirmant que la centrale photovoltaïque
ne fait pas partie de l’ouvrage. Cependant, ils
sont tenus de respecter la législation du BTP
en proposant cette garantie.»
Avis technique et performance
Autre incohérence : comment faire assurer
son installation si le matériel utilisé n’est
pas agréé par le CSTB ? Que se passe-t-il
dans le cas d’un avis technique défavorable
ou si un dommage survient alors que l’on
n’a pas encore reçu l’avis technique ? «Les
assureurs doivent garantir les ouvrages indépendamment des avis techniques, poursuit
la juriste. En effet, tous les artisans n’ont pas
les moyens de déposer une demande d’avis
technique, mais tous doivent pouvoir s’assurer.» Néanmoins, on réduit les risques en
utilisant des produits bénéficiant d’un avis
technique favorable.
Enfin, qui est responsable et pour quels ris-
H Aucune garantie sur
les performances du
côté des assurances…
ques ? La loi décennale garantit l’ouvrage
pendant dix ans au niveau des vices et de
son disfonctionnement. Souvent, ce sont des
problèmes d’étanchéité des panneaux qui
surviennent. Quant à la performance des
panneaux photovoltaïques, c’est le fabricant
qui la garantit, mais aucune assurance ne
propose de clause garantissant la performance. «Actuellement, les assureurs ne sont
pas en mesure de proposer des garanties sur
les performances, mais ils s’y intéressent.
Ils doivent adapter leurs produits à ce marché émergent, confie Evrard de Villeneuve.
En tout cas, après le délai légal de dix ans,
l’ouvrage n’est plus assuré.»
Pour les assureurs, la manne du photovoltaïque représente, sans aucun doute, un
marché d’avenir qui vaut le coup que l’on
se creuse les méninges pour proposer des
contrats adaptés ! m
Sandra Salès
1 er avril 2010 - supplément du n°443
61
réglementations F
Après des mois d’attente,
le dispositif de traitement des
demandes d’achat d’électricité
photovoltaïque reçues au cours
des deux derniers mois de
2009 a enfin été présenté par
le gouvernement. Les acteurs
de la filière sont soulagés
mais pas convaincus.
L
es communiqués successifs du gouvernement sur les nouveaux
tarifs de rachat de
l’électricité photovoltaïque ont fait couler beaucoup d’encre.
Le régime tarifaire fixé en 2006 a
pris fin en octobre 2009, tandis que
le nouveau n’a été présenté que le
12 janvier 2010. L’attente fut longue,
plus de deux mois, pendant lesquels
les acteurs sont restés dans le doute
et la perplexité. Les projets préalablement engagés ont été poursuivis et
d’autres ont vu le jour. Au final, l’arrêté prévoit trois niveaux de tarifs
distincts :
• 58 ou 50 c€/kWh pour les installations intégrées au bâti (selon
l’usage du bâtiment) ;
• 42 c€/kWh pour celles intégrées
simplifiées au bâti en métropole ;
• 31,4 c€/kWh et 40 c€/kWh pour celles au sol, respectivement en métropole et aux DOM. Ce dernier tarif,
valable pour les installations d’une
puissance supérieure à 250 kWc
situées en métropole, est modulé en
fonction du département d’implantation et de son ensoleillement.
62
Cet arrêté tant attendu est loin de
faire l’unanimité. Il devait préciser les conditions d’attribution des
tarifs pour la période de transition
du 1er novembre 2009 au 11 janvier
2010, ce qui ne fut pas le cas. Le gouvernement a simplement introduit
le caractère rétroactif à l’application
du nouveau tarif d’achat d’électricité
dans son communiqué du 13 janvier
2010. Il a fallu attendre encore un
mois entier (le 17 février 2010) pour
Les principaux représentants de la
filière photovoltaïque s’inquiètent de
voir de “bons” projets remis en cause
connaître le dispositif de traitement
des demandes reçues durant les deux
derniers mois de l’année 2009.
Il en ressort que les projets peu avancés devront faire l’objet d’une nouvelle demande d’achat d’électricité
aux conditions tarifaires de 2010.
En outre, le gouvernement souligne
l’importance des projets abusifs ou
spéculatifs, qu’il faut différencier des
projets de taille raisonnable et menés
de bonne foi. Toutefois, il est impor-
tant de rappeler qu’en attendant plus
de 14 mois entre la première annonce
de nouveaux tarifs d’achat en baisse
(novembre 2008) et leur publication effective (janvier 2010), le gouvernement a participé à la création
de cette bulle spéculative donnant
naissance à des projets parfois peu
intègres.
Maintenant, pour bénéficier des
tarifs de 2006, certains critères sont
indispensables :
• une demande de contrat d’achat
doit avoir été formulée avant le
1er novembre 2009 ;
• une demande de contrat d’achat
doit avoir été formulée avant le
11 janvier 2010 pour les installations
de puissance inférieure à 36 kWc ;
• une demande de contrat d’achat et
une demande complète de raccordement doivent avoir été formulées
avant le 11 janvier 2010 pour les installations de puissance comprise
entre 36 et 250 kWc.
Dans ce dernier cas, si la demande de
raccordement n’a pas été formulée,
l’installation doit également remplir
certaines conditions :
• l’installation est intégrée à un bâtiment agricole ;
© Photon Technologies
Les tarifs photovoltaïques
J Une centrale solaire sur le centre
d’élevage de Poisy.
• elle a fait l’objet d’une déclaration
préalable ou d’une demande de permis de construire avant le 11 janvier
2010 ;
• le producteur dispose d’une attestation du préfet de département certifiant que, au 11 janvier 2010 : il est
l’exploitant agricole de la parcelle
sur laquelle est située le bâtiment ;
il est propriétaire du bâtiment ou en
dispose dans le cadre d’un bâti rural ;
le bâtiment est nécessaire au main-
font débat
tien et au développement de l’exploitation agricole.
Pour finir, le gouvernement précise
que le bénéfice des tarifs d’intégration au bâti sera désormais limité
aux seules installations de puissance
inférieure à 250 kWc.
Des réactions multiples
Les réactions ne se sont pas fait
attendre ! Si d’aucuns soutiennent
que des mesures sont nécessaires
pour supprimer les effets d’aubaine,
les choix pris par le gouvernement ne
font pas tous l’unanimité.
Les principaux syndicats et associations de la filière photovoltaïque (Apesi, Cler, Enerplan, Hespul et
Synaip) ont annoncé ensemble que :
«Le communiqué du MÉÉDDM du
17 février va enfin dans le bon sens, en
donnant des indications relativement
claires pour le traitement des demandes en cours concernant les projets de
petite et moyenne puissance (moins
de 250 kWc). Il n’en va pas de même
pour les projets de forte puissance sur
bâtiments ou au sol, pour lesquels
rien ne semble prévu.» Ils ajoutent :
«les objectifs du futur arrêté doivent
être d’abord de ne pas anéantir les
Dernière minute : un
arrêté du 16 mars
2010 confirme tous
ces critères.
investissements effectués depuis parfois plusieurs années par les porteurs
de projets sérieux, ensuite de garantir
un niveau de rentabilité correct à toutes les typologies et toutes les tailles
de systèmes photovoltaïques, y compris ceux posés sur bâti et non intégrés […], et enfin d’assurer une bonne
visibilité tarifaire aux acteurs de la
filière, nécessaire pour leur permettre
d’investir sereinement pour développer des solutions performantes».
La FNSEA (Fédération nationale des
syndicats d’exploitants agricoles),
par la voix de son vice-président,
Pascal Ferrey, se félicite que «le gouvernement reconnaisse l’importance
de l’agriculture dans la production
d’énergies renouvelables. […] Nous
allons poursuivre notre action de
lobby sur cette barrière des 250 kWc.
[…] Nous allons demander au ministère de reprendre au cas par cas certains projets de plus de 250 kWc et ce,
aux conditions tarifaires de l’arrêté
de 2006.»
Mais la satisfaction des agriculteurs n’est pas partagée par tous les
acteurs de la filière. Beaucoup craignent que ces nouveaux tarifs mettent à mal de nombreux projets en
cours mais également placent des
entreprises en difficulté. Par exemple, la société Tenergie a travaillé
sur des projets de plus de 250 kWc en
rénovation-intégration sur de grands
bâtiments. Aujourd’hui, bon nombre d’entre eux seraient suspendus
en cas de confirmation de ce projet
d’arrêté sur la période transitoire,
ce qui engendrerait une chute de
leur portefeuille passant de 26 MW
à 13 MW. «Au nom de la spéculation,
le ministère tire à vue de façon tout
à fait arbitraire sur les gros projets,
s’agace Nicolas Jeuffrain, responsable associé de la société. Il faut savoir
que deux tiers de nos 13 MW remis
en cause sont des projets complexes,
instruits pour certains depuis 2008
et qui ont déjà nécessité des frais
conséquents.»
La menace des recours plane
Le ministère de l’Écologie risque fort
de se trouver rapidement confronté à
une hausse des recours contentieux.
Ils seront proportionnels à la hausse
des demandes de raccordement et
des contrats d’achat, sur la période
comprise entre le 1er novembre 2009
et le 14 janvier 2010, qui seront rendus infructueux par le projet d’arrêté.
Différents recours sont alors envisageables : contre l’arrêté du 12 janvier
2010*, et éventuellement contre les
futurs arrêtés, contre les décisions de
refus de raccordement, ou refus d’octroi d’un contrat d’achat, ainsi que
contre les décisions des services instructeurs relativement aux demandes d’urbanisme. En outre, tous les
projets ont nécessité des dépenses
et des investissements relatifs à la
recherche et développement, ainsi
qu’à la mise en œuvre technique et
financière. À l’appui de leurs recours,
les producteurs pourront demander
une indemnisation de leur préjudice.
Selon Arnaud Gossement, spécialiste des questions environnementales au cabinet Huglo-Lepage, «ce qui
est sûr, c’est que de nombreux opérateurs concernés par les projets de
plus de 250 kWc sont prêts à déposer
des recours si l’arrêté est conforme au
communiqué du ministère. […] Si elles
démontrent un lien de cause à effet
entre cette faute et leur préjudice, les
entreprises concernées rechercheront
alors à être indemnisées par l’État. Là,
personne ne le dit, mais cela pourrait
coûter à la collectivité.» m
Méline Le Gourriérec
* Au moment de boucler cet article, la FNSEA a
déposé un recours gracieux contre l’arrêté du
12 janvier 2010 envisageant même une procédure en Conseil d’État si les négociations avec
le ministère échouent.
1 er avril 2010 - supplément du n°443
63
produits nouveaux F
Chauffage / climatisation Toshiba
Nouveau système DRV SMMSi
Mis sur le marché européen à partir de septembre prochain, le système de
chauffage/climatisation à débit réfrigérant
variable (DRV) SMMSi se veut très
performant pour le résidentiel et le
petit tertiaire. Les puissances de froid
et de chaud des modules varient
respectivement entre 22,4 et 45 kW,
et entre 25 et 50 kW. Les compresseurs
Inverter permettent de réduire la
consommation énergétique ce qui
conduit le premier module de la gamme
à un COP de 4,42. De plus, SMMSi
dispose de longues liaisons de 235 mètres
entre unités extérieure et intérieure
pour répondre aux besoins des grands
immeubles. Le dénivelé maximum
acceptable est de 70 mètres.
Régulation thermique
Theben
Thermostat numérique programmable
Theben complète sa gamme de thermostats numériques programmables
avec le Ramses 833 top2 HF, un régulateur de température multifonction
sans fil à commande radio pour une ou deux zones. Adapté à toutes les
énergies, le thermostat peut s’utiliser pour la régulation d’une pompe
de circulation, une chaudière à gaz, un brûleur, un répartiteur de circuit
de chauffage avec servomoteur ou un chauffage au sol électrique. Le
Ramses 833 top2 HF intègre trois programmes paramétrés en usine, mais
modifiables, qui réduisent automatiquement la température à certaines
périodes. L’entrée externe du thermostat peut être connectée à un
capteur de température au sol, une sonde à
distance ou encore un détecteur de présence.
Lorsqu’elle est raccordée à un commutateur
téléphonique, l’entrée permet de piloter à
Logiciel
Fauconnet Ingénierie SA
distance le chauffage ambiant d’une pièce.
Deux fonctions sont dédiées aux économies
d’énergie : “Optimisation” anticipe la mise
en route du chauffage afin d’atteindre la
Le programme FisaClim vient compléter le progiciel Visual TTH 2008 de calcul de génie climatique.
température souhaitée à l’heure programmée ;
Ce sixième pack s’ajoute ainsi à ceux pouvant déterminer le coefficient K/U, les déperditions, Ubat,
“Vacances” gère automatiquement le chauffage
les coefficients C et Th-E, et aux derniers packs traitant la rénovation et l’étude de faisabilité.
en fonction des dates choisies.
FisaClim permet de définir les caractéristiques du bâtiment, l’organisation des groupes de froids
et des terminaux. Il permet de faire un véritable calcul d’infiltration et de déperditions conformes
à la norme EN 12831, en incluant la prise en compte des ponts thermiques. FisaClim donne la
connaissance des résultats heure par heure (puissance en pointe sensible, date et heure de pointe,
humidité de l’air, dérive de température, etc.). Il utilise le moteur de calcul EnergyPlus.
Maintenance TESTO
Dimensionnement de la climatisation
Caméras préventives
Mesures
Chauvin Arnoux
Nouvel oscilloscope
L’oscilloscope numérique
MTX 162UE agrandit
la série MTX Virtuels
de Metrix®. Il est doté
de deux voies d’entrée
non isolées, 300 V CAT II,
et d’une bande passante de
60 MHz. L’oscilloscope intègre un analyseur FFT temps réel deux voies et un
enregistreur. Grâce au couple avec le boîtier MTX1032-B, l’utilisateur obtient
des entrées différentielles 600 V CAT II. Cet oscilloscope à double base de
temps permet d’afficher simultanément deux fenêtres de 2 500 points. Il
propose une profondeur mémoire de 50 000 points et une large plage de
sensibilité allant de 5 mV/div à 100 V/div. Il dispose d’un Autorange vertical
et d’un Autorange horizontal sélectionnables, de 19 mesures automatiques
simultanées, ainsi que de curseurs manuels. Quant à l’échantillonnage, il est
de 20 Ge/s en répétitif et de 50 Me/s en monocoup. Le modèle MTX 162UE
possède un port USB, un port Ethernet et du wifi.
64
Testo 875 et 881 sont les nouvelles caméras
thermiques dédiées à l’industrie lancées par l’entreprise éponyme. Attestées
conforme CNPP Approval par le Centre national de la protection et de la
prévention, elles permettent la visualisation rapide des points chauds
(mesure jusqu’à plus de 550 °C possible avec Testo 881) ou d’anomalies
engendrant des échauffements sur les installations industrielles dans le
cadre de la maintenance préventive et/ou de production. La résolution
thermique permet de visualiser de petites différences de température entre
deux points. L’appareil numérique intégré à la caméra permet un archivage
en comparant vue réelle et visualisation infrarouge. En outre, le logiciel
fournit avec la caméra
permet de travailler
l’ensemble des clichés
mémorisés sur site :
il comprend des
fonctions de fusion
d’image, de détection
isotherme et d’autres
fonctionnalités
permettant de mettre
en évidence les zones
à risque.
Machines électriques
Jeumont Electric
Machines tournantes
Jeumont Electric lance deux nouvelles gammes de machines électriques tournantes.
La première comprend des moteurs asynchrones de 2 à 24 pôles, moyenne tension
pour des puissances de 350 kW à 25 MW, à des fréquences de 50 ou 60 Hz, et conçus
pour des tensions normalisées de 1 000 à 15 000 V. Ces moteurs présentent une
grande compacité, des rendements élevés et une utilisation possible en vitesse
variable par l’adjonction de variateurs de vitesse permettant d’optimiser les process
industriels en termes d’efficacité énergétique. La seconde gamme comprend des
machines synchrones de 6 à 22 pôles, moyenne tension pour des puissances allant
jusqu’à 50 MW à des fréquences de 50 ou 60 Hz et conçues pour des tensions
normalisées de 6 000 à 15 000 V. La puissance délivrée selon la polarité atteint un
maximum des 20 MW en 22 pôles et 50 MW en 6 pôles. Cette nouvelle gamme
répond aux besoins des applications de génération d’énergie par entraînement par
moteur diesel, par turbine hydraulique ou par turbine gaz ou vapeur.
Pompes à chaleur
Analyse et contrôle
SICK
Flowsic 100
Flare
Un nouveau système de
mesure in situ de débit,
de vitesse, de masse et de
poids moléculaire des gaz
arrive sur le marché avec
le Flowsic 100 Flare. Il a
été spécifiquement conçu
pour pouvoir s’adapter à
la violence des brusques
montées de gaz et à leurs
turbulences dans les
torchères : dès que la vélocité
des gaz dépasse 60 m/s, il
bascule sur un algorithme
adapté aux hautes vitesses
(jusqu’à 120 m/s). Le Flowsic
100 Flare permet d’identifier
les molécules et donc par
exemple de repérer des fuites
de certains gaz, la présence
de suies, de mesurer les
émissions de CO2, etc. Deux
configurations existent et la
console de contrôle peut être
installée jusqu’à 1 000 mètres
du point de mesure.
Solaire
Groupe de transfert
collectif
FRANCE GEOTHERMIE
E.l.m. leblanc propose cinq modèles
de groupe de transfert collectif avec
des puissances allant de 30 à 120 kW
pour des surfaces d’installations
solaires de 50 à 200 m2. La régulation
TISI intégrée dispose d’une page web
embarquée qui permet la gestion à
distance des paramètres solaires. Le
groupe de transfert est également
équipé d’une sonde de température
primaire et secondaire qui effectue les
mesures et leur analyse, permettant
ainsi le calcul de la production solaire.
Isara Optima
La nouvelle gamme de France Géothermie est
destinée aux logements neufs, spécialement aux
bâtiments basse consommation. Le générateur
fonctionne avec de l’eau glycolée ou de l’eau de nappe
souterraine dans le capteur extérieur, et de l’eau à
température élevée dans le diffuseur, permettant ainsi
d’atteindre une température d’eau jusqu’à 55 °C en sortie
d’émetteur. Disponible en version 4 et 8 kW (et bientôt en
6, 10 et 12 kW), la pompe à chaleur peut être dimensionnée en fonction des
besoins de l’utilisateur. Les coefficients de performance (COP) peuvent aller
jusqu’à 5,02 kWh d’énergie pour 1 kWh consommé.
Mesure
Mettler-Toledo
Sonde pour le carbone
organique total
Dans les centrales électriques, l’eau d’appoint
dans le cycle eau-vapeur est la principale source
de contamination en carbone organique total
(COT), avec des risques de pollution des résines
de désioniseurs de condensat, de corrosion
des turbines, de diminution de l’efficacité des
échangeurs, etc. Il est donc crucial de les détecter
et de vérifier que les valeurs limites (entre 100 et
300 ppb en carbone) soient respectés. La sonde
Thornton 5000TOCe permet de faire cette mesure,
alliée au transmetteur multiparamètre 770MAX,
que ce soit directement sur l’eau d’appoint ou par
échantillonnage dans le cycle eau-vapeur, après une
colonne d’échange
cationique.
Mesures
e.l.m. leblanc
Flir
MeterLink™ : lien entre caméras
et instruments
La technologie MeterLink™ permet de transférer par Bluetooth™
des données acquises par l’instrument de mesure vers la caméra
infrarouge et de les intégrer à l’image thermique afin d’obtenir
un document précis et complet. Elle permet notamment de
détecter l’humidité et les infiltrations d’eau grâce à l’hygromètre
multifonction et au psychromètre Extech InspectorPro MO297.
Une application intégrée à la caméra génère automatiquement
des rapports d’inspection en PDF préformatés qui peuvent être
transmis au client via une clé USB. Une correction automatique
de l’influence des hublots IR garantit l’exactitude des
diagnostics thermographiques.
1 er avril 2010 - supplément du n°443
65
produits nouveaux F
Ventilation ENERGY EXCHANGE
Revolution’Air
Logiciel
ITI
SimulationX arrive en France
Pour la première fois en France, la société allemande ITI a présenté
en février dernier la version 3.3 de son logiciel de modélisation
multi-physiques SimulationX, en même temps qu’elle a annoncé
ouvrir une filiale dans l’Hexagone. Basé sur le langage de
programmation scientifique Modelica, SimulationX permet la
conception et l’optimisation de systèmes pouvant intégrer les
domaines de la mécanique, de l’hydraulique, de la pneumatique,
de la thermodynamique, etc.
Pompes à chaleur
Le système est une VMC double flux, c’est-à-dire que
l’entrée et la sortie d’air se font de manière mécanique
contrôlée et avec filtration. Revolution’Air récupère
la chaleur de l’air vicié de la maison et l’utilise pour
chauffer l’air neuf filtré venant de l’extérieur. En été, c’est
le contraire, l’air chaud extérieur est refroidi. Issus de la
technologie aéronautique et spatiale, les échangeurs
Révolution’Air ont vus leurs performances validées
par trois années de tests. Le Cetiat lui a attribué la
norme NF EN 308 “échangeurs thermiques “procédures
d’essai pour la détermination de la performance des
récupérateurs de chaleur air/air et air/gaz”. Les essais
effectués en laboratoire sur les échangeurs 100 %
cuivre donnent des rendements moyens annuels
compris entre 85 % et 96 % en air sec.
Onduleur
AIRPAC
Dakota
Présentée en avant-première sur le salon Interclima en février, la nouvelle gamme
de pompes à chaleur aérothermiques Dakota sera disponible en trois puissances
monophasées et/ou triphasées (11,5, 15 et 17,5 kW) à partir de septembre 2010.
Dakota est une PAC haute température bi-étagée (R410A + R134A) qui peut produire de l’eau chaude à 65 °C,
même par une température extérieure de -10 °C. Le premier étage R410A Inverter DC fonctionne seul par temps
clément puis l’étage Booster vient en renfort lors des périodes plus froides. Elle affiche un COP supérieur à 4.
Pompes à chaleur
LW 90 A Solar
ALPHA-INNOTEC
La LW 90 A Solar est une nouvelle pompe à chaleur air/eau
monobloc combinée à un système solaire. Cette innovation
dispose d’un échangeur double circuit qui travaille sur l’air : le
premier circuit fonctionne avec un fluide frigorigène (le R407 C),
le second avec un fluide caloporteur solaire, ce qui permet
d’améliorer les performances du système et de réduire le temps
de dégivrage de la pompe à chaleur. Au final, les températures
les plus élevées
générées par le
système solaire sont
utilisées pour la
production d’eau
chaude sanitaire,
tandis que les
températures
intermédiaires servent
à chauffer les locaux.
Son COP de 3,9 peut
ainsi être augmenté.
66
MaintenanceTESTO
Analyseur de
combustion portable
CHLORIDE
60-NET
Compatible avec n’importe quelle
installation, le 60-NET est adaptable à
une large gamme d’applications. Grâce
à son architecture à double conversion
intelligente avec un onduleur IGTB
contrôlé par la technologie DSP,
le 60-NET fournit une continuité
électrique en cas de panne. Sa capacité
de surcharge peut atteindre 125 %
pendant 10 minutes
et 150 % pendant
1 minute. Cette
alimentation
statique sans
interruption (ASI)
existe en plusieurs
versions : 10, 15 et
20 kVA. Son efficacité
énergétique
est garantie
jusqu’à 98 %.
Le nouvel analyseur
de combustion
Testo 340 est
adapté aux mises
en service et réglages d’installations de moyenne et grosse puissances
(>400 kW) ainsi qu’aux mesures à l’émission. En s’adaptant aux
contraintes de chaque installation, la pompe autorégulée permet
de prélever les gaz dans les conduits placés en surpression ou
dépression (-200 à +50 mbar) ; le débit est constant durant toute
l’analyse. Un large choix de capteurs est disponible pour répondre
à toutes les réglementations ou applications. Le Testo 340 signale
également lorsque le pot de condensation doit être vidé. En outre,
18 combustibles sont disponibles et 10 autres peuvent être librement
utilisés en fonction des mélanges utilisés et connus. Les données
peuvent être transférées vers un PC, un PDA ou une imprimante
portable par infrarouge ou liaison Bluetooth®.
Electrodistributeur Asco Numatics
Des électrovannes ATEX et basse énergie
Les nouvelles électrovannes mises sur le marché par Asco Numatics sont proposées
en mode de protection sécurité intrinsèque (ia) et antidéflagrant (d). Elles
conviennent aux environnements agressifs, aux températures de -40 °C à +60 °C
et aux applications ATEX. Elles sont utilisables dans des boucles de sécurité de
niveau SIL3, selon la norme IEC 61508, et acceptent des débits de 860 à 3 800 litres/
minute. En plus, ces électrodistributeurs sont basse consommation (0,5 W).
Pompes à chaleur
NIBE ENERGY SYSTEMS
Nibe F1145 et F1245
Les nouvelles pompes à chaleur
géothermiques de Nibe sont destinées aux
maisons individuelles et aux immeubles
de petite taille. Son panneau de contrôle
à écran graphique en couleurs avec icônes
descriptives facilite la programmation.
L’utilisateur peut planifier son chauffage et
contrôler le fonctionnement de la pompe.
Son grand avantage : 80 % d’économies
d’énergie pour le chauffage par rapport au
fioul, à l’électricité et au gaz ! Le modèle Nibe
F1145 est disponible de 5 à 17 kW, tandis que le
modèle Nibe F1245 s’étend de 5 à 12 kW.
Eau chaude sanitaire
Éolien ELENA ENERGIE
Une turbolienne pour la ville
Les premières Turboliennes éléna ont été livrées en décembre dernier par la toute
jeune société éléna Énergie. Pouvant être installée en milieu urbain ou semi-urbain,
petite et silencieuse, la Turbolienne se revendique comme une révolution de l’énergie
éolienne. Elle est équipée d’une carène aérodynamique qui accélère le flux d’air interne
en créant une dépression
à l’arrière de la machine,
et de deux rotors régulés
électroniquement qui
permettent de multiplier
la production d’énergie.
Ainsi, pour un vent de
6 mètres/seconde, on
atteint 15 mètres/seconde
devant le second rotor, à
l’intérieur de la carène.
WaterSlim
Chauffe-eau extra-plat
Présenté en avant-première lors du salon Interclima+élec par la société
WaterSlim, le chauffe-eau du même nom est unique en son genre car il est…
plat. Rompant avec le traditionnel chauffe-eau cylindrique, WaterSlim est
dimensionné pour offrir un gain de place dans les pièces : 21 cm de profondeur,
60 cm de large et 1,2 mètre ou 2,1 mètres de hauteur selon la capacité (50 ou
100 litres). La hauteur de la cuve en inox favorise la formation de couches d’eau
de différentes températures, stables, ce qui laisse l’eau chaude proche du point
de tirage. Cela permet de fournir plus d’eau chaude qu’un système traditionnel
(170 litres à 40 °C en 3h20 pour le modèle de 100 litres).
Mesures
Analyseur aux applications variées
Traitement d’air
MUNTERS
Centrale d’air
SICK
MCS300P est un analyseur extractif par photométrie destiné à la mesure de fluides liquides ou gazeux
dans l’industrie des procédés. Il peut mesurer jusqu’à six composants absorbés par les spectres IR et VIS,
parmi une soixantaine de gaz. Il est capable de travailler sur une large échelle de concentrations allant
des plus faibles (quelques ppm) aux plus fortes (% Vol), grâce à différentes cellules de mesure chauffées
jusqu’à 200 °C. Cet analyseur évalue également les données extérieures (pression, température, débit,
teneur en O2). Le contrôle de mélanges toxiques ou inflammable est assuré à l’aide de cellules spéciales
équipées de dispositifs de sécurité qui permettent de
résister à la corrosion mais aussi à des pressions jusqu’à
60 bar et à des températures de gaz allant jusqu’à
200 °C. Pour les ambiances très agressives, une armoire
de protection peut être fournie en option. Un dispositif
de filtre étalon complémentaire optionnel compense
automatiquement la possible dérive de la mesure.
La nouvelle centrale d’air NA 4100 est tout
particulièrement adaptée aux secteurs agroalimentaire et pharmaceutique. Constituée de
panneaux dits sandwichs de type autoportant
de 80 mm d’épaisseur, elle est garantie sans
ponts thermiques (T1/TB1), y compris pour
les portes d’accès. Son isolation l’autorise à
des applications multiples : les températures
négatives (jusqu’à -35 °C) ne lui font pas peur.
Elle traite
de 2 000 à
100 000 m3
d’air par heure.
Ses derniers
atouts ? Réduire
au maximum
les zones de
rétention et
optimiser les
phases de
nettoyage en
intégrant des
composants
très accessibles.
1 er avril 2010 - supplément du n°443
67
vos fournisseurs en direct F
Les pages “Vos fournisseurs en direct”
donnent la liste des fournisseurs classés
par matériels, produits et services.
D Biogaz, méthanisation
Pour être répertorié dans ces rubriques, s’adresser à :
Olivier Taulier - Eureka Industries
130 avenue Foch, 94100 Saint-Maur-des-Fossés
Tél. 01 43 97 48 71 • email : [email protected]
Tarifs : 640 e H.T. / an par module de 5 cm de haut.
Autres tailles : nous consulter.
16/03/07
Chaudières
Babcok Wanson:Babcok
17:08
Brûleurs
D Alimentation électrique
eNERIA
Rue de Longpont, BP 202
91311 Montlhéry cedex
Tél. 01 69 80 21 00 • Fax 01 69 80 21 50`
www.eneria.com
D Alimentation
sans coupures
‹
NASKEO ENVIRONNEMENT
52 RUE PAUL VAILLANT COUTURIER
92240 MALAKOFF
Tél 01 57 21 34 70 • Fax 01 57 21 34 71
[email protected]
www.naskeo.com
www.pro2.com
ONDULEURS ON-LINE
De 100 à 2500 kVA
‹
D À bois et biomasse
GROUPES NO-BREAK
Groupes électrogènes temps-zéro
de 330 à 2500 kVA en BT ou MT
X 40 MVA par mise en parallèle
PILLER France
www.piller.com
Tél. 01 47 21 22 55 - Fax 01 47 24 05 15
Énergies
renouvelables
BOIS - SOLAIRE
THERMIQUE - PV
www.cel.fr
68
Tél. 04 75 47 36 60 fax 04 75 02 81 99
Email : [email protected]
GRS VALTECH
15/03/07
10:42
Page 1
Conception, Construction,
exploitation de Centrales
de Valorisation énergétique
de biogaz et de traitement
des lixiviats
GRS VALTECH
ZAC du Dauphiné - 112, chemin de Mure
69780 St-Pierre-de-Chandieu
Tel. 04 72 09 80 80 - Fax : 04 72 09 80 81
H vos fournisseurs en direct
D Moteurs à gaz et fuel
MODULES ET CENTRALES
DE COGENERATION A
GAZ NATUREL ET BIOGAZ
PUISSANCES UNITAIRES
120 A 1950 KWE
MTU France SAS
281, Chaussée Jules César / F-95250 Beauchamp
Tél: +33(0)1 34 18 60 60 / Fax: +33(0)1 34 18 60 61
www.mtu-online.fr
D Turbines à gaz
turbomach energie
11 rue de la Mare A tisier
91280 Saint-Pierre-du-Perray
Tél. 01 69 89 00 00 • Fax 01 69 89 00 11
Autoproduction
et cogénération
D Turbines à vapeur
turbomach energie
11 rue de la Mare A tisier
91280 Saint-Pierre-du-Perray
Tél. 01 69 89 00 00 • Fax 01 69 89 00 11
D Groupes électrogènes
GROUPE TRADERS INDUSTRIE
ENERGY
Du gaz à l’Energie.
Discutez avec les experts.
GE Energy moteurs à gaz Jenbacher
Cogénération et trigénération
Biogaz et gaz de décharge
Solutions clés en main
Clarke Energy France
Z.A. de la Malle, RD 6, 13320 Bouc Bel Air
Tel: +33 (0)4 4290 7575 - Fax: +33 (0)4 4290 7576
www.clarke-energy.fr
Achat - vente
de groupes électrogènes d’occasion
de toutes puissances et de toutes marques
Tél : + 32 12 280 101 - Fax : +32 123 024 51
[email protected]
ENERIA
Rue de Longpont, BP 202
91311 Montlhéry cedex
Tél. 01 69 80 21 00 • Fax 01 69 80 21 50
www.eneria.com
mitsubishi Équipement
europe france
70 rue Jean Jaurès
59770 Marly
Tél. 03 27 32 48 48
Fax 03 27 32 48 49
Traitement
des déchets
D Traitement biologique
PROSERPOL
BP27 - 78184 ST QUENTIN
TÉl. 33 (1)3 04 45 90 20
www.proserpol.com
> Valorisation par méthanisation des
effluents liquides, boues, biomasse
Services en énergie
et environnement
D Ingénierie, études,
conseil
VALOREM
180 avenue du Maréchal Leclerc
33130 BÈgles
Tél. 05 56 49 42 65 • Fax 05 56 49 24 56
www.valorem-eolien.com
> Bureau d’études Energies renouvelables
mitsubishi equipement
europe france
70 rue Jean Jaurès
59770 Marly
Tél. 03 27 32 48 48
Fax 03 27 32 48 49
1 er avril 2010 - supplément du n°443
69
Le prochain supplément d’Énergie Plus
sortira le 1er juillet 2010
Dossier
Maîtrise de l’énergie
L’efficacité énergétique est désormais sur toutes
les lèvres : Énergie Plus fait le point sur ce thème
Enquête
Transport et mobilité durables : où en est-on ?
Cas vécus
L’Ontario, une province canadienne
qui croit dans les énergies renouvelables
Techniques
Les applications performantes
de l’électricité dans l’industrie
www.energie-plus.com
Agir ensemble pour une énergie
durable, maîtrisée et respectueuse
de l’environnement
www.atee.fr
En devenant membre de l’ATEE, éditeur d’Énergie Plus, vous recevrez régulièrement les programmes de nos manifestations. L’ATEE, présente dans toute la France, organise chaque année plus de 40 colloques, journées techniques ou
visites d’installations exemplaires. Vous recevrez également l’annuaire de l’association dans lequel vous figurerez.
Je verse ma cotisation de 85 e TTC pour 2010
(non imposable à la TVA)
Ci joint mon réglement à l’ordre de l’ATEE mon adhésion
P pour
pour
P mon abonnement
Nom ........................................................................................................... Prénom. ..........................................................................
D je suis enseignant, retraité : je verse 45 e
D je suis étudiant, demandeur d’emploi : je verse 30 e
Entreprise........................................................................................................................................ Code NAF .........................
P Oui, je m’abonne à Énergie Plus pour un an
Adresse........................................................................................................................................................................................................
Tarif France : 135 e (dont 2,78 e de TVA à 2,10 %)
Tarif Étranger : 150 e (exonéré de TVA)
Étudiant, retraité, enseignant : demi-tarif soit 67,50 e
Je recevrai :
D 20 numéros de la lettre d’actualité
Le bimensuel d’actualité de l’énergie et de l’environnement
D 4 numéros du supplément
Le trimestriel des cas concrets de maîtrise de l’énergie
et des techniques performantes
Fonction. ....................................................................................................................................................................................................
..............................................................................................................................................................................................................................
Code postal . ............................ Ville............................................................................................................................................
Tél.. ......................................................................................... Fax.......................................................................................................
E-mail. ...................................................................................................... @ . ............................................................................ ................
Si vous êtes abonné à la revue, merci d’indiquer votre n° d’abonné : . .........................................
Bulletin d’abonnement à retourner avec votre règlement
sous enveloppe affranchie à :
ATEE – 47 avenue Laplace – 94117 Arcueil Cedex
© Ademe
P Oui, j’adhère à l’ATEE pour un an
Complétez votre collection 2009 !
Le supplément trimestriel de la revue Énergie Plus, ce sont 72 pages comportant un dossier
thématique, des reportages, des présentations techniques, un point sur les Certificats d’économies
d’énergie, les règlementations en cours et les derniers produits commercialisés.
Quatre numéros par an à collectionner pour avoir un panorama des techniques
et des retours d’expérience dans l’industrie, le tertiaire et les collectivités.
3 Consultez les sommaires complets sur www.energie-plus.com
Énergie Plus n° 418
Dossier spécial Énergies en 2025. Un tour d’horizon com-
plet des potentiels de développement de
toutes les énergies d’ici 20 ans
• Enquête sur la relance du nucléaire dans
le monde
• Un exemple de maison écologique
• État de l’art du marché des pompes à
chaleur
• Les recherches en cours sur les énergies
marines
Énergie Plus n° 429
Dossier spécial Bois-énergie. État des lieux de la filière
39 D CAS VÉCUS
qu’à bien
Les cours d’eau n’ont
se tenir : la petite hydraulique
est de retour
50 D TECHNIQ UES
42 D ENQUÊTE
Le bâtiment neuf chercheion
à réduire sa consommat
zéro
d’énergie… jusqu’à
Trimestrie l d’actualité
sur l’énergie et
ABLEMEN
ÉNERGIE DUR
M A Î T R I S E R L’
station
Zoom sur une nouvelle en Suisse
de turbinage-pompage
l’environnement
T
1
JU I LLE T 20 09
429
Pleins feux
e
sur le bois-énergi
suppléme nt
biomasse et analyses technico-économiques de la rentabilité des projets
• Enquête sur les nouvelles ambitions
des bâtiments neufs
• La cogénération se développe en
Europe
• Deux exemples de maîtrise de l’énergie
dans l’industrie
• Comment éviter les ponts thermiques
Énergie Plus n° 423
Dossier spécial Biogaz. Le point sur la méthanisation en France,
52 D RECHERCHES
40 D ENQUÊTE
36 D CAS VÉCUS
s’engagent
Quand les territoires
leurs
sur la maîtrise de l’énergie,
d’inspiration
actions sont source
universelle
Le CPE, promu solution
l’Écologie,
par le ministère de
?
tiendra-t-il ses promesses
est parti évaluer les
L’engin spatial Ibuki dans l’atmosphère
CO
concentrations de 2
avec des exemples en milieu agricole, dans
les collectivités et dans l’industrie
• Enquête exclusive sur les contrats de performance énergétique (CPE)
423
• Les collectivités s’engagent dans la maîtrise
de l’énergie
•
Les échangeurs de chaleur améliorent leur
Biogaz
performance
Acteurs et projets
nt
•
Les débuts de la normalisation énergétique
lie
tip
se mul
Trimestrie l d’actualité
sur l’énergie et
ABLEMEN
ÉNERGIE DUR
M A Î T R I S E R L’
l’environnement
T
1
AV RI L 20 09
suppléme nt
Énergie Plus n° 433
Dossier spécial Copenhague. Avant la négociation internatio30 D CAS VÉCUS
ment
La nouvelle usine d’enrichisse
du Tricastin
d’Areva sur le site
moins
produit plus et consomme
46 D TECHNIQ UES
40 D ENQUÊTE
notion de
Comment gérer la l’innovation
à
risque entre course ?
et maîtrise des coûts
Trimestrie l d’actualité
sur l’énergie et
ABLEMEN
ÉNERGIE DUR
M A Î T R I S E R L’
autres enjeux que
Confronté à de tout
petit éolien évolue
son grand frère, le
l’environnement
T
09
1 5 O C TO B RE 20
433
Le climat
à Copenhague
suppléme nt
se négocie
nale sur le changement climatique, Énergie
Plus décrypte tous les enjeux à prendre en
compte
• Enquête sur la prévention des risques dans le
secteur de l’énergie
• La géothermie revient en Île-de-France
• Petit éolien : de nouvelles machines arrivent
sur le marché
• Le secteur nautique s’initie à la réduction des
consommations
Bulletin de commande
Mme/Mlle/M. ____________________ Téléphone ____________________ Prénom __________________________ Fax _ _________________________ Société_ ________________________________
E-mail____________________ @__________________
Adresse________________________________________________________________________________________________________
Code postal ___________________ Ville__________________________________________________________________________
Je commande le(s) numéro(s)  418  423  429  433 d’Énergie Plus
composé du Supplément et de la Lettre d’actualité au prix unitaire de 15e
Bulletin et réglement sont à adresser à ATEE - Énergie Plus, 47 avenue Laplace 94117 Arcueil Cedex
Signature :
Agence de l'Environnement
et de la Maîtrise de l'Energie