12 D ACTUALITÉS 22 D DOSSIER 27 D DOSSIER · 2018-07-14 · les guides de l’ATEE ! Sur , gardez...

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27 D DOSSIERCogénération : une Europe à deux vitesses

22 D DOSSIERLe soulagement des cogénérations de plus de 12 MW

12 D ACTUALITÉSLes défi s de la rénovation énergétique des copropriétés

DOSSIER

Le chaud et le froid souffl és sur la cogénération

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La cogénération avec les moteurs à gaz MWM rend l’énergie encore plus économique. Nous travaillons dur, jour après jour, pour améliorer le rendement et la fi abilité excellents de nosmoteurs à gaz et générateurs de puissance. Parce qu’à chaque progrès que nous réalisons, nousaidons nos clients à réduire leurs coûts énergétiques encore plus rapidement.

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15 JUIN 2013 - N°508 315 JUIN 2013 - N°508 3

L e député du Maine-et-Loire, Marc Goua, a déposé le 28 mai une question écrite à l’Assemblée nationale pour la ministre en charge de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie. À quel sujet ? Il souhaite attirer l’attention de Delphine Batho sur le risque encouru par les réseaux de chaleur urbain, si jamais les condi-tions de rémunération de l’électricité produite par les cogénéra-

tions venaient à se dégrader. En effet, les pouvoirs publics veulent réviser les contrats d’obligation d’achat conclus par les cogénérateurs afi n de diminuer leur part dans la contribution au service public de l’électricité (CSPE). Entre autres arguments, la DGEC s’appuie sur la directive effi cacité énergétique pour demander le relèvement du gain d’énergie primaire dans les calculs. L’inten-tion est logique pour les nouvelles installations, plus performantes, mais cela pénaliserait les anciennes. Or, la philosophie de la directive est plutôt de faire la promotion de la cogénération, pas d’en réduire le nombre !Selon Marc Goua, «l’équilibre financier et donc l’avenir à court terme de ces cogénérations sont directement menacés, du fait de conditions économiques différentes de celles ayant conduit initialement à ce choix d’investissement.» En conséquence, «le risque in fi ne est le renchérissement du coût de la chaleur, qui pourrait représenter une augmentation de la facture de chauffage pour les ménages chauffés grâce à ce réseau. Dans la situation économique actuelle, cette charge supplémentaire accroîtrait les difficultés des ménages en situation de précarité, surtout dans le logement social.»Depuis plusieurs mois les professionnels de la cogénération préviennent de ce risque. Il est bien que le message soit désormais relayé par les représentants politiques, souvent des élus qui savent l’importance de la cogénération pour la chaleur de leur réseau, mais aussi en tant qu’outil industriel encore viable. Va-t-il trouver un écho ? Espérons-le. De la même manière que, comme vous le verrez dans notre dossier, les installations de plus de 12 MW ont fait l’objet d’une loi “surprise” leur permettant d’accéder à une nouvelle rémunération de leur capacité. Même si les détails sont à préciser, cela donne bon espoir aux “grosses” cogénérations dont les entreprises et certains réseaux ont bien besoin en ces temps de sortie de crise incertaine. L’actualité de la fi lière cogé-nération reste donc à suivre…

H ÉDITO

Stéphane Signoret, rédacteur en chef

Promouvoir la cogénération, pas la détruireS

Revue de l’Association technique énergie environnement

47 avenue Laplace 94117 Arcueil Cedex

Rédaction• Tél : 01 46 56 35 44• Fax : 01 49 85 06 27• E-mail : [email protected]

• Directeur de la publication : Marc Hiégel

• Rédacteur en chef :Stéphane Signoret (35 42)

• Rédactrices : Christelle Deschaseaux (35 43)Pauline Petitot (35 44)

• Ont participé à ce numéro :Mathieu DejeuGrégory Heller

• Secrétaire de rédaction : Pauline Petitot (35 44)

• Diffusion-abonnements :Jacqueline Préville (35 40)

• Photo en couverture : Virginie Liard devant la cogénération de Chalon-sur-Saône. © Philippe Bauduin

Publicité Eureka Industries• Chef de publicité :

Olivier TaulierTél : 01 43 97 48 71Fax : 01 42 83 94 [email protected]

Abonnement20 numéros par an • Tél : 01 46 56 35 40 • France : 140 €• Étranger : 159 €

© ATEE 2013Membre du Centre français d’exploitation du droit de copiewww.cfcopies.com

Tous droits de reproduction réservés. Les opinions exprimées par les auteurs dans les articles n’engagent pas la responsabilité de la revue.

(Association régie par la loi 1901)Représentant légal : Marc Hiégel

Conception-réalisation : Olivier Guin

Imprimerie CHIRAT744 route de Ste-Colombe 42540 St-Just-la-PendueTél : 01 44 32 05 53 www.imp-chirat.fr

Dépot légal à parution. Commission paritaire n°0516 G 83107©

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en ligne (20 nos/an)

15 JUIN 2013 - N°508 5

H SOMMAIRE

18 L’obligation d’achat touchée au cœur

20 Les Chalonnais gardent une cogénération

22 Le soulagement des cogénérations de plus de 12 MW26 Nouvel horizon pour la cogé de Roissy

27 Cogénération : une Europe à deux vitesses

Industrie 29 Effi cacité énergétique : au tour des fenêtres

Répertoire des fournisseurs 30

Infos pros6 Rendez-vous ATEE. Le site. À lire 7 En bref. Les nominations. Agenda

Actualités8 En bref10 Les prix des énergies11 COP 2015 : les grandes questions12 Copropriétés : les défi s d’une rénovation énergétique

globale et effi cace

Dossier spécial cogénération

14 En bref16 Cogénération : la rénovation en suspens

15 JUIN 2013 - N°508 5

ENTREPRISES ET ACTEURS PUBLICS CITÉS DANS CE NUMÉRO

ADEME _____________________________ 8, 13ADEME ÎLE-DE-FRANCE __________________ 8AÉROPORT ROISSY-CHARLES DE GAULLE ___ 26AFNOR ________________________________ 6AFPA RHÔNES-ALPES ____________________ 6ALSTOM _______________________________ 6AMBENE-ANGLIA ______________________ 14ARC MOSELLAN ________________________ 14AREVA _________________________________ 9ATEE _________________________________ 22BOUYGUES CONSTRUCTION ______________ 6BLUE ORANGE (SUEZ ENVIRONNEMENT) ___ 7CAISSE DES DÉPÔTS _____________________ 9CANOPY _______________________________ 7CEA ___________________________________ 9CHAIRE ÉCONOMIE DU CLIMAT ___________11CHALON-SUR-SAÔNE ________________ 15, 20CHALON’ENERGIE ______________________ 21

CHAMBRE SYNDICALE DES FABRICANTS DE VERRE PLAT (CSFVP) _________________ 29CLARKE ENERGY _____________________16, 17COFELY RÉSEAUX _______________________ 20COGEN EUROPE ________________________ 28COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉNERGIE (CRE) _____________________ 24COMMISSION EUROPÉENNE _________9, 11, 27COPEO ________________________________ 8DEMETER PARTNERS _____________________ 6DEPARTMENT OF ENERGY (DOE) __________ 14DGEC __________________________ 15, 16, 17 18EDF _________________________ 6, 8, 9, 22, 26EDF EN ________________________________ 7ENECO ________________________________ 6E-NERGY _______________________________ 7ENERIA _____________________________16, 17ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY __ 14

EOLUZ _________________________________ 7ERDF _________________________________ 18EUROPEAN CLIMATE FOUNDATION ________11FEDENE _______________________________ 18GASEO _______________________________ 14GENERAL ELECTRIC _____________________ 14ICF HABITAT ____________________________ 8ISTA ___________________________________ 6JENBACHER ___________________________ 14JMB ÉNERGIE __________________________ 14KSB FRANCE ____________________________ 6MCPHY ENERGY _________________________ 7NOVAWATT ___________________________ 24PLANÈTE COPROPRIÉTÉ _________________ 12PIZZORNO ENVIRONNEMENT ____________ 14PLIMSOLL ______________________________ 6POLYTECH NANTES ______________________ 8PRATT & WHITNEY _____________________ 20

RÉSEAU ACTION CLIMAT-FRANCE (RAC-F) ___ 8RYONA ________________________________ 8SCHOTT SOLAR _________________________ 6LYCÉE PASQUET _________________________ 8SAGE SERVICES ________________________ 20SAINT-GOBAIN ________________________ 21SERGIES ______________________________ 14SHELL _________________________________ 8SNCF __________________________________ 8SORÉGIES _____________________________ 14TRINA SOLAR ___________________________ 6UNIDEN ______________________________ 23UNION DES FABRICANTS DE MENUISERIES EXTÉRIEURES (UFME) ___________________ 29UNIVERSITÉ PARIS-DAUPHINE _____________11WDP OFFSHORE ________________________ 7WWF FRANCE __________________________ 9

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ACTUALITÉS F

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Rendez-vous ATEERetrouvez les programmes de ces manifestations sur www.atee.fr

www.ksb.frLa devise du nouveau site KSB France : 3 clics maxi. En effet, la modernisation du design, la restructu-ration des contenus et l’optimisation de la navigation permettent au visiteur d’accéder le plus rapide-ment possible aux informations “produits” (pompes, robinetterie) et aux services (maintenance, pièces de rechange), proposés par le constructeur sur ses six marchés : eau propre, eaux usées, industrie, énergie, bâtiment, mines et carrières. L’internaute peut naviguer grâce à un moteur de recherche ou se laisser guider par une navigation intuitive. L’actualité des produits ainsi que l’espace de connexion aux services en ligne, comme le logiciel de sélection, les documentations ou le portail clients, sont directe-ment accessibles via la page d’accueil. Deux nouvelles rubriques ont aussi été créées en communication et en conseils sur les nouvelles solutions et évolutions de la profession (réglementation, innovations, newsletter, etc.). Depuis la lancée du site refondu en juin 2012, le nombre de visiteur aurait progressé de 31 %, tandis que le nombre de clics nécessaires pour accéder à une information aurait réduit de 26 %.

Le site

TELEX/// TRINA SOLAR fournit des panneaux photovoltaïques pour un projet destiné à alimenter en électricité une école au Libéria. /// Le décret autorisant EDF à utiliser le OFFSHORE s’associent pour répondre au second appel d’offres français en vue de poursuivre le développement de l’éolien en mer, en partenariat avec ALSTOM. /// SCHOTT située à Ucciani en Corse. /// BOUYGUES CONSTRUCTION a remporté un contrat de 138 millions d’euros pour le fi nancement, la conception, la construction et l’exploitation d’une étude PLIMSOLL, huit sociétés du marché français de la chaudronnerie nucléaire sont en sérieuses diffi cultés fi nancières. /// ISTA vient de publier le Guide de la chauffage collectif. /// L’AFPA RHÔNE-ALPES ouvre au centre de Chambéry une nouvelle formation de conducteur/trice d’engins de traitement des déchets. /// ENECO et à Forest (Belgique). /// AÉROPORTS DE PARIS mettent en service à Paris-Charles de Gaulle une ferme solaire de 792 panneaux photovoltaïques sur une surface de 4 000 m2, et DEMETER PARTNERS soutiennent Cogebio pour le développement de sa nouvelle technologie de gazéifi cation de biomasse en répondant positivement à une levée de

ATEE GRAND OUEST19 juin, Rennes (35)Réunion : Raccordement au réseau électrique des productions d’énergie décentralisées, quelles règles du jeu ? En partenariat avec ERDF et Dalkia

D Contact : [email protected]

ATEE RHÔNE-ALPES25 juin, Grenoble (38)Le management de l’énergie et la norme ISO 50001, avec Schneider Electric et Afnor

D Contact : [email protected]

ATEE NORMANDIE27 juin, Caen (14)Relevez le défi de la performance énergétique avec la norme ISO 50001, dans le cadre du Tour de France organisé par l’ATEE et Afnor

D Plus d’informations sur www.atee.fr

À lire

100 questions pour comprendre et agir – ISO 50001 – Systèmes de management de l’énergiePaule Nusa et Béatrice Poirier, avril 2013, Afnor Éditions, 198 pages, 24,64 euros.

La norme ISO 50001 est aujourd’hui indissociable des préoccupations quotidiennes des entreprises, puisqu’elle est à la convergence du développe-ment durable, de la RSE, et des problématiques économiques des organisations. Le management des systèmes énergétiques joue maintenant un rôle

décisif dans l’avenir des entreprises, tant au niveau environnemental que fi nancier. S’appuyant sur leurs années d’expériences dans le domaine de l’énergie au sein du Groupe Afnor, Béatrice Poirier et Paule Nusa proposent dans ce livre de répondre à toutes les questions des responsables développement durable et RSE, managers spécialisés dans l’énergie et ingénieurs autour de la mise en œuvre de cette démarche de performance énergétique dans leurs organisations. Les auteurs ont rencontré plu-sieurs des organismes pionniers et restituent dans ces 198 pages les premiers retours d’expérience. Elles proposent en plus d’une analyse structurée, approfondie et opérationnelle du SMÉ selon la norme ISO 50001, des conseils pour monter, surveiller, mesurer et analyser la politique énergétique de son entreprise, ainsi qu’un état des lieux du contexte mondial, européen et français en matière d’effi cacité énergétique. Un nouvel ouvrage indispensable pour limiter les impacts sur l’environnement tout en aidant sa société à réaliser des économies.

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H ACTUALITÉSHH ACTUALITÉÉSS

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Agenda25/26 JUIN – PARIS

D 3e édition du Colloque national biomasse : bois énergie et biocombustibles, biogaz, biocarburants. Tenue par le SER et sa branche FBE. www.colloque-biomasse.fr

26/27 JUIN – PARIS D Stage Enerbois Cibe/Metrol pour les professionnels du secteur bois-énergie sur les règles de l’art du montage de projets bois-énergie. www.metrol.fr

2 JUILLET – PARIS D Première conférence franco-allemande sur l’énergie, avant de clôturer l’année du 50e anniversaire du Traité de l’Élysée ainsi que le débat public sur la transition énergétique.http://bit.ly/efa-fr

3/4 JUILLET – ALÈS D 4e édition des Rencontres internationales des voitures écologiques.www.rive2013-ales.fr/

9/11 SEPTEMBRE – RHODE-SAINT-GENÈSE D Séminaire “Écoulements monophasiques et diphasiques dans les organes de réglage et de sûreté”, organisé par le Cetim et le VKI en Belgique.Inscriptions : www.vki.ac.be/registration

9/13 SEPTEMBRE – NANTES D World Green Infrastructure Congress, congrès mondial des bâtiments végétalisés.www.wgic2013.com/fr

10/12 SEPTEMBRE – PARIS D Congrès du Gaz Paris 2013, tables rondes et ateliers autours des enjeux de l’énergie et du gaz en particulier.www.congresdugaz.fr

1ER/2 OCTOBRE – LE HAVRE D Colloque national éolien du SER, avec les rencontres d’affaires Windustry France.www.enr.fr

15/17 OTOBRE – PARIS D 4e édition du meeting des décideurs de l’énergie Gazélec 2013.www.congresgazelec.com/

Nominations 3 Antonin Peter rejoint l’équipe d’e-nergy au poste d’ingénieur conseil en performance énergétique.

3 McPhy Energy recrute Diana de Rosmini en qualité de directeur commercial sur les territoires américains et anglo-saxons.

combustible MOX dans les réacteurs 3 et 4 de la centrale nucléaire du Blayais est publié. /// EDF EN et WDP SOLAR et CANOPY ont clôturé le refi nancement de leur centrale photovoltaïque d’une puissance de 2 MWc pendant 50 ans du campus de l’université de Hertfordshire au nord de Londres. /// Selon les nouveaux résultats répartition des frais de chauffage, pour les professionnels de la gestion immobilière et les utilisateurs du EOLUZ ont développé et construit une installation d’électricité solaire de 3,6 MWc sur la toiture de l’usine Audi qui produira à terme 157 MWh d’électricité injectés dans le réseau ADP. /// BLUE ORANGE (Suez Environnement) fonds de la start-up d’un million d’euros.

Les citoyens font entendre leurs voixLa journée citoyenne du débat national sur la transition énergétique s’est tenue le 25 mai 2013 dans 14 régions et elle a regroupé plus de 1 000 personnes au total. Les participants se sont impliqués et étaient heureux de par-ticiper à cette expérience.

Annoncée comme la grande nou-veauté de ce débat sur l’énergie, la journée citoyenne s’est tenue le 25 mai dernier et a réuni 1 115 participants situés dans quatorze régions, onze en métropole et trois en outre-mer. Inspirée du modèle danois, il s’agissait d’impliquer les citoyens dans un débat de société qui les concerne fi nalement en premier lieu. Force est de constater qu’ils se sont pris au “jeu” et que les résultats sont très intéressants. Le recrutement des participants a été réalisé par des instituts de sondage spécialisés pour assurer la diversité des panels qui ne sont pas forcément statistiquement représentatifs de la population française. En effet, le but de l’exercice n’était pas de recueillir l’opinion des Français sur la transition énergétique mais de faire émerger des positionnements de citoyens. Bien sûr, les membres des panels ne devaient pas être impliqués dans la transition énergétique à titre professionnel ou militant. En préalable à la journée du 25 mai, les participants ont reçu un livret d’information présentant les termes du débat. Une nécessité puisque plus de 70 % des sondés ne connaissaient pas ou peu le sujet au départ. Cependant, après cette journée d’échanges, 65 % des participants se déclarent davantage à l’aise avec le sujet de la transition énergétique. Au fi nal, plusieurs enseignements ont été tirés par les organisateurs. Tout d’abord, beaucoup de participants étaient heureux d’être sollicités dans le cadre de cet exercice de démocratie participative, contents de donner leur avis. Ensuite, une fois informés, ils s’approprient les enjeux même s’ils sont complexes. Les citoyens consultés ne voient pas la transition comme une contrainte mais plutôt comme une chance. D’ailleurs, ils considèrent dans leur grande majorité (75 %) que la transition énergétique aura des effets positifs sur la société et ils sont prêts à changer leurs pratiques si les entreprises et les pouvoirs publics en font de même et si ça leur permet de réduire leur facture énergétique. Bien sûr, il ne s’agit que de la vision d’un millier de personnes mais cela permet de constater que si on implique les citoyens, ils se saisissent du sujet et sont ravis d’exprimer leur point de vue. À refaire.

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ACTUALITÉS F

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k Le chiffre

779 MW Le gouvernement anglais a confi rmé que 779 MW de panneaux photovoltaïques avaient été installés en 2012. Une bonne année, mais 2013 devrait être bien meilleure, avec déjà 500 MW mis en place au premier trimestre.

Shell Éco-marathon : deux records verts pour la FranceNos pilotes de F1 ne brillent pas par leurs résultats. Qu’à cela ne tienne, deux écuries françaises d’écovéhicules ont affolé le compteur au Shell Éco-marathon Europe. Organisée à Rotterdam, cette compétition accueillait cette année 144 équipes étudiantes originaires de 24 pays. Chacune conçoit et construit un moyen de transport, sur trois ou quatre roues, capable de parcourir la plus grande distance possible en consommant un minimum d’énergie. Les bolides concourent dans deux grandes catégories : les Prototypes, des machines conçues pour un rendement maximal, et les “Urban concept” proches des voitures traditionnelles. Ainsi en Urban concept / pile à combustible, l’équipe Polytech Nantes a établi un nouveau record avec un total de 145,7 km/kWh. Quant aux membres du SCS Pasquet, ils ont pulvérisé leur propre record de l’année précédente avec un résultat de 1 224,1 km/kWh dans la catégorie Prototype / véhicule électrique. De belles réussites pour ces futurs ingénieurs.

3 Pour en savoir plus : www.shell.com/global/environment-society/ecomarathon.html

Politiques climatiques : le Rac s’attaque aux mythes Comment bien quantifi er nos émissions de gaz à effet de serre ? Le Réseau action climat-France veut susciter un débat autour de la question. À l’heure actuelle, seule la comptabilisation liée aux territoires est reconnue par la convention-cadre de l’ONU. Les autres modèles restent dans l’ombre, notamment la comptabilisation liée à la consommation. Partisan de cette méthode, le Rac-F vient de publier, en partenariat avec l’Ademe et le Citepa, un rapport conséquent sur la question. Intitulé Les émissions importées – Le passager clandestin du commerce mondial, il rassemble les résultats de plusieurs publications scientifi ques sur le sujet. La comptabilisation liée à la consommation additionne aux émissions directes les émissions incorporées dans les produits consommés dans l’Hexagone (fabriqués sur le territoire ou importés), puis y soustrait les produits manufacturés en France mais exportés. Suivant l’approche, la différence de résultat est

signifi cative: «Entre 1990 et 2007, avec la comptabilisation officielle liée au territoire, les émissions ont diminué d’environ 7 %. Par contre avec une comptabilisation liée à la consommation, elles ont augmenté de 14 %», explique Meike Fink, chargée de mission climat & énergie au sein du Rac-F. Nos mesures climatiques nationales seraient donc sapées par nos impor-tations massives. «Le but de cette publication est d’informer les pouvoirs publics et les consommateurs», affi rme Célia Gautier, chargée de mission politiques européennes du Rac-F. L’Ademe travaille activement dans ce domaine : «Nous publierons bientôt l’analyse des émissions importées sec-teur par secteur, assure Romain Poivet, ingénieur au service climat. En ce qui concerne l’affichage environnemental, la phase d’expérimentation est terminée et nous discutons de l’application à l’échelle nationale.»

3 Rapport disponible sur : www.rac-f.org/Les-emissions-importees-le,2417

Le secteur immobilier

plébiscite les CEELes CEE s’affi rment comme le moteur des

rénovations thermiques. ICF Habitat, la fi lière logement de la SNCF, a conclu une

seconde convention de valorisation des CEE avec EDF. Gestionnaire de plus de 100 000

logements, ICF habitat compte sur cette source de fi nancement pour améliorer l’effi cacité

énergétique de son patrimoine. Pour la période 2013-2015, les deux groupes ont annoncé un

objectif à 2 700 GWh cumac d’économies d’énergie. Autre exemple : la réussite du

partenariat conclu entre Ryona, gestionnaire d’un parc français de 500 000 m2, et Copeo,

une entreprise spécialisée dans la valorisation des CEE. Dans un communiqué de presse du

14 mai, Ryona affi rmait revoir à la hausse ses objectifs de rénovation énergétique grâce aux

avantages de ce dispositif.

L’Ademe Île-de-France soutient la fi lière biomasse

Le secteur des chaufferies-bois se développe, et la demande de combustible augmente. Pour répondre à ces nouveaux besoins,

l’Ademe Île-de-France lance un second appel à projets pour la création et le développement des plates-formes de stockage et de transformation de la biomasse-énergie. Les porteurs ont jusqu’au

3 juillet 2013 pour déposer leurs dossiers. 3 Dossier disponible sur http://ile-de-france.ademe.fr/

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Renforcer le plan Set pour stimuler l’innovationLa Commission européenne veut dynamiser le marché des nouvelles technologies de l’énergie. Le 2 mai 2013, elle publiait sur son site internet une communication proposant une stratégie d’accélération globale du secteur. La Commission souhaiterait développer un panel de techniques arrivant à maturité en 2030, notamment en matière d’effi cacité énergétique des bâtiments. En effet, selon la communication, «les bâtiments représentent près de 40 % de la consommation finale» d’énergie. Réduire les factures énergétiques des entreprises, par l’isolation ou l’intégration d’énergies renouvelables, apparait donc comme une urgence pour la Commission. L’émergence de villes et de communautés intelligentes devrait être également encouragée. Cette nouvelle stratégie passerait par le renforcement du plan stratégique européen pour les technologies énergétiques (Set). Mis en place en 2008 et dirigé par un comité de pilotage, le plan Set soutient pour l’heure les innovations les plus prometteuses à l’horizon 2020 (éolien, solaire, etc.). Pour chacun de ces secteurs, une feuille de route technologique dédiée a été éditée. La Commission propose de synthétiser l’ensemble de ces feuilles de route technologique sous forme d’une feuille de route intégrée d’ici fi n 2013. En s’appuyant sur ce document, le groupe de pilotage du plan Set défi nira en 2014 un plan d’actions pour les investissements des États membres. La mise en œuvre du plan sera suivie par le rendu de rapports obligatoires. Enfi n la Commission suggère la création d’une structure de coordination, chargée de promouvoir les investissements dans la recherche sur l’effi cacité énergétique. Cette communication se conclut par une invitation au Parlement et au Conseil européen à soutenir les actions du plan Set, et aux États membres à intensifi er leur collaboration.

3 Pour en savoir plus : http://ec.europa.eu/energy/technology/strategy/doc/comm_2013_0253_ fr.pdf

WWF France scénarise la sortie du nucléaire

En plein débat national sur la transition énergétique, le WWF propose la création d’un fonds pour le démantèlement des centrales nucléaires. Dans un dossier paru en mai dernier, l’ONG reproche à l’État français de sous-estimer le coût

de la sortie du nucléaire. D’après ce document, les provisions actuelles allouées à ces fermetures seraient de 38,4 milliards d’euros, une somme bien maigre

au vu de la taille du parc français. Pis, la gestion de ces “actifs dédiés” par les entreprises reste opaque. Pour remédier à cette situation, le WWF suggère la constitution d’un fonds indépendant pour la “transition énergétique et une sortie équitable du nucléaire” (Tesen), sous la responsabilité de la Caisse des

dépôts. Les capitaux proviendraient des sommes déjà provisionnées par les opérateurs du nucléaire (comme EDF, Areva, ou le CEA) et d’une taxe

de quelques centimes d’euros sur chaque kWh produit par les centrales. L’ensemble devrait atteindre 300 milliards d’euros, le minimum pour couvrir

le coût du démantèlement selon le WWF. 3 Dossier disponible sur : www.wwf.fr/wwf-france, rubrique “s’informer/actualités”

1ER DÉCEMBRE 2011 - N°476 9

ATEE – ÉNERGIE PLUSSERVICE ABONNEMENTS

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communiqués à d’autres personnes morales en téléphonant au 01 46 56 35 40.

La revue m’offre3 les actualités essentielles

du secteur de l’énergie3 des enquêtes spécialisées

et des dossiers d’analyse (Biogaz, Effi cacité énergétique, Biomasse, Cogénération, etc.)

3 des retours d’expérience chiffrés et illustrés (collectivité, industrie, tertiaire, transport, etc.)

3 une veille réglementaire3 les prix des énergies, du CO2 et des certifi cats

d’économies d’énergie 3 des informations professionnelles pratiques

(produits nouveaux, nominations, agenda, etc.)

Tous les 15 jours

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Prix rendu Prix moyen Variation % € / unité c€/kWh PCI mois / année

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Source : Centre d’études et de recherches économiques sur l’énergie (CEREN)

PRIX DES ÉNERGIES FVariation %

mois / année

(110 m2, très isolée, construction 1989-90) • CH : anthracine 20 d’Agglonord, 1 à 2 t par sacs de 50 kg - PCI : 8 800 kWh/t • GN : tarif B1 niveau 1, 18 000 kWh PCS/an, 3 usages (chauffage, ECS, cuisine)

- PCI : 0,9 kWh/kWh PCS • FOD : 17 hl/an (chauffage, ECS), par 10 hl - PCI : 995 kWh/hl • PR : 1 500 kg/an (3 usages), par 700 kg, citerne 1 000 kg consignée

PCI : 12790 kWh/t • EL : tarif bleu 12 kVA

a) Option HC : 12 000 kWh/an dont 5 500 en HC b) Option EJP : 11 000 kWh/an dont 120 en pointe mobile c) Marginal HC : pour chauffe-eau à accumulation (chauffage non

électrique)

(10 000 m2 de bureaux, cœffi cient d’intermittence 0,65) • CH : fl ambant gras A des HBL calibre 6/10, 150 t/an, vrac par camions de 25 t -

PCI : 8 430 kWh/t • GN : tarif B2S, niveau 1, 1,2 GWh/an, 85 % hiver / 15 % été - PCI : idem • FOD : 1200 hl/an, 85 % hiver / 15 % été, par 100 hl - PCI : idem • PR : 80 t/an, par 10 t - PCI : idem • EL : M.T. 15/20 kV, 1,5 GWh/an, 600 kW sur 2 500 heures a) Option base : répartition horaire type b) Option EJP : effacement pointe 100 %, répartition horaire type c) Prix marginal : cas d’une fourniture supplémentaire en HC été

(Usine 100 tep/an de combustible) • CH : fl ambant gras A des HBL calibre 6/10, 150 t/an, vrac par camions de 25 t PCI :

8 430 kWh/t • GN : tarif B2S, niveau 1, 1,3 GWh/an, fourniture ferme, 55 % hiver / 45 % été

- PCI : idem • FOD : 1200 hl/an, par camions de 10 m3 - PCI : idem • FL : 100 t/an, par camions de 25 t a) HTS : soufre de 2 à 4 % b) BTS : soufre de 1 à 2 % c) TBTS : soufre de 0,55 à 1 % PCI : 10940 kWh/t (ordinaire) ; 11200 kWh/t (BTS et TBTS) • PR & BU : 80 t/an, par 10 t - PCI : 12 790 kWh/t (PR) et 12 670 kWh/t (BU) • EL : M.T. 15 kV, tarif vert A5, 1 GWh/an a et b) Option base : 2 hypothèses : 1) 250 kW, 4000 h/an 2) 660 kW, 1600 h/an c) Option EJP (effacement pointe 80 %)

(Usine 1 000 tep/an de combustible) • CH : fl ambant gras A des HBL calibre 0/6, 1500 t/an, vrac par camions de 25 t -

PCI : 7 750 kWh/t • GN : tarif TEP, niveau 1B, 13 GWh PCS/an, fourniture ferme, 45 % hiver / 55 % été,

200 jours/an au débit journalier souscrit ; facteur de pointe : 1,75 ; contrat avec engagement d’un minimum d’enlèvements • FOD : 3 000 hl/an (fourniture partielle), par camions de 27 m3 - PCI : idem • FL : 1000 t/an, par camions de 25 t - PCI : idem a) HTS : soufre de 2 à 4 % b) BTS : soufre de 1 à 2 % c) TBTS : soufre de 0,55 à 1 % • PR & BU : 200 t/an (fourniture partielle), par camions de plus de 20 t - PCI : idem • EL : M.T. 15/20 kV, tarif vert A8, 10 GWh/an, 2000kW, 5 000 heures/an,

répartition horaire type

Les prix du gaz et de l’électricité mentionnés ci-dessus sont établis à partir des tarifs régulés. Ils ne concernent pas les clients éligibles ayant fait valoir leur droit à l’éligibilité. Les prix des énergies sont ceux rendus en région parisienne, à l’exception des prix du fuel lourd et du fuel domestique qui sont des moyennes France entière.

• CH : fl ambant, fi nes lavées, 16 000 t/an, par trains complets de 1 200/1 300 t 1er prix : calibre 0/20 - PCI : 7 150 kWh/t 2e prix : calibre 0/6 - PCI : 7 750 kWh/t • GN : tarif STS, 130 GWh/an, fourniture ferme, 45 % hiver / 55 % été, 300 jours par

an au débit journalier souscrit - PCI : idem • FOD : 3 000 hl/an (fourniture partielle), par camions de 27 m3 - PCI : idem • FL : 10 000 t/an, par trains complets ex-Basse Seine - PCI : idem a) HTS : soufre de 2 à 4 % b) BTS : soufre de 1 à 2 % c) TBTS : soufre de 0,55 à 1 % • PR & BU : 300 t/an (fourniture partielle), par camions de plus de 20 t - PCI : idem • EL : H.T. 60 kV, tarif vert B, 10 000 kW, 5 000 heures/an, 50 GWh/an a) Option base b) Option EJP (effacement pointe 60 %)

(110 m2, très isolée, construction 1989-90) • CH : anthraci

f• GN : tarif B1 nPCI : 0 9 PCI : 0,9

• FOD : 17 hl/an • PR : 1 500 kg/

PCI : 1279• EL : tarif bleu EL : tarif bleu

a) Optiob) Optio

)c) Margiélectri

(10 000 m2 de bureaux, cœffi cient d’intermittence 0,65) • CH : fl amban

PCI : 8 43• GN : tarif B2S GN : tarif B2S• FOD : 1200 hl/• PR : 80 t/an, • EL : M.T. 15/2

a) Optioa) Optiob) Optioc) Prix m

(Usine 100 tep/an de combustible) • CH : fl amban

8 430 kWGN tarif B2S• GN : tarif B2S

- PCI : ide• FOD : 1200 hl/• FL : 100 t/an

a) HTS sa) HTS : sb) BTS : s)c) TBTS : PCI : 1094

PR & BU 80 t/• PR & BU : 80 t/• EL : M.T. 15 k5

a et b) Op 1)

2) 2)c) Option) p

(Usine 1 000 tep/an de combustible)• CH : fl amban

PCI : 7 750• GN : tarif TEP GN : tarif TEP

200 jour contrat a

hl• FOD : 3 000 hl/• FL : 1000 t/a FL : 1000 t/a a) HTS : s b) BTS : s

) c) TBTS : • PR & BU : 200 PR & BU : 200 • EL : M.T. 15/2

répartiti

• CH : fl amban 1er prix : cr

2e prix c2e prix : c• GN : tarif STSf

an au dé• FOD : 3 000 hl/

FL 10 000 t/• FL : 10 000 t/a) HTS : s)

b) BTS : s c) TBTS :

PR & BU 300• PR & BU : 300 • EL : H.T. 60 k a) Optio b) Optio

MAISON INDIVIDUELLE ( TTC ) Charbon (tonnes) Gaz Naturel (kWh PCS) 0,069 € 7,68c€ 0,3% 5,5% Fuel Domestique Fuel Domestique (hectolitres) 90,33 € 9,08c€ -4,1% -6,3% Propane Propane (tonnes) 1 964,00 € 15,36c€ -2,5% 8,3% Electricité (kWhe)

a) Option heures creuses (HC)a) Option heures creuses (HC) 0,134 € 13,36c€ 0,0% 6,0% b) Option TEMPOb) Option TEMPO 0,113 € 11,29c€ 0,0% 6,9% c) Prix marginal HCc) Prix marginal HC 0,097 € 9,67c€ 0,0% 7,6%

TERTIAIRE ( TTC ) Charbon (tonnes) Gaz Naturel (kWh PCS) 0,061 € 6,76c€ 0,0% 3,5% Fuel Domestique Fuel Domestique (hectolitres) 88,81 € 8,93c€ -4,1% -6,4% Propane Propane (tonnes) Electricité (kWhe)

a) Option Base 2500 ha) Option Base 2500 h 0,108 € 10,84c€ 0,0% 7,1% b) Option EJPb) Option EJP 0,083 € 8,30c€ 0,0% 8,8% c) Prix marginalc) Prix marginal 0,047 € 4,68c€ 0,0% 14,7%

PETITE INDUSTRIE (HORS TVA) Charbon (tonnes) Gaz Naturel (kWh PCS) 0,047 € 5,17c€ 0,0% 3,8% Fuel Domestique Fuel Domestique (hectolitres) 74,25 € 7,46c€ -4,1% -6,4% Fuel Lourd (tonnes)

a) Soufre > 2% a) Soufre > 2% b) Soufre de 1 à 2% b) Soufre de 1 à 2% c) Soufre < 1% c) Soufre < 1% 556,74 € 4,97c€ 1,1% -8,0%

Propane Propane (tonnes) Butane (tonnes) Electricité (kWhe)

a) Option Base 4000 ha) Option Base 4000 h 0,081 € 8,13c€ 0,0% 7,7% b) Option Base 1600 hb) Option Base 1600 h 0,110 € 11,01c€ 0,0% 6,2% c) Option EJPc) Option EJP 0,068 € 6,77c€ 0,0% 9,0%

MOYENNE INDUSTRIE (HORS TVA) Charbon (tonnes) Gaz Naturel (kWh PCS) 0,040 € 4,45c€ 0,0% -0,7% Fuel Domestique Fuel Domestique (hectolitres) Fuel Lourd (tonnes)



a) Basea) Base 0,076 € 7,61c€ 0,0% 8,1% b) EJPb) EJP 0,064 € 6,41c€ 0,0% 9,4%

GRANDE INDUSTRIE (HORS TVA) Charbon (tonnes) Gaz Naturel (kWh PCS) 0,036 € 4,03c€ 0,0% -1,8% Fuel Domestique Fuel Domestique (hectolitres) Fuel Lourd (tonnes)



a) Basea) Base 0,068 € 6,77c€ 0,0% 9,0% b) EJPb) EJP 0,060 € 5,96c€ 0,0% 10,0%

15 mai 2013

15 JUIN 2013 - N°508 11

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Depuis 2009 et Copenhague, les Confé-rences des parties à la convention-cadre des Nations Unies sur les chan-

gements climatiques (COP) n’ont jamais tenu leurs promesses. Après ces sommets en demi-teinte, la France accueillera en 2015 la 21e COP, avec l’ambition de trouver un accord sur les émissions de gaz à effet de serre profi table à la planète.La table ronde “Enjeux et conditions de réus-site de la COP 2015” organisée le 15 mai dernier par la Chaire économie du climat de l’univer-sité Paris-Dauphine réunissait autour de ce sujet des intervenants de tous bords.Le problème majeur c’est bien la crise éco-nomique. Elle préoccupe davantage les États qu’un réchauffement climatique lointain. «Aujourd’hui, la protection du climat est consi-dérée avant tout comme un frein à la crois-sance, affi rme Delia Vilagrasa, conseillère auprès de l’European climate foundation. Nous devons mettre en avant les bénéfices concrets de la transition énergétique, notamment en matière de santé publique, afin de changer les mentalités.» Le succès de la COP passe donc par une acceptation publique de son coût. Cepen-dant, si les enjeux et les textes restent incom-préhensibles pour la population, ces dépenses risquent de ne pas être acceptées. «Nous com-mençons à imaginer des outils de vulgarisa-tion, comme un site internet», explique Marie-Hélène Aubert, conseillère du président pour les négociations internationales climat et envi-ronnement. Aujourd’hui, la mobilisation pour le climat a dépassé le strict cadre des États. De nombreux groupements agissent à leurs échelles, et souhaiteraient être plus impliqués. Associer ces ONG, entreprises, ou collectivités locales aux négociations est une autre piste à l’étude.

Une organisation encore fl oueMais pour prendre quelles décisions ? La COP 2012, à Doha, prévoyait «un accord global et ambitieux» en 2015. Qu’en est-il aujourd’hui ?

COP 2015 : les grandes questionsAlors que les dernières éditions ont été des échecs, la 21e COP se déroulera au Bourget en 2015. Comment créer une nouvelle dynamique autour de ce rendez-vous ? Une table ronde organisée à l’université Paris-Dauphine en mai dernier présentait quelques pistes de réfl exion.

«La forme n’est pas encore fixée, reconnait Marie-Hélène Aubert. Une solution pourrait être un accord global avec des contributions volontaires de chaque pays, mais ceux qui émettent le plus devront contribuer le plus.» Des contributions qui pourront prendre la forme d’un fonds d’aide, mais aussi de par-tage de technologies vertes. «Cet aspect de gains pour chaque affilié est important pour garantir une participation générale, analyse Pierre-André Jouvet, directeur scientifi que de la Chaire économie du climat. Les rédacteurs devront prévoir également des conditions de sortie contraignantes, si certains États sou-haitent quitter l’accord.» Le texte n’est pas le seul casse-tête juridique. Pour Delia Vilagrasa, l’ensemble du mode de scrutin est aussi à revoir : «Ces dernières années, l’Arabie saoudite s’est toujours arrangée pour que le vote soit à l’unanimité, ce qui bloque l’avancée des négo-

ciations. Je préconise un vote à la majorité avec prise en compte des populations.»De nombreuses questions demeurent donc en suspens. «Nous avons deux ans et demi pour connaitre les opinions de chaque État et forger des alliances, assure Marie-Hélène Aubert, les cabinets ministériels et l’ambassadeur pour le climat, Jacques Lapouge, y travaillent». Mal-gré tout, une chose est certaine, le pays hôte et toute l’Europe se doivent d’être modèles en la matière : «Si nous ne sommes pas exem-plaires, nous ne pourrons pas convaincre 190 pays. L’Union européenne doit améliorer sa politique écologique», insiste Delia Vilagrasa. La Commission européenne défi nira en fi n d’année la politique de l’UE dans le domaine du climat et de l’énergie à l’horizon 2030. Son infl uence lors de la COP 2015 dépendra sans doute de ce moment clé. x

Mathieu Dejeu

H À Doha en 2012, Les 192 pays réunis avaient accouché d’un maigre accord.

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COPROPRIÉTÉS

Les défi s d’une rénovation énergétique globale et effi cace

Depuis fi n 2012, la législation pour pousser à la rénovation des logements collectifs privés prend

forme. Toutefois, il s’agit de démarches complexes faisant intervenir de nombreux acteurs,

auxquelles des associations de professionnels, comme Planète Copropriété, peuvent apporter

un cadre et un accompagnement.

L entement les choses se mettent en place pour soute-nir la rénovation énergétique des immeubles en copro-priété… Il s’agit d’un enjeu

important dans les objectifs fi xés par le Grenelle de l’environnement d’ici à 2020 et 2035, puisqu’on dénombre déjà en Île-de-France 114 000 copro-priétés pour 2 400 000 logements, soit 45 % du secteur du bâtiment résiden-tiel (chiffres Ademe). Mais la mise en œuvre demeure d’une grande com-plexité. Les diffi cultés tiennent notam-ment à la multiplicité des acteurs concernés et dont les intérêts sont divergents : les copropriétaires bien sûr, puis le conseil syndical, le syndic, voire le gestionnaire d’immeuble, le comptable d’immeuble, et enfi n l’ar-chitecte de copropriété. «Les premiers, souvent mal informés, peuvent avoir le sentiment d’être entrainés dans des

dépenses dont ils n’avaient pas pris la mesure. Il y a, pour le syndic, une pos-sible mise en péril du mandat qui lui a été confié en engageant des travaux lourds. Enfin, l’architecte peut avoir le sentiment qu’il sera congédié s’il pro-pose d’aller plus loin dans la rénovation avec des travaux que les copropriétaires pourraient considérer superfétatoires», détaille Jean-Loup Taieb, président de l’association Planète Copropriété*. Les acteurs autour de la copropriété ne sont donc pas “pro-actifs” pour le lan-cement de travaux énergétiques dans les immeubles. Par ailleurs, la législa-tion commence à se préciser. Un décret paru au JO le 27 janvier 2012 défi nit maintenant les modalités de l’audit énergétique obligatoire pour les copro-priétés de 50 lots et plus, en chauf-fage collectif, à réaliser avant le 1er jan-vier 2017. L’arrêté du 28 février dernier détaille notamment les compétences des personnes en charge de réaliser les audits. «Cet arrêté a calé un certain nombre de points restés en “stand by”, notamment la relation forte qui doit exister entre le thermicien, le conseil

syndical, le syndic, etc.», analyse Jean-Loup Taieb. Néanmoins, l’association déplore que le document n’enjoigne qu’à faire l’examen de la partie tech-nique du bâtiment, laissant de côté les autres composantes de l’immeuble, comme les souhaits des coproprié-taires, la gestion, le confort, etc. Pour l’association, il s’agit d’un contre-sens : «Faire un audit énergétique seul, c’est faire un cataplasme sur une jambe de bois, résume le président de Planète Copropriété. Cela peut même créer des effets pervers en passant à côté des pro-blématiques de couverts, d’ascenseurs, d’eau, etc.»

Deux outils pour la rénovationL’association a mis en place fi n 2012 deux outils afi n de proposer un gui-chet unique pour tout ce qui permet aux copropriétés de s’engager dans des travaux de rénovation énergétique. Le Bilan initial de copropriété (BIC) accompagne la copropriété jusqu’au vote du second outil, l’Audit global par-tagé (AGP). «Le BIC est le b.a.-ba pour faire entrer tous les acteurs dans une

Appel à projetsL’Agence Parisienne du Climat, en collaboration avec l’Ademe et la région Île-de-France, renouvelle l’appel à projets “Audits énergétiques – copropriétés”. Date limite de dépôt des dossiers : 12 octobre 2013.

3 Pour en savoir plus : http://ile-de-france.ademe.fr/Audits-energetiques-Coproprietes.html

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démarche d’audit énergétique, insiste Jean-Loup Taieb. Il permet d’étalonner une multitude de critères des travaux à accomplir qui ne se cantonneront pas à la thermicité. À partir de cette vision d’ensemble de l’immeuble et de ses composantes, on peut déterminer si celui-ci est prêt à entrer dans la phase de l’audit.» Le BIC permet également d’inciter les copropriétaires, le conseil syndical, le syndic et l’auditeur ther-micien à collaborer dans la démarche. «En amenant la copropriété à travail-ler avec le bureau d’études thermiques pour collecter tous les documents dont ce dernier a besoin, les copropriétaires sont engagés dans un projet qui sera commun à terme, témoigne le pré-sident de Planète Copropriété. Si on ne fait pas un effort important de com-munication vers les copropriétaires, le conseil syndical et le syndic, on n’arrive pas à faire voter la rénovation.» Le temps de la discussion est nécessaire pour informer la copropriété et accé-lérer le vote effectif de travaux lourds, diffi cile à obtenir lorsque la démarche est menée trop rapidement. Depuis le lancement du BIC, l’association a enre-gistré 65 bilans remplis et 14 coproprié-tés sont entrées dans l’AGP, dont deux présentent un plan de travaux aux assemblées générales en juin. Une fois

que la copropriété est “prête” à lancer un audit, l’association accompagne le conseil syndical et le syndic dans l’éla-boration d’un cahier des charges basés sur le BIC, correspondant aux attentes des copropriétaires et aux besoins de l’immeuble. Il est diffusé auprès des professionnels référencés par Planète Copropriété afi n de sélectionner trois intervenants : un bureau d’études thermiques, un architecte et un pla-nifi cateur fi nancier. «Le législateur a pensé l’auditeur thermicien comme un homme à tout faire. Or, il est qualifié pour réaliser des études thermiques, mais il n’est ni un communicant, ni un financier. Nous préconisons donc d’appuyer l’audit sur un trinôme inter-venant dès l’origine du projet», argu-mente Jean-Loup Taieb.

Des fi nancements in fi neAu niveau des fi nancements, les possi-bilités sont limitées à quelques grands vecteurs : les certifi cats d’économies d’énergie; les prêts, comme l’éco-PTZ ; les subventions territoriales et celles de l’Ademe ; les prêts individualisés comme le crédit délivré par le Crédit foncier de France (le “Copro 100”) ; et les bonifi cations fi scales. Principale limite de ces fi nancements : il ne s’agit que d’une récupération fi nancière in fi ne

pour les copropriétaires. Toutefois, le décret d’application relatif à l’emprunt collectif paru récemment – le 11 mars dernier – permet maintenant aux syn-dicats de copropriétaires d’emprunter collectivement pour «financer des tra-vaux ou des actes d’acquisition régu-lièrement votés ou à préfinancer les subventions publiques accordées au syndicat pour la réalisation des tra-vaux votés» (décret découlant de la loi Warsmann du 22 mars 2012). «Mais enfin, nous allons être très attentifs aux ordonnances dont la ministre du Logement, Cécile Duflot, a annoncé début mai la parution dans les quatre prochains mois sur le financement des travaux de requalification par la suré-lévation des immeubles», avertit Jean-Loup Taieb. La surélévation d’un bâti-ment permettrait alors, grâce à la vente des nouveaux lots construits en BBC de dégager des financements majeurs pour rénover le reste de l’immeuble existant.» x

Pauline Petitot

* Planète Copropriété est une association créée à l’initiative de membres actifs du chantier Copropriété du Plan Bâtiment Grenelle, réu-nissant l’ensemble des acteurs de la copro-priété pour trouver des solutions pratiques vers une rénovation énergétique globale et effi cace des copropriétés.

Bois énergie collectif et industriel :meilleures techniques et bonnes pratiques COLLOQUE

10 octobre 2013

DIJONLa combustion de la biomasse ligneuse est neutre en termes de contribution à l’effet de serre, sous certaines conditions. Les promoteurs du bois énergie prennent en considération les interactions de ses applications, « de la pépinière à la cendre », selon l’échelle des projets : hiérarchie des usages, respect des paysages et de la biodiversité, aménagement des espaces concernés par l’exploitation des ressources, stockage/transport des combustibles et in fine leur conversion en chaleur et éven-tuellement en électricité ou froid.

Ainsi, le bois-énergie, dans ses déclinaisons collectives et industrielles en forte croissance, doit-il être une filière d’excellence aux plans énergétique et environnemental :

- au stade de la production des biocombustibles, sur chantiers forestiers ou plates-formes de conditionnement/stockage, comme pour leur distribution en circuit court (plaquettes forestières…) ou sur de plus longues distances (granulés) ;- dans le cadre d’utilisations faisant appel à des technologies automatisées et de pointe permettant aux professionnels qui les exploitent d’atteindre de très bons rendements globaux et parallèlement de minimiser leurs impacts sur les milieux récep-teurs, qu’il s’agisse des émissions particulaires et gazeuses ou du recyclage des résidus solides (cendres).

Le 10 octobre prochain à Dijon, les professionnels et les chercheurs des laboratoires et centres techniques associés présente-ront l’état de l’art et les meilleures pratiques en vigueur pour la production/distribution des biocombustibles ligneux et la mise en œuvre et l’exploitation des chaufferies bois et des réseaux de chaleur.

Tous les abonnés recevront prochainement le programme du colloque

Agenda

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Et aux États-Unis ?Même Barack Obama se préoccupe de la cogénération. En 2012, la Maison Blanche publiait un décret reconnaissant l’importance de cette technologie. Le document fi xait un objectif de 40 GW de nouvelles installations aux alentours de 2020, soit une augmentation de 50 % de la puissance déjà existante. Un an après, le Department of Energy (DOE) et l’Environmental protection agency (EPA) ont activement travaillé à populariser ce mode de production. Le DOE a notamment inauguré huit centres dans tout le pays, chargés de soutenir les initiatives en matière de cogénération. Comme en France, ces projets réclament une coopération forte entre les collectivités locales, les professionnels de l’énergie et les industriels. Dans cette optique, l’EPA a organisé un projet pilote de promotion de la cogénération dans l’État de l’Ohio. Devant le succès de l’opération, l’expérience devrait être renouvelée dans les États de l’Oregon et de New-York. L’ Administration américaine compte sur ces provinces clés pour créer une dynamique nationale. Plusieurs organisations indépendantes, comme l’American council for an energy-effi cient economy, ont accompagné ce mouvement avec la création de bases de données à destination des entreprises.

Une unité biomasse en projet dans la VienneL’électricité des 42 000 habitants de Châtellerault (86) pourrait bientôt provenir d’une cogénération biomasse. Sorégies et Sergies, deux entreprises locales, ont signé une lettre d’intention avec le groupe d’ingénierie espagnol Ambene-Anglia, et JMB Énergie. Le projet porterait sur l’installation d’une unité de 12 MWe et de 30 MWth dans la zone industrielle René Monory. Elle consommerait 80 000 tonnes de biomasse par an. Sorégies recherche avec la communauté locale des débouchés de chaleur en ville. Les travaux devraient inclure la construction d’un réseau de chaleur de plusieurs kilomètres pour alimenter la zone industrielle nord de Châtellerault.

Pizzorno vise l’autosuffi sance avec le biogaz

Coupler la production de biogaz à la cogénération, la combinaison intéresse les décharges. Le groupe

Pizzorno Environnement a annoncé fi n avril un contrat avec la communauté de commune de l’Arc Mosellan et Gaseo, entreprise spécialisée

dans la valorisation du biogaz par cogénération. D’ici fi n 2013, le

centre de stockage d’Aboncourt (56) sera équipé d’un moteur à gaz

d’une puissance de 1,2 MW. Il se verra compléter par une ferme de panneaux photovoltaïques et l’installation

de mini-éoliennes.

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General Electric installe une cogénération bavaroiseComme l’évoquait le n°502 d’Énergie Plus, la cogénération est une composante importante dans la transition énergétique allemande. Ainsi la cité bavaroise de Rosenheim a lancé en avril l’extention de son usine municipale de cogénération. Le site actuel comprend une usine d’incinération des déchets et de quatre moteurs à gaz Jenbacher de General Electric (trois J620 de 3,35 MW et un J624 de 4,4 MW). Le projet consiste à ajouter un moteur à gaz Jenbacher J920 FleXtra d’une puissance de 9,5 MW à l’ensemble. La nouvelle installation devrait produire 36,1 MWe et 43,8 MWth, soit 40 % des besoins en électricité et 20 % des besoins en chaleur des 61 000 habitants de Rosenheim.

En bref

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Après plusieurs mois d’attentes et de discussions entre pouvoirs publics et professionnels de la cogénération, le mois de mai 2013 s’est traduit par deux évolutions antagonistes. D’un côté les

installations de plus de 12 MW vont bénéfi cier d’un système provisoire en attendant le futur marché de capacité (voir les articles pages 22 et 25). Un point positif, alors que la seule solution pour de

nombreux sites était de rénover en passant sous les 12 MW pour pouvoir bénéfi cier d’un nouveau contrat d’obligation d’achat (voir l’exemple de Chalon-sur-Saône page 20). De l’autre côté, pour

toutes les cogénérations en cours de réfl exion et dont les anciens contrats vont bientôt s’achever, il faudra être vigilant à la fi n des négociations avec la DGEC qui souhaite changer les conditions

contractuelles (voir pages 16 et 18). Tout cela dans un contexte de transcription de la directive effi cacité énergétique, très inégale entre pays (voir page 28).

Le chaud et le froid souffl és sur la cogénération

K Virginie Liard et Jean-François Lambert.

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Nombre d’installations sortant de l’obligation d’achat (et puissance électrique)

2012 2013 2014 2015Cogé > 12 MW 12 (461 MW) 22 (928 MW) 0 0

Cogé < 12 MW 98 (388 MW) 77 (331 MW) 22 (71 MW) 24 (64 MW)

Total 110 (849 MW) 99 (1260 MW) 22 (71 MW) 24 (64 MW)

Cogénération : la rénovation en Pour les cogénérations sous contrat d’obligation d’achat, de

moins de 12 MW, l’activité principale est à la rénovation depuis trois ans. Comme les pouvoirs publics veulent revoir les conditions

de ce contrat, les incertitudes et le manque de visibilité ont considérablement freiné les projets.

Doit-on penser sur le long terme au détriment du court terme, ou bien l’in-verse ? Une question bien d’actualité pour la fi lière

cogénération. D’un côté les pouvoirs publics veulent contenir la hausse de la contribution au service public de l’élec-tricité (CSPE) les prochaines années en évitant que les cogénérations bénéfi -ciant du contrat d’obligation d’achat n’y pèsent trop lourd (voir encadré). Une volonté qui se heurte à celle des cogé-nérateurs qui souhaitent préserver les conditions de rentabilité du parc exis-tant, voire même obtenir des conditions permettant de créer de nouveaux sites. Le court terme des uns n’est pas celui des autres, bien que sur le long terme tous pourraient s’entendre sur l’impor-tance de ces installations de production décentralisées pour assurer l’équilibre du réseau électrique et l’accès à une chaleur économiquement compétitive pour les industriels et les clients cha-leur concernés.Depuis la fi n massive des contrats signés douze ans auparavant (C97, C99 et dans une moindre mesure C01), c’est-à-dire depuis quatre ans, la fi lière des moins de 12 MW joue en effet son avenir sur la pérennité de l’obligation d’achat pour les cogénérations (voir déjà dans

les n°478 et 438 d’Énergie Plus). Seules ces installations peuvent bénéfi cier d’un nouveau contrat C01-R si elles ont consenti un investissement minimum de rénovation. La majeure partie de l’activité est donc surtout portée par ces renouvellements mais les incer-titudes sur le maintien de conditions contractuelles suffi santes pour assurer la rentabilité d’exploitation des cogéné-rations fait que les décisions sont plus longues à prendre. Selon le Club Cogé-nération de l’ATEE, les capacités totales actuelles sont d’environ 4 600 MWe (contre 5 000 MWe en 2010) dont plus de 2 500 MWe dans l’industrie et plus de 1 800 MWe connectés à des réseaux de chaleur. 57 % de cette puissance ins-tallée opèrent sous contrat d’obligation d’achat, 6 % ont été démantelés ou vont l’être, 19 % sont en logique de marché et encore 19 % sont en attente de décision. Ces chiffres pourraient encore rapide-ment se dégrader, vu que 2013 est la dernière année qui marquera la sortie d’obligation d’achat d’un grand nombre de sites ; après on observe une chute drastique de cogénérations concernées (voir tableau).

Une orientation vers le neufPour l’instant, l’activité se maintient face à un marché plutôt en décrois-

sance. Les fournisseurs de moteurs et de services de maintenance peuvent

en témoigner. Nicolas Millet, chef des ventes des groupes élec-trogènes gaz et biogaz d’Eneria (distributeur exclu-

sif de Caterpillar en France) garde par exemple un certain optimisme car de nouveaux relais de croissance existent avec le biogaz. Mais pour la cogéné-ration gaz, les années passent sans se ressembler : «Les attentes de nos clients sont très différentes et nous nous adaptons à leurs besoins, quel que soit leur environnement. D’ail-leurs le rachat de MWM par Cater-pillar et l’intégration de ses moteurs dans la gamme nous y aide. Mais le marché de la rénovation change : en 2011 nous avions rénové 52 moteurs pour un total de 60 MWe, en 2012 on

S Opération de rénovation (Eneria).

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suspensétait tombé à 28 pour 31 MWe et cette année on devrait rester à 28 mais pour 43 MWe. La grande différence entre aujourd’hui et il y a deux ans, c’est que les sites optent plus pour l’installation de moteurs neufs que pour des remises à niveau des anciens moteurs.» L’in-vestissement est souvent plus consé-quent, mais l’attrait pour le neuf vient du fait que les nouvelles machines peuvent permettre un meilleur rende-ment que les anciennes, assurer plus facilement les exigences de soutien au réseau électrique et aussi antici-per une potentielle évolution de la réglementation sur les émissions de polluants.

Didier Lartigue, directeur général de Clarke Energy France, constate aussi cette tendance au neuf dans la rénovation ; il pré-

cise qu’«outre l’amélioration sensible de leurs performances, c’est également du à une baisse des prix des machines d’environ 10 % depuis 5 ans, en euros constants, grâce au jeu de la concur-rence et du volume du marché. Pour Clarke, depuis la dynamique de renou-vellement des installations initiée il y a 4 ans, 2012 a été le “pic” de l’activité, avec plus de 60 machines neuves ou rénovées, pour 110 MWe. 2013 devrait être sur les mêmes bases car des clients ont décidé de renouveler leur site avant que l’avenir des cogénérations ne s’as-sombrisse trop.»Bonne nouvelle néanmoins pour les motoristes, le secteur des serres conti-nue de créer de nouvelles installations de cogénération, principalement en Bretagne et un peu dans le Sud de la France. Mais elles sont peu nombreuses par rapport au parc existant. «Eneria va en installer 4 cette année pour un total d’environ 8 MWe, détaille Nicolas Millet. Mais il n’y a que les serristes qui sont dans cette dynamique car les profils des besoins thermiques de leurs serres auto-risent des rendements de cogénération

élevés. L’avenir se joue surtout sur les conditions contractuelles de l’obligation d’achat : si elles sont trop mauvaises, les cogénérations passeront en mode “dispatchable”, voire au marché libre et dans ce cas-là nous aurons beaucoup moins d’activité.» Et Didier Lartigue de renchérir : «Les clients sont objectivement inquiets mais nous aussi. Si la révision du contrat n’est pas intéressante – typiquement si le coefficient de déplafonnement des-cend trop bas – aucune rénovation ne se fera plus et ce sera la double peine pour nous : nous ne vendrons plus de moteurs et aurons beaucoup moins d’activités dans la maintenance et le service. Je risque fort de devoir adapter nos structures dédiées à la cogénéra-tion dans ces conditions !»

Mauvaises conditions contractuellesL’inquiétude de la fi lière pour l’avenir est fondée. Déjà, au début de la der-nière saison de chauffe, en octobre 2012, une mauvaise surprise atten-dait les cogénérateurs sur les condi-tions de rémunération des contrats en cours. Au dernier moment, la Direction générale énergie climat (DGEC) avait alors en effet dénoncé le coeffi cient de déplafonnement de la formule de calcul du prix du gaz dans les contrats en le portant à 90 % au lieu de 92,5 % les six années précédentes. De plus, elle annonçait que l’avenant pour le coef-fi cient de la saison 2013-2014 ne serait pas reconduit et que «des réflexions seraient menées avant l’hiver 2013 pour déterminer de manière plus exacte les coûts de production de l’électricité des cogénérateurs, seule destinée à être compensée par la CSPE.»Ces réfl exions se sont traduites les semaines dernières par une proposi-tion de la DGEC dégradant encore plus les conditions économiques des cogé-nérations (voir le détail page suivante). «La filière ne peut pas laisser passer la proposition des pouvoirs publics en * l’Ep est le gain d’énergie primaire

La CSPE n’est pas fortement impactée par la cogénérationMalgré les accusations portées contre la cogénération, celle-ci voit sa part très largement diminuer dans la CSPE. Pesant en moyenne autour de 800 millions d’euros par an de 2003 à 2011, elle a baissé à environ 700 M€ en 2012 et 527 M€ en 2013. Sa part est donc de 10 % actuellement alors qu’elle repré-sentait 56 % de la CSPE en 2003. Au contraire, la péréquation tarifaire et les contrats d’achats EnR ont beaucoup augmenté, passant à eux deux de 550 M€ à 4 445 M€ en dix ans.

l’état, commente Patrick Canal, délé-gué du Club Cogénération de l’ATEE. Elle repose sur des éléments discutés avec les professionnels, et notamment sur le fait que nous étions d’accord pour caler la compensation sur la base des coûts du cycle combiné gaz évité, et se limi-ter au seul référentiel du prix du gaz et de son plafonnement pour les contrats en cours. Cela amenait par exemple à remplacer les références au STS pour la formule du tarif du gaz par des valeurs journalières sur le marché spot. En dehors du fait que les nouvelles condi-tions proposées aboutissent à une très forte dégradation de la rémunération du prix du gaz en vigueur au 1er jan-vier dernier (-15 %), d’autres éléments comme le durcissement des conditions de disponibilité des installations ou bien un fort relèvement du taux d’Ep* à 10 % pour toutes les installations n’ont jamais fait l’objet de la moindre concer-tation. Nous considérons qu’ils ne sont pas rétroactivement applicables aux contrats existants. Au mieux peut-on en discuter pour les prochains contrats C13.» Court terme ou long terme, la décision doit au moins faire l’objet d’un consensus… x

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L’obligation d’achat touchée au cœur

La Fedene pointe les risques pour les réseaux de chaleurPour la Fedene, la modifi cation des contrats des cogénérations conduirait probablement à une hausse des prix de la chaleur sur les réseaux urbains de 1,4 % pour chaque euro/MWh de moins sur le prix du gaz retenu pour le calcul de la rémunération électrique. Avec tous les impacts qu’on peut imaginer en termes de précarité énergétique… La Fedene rappelle d’ail-leurs que les populations concernées ne bénéfi cient pas d’un tarif social énergétique : si celui-ci était de l’ordre du tarif social de l’électricité, soit 90 €/an, il en coûterait 12,4 M€/an à la col-lectivité, soit l’équivalent d’un écart de près de 5 points du coeffi cient de déplafonnement.

La remise en cause des contrats d’obligation d’achat par les pouvoirs

publics porte sur plusieurs points. Certains avaient été discutés avec les professionnels de la fi lière et d’autres non. Une clarifi cation est nécessaire.

Fin mai, les cogénérateurs ont reçu les propositions de la DGEC pour faire évo-luer les contrats d’obligation d’achat en

cours et défi nir une nouvelle trame pour un contrat C13. Consternation chez les profession-nels quand ils ont découvert toute une série de modifi cations propres à réduire fortement la rémunération. En voici les principaux points.

1 Modifi cation de la compensation du coût d’approvisionnement en gaz. Jusque-là, la rémunération du prix du gaz était indexée sur le tarif réglementé (tarif STS grand transport) en c€/kWh PCI divisé par le rendement de référence d’un cycle combiné gaz (CCG) de 0,54. La DGEC veut appliquer un rendement de 0,58 aux nouveaux contrats. La profession propose 0,56. La DGEC esquisse aussi d’autres chan-gements dont une partie fait consensus avec la profession (prix de la molécule sur le marché, prime de fl exibilité et taxes pour la formule du coût du gaz, coût du CO2) mais pas toutes (prix plafond de la rémunération du gaz, NTR d’acheminement, prime for-faitaire pour les coûts, frais et risques liés à l’approvisionnement en gaz).

1 Incitation à la disponibilité et au mode dis-patchable. Là aussi, sans en avoir discuté dans le groupe de travail, la DGEC voudrait moduler plus drastiquement la prime fi xe en fonction de l’indisponibilité des cogé-nérations. Le Club Cogénération estime possible d’étudier la proposition mais uni-quement pour les nouveaux sites car cette clause touche directement à la conception de l’installation et à son environnement. De même, une autre approche pour le mode dispatchable (prime fi xe calculée sur 12 mois au lieu de 5 par exemple) ne serait possible que si la cogénération bénéfi cie d’une rému-nération complémentaire au-delà du prix non plafonné et mérite de segmenter cogé-nérations industrielles et climatiques.

1 Renforcement des contrôles. Alors qu’une centaine de contrôles sont déjà réalisés annuellement par les Dreal et ERDF, la DGEC voudrait imposer l’autocontrôle et le suivi comptable détaillé, aux frais des exploitants. Encore un point non discuté avec les profes-sionnels qui n’en voient pas la pertinence et comprennent mal cette approche.

Bref, ces modifi cations toucheraient au cœur les contrats d’obligation d’achat… La fi lière devait reprendre un tour de négociations avec les pouvoirs publics début juin afi n de clarifi er tous ces éléments. À suivre… x

Stéphane Signoret

1 Modifi cation du gain d’énergie primaire (Ep). Afi n d’être cohérent avec la directive effi cacité énergétique, la DGEC souhaite que l’Ep soit relevé de 5 % à 10 % pour que les cogénérations soient éligibles à l’obliga-tion d’achat. Elle relèverait aussi ce seuil d’Ep dans le calcul de la prime à l’effi cacité éner-gétique et voudrait que la prime fi xe éga-lement soit modulée en fonction de cette effi cacité. Une double peine inacceptable pour la profession. D’une part, ces clauses n’ont pas été analysées lors des discussions dans le groupe de travail avec les pouvoirs publics, d’autre part le Club Cogénération précise qu’elles ne peuvent pas légitime-ment voire juridiquement s’appliquer aux contrats bénéfi ciant déjà des conditions d’Ep et de prime fi xe en vigueur lors de leurs signatures.

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A Chalon’Énergie consacre 36 M€ à ses nouvelles installations (nouvelle turbine et chaufferie biomasse) et à la rénovation du réseau de chaleur.

Les Chalonnais gardent une cogéVerdir son réseau de chaleur en recourant à la biomasse ?

Maintenir sa cogénération au gaz naturel ? Comme d’autres

collectivités, Chalon-sur-Saône s’est posée ces questions il y

a deux ans et, à l’issue d’une étude technico-économique, a

opté pour… le mix des deux.

Chalon-sur-Saône. Deu-xième plus grande ville de Bourgogne avec près de 47 000 habitants, elle fait partie des collectivités qui

ont dû faire le choix de poursuivre, ou non, l’alimentation de leur réseau de chaleur par une cogénération gaz. Un réseau important, avec plus de 30 km de canalisations, qui alimente 15 000 équivalent-logements (140 GWh) à partir de 210 sous-stations. L’électri-cité délivrée par la cogénération – une turbine Pratt & Whitney de 28 MWe – bénéfi ciait d’un contrat d’obligation d’achat 97-01 depuis 2 000. Au bout des 12 ans de ce contrat, comme dans beau-coup d’autres villes, Chalon avait l’op-tion de tout arrêter ou bien de faire la rénovation nécessaire pour bénéfi cier d’un nouveau contrat C01R. Comment a-t-elle pris sa décision ?Tout d’abord, il faut rappeler que Cha-lon-sur-Saône n’est pas une débutante en matière d’énergie. Sa cellule Éner-gie existe depuis 1991 et elle a ratifi é la Charte de l’environnement en 1994. Entre 2002 et 2006, la Ville s’est enga-gée dans le programme européen Pri-vilèges qui lui a permis de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 10 % en un peu plus de trois ans. Une démonstration qu’on peut faire bien mieux que les objectifs du protocole de Kyoto ! Ce résultat est passé non seulement par de la communication auprès des Chalonnais, mais aussi par des actions structurantes comme des

économies d’énergie sur l’éclairage public et le choix, en 2004, d’instal-ler une chaufferie biomasse. «Récem-ment encore, nous avons adopté notre Agenda 21 lancé en 2010, dont le volet “énergie” est en cohérence avec le plan climat-énergie territorial de l’agglo-mération du Grand Chalon, raconte Virginie Liard, directrice environne-ment et énergie à la Ville. D’ailleurs, avec la mutualisation des services en 2009, beaucoup d’actions sont désor-mais communes entre Chalon et son agglomération, notamment ce PCET, voté en 2012. Il nous engage à agir sur la sensibilisation et l’accompagnement des Chalonnais, sur les documents d’ur-banisme, et à multiplier les actions avec les partenaires de la Ville. Cela inclut spécialement les bailleurs pour mieux valoriser le réseau de chaleur.»

Études de mixSur la base de cette vision générale de sa politique énergétique, l’objectif de Chalon-sur-Saône était multiple pour le réseau de chaleur : y intégrer des éner-gies renouvelables à grande échelle, le

moderniser ainsi que les chaufferies qui l’alimentent, maintenir voire dévelop-per le nombre de clients de la chaleur et contenir le prix de cette dernière. Tout cela dans le cadre d’une déléga-tion de service public à “dépoussiérer”. «Comme beaucoup d’autres villes, Cha-lon a voulu capitaliser sur son réseau de chaleur et le verdir progressivement, en choisissant de ne pas avoir des moyens de production isolés du réseau, constate Damien Térouanne, directeur général de Cofely Réseaux. C’est ainsi que la pre-mière chaufferie biomasse de 4 MWth construite en 2004 pour l’éco-quartier Saint-Jean des Jardins a été raccordée au réseau, tout comme une deuxième de 1,8 MWth destinée au nouvel hôpital, en 2010.» Une infl exion vers les éner-gies renouvelables qui impactait direc-tement les réfl exions sur l’avenir de la cogénération au gaz naturel. Fallait-il la garder ?«Notre priorité était de limiter la hausse du prix de la chaleur pour les usa-gers, notre prix de référence s’établis-sant à 82,9 € TTC/MWh, avec un fort impact de la cogénération qui assurait

15 JUIN 2013 - N°508 21

F Pour ses premiers mois de fonctionnement, la nouvelle turbine a produit plus de 28 600 MWh.

entre 55 % et 66 % des besoins, indique Virginie Liard. Nous avons donc souhaité étudier différentes options.» La Ville s’est appuyée sur le bureau d’études Sage Services pour réaliser cette étude qui a formulé plusieurs scénarios. Un arrêt de la cogénération avec un bas-culement sur 80 % de gaz et 16 % de biomasse conduirait à une hausse du prix de 10 % à 15 %. Un passage à 35 % de gaz et 60 % de biomasse engendrerait une hausse moindre, de 8 % à 10 %. Par contre, le maintien d’une cogénération assurant 26 % des besoins, avec de la biomasse à 53 %, permettrait de stabi-liser à peu près le prix. Logiquement, c’est cette dernière option qui a été retenue, montrant par là que l’intérêt économique de la cogénération est réel pour les collectivités. D’autant plus si elle se couple à une part importante de biomasse ouvrant droit à la TVA réduite. Le choix de restreindre la part de la cogénération à 26 % tenait aussi au fait qu’il fallait réduire la puissance de l’ins-tallation à moins de 12 MW pour qu’elle puisse bénéfi cier d’un nouveau contrat d’obligation d’achat C01R.

Une nouvelle turbineL’installation de la nouvelle turbine, une Mars 100 de Turbomach, a été réalisée l’an dernier dans le local de l’ancienne, ce qui a permis de garder certains équi-pements comme la chaudière de récu-pération et bien sûr la grande majorité du génie civil. La cogénération a tourné depuis le 19 décembre 2012 jusqu’à la fi n

de la saison clima-tique avec succès. Selon Jean-François Lambert, directeur délégué de Cha-lon’Énergie*, «son rendement global

a été de 81 %, tandis que le rendement électrique a été de 34 %. Une fois que la nouvelle chaufferie biomasse sera connectée au réseau – normalement au 1er janvier 2014 – une part de l’électricité produite par la cogénération sera utili-

sée en autoconsommation.» Justement, la nouvelle chaufferie biomasse de deux fois 10 MW est en cours de construction. Elle est installée juste à côté du bâti-ment de la cogénération, dans une zone industrielle. «Au plus fort de ses besoins en biomasse, la livraison sera assurée par 12 camions par jour, alors que le tra-fic de la zone en compte déjà 700…»précise encore Jean-François Lambert. L’investissement global porté par Cha-lon’Énergie est de 36 millions d’euros, incluant les deux nouvelles installations et la rénovation du réseau. S’y ajoutera plus de 20 millions d’euros pour tout ce qui concerne le gros entretien / renou-vellement, au fi l des ans, pendant l’ave-nant qui dure jusqu’en 2024. En effet, la redéfi nition du rôle de la cogénération a permis aussi de bâtir ce nouvel avenant, entre la Ville et le délégataire, qualifi é de “refondateur” par Yann Guyomarc’h, directeur général des services techniques de Chalon-sur-Saône. Ceci inclut bien sûr la gestion et la modernisation du réseau et des moyens de production, mais aussi une part d’information auprès des consom-

mateurs. Il s’agit également d’arriver à densifi er le réseau en raccordant de nouveaux bâtiments. «Deux lycées vont se raccorder cet été et nous sommes en discussion avec trois autres, détaille Vir-ginie Liard. La Ville elle-même l’a fait pour deux de ses bâtiments et l’Opac est également en train de l’envisager pour un nouveau programme de loge-ments. Tout cela est possible grâce au prix de la chaleur, quand il est comparé au coût global des autres solutions, et aux émissions de CO2 réduites.» Ces nouveaux raccordements compensent la baisse des besoins de puissance dus aux bâtiments plus performants énergétiquement.Dans le cadre de ces évolutions du réseau, d’autres idées seront encore à développer pour en améliorer le fonc-tionnement : on évoque par exemple la récupération de chaleur d’un four de Saint-Gobain ou la valorisation des CEE issus de la rénovation du réseau. x

Stéphane Signoret

* Chalon’Énergie est la société à laquelle a été délégué le réseau. Filiale à 100 % de Cofely depuis le rachat de Soccram.

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L’Assemblée nationale et le Sénat ont adopté deux

amendements concernant les cogénérations de plus de

12 MW. Ils instaurent un contrat transitoire et permettent ainsi

à une grande majorité des installations de

sécuriser leur avenir.

A lors que les représen-tants faisaient encore part de leur inquié-tude début mai à pro-pos des installations de

plus de 12 MW, l’Assemblée nationale et le Sénat ont adopté deux amende-ments “surprise”* de quelques lignes permettant à ces cogénérations de bénéfi cier d’un contrat transitoire de capacité en attendant le futur marché de capacité en 2016-2017. Ce contrat, signé avec EDF et a priori fi nancé par la CSPE, rémunèrera les installations pour la disponibilité annuelle de leur capacité de production. Ou comment un sujet peut radicalement basculer en une semaine… «C’est une bonne nouvelle, la première réellement pour la filière de la part du gouvernement depuis la publication de l’arrêté réno-vation de décembre 2006», se réjouit Patrick Canal, délégué général du Club Cogénération de l’ATEE. La fi lière en avait bien besoin avec la fi n générali-sée, depuis le 30 avril 2013, des anciens contrats d’obligation d’achat 97-01

pour les installations de plus de 12 MW et un contexte très diffi cile sur les mar-chés avec des prix de l’électricité très bas, aux alentours de 50 euros par MWh et un prix du gaz toujours élevé. Déjà, certains industriels avaient jeté l’éponge (400 MW gelés en quelques mois) et d’autres s’interrogeaient très

sérieusement car au bout de 12 années de services, les machines doivent être rénovées, ce qui implique un investis-sement pour les industriels souhai-tant prolonger la durée de vie de leurs cogénérations. Plus de 2 000 MW de capacité étaient donc sur la sellette et ce texte leur ouvre de nouvelles pers-pectives même si certains exploitants ont eu des sueurs froides. En effet, lors de l’examen à l’Assemblée nationale le

17 mai, le 1er amendement concernait uniquement les cogénérations indus-trielles ayant bénéfi cié d’un contrat d’obligation d’achat et en exploitation au 1er janvier 2013. Plusieurs associa-tions comme Fedene et Amorce avaient protesté contre l’exclusion des cogéné-rations dites “climatiques”, c’est-à-dire utilisées par les collectivités locales pour leur réseau urbain de chauffage, de cet amendement. Leurs voix ont dû porter puisque, lors de son passage au Sénat le 27 mai, le gouvernement a fait voter un amendement retirant la référence aux sites industriels et permettant ainsi aux cogénérations non-industrielles, notamment celles alimentant les réseaux de chaleur, de profi ter de ces contrats. Restent néan-moins sur le carreau plusieurs grosses installations industrielles n’ayant jamais bénéfi cié d’un contrat d’obliga-tion d’achat.

Le bon véhicule législatifLe plus amusant dans cette histoire c’est l’heureuse surprise de tout le

Le soulagement des cogénérations de

Plus de 2 000 MW de capacité étaient donc sur la sellette et ce texte leur ouvre de nouvelles perspectives

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monde y compris des associations professionnelles. En effet, le gouver-nement a déposé cet amendement (article 30 bis A) en fi n d’après midi le 16 mai 2013 alors que le projet de loi passait le lendemain à l’Assemblée nationale. «Les associations ont fait un long travail en amont et le gouver-nement était convaincu, mais il fal-lait trouver le véhicule législatif pour

faire voter le texte, précise Gildas Barreyre, vice-président de la commission climat et effi cacité éner-gétique de l’Uni-den en charge des

cogénérations. En effet, la cogénération ne trouvait pas sa place dans le der-nier texte sur l’énergie, la loi Brottes, et le prochain sera celui sur la transition énergétique mais il viendra beaucoup trop tard. La solution trouvée est la meilleure pour mettre en place le dis-positif rapidement.» Le gouvernement s’est rendu compte qu’il pouvait ajou-

plus de 12 MW

H Vue d’ensemble de la centrale de cogénération de l’usine Renault à Flins.

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D Les cogénérations de réseaux de chaleur elles-aussi visées par les amendements parlementaires (site de cogénéra-tion CPCU de Vitry-sur-Seine).

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* L’amendement peut être consulté à l’adresse suivante : http://www.assembleenationale.fr/14/amendements/0913/AN/125.pdf

Entretien avec Franck Rabut, président de NovaWatt

«L’amendement est une bonne nouvelle»Pouvez-vous nous parler de votre entreprise ?Franck Rabut : NovaWatt a été créée en 2007 et nous sommes un producteur indépendant qui vend de l’élec-tricité sur le marché libre et à RTE. Nous produisons de l’électricité à partir de cogénérations à gaz et de groupes électrogènes au diesel dont nous sommes soit proprié-taires soit locataires. La première cogénération que

nous avons rachetée est celle de l’aéroport de Lyon Saint-Exupéry. Actuel-lement, toutes installations confondues, nous gérons plus de 200 MW.

Quel est votre modèle économique ? F. R. : Tous les jours, nous calculons, pour chaque cogénération, le coût marginal de production de l’installation en fonction du prix du gaz sur le marché et en déduisant la valeur de la chaleur que nous revendons au site. Si ce coût est inférieur au prix de l’électricité sur le marché qui varie toute la journée, nous demandons au responsable de l’installation de la faire fonctionner. Selon les conditions de marché et donc les années, les cogénérations tournent plus ou moins. Les deux dernières années ne sont pas de bonnes années mais nous sommes très réactifs et nous arrivons à saisir les opportunités offertes par le marché. Nos actionnaires savent qu’il y a de bonnes et de mauvaises années sur les marchés.Par ailleurs, pour pondérer cette variabilité, nous avons une activité com-

plémentaire depuis deux ans. Certaines de nos centrales sont exploitées dans le cadre de contrats de réserve suite à des appels d’offres de RTE que nous avons remportés. Nous recevons ainsi une prime fi xe à l’année en échange de la disponibilité de cette capacité de réserve 24 heures sur 24.

L’amendement adopté le 17 mai dernier va-t-il infl uer sur votre activité ? F. R. : Pour nous, c’est une bonne nouvelle car un certain nombre de sites qui envisageaient de fermer avec l’arrêt de l’obligation d’achat ne devraient pas le faire. Nous aurons donc plus d’opportunités de location ou d’achat de centrales dans les années à venir. La prime versée par EDF pourra être attribuée à toutes les cogénérations industrielles répondant aux critères et qui sont opérées par n’importe quel acteur du marché comme NovaWatt. On peut regretter que toutes les cogénérations gérées hors contrats d’OA ne soient pas concernées par cet amendement.

Quels sont vos projets ?F. R. : Nous sommes dans une phase de croissance et voulons développer notre parc de production. Nous comptons renforcer nos capitaux auprès de nos actionnaires actuels ainsi que de nouveaux actionnaires. Les dis-cussions sont en cours.

Propos recueillis par Christelle Deschaseaux

ter ce texte dans le projet de loi portant diverses dispositions d’adaptation de la législation au droit de l’Union euro-péenne dans le domaine du développe-ment durable qui a notamment pour objet la transposition en droit national de six directives européennes dont la directive effi cacité énergétique qui, reprenant la directive cogénération de 2004, laisse une place très large à la cogénération à haut rendement. «Le soutien à la cogénération s’inscrit plei-nement dans les objectifs de l’Union européenne», peut-on lire dans l’exposé du texte. Mais au-delà de la satisfaction face à ce retournement de situation, il reste encore beaucoup de choses à défi nir. En effet, les termes du contrat et le pla-fond de rémunération seront fi xés par arrêté des ministres de l’Économie et de l’Énergie après avis de la Commis-sion de régulation de l’énergie (CRE).

«Nous espérons que la prime de capa-cité puisse être octroyée pendant les quatre prochaines années (2013-2016), ajoute Patrick Canal. Nous souhaitons également que les modalités de mise en œuvre qui doivent assurer l’équi-libre économique de ces installations et prendre en compte leur impact positif sur l’environnement soient efficaces et équilibrées.» Un avis partagé par l’Uni-den qui renchérit même : «Nous présen-terons un business plan pour chaque unité à l’Administration afin de justifier le niveau de la prime qui pourra être revu année après année en fonction des prix de marché de l’électricité et du gaz pour éviter les effets d’aubaine.» Et puis, n’oublions pas que ces contrats doivent mener au marché de capacité. «Au vu de ses nombreux apports au système électrique, nous voulons que la cogénération ait toute sa place dans le futur marché de capacité», insiste

Gildas Barreyre. Les professionnels pro-fi tent donc de cette bulle d’oxygène apportée à la fi lière mais ne comptent pas relâcher leurs efforts de lobbying auprès du gouvernement. x

Christelle Deschaseaux

[ Le soulagement des cogénérations de plus de 12 MW ]

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H Depuis 2001, la cogénération de Roissy assurait 50 % de la

consommation de chaleur du site.

Belle éclaircie pour les cogénérateurs que les deux amendements adoptés le 17 mai dernier par l’Assemblée nationale

et le Sénat. Tandis que l’avenir des installations de plus de 12 MWé était incertain depuis la fi n des contrats d’obligation d’achat dont ces cogénérations bénéfi ciaient, le texte instaure un contrat transitoire qui rémunèrera les cogé-nérations pour la disponibilité annuelle de leur capacité de production, en attendant la mise en place d’un marché de capacité attendue pour 2016-2017 (loi Nome). D’abord réservé aux cogénérations industrielles, le dispositif a été modifi é le 27 mai par le Sénat, qui a supprimé les termes “installées sur des sites indus-triels”, et a été ouvert à une grande partie des cogénérations (voir aussi l’article page 22). À Roissy-Charles de Gaulle, le pôle énergie CDGL des Aéroports de Paris “planchait” justement depuis plusieurs mois sur l’avenir de l’installa-tion TAG 3 – 45 MWé et 43 MWth – alimentant en chaleur la plate-forme aéroportuaire depuis 2001. Si l’installation n’entrait pas dans la caté-gorie visée initialement par l’amendement du 17 mai, des perspectives nouvelles se sont offertes avec la possibilité de contrats provi-soires pour les cogénérations utilisées dans un process de chauffage : «Nous recevons cette nouvelle favorablement», a commenté avec réserve Marc Bouffl ers, responsable du pôle énergie CDGL.En amont de l’arrêt de la machine, fi n mars 2013, le pôle énergie avait envisagé plusieurs pistes pour continuer à valoriser l’électricité produite par la TAG 3. Celle-ci, mise en ser-

Nouvel horizon pour la cogé de Roissy

Avec la fi n des contrats d’obligation d’achat, de nombreuses cogénérations

de plus de 12 MWé, comme celle de Roissy, étaient proches d’être démantelées, souvent faute de

trouver à rentabiliser l’électricité de l’installation sur le marché libre.

Changement de donne depuis la dernière semaine de mai.

vice en 2001, couvrait 50 % de la consomma-tion de chaleur de Roissy. Le contrat d’obliga-tion d’achat dont elle bénéfi ciait a duré 12 ans. «Pour la prochaine saison hivernale, nous avons décidé de la mettre “sous cocon”, révélait Marc Bouffl ers avant le retournement de situation. L’installation sera entretenue comme à son habitude, prête à démarrer en cas de besoins.»

En veille sur la réglementationL’arrêt de la cogénération est compensé depuis trois mois par l’ajout d’une chaudière pallia-tive mobile additionnée au parc de chaudières classiques de l’aéroport : 155 MW produits par des chaudières à bicombustibles fi oul/gaz et deux chaudières bois avec une capacité cumu-lée de 14 MW. «Celles-ci sont de petite puissance mais livrent près de 20 % de notre production de chaleur», précise Marc Bouffl ers. La décision de mettre en veille jusqu’à la saison suivante la TAG 3 avait été prise suite à l’échec d’un appel d’offres en septembre 2012 aboutissant à une rentabilité négative de la cogénération dans les conditions actuelles du marché de l’électricité. «Nous avons alors totalement éliminé la pos-

sibilité de faire valoriser notre production sur le marché libre car nous avons une utilisation de la cogénération qui n’est pas compatible avec un fonctionnement sur le marché, justifi e Marc Bouffl ers. Cette machine n’est pas faite pour être démarrée et arrêtée plusieurs fois par jour.» La mise “sous cocon” de la cogénération était une solution permettant à l’aéroport de «rester à l’écoute de ce qu’il pouvait se passer en termes de réglementation» : le pôle énergie espérait alors cette prime de capacité transi-toire que les professionnels avaient proposée en 2012, reposant sur un fi nancement par le biais de la CSPE avec une prime annuelle de capacité. Avant le dernier amendement, Marc Bouffl ers ne cachait pas l’impasse dans laquelle Roissy allait se trouver : «Il est probable que si à la sortie de l’hiver prochain le marché est tou-jours aussi défavorable et que le contexte régle-mentaire est inchangé, la machine sera déman-telée.» L’avenir de la TAG 3 pourrait donc être plus radieux mais «il reste à étudier les moda-lités et conditions de rémunération de ce nou-veau contrat transitoire avec EDF.» x

Pauline Petitot

15 JUIN 2013 - N°508 27

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Cogénération : une Europe à deux vitesses

Les États membres ont jusqu’à juin 2014 pour transposer la directive européenne sur l’effi cacité énergétique. Dans ce domaine, le meilleur risque de côtoyer le pire.

Après l’adoption, le 11 sep-tembre dernier par le Par-lement européen, de la directive sur l’effi cacité énergétique (publiée au

Journal offi ciel de l’UE le 14 novembre), les États membres ont maintenant jusqu’au 5 juin 2014 pour la transpo-ser en droit national. Ce texte vise à accroître de 20 % l’effi cacité énergé-

communication sur la “mauvaise trans-position” de la directive. À cette date, aucun État n’était “à l’heure” dans la réalisation des objectifs, et 14 États n’avaient même pas fait parvenir leur rapport complet à la Commission ! Cette année-là, Bruxelles a adopté des lignes directrices permettant de cal-culer au plus juste, et de façon har-monisée, l’électricité produite via la cogénération.

Un fossé important entre paysCinq ans après, certains États ont pro-

K À l’image de la volonté importante de l’Allemagne de développer la cogénération sur son territoire,

Alstom a en projet un cycle combiné gaz de 450 MW électriques dont la chaleur sera valorisée à hauteur de

265 MW thermiques. Cette centrale, baptisée Niehl 3, viendra renforcer

les réseaux de chauffage urbain de la ville de Cologne. La technologie KA26 permettra d’atteindre un rendement

global d’environ 85 %.

tique d’ici à 2020, en utilisant plusieurs outils et notamment le soutien à la cogénération. Il vient ainsi compléter et remplacer la directive cogénération de 2004. Malheureusement, la prise en compte assez laborieuse de la directive de 2004 n’incite guère à l’optimisme, du moins à ce jour. L’application de ce texte a été si insuffi sante que la Com-mission s’est fendue, fi n 2008, d’une

Coguneà de

Les États meml’effi cac

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[ Cogénération : une Europe à deux vitesses ]

q gressé, d’autres pas. Toutefois, les États les plus offensifs sont souvent ceux qui étaient déjà les plus avancés en matière de production simultanée de chaleur (combined heat and power – CHP – en anglais), et les écarts entre les pays vertueux et les autres restent impor-tants. Ainsi, la Lettonie, le Danemark, la Finlande et les Pays-Bas sont loin devant les autres, avec un taux d’élec-tricité issue de cogénération supérieur à 30 % (et même 40 % pour le Dane-mark et la Lettonie). Les pays scandi-naves ainsi que certains pays d’Europe de l’Est continuent de promouvoir la cog énération, notamment par la mise en place de mécanismes de soutien dédiés, ou, dans certains cas, par une obligation de se connecter à une cogé-nération ou un réseau de chaleur. En moyenne, dans l’Union européenne, la part de l’électricité produite au moyen de la cogénération se limite à 11 %. En ce qui la concerne, la France enregistre l’un des plus mauvais taux de l’UE, avec seulement 3 %. «Il n’y a que Malte et Chypre qui fassent pire, même des pays avec un tissu d’entreprises industrielles

moindre ou un climat méridional font mieux que la France !», fait remarquer Arnaud Duvielguerbigny, directeur des poli-

tiques à Cogen Europe, l’association européenne pour la promotion de la cogénération. Selon lui, les mauvais élèves de l’UE ont pourtant la capacité d’agir et d’améliorer sensiblement leurs performances. Pour preuve, la Grande-Bretagne, qui est un peu mieux placée que la France (6 % de cogénération), vient de lancer de nouvelles initiatives afi n de booster la cogénération à partir de biomasse et la création de réseaux de chaleur de taille moyenne raccor-dés à des cogénérations : «Les effets escomptés en termes de réduction de consommation d’énergie primaire ainsi que de réduction d’émissions de CO2 sont majeurs», souligne Arnaud Duvielguerbigny.

L’Allemagne déterminée à atteindre les 25 % de cog énérationL’Allemagne, qui, il y a six ans seulement, était à peine au dessus de la moyenne européenne pour la part d’électricité issue de la cogénéra-tion (13 % environ contre 11 % dans l’UE), s’est engagée résolument dans cette voie à par-tir de 2007. En tout, pas moins de cinq plans ont été élaborés par le gouvernement, tous complémentaires et cohérents les uns par rap-port aux autres. Dès 2007, le premier texte fi xe un objectif de doublement de la part de la cogénération, qui devra atteindre 25 %. En 2009, cette cible est confi rmée, et une date est donnée : 2020. Pour atteindre ce résultat, l’État allemand met en place un système de bonus sur l’électricité issue de CHP injectée sur le réseau électrique ou utilisée directement. La subvention varie entre 1,5 c€/kWh et 5,11 c€/kWh, sur six ans. Des plafonds assez généreux sont établis : 600 millions d’euros par an pour les centrales, et 150 millions pour les investissements dans les réseaux de chaleur. La même année, le bonus minimal passe à 3 c€/kWh, et le gouvernement impose l’usage d’énergies renouvelables ou de cogénération (50 % mini-mum) pour le chauffage des nouveaux bâtiments. Enfi n, l’an dernier, une nouvelle loi est venue renforcer encore l’attrait de la cogénération, en révisant les tarifs d’achat de l’électricité issue de CHP, désormais compris entre 18 et 54 euros/MWh (18 euros pour les puissances au-delà de 2 MW). Au fi nal, après cinq plans en faveur de la cogénération, l’Allemagne est bien partie pour atteindre son objectif pour 2020. Cette année, un taux de 16 % (au moins) est en vue. Pour justifi er les normes contraignantes mises en place récemment, le gouvernement a beaucoup insisté sur la question du réchauffement climatique, et sur les économies de CO2 substantielles que permet la production simultanée de chaleur et d’électricité.

Légiférer pour contourner les obstaclesLes freins au développement de la cogé-nération ne sont pourtant pas si nom-breux. Le premier est tout simplement le manque d’information quant à ses caractéristiques techniques et à ses bénéfi ces. La cogénération s’apparente ainsi à un “géant dormant”. Deuxième barrière : l’évolution incertaine concer-nant la sécurité de l’approvisionne-ment, les coûts du combustible et les prix de l’électricité. «Le marché de l’élec-tricité est tel depuis des années – prix déprimés et très volatils sur le marché de gros – qu’il ne permet pas les inves-tissements ou même le maintien des grosses cogénérations», pointe Cogen Europe. Deux autres freins existent, ils sont plus structurels, car des acteurs économiques puissants en sont à l’ori-gine. D’une part, les industries où la mise en place d’une centrale cogénéra-

tion fait sens sont dans les secteurs où l’on exige un retour sur investissement rapide, souvent inférieur à trois ans, ce qui bloque les décisions d’investisse-ment pour ce type d’installations, plus longues à amortir. Autre problème : dans certains pays, le développement des centrales industrielles de produc-tion décentralisées ou des réseaux de chaleur alimentés par des cogénéra-tions va à l’encontre des stratégies des compagnies d’électricité… d’où certains freins. Pour contourner ces blocages, la qualité de la transposition en droit national de la directive européenne sur l’effi cacité énergétique sera déter-minante. Or, selon Cogen Europe, «la qualité de cette transposition s’annonce disparate suivant les États membres. Certains semblent déjà avoir fait le choix d’une transposition à minima.» x

Grégory Heller

15 JUIN 2013 - N°508 29

H INDUSTRIE

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secteur. L’outil de calcul “e2mf” est télé-chargeable gratuitement sur un site internet dédié. «Les équations du programme ont été modélisées avec le logiciel de simulation ther-mique TRNSYS 17, reconnu dans le milieu, pré-cise Ludivine Menez. Les utilisateurs ont juste à entrer le coefficient de transmission ther-mique (Uw) et le facteur solaire (Sw) de leurs fenêtres, et l’outil de calcul détermine les deux notes du produit.»L’UFME et la CSFVP comptent sur cette sim-plicité pour toucher toute la profession et espèrent 2 millions de fenêtres étiquetées fi n 2013, soit 20 % du marché. Philipe Pelle-tier, président du Plan bâtiment durable, sou-tient ce projet. «Lors de la phase de test, nous avons reçu de bons retours de nos adhérents et, depuis la diffusion publique, nous sommes en contact avec plusieurs industriels. Nous dis-cutons également avec nos homologues euro-péens afin d’imposer ce modèle au niveau de l’UE», conclut Ludivine Menez. De bons maté-riaux ne suffi sent pas, la pose demeure une étape capitale. UFME va maintenant s’attacher à promouvoir sa certifi cation “pose portes & fenêtres”, complément idéal de cette nouvelle étiquette. x

Mathieu Dejeu

Avec leurs fl èches colorées et leurs nota-tions exotiques, les étiquettes énergie vont bientôt s’affi cher sur les fenêtres.

En effet, l’Union des fabricants de menuiseries extérieures (UFME) et la Chambre syndicale des fabricants de verre plat (CSFVP) ont lancé en avril une “étiquette énergie menuiserie portes & fenêtres”, après un an et demi de dévelop-pement. «C’est une initiative commune des industriels du secteur, déclare Ludivine Menez, déléguée technique de l’UFME. Une nouvelle directive européenne entrera en vigueur en 2014. Nous souhaitions sensibiliser dès main-tenant les professionnels et les consomma-teurs à cet affichage.» La directive européenne 2010/30/UE, sur l’étiquetage énergie des pro-duits, sera réévaluée par la Commission avant le 31 décembre 2014. Le nouveau texte devrait élargir cette obligation aux fenêtres.«La France se distingue des autres pays par sa diversité climatique. Notre outil devait prendre en compte ce facteur. Nous avons regroupé les

Effi cacité énergétique : au tour des fenêtres

2014 verra l’extension des étiquettes énergie à de nouveaux secteurs. Face

à cette échéance, les syndicats de verrerie et menuiserie ont pris les

devants. En avril dernier, l’UFME et la CSFVP lançaient leur propre affi chage,

associé à un site internet.

huit zones de la réglementation thermique 2012 en trois (Z1, Z2, Z3), pour une meilleure lisibi-lité», explique Ludivine Menez. La zone Z1 ras-semble la moitié Nord-Est du pays ainsi que la Bretagne. La Z2 concerne l’Ouest. Le pourtour méditerranéen est classé Z3. Pour chacune de ces zones, la nouvelle étiquette présente deux lettres, allant de “A” à “G” : la première évaluant le bilan énergétique annuel d’un bâtiment de référence équipé du modèle. La seconde notant le confort d’été. Ce dernier critère rend compte de la quantité de lumière transmise par le verre. «Cet indice est particulièrement important pour la zone Z3, commente Ludivine Menez, si le client choisit un verre trop clair, cela provoquera une surchauffe, et donc un plus grand besoin de climatisation.»

Le maître-mot : la simplicité Afi n d’éviter les “A+++” de l’électroménager, les chargés de projet ont particulièrement tra-vaillé à l’étalonnage de l’échelle de notation. À partir de “D”, les fenêtres sont considérées comme performantes. Seule une minorité de produits peuvent s’enorgueillir d’un “A”. Les produits éligibles au dispositif des CEE sont en moyenne notés “C”. «Cet outil n’est pas destiné à vendre des CEE, mais à informer le client», insiste Ludivine Menez.Si l’étiquette est compréhensible de tous, elle est aussi facile d’accès aux professionnels du

3 Plus d’informations sur : www.etiquette-energie-menuiserie.fr/e2mf

Coefficient de transmission thermique : Uw = 1,3 W/m²/KFacteur solaire :

Sw = 0,35Transmission Lumineuse :

TLw = 52 %MENUISERIE Test

MODELE Test

A A C

C C

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L’ENVIRONNEMENT 2013La 18e édition est ouverte !

Chaque année, afin de favoriser les synergies entre les laboratoires de recherche publique travaillant dans les domaines de l’énergie et de l’envi-

ronnement et les industriels en quête de solutions innovantes, l’ADEME

et Reed Expositions France, organisateur du Salon Pollutec Horizons,

lancent un appel à candidatures pour inciter les laboratoire de re-cherche publique à présenter les travaux pouvant déboucher sur des applications ou développements industriels à court ou moyen terme.

Les Prix des Techniques Innovantes pour l’Environnement récom-

pensent les meilleurs travaux de recherche sélectionnés par les partenaires

Presse de l’opération, les magazines spécialisés Info-Chimie Magazine,

Hydroplus, Environnement Magazine Cleantech, Énergie Plus, Mesures

et Green News Techno, qui feront connaître les lauréats à leurs lecteurs.

La cérémonie de remise des prix 2013 se déroulera le mardi 3 décembre

à 16 h, sur le plateau TV du Salon Pollutec Horizons, Paris Nord Villepinte.

Les laboratoires de recherche publique intéressés, peuvent télé-charger le dossier de candidature :• sur le site Internet de l’ADEME : www.ademe.fr

> rubrique “appel à propositions”

• sur le Site Internet de Pollutec : www.pollutec.fr

> rubrique “Prix des Techniques Innovantes pour l’Environnement”.

Contact AD Consult – Alain Delamette

Tél. : 06 80 18 33 [email protected]

Date limite de dépôt des candidatures :

mercredi 17 juillet 18 heures

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