De nouvelles forces pour le biogaz -...

ISSN 0292-1731

Trimestriel d’actualité sur l ’énergie et l ’environnement

1 e r AVrIL 2010m A î t r I s e r L ’ é n e r g I e d u r A b L e m e n t

33 d cAs VécusLes solutions interactives se multiplient pour réduire les consommations dans le bâtiment

42 d enquêteAvec pour horizon un combustible abondant à partir d’eau, le mythe de l’hydrogène-énergie fascine

62 d régLementAtIOnsDemandes d’achat d’électricité photo-voltaïque : le gouvernement doit trancher

supplément443

De nouvelles forces pour le biogaz

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© ATEE 2010Membre 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 : Aline Rivraud et Olivier Guinwww.coroflot.com/olivierguin

Imprimerie CHIRAT 744 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°0611 G 83107

H édItO

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Le méthane enfin sur le devant de la scène ?

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 : Méline Le Gourriérec (35 43) Julie Chevallier (35 44)

• Ont participé à ce numéro : Gayané Adourian Méziane Boudellal Pascal Burger Audrey De Santis Dinhill On Clément Ramos Sandra Salès

• Secrétaire de rédaction : Julie Chevallier (35 44)

• Diffusion-abonnements : Jacqueline Préville (35 40) L a loi portant engagement national pour l’environnement, dite loi Grenelle 2,

qui est encore en cours d’examen, inclut dans ses articles des dispositions concernant le biogaz. Des amendements ont été proposés pour rendre

possible la valorisation par injection dans le réseau de gaz naturel et pour dispenser les exploitants qui le feront d’autorisation de fourniture, très lourde administrativement. Ces deux exemples de pistes d’amélioration montrent qu’un mouvement est en train de s’opérer pour que la méthanisation prenne une plus grande place dans notre paysage énergétique (voir notre Dossier pages 9 à 27) . Mais tout n’est pas réglé pour autant : il reste à déterminer le niveau adéquat des tarifs d’achat (gaz et électricité), à préciser le rôle des cultures énergétiques, etc. La représentativité des professionnels auprès des pouvoirs publics français et des instances européennes est donc aussi cruciale pour faire avancer la filière. C’est pourquoi le Club Biogaz de l’ATEE a changé son mode de fonctionnement et est désormais présent au sein du comité directeur de l’Association européenne du biogaz, en la personne de Jean-Claude Verchin, président du Club.Tous ces efforts n’engagent pas que le développement d’une filière en France et une meilleure gestion des déchets. Ils doivent être remis dans la perspective plus globale de lutte contre le changement climatique. L’Agence internationale de l’énergie a publié un rapport* fin 2009 détaillant que le méthane émis dans l’atmosphère par les activités humaines l’est à 29 % à cause de l’élevage des ruminants et à 25 % à cause de nos déchets liquides et solides. Une réduction des émissions de méthane ralentirait la hausse moyenne des températures autant que la baisse des émissions de CO2, pourtant six fois plus importantes en volume.Stéphane Signoret

S À l’image de ce qui se fait en Allemagne, la France doit trouver les moyens de soutenir sa filière biogaz.

* Disponible sur www.iea.org/papers/2009/methane_brochure.pdf

H sOmmAIre

Infos express 6

Dossier Spécial Biogaz 910 �Le�soutien�au�biogaz�doit�se�renforcer14 �Des�véhicules�qui�roulent�au�gaz�de�décharge15 �L’injection�du�biogaz�se�fait�attendre18 �Centres�de�stockage�des�déchets�:��

efficacité�énergétique�en�hausse20 �Installations�classées�:��

un�début�de�simplification22 �Jauger�la�rentabilité�des�projets��

de�méthanisation�rurale24 �Au�pays�du�Cognac,�on�valorise�les�vinasses26 �En�Alsace,�un�bio-déconditionneur�recycle��

les�déchets�alimentaires27 �Un�exemple�de�fermentation�par�voie�sèche

Cas vécus28 �Baoding,�la�Power Valley�chinoise29 �Visite�guidée�d’un�bâtiment��

à�énergie�positive30 �La�graisse�de�porc�comme�combustible32 �Tertiaire�:�quand�le�bon�sens�suffit33 �Le�marché�de�la�gestion�technique��

de�l’énergie�est�en�plein�essor36 �Maîtriser�ses�dépenses�énergétiques��

avec�les�filiales�d’EDF38 �Zoom�sur�deux�réseaux�de�chaleur

Enquête42 L’hydrogène�:�mythe�ou�réalité�?

Techniques49 �Un�dispositif�révolutionnaire��

pour�les�moteurs�électriques50 �Adsorber�les�COV,�c’est�économiser��

de�l’énergie�!52 Du�froid�pour�tous…�en�consommant�moins

Recherches53 �Statkraft�et�sa�centrale�osmotique54 �Améliorer�les�fours�industriels56 �Les�micro-algues,�reines�de��

la�production�de�méthane�?

Certificats d’économies d’énergie57 �Opération�n°�IND-UT-08�

Ballon de stockage d’eau chaude “Open Buffer”59 �FEE�Bat�doit�muscler�ses�objectifs…��

et�ses�moyens

Réglementations61 Quelles�assurances�pour�le�photovoltaïque�?62 Les�tarifs�photovoltaïques�font�débat

Produits nouveaux 64

Fournisseurs en direct 68

H sOmmAIre

1er AVrIL 2010 - suppLément du n°443 3

Cas VécusÀ Cergy-Pontoise et La Rochelle (photo), deux réseaux de chaleur

dopent leurs performances, au bénéfice des usagers.

p.59

p.38

Certificats d’économies

d’énergieBilan provisoire du

programme de formation FEE Bat à destination

des professionnels du bâtiment.

TechniquesGros plan sur la gamme Hélial qui permet de refroidir des composants à des températures proches du zéro absolu.

p.52

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Un procédé innovant valorise les déchetsLa société OP Systèmes revendique une solution unique sur le marché pour valoriser énergétiquement les déchets solides non-recyclables. Le procédé intégré Pyroal affiche un rendement énergétique de plus de 90 %, avec des émis-sions gazeuses infé-rieures aux normes en vigueur. Le procédé permet également de réduire les débits de produits de combustion, ce qui diminue les coûts d’exploitation et les investissements. Une unité pilote de 4 MW a été installée sur le site de Lacq, dans les Pyré-nées-Atlantique. Dans le cadre de son objectif d’exploiter quatre unités industrielles sur le site de Lacq à l’horizon 2012, le groupe aimerait réali-ser d’ici la fin de l’année une unité industrielle de 15 MW permettant de traiter 60 000 tonnes de résidus solides soufrés.

L’éco-conduite à portée de clicUne version gratuite du logiciel d’éco-conduite EcoGyzer®, créé

par Nomadic Solutions, est désormais disponible sur le site www.marketplace.windowsphone.com. 10 000 personnes l’ont

déjà téléchargée et installée sur leur smartphone.

Une immense centrale solaire pour 2011

GDF Suez, SEIEF et EuroFideme 2 vont construire et exploiter une centrale photovoltaïque de 33 MWc à Curbans, dans les Alpes-de-Haute-Provence. Il s’agit d’installer 145 000 panneaux photovoltaïques qui pro-duiront l’équivalent de la consommation électrique de

14 500 foyers (hors chauffage). Le financement de cette cen-trale, qui devrait être mise en service en août 2011, est arrangé par Société Générale & Investment Banking ainsi que par la Caisse d’Épargne et de prévoyance Provence-Alpes-Corse.

Dans l’attente du vol inauguralConstitué en 2008 autour de trois étudiants, le projet Sol’R visant

la construction d’un dirigeable solaire rassemble aujourd’hui une cinquantaine de passionnés et compte le soutien de Messer, spé-cialisé dans l’hélium, ainsi que de plusieurs grandes écoles (EPF,

Essec, Insa Lyon et Arts et Métiers ParisTech). Le prototype réalisé, le Nephelios, d’un volume de 350 m3, est entièrement propulsé par

panneaux photovoltaïques flexibles. Les premiers vols d’essai en décembre et janvier derniers ont été des succès. On attend la tra-

versée de la Manche prévue pour le mois de mai…

Des rotors toujours plus grandsVolkswind France va réaliser un parc de 10 éoliennes de 2,3 MW chacune, équipées d’un rotor de 101 mètres de diamètre. Située à Ques-noy-sur-Airaines, en Picar-die, cette centrale devrait produire l’équivalent de la consommation électrique de plus de 23 000 habitants.

Un chauffe-eau intelligentHeliodyne propose un système de chauffe-eau solaire intelligent équipé d’un module processeur Wi-fi Rabbit RCM5450W, déve-loppé par Digi International. Connecté à Internet, ce contrôleur permet de surveiller le système, de lire les capteurs et de piloter l’activation des pompes. Les propriétaires de chauffe-eau peuvent ainsi gérer leur installation à distance via Internet.

Un traitement des eaux usées optimisé

Kaco New Energy lance une nouvelle installation de traitement des eaux. RayWOx est basé sur la technologie photocatalytique d’épuration : son récepteur solaire pro-duit l’énergie permettant la fission des substances toxi-ques. D’après ses concepteurs, RayWOx économise 90 % d’énergie lors de la dégradation des impuretés par rap-port à des procédés classiques. Le démonstrateur installé sur le site aérospatial allemand à Lampoldshausen peut épurer 4 500 litres d’eaux usées industrielles en une ou deux heures. Les pays du bassin méditerranéen sont les cibles prioritaires de Kaco pour commercialiser RayWOx.

1er avril 2010 - supplément du n°443 5

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Des piles à combustible domestiquesDans le cadre du projet d’évaluation de pile à combustible à oxyde solide mis en place au Japon, Toyota

Motor Corporation et Aisin vont fournir 30 cogénérateurs SOFC à cinq fournisseurs japonais de gaz. Une fois mis en service dans des logements, ces cogénérateurs seront obser-vés : les deux groupes espèrent que les données recueillies permettront le développement de cogénérateurs SOFC pour l’habitat qui pourraient

être commercialisés d’ici quelques mois.

Hammerson sensibilise les centres commerciaux

Le groupe foncier Hammerson PLC lance un guide de recom-mandations destiné à sensibiliser ses locataires de centres

commerciaux à une meilleure gestion de l’énergie. Des grou-pes vont également être mis en place pour concrétiser le pas-

sage à l’acte et réduire les consommations dans les centres.

Le chiffre

86 g/kmC’est le taux d’émission de CO2

de la nouvelle smart fortwo CDI, avec une consommation de 3,3 litres/100 km

en mode manuel softip.

Des transports plus écologiques à La Réunion

Renault, EDF, Total Réunion, le groupe Bernard Hayot, GE Money et l’agence Gerri (Grenelle de l’environnement à La Réunion – Réussir l’innovation) ont signé une lettre d’intention pour expérimenter sur l’île de La Réunion 50 véhicules électriques associés à des infras-tructures de charge principalement alimentées par des énergies renouvelables, notamment des panneaux photovoltaïques. Ce pro-jet Vert (Véhicules électriques pour une Réunion technologique), qui fera l’objet d’un dépôt de dossier lors d’un prochain appel à mani-festation d’intérêt de l’Ademe, pourrait être transposable dans des territoires présentant des simi-litudes quant aux systèmes électri-ques et à la superficie réduite.

Moins de dioxyde de soufre et de cendres

Alstom a annoncé avoir remporté ces derniers mois plus de 170 millions d’euros de contrats dans le domaine du contrôle de la qualité de l’air. En 2012, le groupe assurera la mise en service d’une importante centrale électrique en fournissant un système de désulfuration des effluents gazeux par voie sèche, avec précipitateurs électrosta-tiques, pour deux nouvelles chaudières au charbon de 225 MW dans la centrale de Cherepetskaya en Russie centrale. Ce système de désulfuration devrait également être installé dans les centrales thermiques au schiste bitumineux de Narva Elektrijaamad en Estonie, qui assurent 95 % de la production électrique du pays. Des contrats similaires ont été conclus avec la Pologne, les États-Unis, l’Arabie saoudite et l’Inde.

BiomasseLe projet Memobiol por-tant sur la modélisation moléculaire appliquée à la biomasse lignocel-lulosique (résidus de bois, pailles de céréales, déchets forestiers), a été sélectionné par l’Agence nationale de la recherche dans le cadre de l’appel à projets 2009 Chimie et procédés pour le développement dura-ble. Piloté par l’IFP, le projet rassemble l’École des Mines de Paris, l’Ensta Paris-Tech, le Laboratoire d’ingénierie des matériaux et des hautes pressions, Mate-rials Design et ProSim.

Des prêts pour les pros

La Caisse d’Épargne lance Profutur, une gamme de solutions de financement pour les projets photovoltaïques des professionnels. La périodicité des rem-boursements s’adapte à la puissance de l’ins-tallation et en raison du contrat de long terme passé avec EDF la durée de remboursement du prêt peut aller jusqu’à 18 ans.

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L’hydroélectrique reste porteurComme chaque année depuis 2006, Sarelem, filiale du groupe Altawest,

annonce avoir réalisé une croissance de 26 % en 2009 pour son activité à desti-nation du marché des centrales hydroélectriques. Sarelem fournit des services

de rénovation aux centrales hydroélectriques en intervenant principalement sur les alternateurs jusqu’à 120 MW de puissance. Début 2010, cinq contrats

sont en cours de réalisation et concernent la reconstruction d’un stator d’alter-nateur pour les centrales françaises de Marckolsheim, Bollène et Saut Mortier, ainsi que pour les centrales espagnoles de Burguillo et Puente Nuevo (photo).

La seconde génération se développeDeux nouveaux projets français explorent la production de biocarburants par voie thermochimique.Sofiprotéol, établissement financier de la filière française des huiles et protéines végétales (6 mil-liards d’euros de chiffre d’affaires en 2009), participe à un consortium de recherche et dévelop-pement en faveur des biocarburants de seconde génération. Doté d’un budget de 112,7 millions d’euros sur sept ans et subventionné par l’Ademe ainsi que par le conseil régional de Picardie, le projet BioTfueL comporte un programme d’unités pilotes visant à développer des technologies industrielles permettant l’utilisation d’une très large variété de biomasse. Les opérations de pré-traitement et de conditionnement de la biomasse seront expérimentées sur le site de Compiègnes appartenant à Sofiprotéol.À Bure Saudron, dans le nord-est de la France, c’est le CEA qui a lancé les études de conception détaillée d’un démonstrateur BtL (Biomass to Liquid) de production de biocarburants de seconde génération utilisant les ressources forestières et agricoles locales, estimées à 75 000 tonnes par an de matières sèches. Le groupe CNIM (Constructions industrielles de la Méditerranée) sera le maître d’œuvre du projet, tandis que Air Liquide, via sa filiale Lurgi, est responsable d’une partie des opé-

rations d’ingénierie technique et des étapes du procédé aval, allant de la gazéification à la valorisation finale du biocarburant. Le groupe fournira également de l’hydrogène pour tenter d’op-timiser le rendement massique, une innovation dans le secteur. Les autres partenaires sont Choren, SNC Lavalin, Foster-Wheeler France et MSW Énergies. Le projet est subventionné par les conseils généraux de la Haute-Marne et de la Meuse, ainsi que par le conseil régional. Les résultats des études de conception devraient être disponibles en juin 2011.

Un nouveau verre accroit le rendement des panneaux

Saint-Gobain lance SGG Albarino P, un nouveau verre imprimé extra clair conçu pour améliorer le rendement des panneaux photovoltaïques grâce à une structure pyramidale qui optimise la diffraction de la lumière et offre une surface d’échange plus grande avec l’air. Les tests montrent une augmentation de la pro-duction de 7 % par rapport à un verre classique.

Le polystyrène expansé a ses défenseurs

Promo PSE et la sec-tion PSE du Syndicat

national des plasti-ques alvéolaires ont décidé de se réunir. Depuis le 1er janvier,

ils sont devenus l’As-sociation française de

l’isolation en polys-tyrène expansé dans le bâtiment (Afipeb).

Jens Dupont, directeur Marketing et communication de Knauf, assurera la présidence de cet organisme qui entend

promouvoir cette technologie par le biais de normes, de réglementations et de formation.

Alstom veut créer une usine au BrésilAlstom a signé un protocole d’accord avec le gouverne-ment de l’État de Bahia au Brésil pour installer une unité industrielle d’assem-blage d’éoliennes. Suite à un investissement de 20 mil-lions d’euros environ, le site pourrait être opérationnel début 2011, avec une capacité annuelle de production instal-lée estimée à 300 MW par an.


[ France Europe Monde ]

Vers des centrales à charbon plus “propres”

GE Energy a signé un contrat de licence technologique avec Hydrogen Energy pour mettre en place sa technologie de cycle combiné à gazéifi-cation intégrée (CCGI) dans une centrale électrique de 250 MW située en Californie. La technologie CCGI mise en place sur ce site, qui consomme 30 % d’eau en moins par rapport à une centrale à charbon classique, prévoit de convertir le coke de pétrole, le charbon ou une combinaison

des deux en un gaz de synthèse riche en hydrogène qui alimen-tera une turbine à cycle com-biné gaz. L’objectif est de cap-turer jusqu’à 90 % de CO2 grâce à des épurateurs chimiques. Le CO2 capturé sera acheminé vers un gisement de pétrole à proximité et utilisé dans des procédés de séquestration et de récupération. GE Energy fournit également cette technologie à la centrale de Duke Energy dans l’Indiana, qui devrait ouvrir en 2012.

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Des surpresseurs à haute efficacité énergétiqueConvaincu que la technologie à lobes ne répond plus aux impératifs actuels de réduction des émissions de CO2 pour les process nécessitant de l’air à basse pression, Atlas Copco a présenté ses nouveaux surpresseurs à vis, les ZS. Les

tests de l’organisme allemand indépendant TÜV ont montré qu’à 0,5 bar/7 psig le nouveau ZS consomme 23,8 % de moins qu’un surpresseur tri-lobes. À 0,9 bar/13 psig, l’économie d’électricité atteint 39,7 %. De quoi réaliser des économies substantielles dans divers domaines : traitement des eaux usées, transport pneumatique, production d’électricité, agroa-limentaire et boissons, chimie, pharmacie, papier, textile, ciment, etc.

atlantique industrie 12/08/09 14:22 Page

Les brevets se font plus écologiques

En partenariat avec l’Ademe, l’Inpi a présenté les résultats d’une étude sur les dépôts de brevets dans l’éco-innovation.

Ce secteur représente 37 % des brevets français publiés en 2009, soit plus de

5 000 brevets. La part des brevets por-tant sur l’énergie, les transports, le bâti-

ment et la dépollution a été multipliée par deux depuis 2000, pour atteindre

15 % des brevets français.

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Bionersis entre à Nyse AlternextSpécialisé dans la captation et la valorisation du méthane généré par les décharges d’ordures ménagères en Amérique latine et en Asie, la société Bionersis revendique un modèle économique basé

sur la production de crédits carbone certifiés (CERs) pour ses projets réalisés dans le cadre du protocole de Kyoto et la génération d’énergie propre. Bionersis vient d’intégrer Nyse Alternext par cotation directe de ses 2 889 690 actions. La capita-lisation boursière atteignait 30,3 millions d’euros au moment de l’introduction.

Mise en chantier

La société Capik, qui regroupe la coopé-rative agricole Cap Seine et l’entreprise de valorisation des déchets Ikos Envi-ronnement, annonce la construction d’une unité de méthanisation en codi-gestion de 450 kWé à Fresnoy-Folny, en Seine-Maritime. La mise en service de cette installation qui met en œuvre un séchage complet des produits digérés, ce qui permet l’obtention de produits à haute valeur fertilisante, est prévue pour la fin de l’année 2010.

Système de stockage à double membrane

Biogaz Planet annonce vouloir équiper une installation de méthanisation en construction

près de Rennes avec un système de stockage innovant. Le toit à double membrane aurait une capacité de stockage supérieure de 20 % aux col-

lecteurs de biogaz traditionnels. La production annuelle future est estimée à 800 MWh

électriques et 950 MWh thermiques.Source Environnement Magazine

GE utilise les gaz de décharge en Turquie

La Turquie a inauguré un grand site de décharge qui doit pro-duire environ 35 MW, soit l’équivalent de la consommation de 100 000 foyers, grâce au méthane dégagé par les déchets orga-

niques. Situées sur deux sites à Istanbul, les installations seront alimentées par des moteurs

à gaz de décharge fournis par GE Energy. Les neuf premières

unités devraient être livrées au cours de l’année. Le projet pos-

tule aux standards de crédits carbone internationaux, qui

l’aideraient à devenir attractif économiquement.

[ Spécial biogaz ]

Ouverture de capitalCréé en 2007 pour développer des unités de méthanisation collective, Methaneo a ouvert le capital de sa filiale Tiper Méthanisation à Séolis, entreprise locale de distribution d’électricité des Deux-Sèvres. Situé sur la communauté de communes de Thouars, le projet Tiper Méthanisation vise à produire de l’énergie et des fertilisants naturels désodorisés. Le caractère local du projet est primordial pour Methaneo.

Le potentiel de la pommeLe projet Pulp Energy, dont la faisabilité a été démontrée dans le cadre d’un tra-vail post-doctoral à l’université de Lausanne, veut valoriser les résidus issus du pressage de pommes. Un procédé chimique à base d’alcool et d’eau engendrant

filtration et évapora-tion permet de séparer les antioxydants et le sucre du reste des rési-dus qui devient propre à la consommation des animaux. Le sucre ainsi extrait peut être envoyé dans un digesteur anaéro-bique pour être transformé en biogaz, composé à 50 % de méthane. Le chef de projet Laurent Cuénoud cherche à passer à la phase d’industrialisation, estimant que le potentiel de production pourrait atteindre 15 millions de m3 de biogaz en Suisse (pour 21 000 tonnes de résidus de pressage). Et en Normandie ?Source Le Temps


Malgré la dynamique engagée depuis trois ans, la filière biogaz n’arrive pas à faire émerger un nombre de projets suffisant pour atteindre les objectifs du Grenelle

Environnement. Heureusement, le système réglementaire est en train de s’assouplir (voir page 20), les possibilités d’injection sur le réseau de gaz naturel se concrétisent

(voir page 15) et des réflexions sont en cours pour raffermir le soutien public à la méthanisation (voir page suivante). L’optimisme est donc d’actualité, d’autant

plus que les professionnels du secteur multiplient les innovations, que ce soit dans le biométhane carburant, la récupération d’énergie des torchères ou la valorisation

de multiples sortes de déchets (voir les exemples pages 14, 18, 24 et 26).

H dossier

De nouvelles forces pour le biogaz

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dossier F

Le soutien au biogaz doit se renforcerPortée par les objectifs ambitieux du Grenelle, la méthanisation doit

néanmoins disposer des moyens concrets de son développement. Intensification du Fonds Chaleur et du Plan de performance énergétique,

et revalorisation du tarif d’achat de l’électricité sont au menu.

E n 2006, l’ajustement des tarifs d’achat d’électricité produite à partir de biogaz a créé une dynamique dans la filière de la méthanisation en

France. De nouvelles entreprises ont vu le jour et les projets se sont mul-tipliés – sur le papier – comme des petits pains. Cet élan s’est traduit par quelques installations supplé-mentaires et par un nombre crois-sant d’adhérents au Club Biogaz de l’ATEE, qui sont désormais 110. On est certes bien loin des 3 700 adhé-rents de l’Association allemande du biogaz, mais ce nouveaux flux de professionnels en France amène le Club à faire évoluer son mode de fonctionnement (voir l’entretien avec Caroline Marchais). Simultanément, on voit logiquement un fort intérêt de tous les acteurs pour les forma-tions spécialisées dans le domaine qui, elles aussi, se multiplient. Celles sur le biogaz agricole du Club Biogaz ont eu du succès, avec 130 personnes durant les trois sessions de 2009. Et le programme continue : une forma-tion spécifique sur la méthanisation collective et territoriale est prévue du 18 au 20 mai. Elle sera précédée d’un voyage d’étude en Suisse du 4 au 6 mai et sera suivie à l’automne, le 12 octobre 2010, d’un colloque sur le traitement du biogaz.Cependant, le tarif d’achat n’est pas la seule cause de cet engouement : la méthanisation a également subit l’effet “Grenelle”. Le développement généralisé des énergies renouvela-

bles pour la production de chaleur et d’électricité en France passera en effet par une croissance importante de la valorisation du biogaz. Mais les objectifs du Grenelle Environne-ment montrent toute l’ampleur du travail qui reste à accomplir. La pro-duction annuelle de chaleur à partir de biogaz était de 55 ktep en 2006 ; elle devra être de 60 ktep en 2012 et de 555 ktep en 2020, soit 5,8 TWh supplémentaires. Un objectif de mul-tiplication de la production par dix en dix ans qui a été confirmé par le ministère de l’Écologie, de l’énergie, du développement durable et de la

mer (MEEDDM) dans sa program-mation pluriannuelle des investisse-ments (PPI) sur la chaleur en décem-bre 2009.Pour l’électricité, la PPI rappelle que l’objectif global de production élec-trique à partir de biomasse est de 510 ktep en 2012 et 1 440 ktep en 2020, contre 240 ktep en 2006. Le biogaz ne représentera certes qu’une petite partie de cet objectif, mais si celle-ci est seulement de 10 % cela représente tout de même 120 ktep (1,4 TWh) sup-plémentaires pour la filière !

TendancesLes pouvoirs publics et les acteurs de la profession ont bien pris conscience de l’enjeu et cherchent à dimension-

ner au mieux le soutien à la filière. En amont, il est nécessaire de bien connaître le nombre d’installations actuelles et le niveau de développe-ment de nouvelles unités. L’Ademe a donc conduit avec GRDF et le cabinet Ernst&Young une étude de marché de la méthanisation et des valorisa-tions du biogaz en France. Quelques chiffres de cette étude donnent déjà la tendance, selon le type d’installa-tions, si le cadre actuel des soutiens publics ne change pas.Déchets agricoles et codigestion : 50 GWh sont produits par 13 unités répertoriées en 2009, dont 11 utilisent une cogénération. Sur 200 projets listés en 2008, 120 étaient en phase d’étude de faisabilité fin 2009. On peut compter sur un rythme de 5 à 15 nouvelles installations par an.

L’objectif de multiplier la production de chaleur par dix en dix ans a été confirmé par le ministère


[ Biogaz ]

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«Gagner enlégitimité»

Caroline Marchais, déléguée générale du Club Biogaz de l’ATEE

Pourquoi avoir changé le mode de fonctionne-ment du Club Biogaz ?Caroline MarChais : Avec le président Jean-Claude Verchin, nous avons fait le

constat que le développement de la filière biogaz allait fortement s’accélérer. Les évolutions en cours sur la réglementation ICPE, la fiscalité (TGAP) et celles à venir sur la valorisation du biogaz vont dans ce sens et conduisent déjà à une multiplication des acteurs. Il était donc nécessaire de se restructurer pour intégrer les nouveaux acteurs, et assurer la représentation de toutes les professions concernées par le biogaz.

Sur quoi se base la nouvelle organisation ?C. M. : Le bureau actuel du Club Biogaz a approuvé une charte de fonctionnement dont les grandes lignes sont les suivantes. Neuf collèges* sont créés et chaque adhérent du Club choisit le collège correspondant à son activité. Les membres de chaque collège élisent un représentant tous les trois ans qui siégera au comité directeur du Club. Ce comité, auquel siègent aussi les membres de droit comme les administrateurs de l’ATEE et les membres bienfaiteurs, élit un président. Les groupes de travail continuent de fonctionner comme auparavant et rapportent l’avancée de leurs travaux au Comité directeur. Les membres des collè-ges peuvent également décider de créer des groupes de travail internes s’ils les jugent utiles.

Comment les adhérents réagissent-ils ?C. M. : Si on s’en réfère au nombre important de can-didats – 30 personnes sur 110 – pour être représentant de leur collège, plutôt bien ! En fait, ce nouveau fonc-tionnement est plus formalisé mais il ouvre l’accès au pouvoir de décision, de façon démocratique. Il va per-mettre de créer des passerelles avec les activités de groupes régionaux ou professionnels. Nous y gagne-rons en légitimité auprès des pouvoirs publics.

* Les neuf collèges sont : Études/conception/conseil ; Réalisa-tion/construction ; Valorisation ; Exploitation ; Industries/intrants ; Énergie ; Collectivités/territoires ; Agriculture/retour au sol ; Recherche/formation/autres

Le soutien au biogaz doit se renforcer

Stations d’épuration urbaines : 74 stations avec méthanisation ont été recensées, produisant 960 GWh. Aucune croissance, ou alors très faible, n’est attendue.Industries agroalimentaires : 700 GWh sont produits sur 88 sites. La tendance est à la construction de 2 à 5 unités par an. Pour l’instant les deux tiers des sites valorisent uni-quement la chaleur.Déchets ménagers : 6 usines ont produit 70 GWh alors qu’elles ont exploité moins de la moitié de leur capacité (220 000 tonnes contre 540 000 tonnes). On peut compter sur 2 à 3 unités supplémentaires par an jusqu’en 2015, avec un maximum de 35 installations à l’horizon 2020. Les possibilités offertes par l’injec-tion du biogaz dans le réseau de gaz

naturel feraient baisser la valorisa-tion chaleur.Installations de stockage de déchets non dangereux : 201 installations sont recensées dans la base Sinoé (www.sinoe.org) comme captant le biogaz mais seules 65 en valorisent l’énergie à hauteur de 2,5 TWh, avec 80 % de cogénération. Le nombre d’ISDND ne devrait pas croître d’ici 2020 mais les installations existan-tes devraient valoriser plus de bio-gaz, suite au changement de TGAP sur les déchets.Au final, les premiers éléments de cette étude affichent la perspec-tive d’un parc de 560 à 770 installa-tions fournissant du biogaz en 2020, tous types confondus. La totalité de l’énergie produite passerait ainsi de 4,3 TWh actuellement à une four-

H Le développement de la filière biogaz passera aussi par une définition

du rôle des cultures énergétiques.

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Et en Europe ?Selon le dernier baromètre Eurobserv’Er, la production de biogaz en Europe a été de 7,54 Mtep d’énergie primaire en 2008, soit une augmentation de 4,4 % par rapport à 2007. Cette hausse est notamment due à une consolidation des données allemandes. La production d’électricité a été de 19,9 MWh, soit +3,9 %. L’Allemagne reste en tête avec 3,7 Mtep en 2008, suivie par le Royaume-Uni (1,6 Mtep). Selon l’Association allemande du biogaz, entre 600 et 800 nouvelles installations devraient être construites en Allemagne en 2010, avec 1 000 emplois nouveaux à la clé. Malgré ces tendances à la hausse, Eurobserv’Er estime que l’Europe n’atteindra pas l’objectif du Livre Blanc de 15 Mtep fin 2010.

chette de 8,7 à 10,5 TWh. Ce scénario tendanciel ne répond pas complète-ment aux ambitions du Grenelle.

Plus de soutienIl est donc nécessaire que le soutien public à la valorisation du biogaz soit renforcé pour conduire à un plus grand développement dans la ligne de l’objectif du Grenelle. Trois sys-tèmes sont déjà mis en place, que ce soit pour l’électricité ou la chaleur.Le Fonds Chaleur. La PPI chaleur prévoit que, à lui seul, ce Fonds géré par l’Ademe alimente les projets bio-gaz à hauteur de 60 ktep en 2012 et 500 ktep en 2020. Le premier appel à projets BCIA en 2009 avait déjà retenu deux projets biogaz qui rece-vront 1,1 million d’euros. Le deuxième appel BCIAT est en cours : les candi-datures ont été déposées fin mars. Par ailleurs, dans le cadre du Fonds Chaleur, les aides sont aussi attri-buables au cas par cas en dehors des appels à projets. Tout projet agricole est concerné, ainsi que les projets urbains de plus de 100 tep/an. Trois projets ont été financés de la sorte en 2009, pour un montant total de 2,4 millions d’euros.Le Plan de performance énergétique des exploitations agricoles. Lancé

* Cultures énergétiques : un rapport de l’Ademe sur ce sujet est disponible sur le site du Club Biogaz www.biogaz.atee.fr, rubrique Études/rapports

par le ministère de l’Agriculture, de l’alimentation et de la pêche (Maap), ce plan s’est traduit par un appel à projet de méthanisation agricole en 2009. 83 projets ont été retenus sur 120 candidatures, représentant une puissance totale de 20,2 MW. 19,7 mil-lions d’euros de subvention seront alloués à ces installations. Un nouvel appel à projets est en cours de prépa-ration par le Maap.Les appels d’offres cogénération bio-masse. Un projet biogaz a été retenu pour chacun des trois appels lancés par la CRE : le projet de la Routière de l’Est parisien à Fresnes-sur-Marne (biogaz de décharge – 16 MW) mis en service en juin 2005 ; celui de Cristal Union à Arcis-sur-Aube – (11,5 MW) ; et le projet de Gastec (4,9 MW) sur la commune de Hersin (Pas-de-Calais), en cours d’examen.Le soutien public est donc multi-forme, souvent complété par des aides régionales, le fonds européen Feder, etc. Mais il n’est a priori pas suffisant. Le tarif d’achat de 2006, malgré l’élan qu’il a donné, ne per-met pas de concrétiser de nombreux projets. Une étude de rentabilité pilo-tée par Solagro (voir page 22) le mon-tre bien. Les professionnels deman-dent que ce tarif soit repensé pour

être mieux adapté, notamment aux petites puissances. Aujourd’hui, le tarif se décompose en une partie de base, une prime à la méthanisation et une prime à l’efficacité énergéti-que, ce qui valorise le kWh électri-que produit entre 13,1 et 14,7 centi-mes d’euros. Des réflexions sont en cours à la Direction générale éner-gie climat (DGEC) pour changer ce découpage, selon les idées suivantes : le tarif de base pourrait prendre en compte les effets d’échelle des ins-tallations ; s’y ajouterait une prime à l’efficacité énergétique plus élevée, une prime récompensant la création d’un réseau de chaleur, ainsi qu’une prime en fonction des ressources utilisées. Le MEEDDM et le Maap ne souhaitent effectivement pas voir les cultures énergétiques* se dévelop-per comme en Allemagne. La valori-sation du biogaz de décharge serait traitée à part. Les professionnels espèrent que les pouvoirs publics vont rapidement choisir, pour ne pas briser les efforts que la filière a consentis depuis plusieurs années. m

Stéphane Signoret

BCIA et BCIAT : Biomasse chaleur industrie agriculture (et tertiaire)

D Le plan de performance

énergétique des exploitations agricoles doit

aider les projets de méthanisation.

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V eolia Propreté Île-de-France a démarré en septembre dernier son unité de production de bio-méthane carburant, à partir

du biogaz issu de l’ISDND de Claye-Souilly (Seine-et-Marne). Sur cette installation exploitée par Veolia qui traite plus d’un mil-lion de tonnes de déchets par an, les centres de recherche R&D Veolia Environnement expérimentent jusqu’en 2011 la revalori-sation du gaz de décharge en biométhane. Un démonstrateur produit déjà 60 Nm3 par heure de ce carburant, ce qui repré-sente les besoins énergétiques d’une flotte de 210 véhicules légers. «Le biogaz capté contient 45 % de méthane, explique Christo-phe Aran, directeur adjoint des centres R&D Veolia Environnement. Avec le démonstra-teur, on est capable de produire du biomé-thane composé à plus de 95 % de méthane

Des véhicules qui roulent au gaz de déchargeLes centres R&D Veolia Environnement exploitent le biogaz de l’ISDND

de Claye-Souilly pour produire du biométhane carburant. Deux procédés techniques sont testés, mais il faudra attendre

2011 pour connaitre le plus performant.

qui possède le même pouvoir calorifique que le méthane fossile (gaz naturel). Mais sa combustion permet d’éviter l’émission de 140 grammes éqCO2 par kilomètre parcouru, par rapport au diesel.» Le projet, lancé en 2008, a nécessité un investissement de 1,6 million d’euros, dont 300 000 euros apportés par l’Ademe.

Deux technologies testéesPour être transformé en méthane pres-que pur, le biogaz issu de la torchère doit être débarrassé des 35 % de CO2 et des 16 % d’azote qu’il contient, et épuré de ses pol-luants (siloxanes, etc.). Pour ce faire, les centres de recherche R&D Veolia Environ-nement ont choisi de tester sur ce site deux technologies, après avoir audité toutes celles qui existent, notamment aux États-Unis. La première consiste à utiliser un démonstra-

teur qui fonctionne par absorption selon le principe VPSA (Vacuum Pressure Swing Adsorption). «Il s’agit de charbons actifs qui absorbent le CO2. Cette technologie est la plus robuste», souligne Christophe Aran. Le démonstrateur permet d’extraire CO2 et N2 du biogaz, puis de le dépolluer. Ensuite, il est comprimé à 300 bar afin d’obtenir le biomé-thane. L’autre méthode est un procédé mem-branaire : les molécules du gaz de décharge sont filtrées en sélectionnant le méthane et en stoppant le CO2. «Cette technologie a plus d’avenir : ce secteur industriel est en plein essor et les membranes proposées sur le mar-ché vont devenir de plus en plus performan-tes et moins coûteuses», poursuit Christophe Aran.Le premier objectif de R&D Veolia Environ-nement était de savoir s’il était technique-ment possible de produire du biométhane à partir du biogaz de décharge. C’est chose faite. Désormais, les essais permettront de déterminer combien ces technologies coû-tent et surtout si elles sont économique-ment, écologiquement et énergétiquement intéressantes. Pour le moment, le carburant produit, appelé Méth’OD®, alimente huit véhicules légers et une benne de collecte d’ordures ménagères équipés de moteurs de type gaz naturel pour véhicules (GNV) qui font le plein sur le site de Claye-Souilly. Ce nouveau mode de valorisation énergé-tique du biogaz vient compléter les instal-lations de valorisation énergétique du site par turbine, d’une capacité de 27 MW, qui produisent une quantité d’électricité équi-valente à la consommation électrique hors chauffage d’une ville de 228 000 habitants. «En utilisant le biogaz excédentaire qui partait auparavant vers les torchères, nous n’altérons pas cette production électrique», conclut Christophe Aran, qui avoue égale-ment étudier la possibilité d’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel. m

Sandra Salès

F Huit véhicules et une benne roulent au biogaz.


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L’injection du biogaz se fait attendre

Les projets d’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel se développent mais la réglementation ne suit pas. Les conditions d’injection sont définies… et les tarifs d’achat sont en attente.

L a filière biogaz attend avec impatience l’auto-risation d’injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel. «L’amendement CE-361 passé dans la loi Gre-

nelle 2 fin février définit le cadre et la possibilité de façon très générale. Tout sera détaillé par la suite par décrets», explique Caroline Marchais, déléguée du Club Biogaz de l’ATEE. Ce premier texte de loi suit les propositions faites dans le rapport rédigé par le groupe de travail mené sous l’égide de la DGEC du MEEDDM. Le Club Biogaz a largement contribué aux travaux du ministère par l’intermédiaire de son groupe de travail Injection. Mais, tan-dis que les projets ne manquent pas, la réglementation se fait attendre. «Nous avons reçu une trentaine de projets de demandes d’injection de biomé-thane dans le réseau, à des stades plus ou moins avancés, explique Claude Jochum, directeur projet biométhane GrDF, dans le Bulletin d’informations pétrolières. Le site de Lille* devrait être le premier raccordé. Les installations de production de biométhane sont physiquement raccordées au réseau de GrDF depuis fin décembre 2009. Nous espérons que l’injection même de bio-

méthane se réalisera au plus vite, vrai-semblablement vers la fin du premier semestre 2010.» En France, le poten-tiel de production annuelle de biogaz est loin d’être négligeable. Dans son rapport, le groupe de travail le sou-ligne : «Au total, le potentiel théori-que de production de biométhane est supérieur à 9,5 Mtep/an à partir de déchets, résidus et cultures énergéti-ques non concurrentielles aux filières alimentaires, ce qui représente le quart de la consommation du gaz naturel en France […]. Le rythme de dévelop-pement en France pourrait être plus soutenu qu’en Allemagne et dépasser 2 Mtep/an en 2020, la France ayant un gisement en substrats méthanisables important.»Mais l’injection du biogaz dans le réseau n’est pas forcément la meilleure solution. Chaque projet est unique ; pour chacun une étude technico-économique doit apprécier quelle valorisation est préférable : la chaleur, la cogénération, le carburant ou l’injection (moyen de transport du gaz vers un site d’utilisation). La source des substrats méthanisés et la situation géographique du site de production sont des éléments indis-pensables à prendre en compte, de même que l’impact environnemen-

tal. D’une façon générale, il est préfé-rable que la valorisation se fasse près des lieux de consommation et la pro-duction du biogaz à proximité de la matière première.

Un contrôle exigeantLa nature des intrants est détermi-nante dans l’élaboration du biomé-thane destiné à l’injection dans le réseau de distribution de gaz naturel. Il y a deux ans, l’Afsset s’est pronon-cée favorablement sur l’innocuité du biométhane issu des installations de stockage et de déchets non dan-gereux, de la fraction fermentescible des ordures ménagères, des déchets agricoles et des industries agro-ali-mentaires (IAA) pour les demandes d’injection. Les études se poursuivent pour les boues de Step et les déchets industriels autres que les IAA. L’in-jection du biogaz dans le réseau de gaz naturel ne peut se faire que sous certaines conditions, parmi lesquel-les la conformité du biométhane aux prescriptions techniques déclarées par l’opérateur afin de préserver l’in-tégrité des réseaux. Selon le groupe de travail du MEEDDM, «des déroga-tions sont envisageables pour la part d’oxygène au niveau des réseaux de distribution. Un relèvement des seuils q

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q limites en oxygène pourrait ainsi être envisagé par les opérateurs après l’examen des retours d’expérience.»Les étapes de production du biomé-thane sont de la seule responsabilité du producteur. C’est à lui qu’il revien-dra de procéder à la méthanisation de ses substrats. Le biogaz produit comporte 50 à 60 % de méthane, ainsi que du CO2, de l’eau et du H2S, non compatibles avec le réseau de distribution. Une épuration poussée est donc nécessaire afin d’obtenir un biométhane constitué à 98 % de méthane, tout comme le gaz naturel extrait du sous-sol. L’étape dite “de compression” se fait avant ou après l’épuration selon la technique utili-sée, souvent à une pression de quel-ques bar pour l’amener à pression d’injection dans le réseau. Ensuite, le producteur contrôlera la composition

de son biogaz pour s’assurer de sa qualité. En cas d’incompatibilité avec le gaz naturel, il devra retourner en épuration.Les opérateurs de réseau de distri-bution, principalement GrDF mais également TIGF dans le Sud-Est de la France, interviendront après. «Nous aurons à réaliser l’odorisation du bio-méthane, explique Catherine Martin, chargée de projet et d’expertise chez GrDF. Comme le gaz naturel, il com-prendra une teneur d’odorisant (THT) entre 30 et 40 mg/m3 pour alerter d’éventuelles fuites. Ensuite, la qua-lité du gaz sera contrôlée afin de sécuriser le bon fonctionnement du réseau. Nous nous chargerons aussi de contrôler le pouvoir calorifique du gaz afin de s’assurer de sa bonne com-bustion. Des protections des ouvrages seront installées (vannes de sécurité,

soupapes et clapets anti-retour), ainsi en cas de non-conformité, le gaz sera torché. Si le gaz est conforme aux prescriptions techniques du réseau, GrDF aura à charge de réguler le débit et la pression afin que la quantité injectée soit absorbable par le réseau. Pour finir, nous serons responsables du comptage nécessaire à la factura-tion du producteur par l’acheteur du biométhane injecté.»

Une équation économique à résoudre«L’investissement et l’exploitation des matériels d’odorisation, de contrôle de la qualité du biométhane et le poste d’injection-comptage devraient, selon nos premières estimations, revenir à environ 110 000 euros par an, précise Claude Jochum. Les frais liés à l’exploitation du réseau sont

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aujourd’hui estimés à 9 000 euros par an. Enfin, le coût du raccorde-ment au réseau coûte entre 60 000 et 200 000 euros par kilomètre de conduite à mettre en place, selon le terrain à traverser.» L’accès au réseau de gaz naturel est pris en charge techniquement par le gestionnaire de réseau et supporté financière-ment par le producteur raccordé, sous forme d’une facturation globale et unique lors de la mise en place, ou via la facturation d’une redevance d’utilisation au producteur, pour les installations agricoles où toute l’installation doit être financée par la vente d’énergie. Le coût de raccor-dement au réseau gaz naturel joue un rôle modeste dans l’économie des projets de grande taille. Toutefois, pour les autres, chaque tronçon de 5 km augmente de 10 % le coût total

de production. À cela s’ajoutent les dépenses liées à la production et au traitement du biométhane pris en charge par le producteur. Le groupe de travail du MEEDDM a estimé l’en-semble de ces coûts avant raccorde-ment entre 66 et 108 €/MWh gaz, incluant l’achat des déchets d’ap-point mais pas celui de cultures éner-gétiques, plus onéreuses, bien que souvent nécessaires pour équilibrer l’approvisionnement du méthani-seur tout au long de l’année.Afin de soutenir la filière, la solution retenue est la suivante : tarifs avec obligation d’achat et garantie d’ori-gine. Le producteur vend son gaz au fournisseur au tarif d’achat mais il peut également, s’il est enregistré auprès du gestionnaire des garanties d’origine, céder des garanties d’ori-gine. «Le tarif d’achat doit apporter

une rentabilité au moins équivalente à la valorisation par cogénération afin que les installations se déve-loppent intelligemment et non pas sur un critère financier», commente Caroline Marchais. Le niveau du tarif sera fonction de l’origine des intrants et du volume de production. Afin d’encourager les systèmes ver-tueux, une prime de 5 €/MWh pour les installations de méthanisation d’ordures ménagères et une prime de 20 €/MWh pour les installations de méthanisation de déchets agri-coles, de l’IAA et de biodéchets sont proposées. m

Méline Le Gourriérec

* La Communauté urbaine de Lille a développé deux sites de méthanisation : Marquette et Sequedin. Aujourd’hui, seul le biogaz du pre-mier est valorisé pour alimenter quatre bus en attendant de pouvoir l’injecter dans le réseau.

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* Taxe générale sur les activités polluantes.

Centres de stockage des déchets

Efficacité énergétique en hausseLa valorisation du biogaz des installations de stockage de déchets non dangereux devient de plus en plus performante, améliorant ainsi le rendement des installations. Exemple de deux sites en Normandie et dans les Ardennes.

L’ installation de stockage de déchets non dangereux (ISDND) de Esquay-sur-Seulles en Nor-mandie traite 100 000 ton-

nes de déchets par an. Elle est équipée de deux moteurs de cogénération fournis par Pro2, d’une puissance de 716 kWe chacun. La société Vira qui exploite le site et a ins-tallé les moteurs ne lésine pas sur le trai-tement du biogaz issu de la méthanisation des déchets, lorsque celui-ci est nécessaire. Avant injection dans les moteurs, ce trai-tement permet en effet d’optimiser le ren-dement et la durée de vie de l’installation. «Avec ces nouveaux moteurs très perfor-mants dont le rendement électrique dépasse les 40 %, on doit faire très attention à la qualité du biogaz, explique Cyril Lejeune, gérant de la société Pro2. Celui-ci subit donc un traitement très poussé en amont qui

le débarrasse des polluants. Sa teneur en méthane est également mesurée.» Pour l’ex-ploitation du site, un réseau de 600 mètres de conduites a été réalisé et transporte le biogaz du centre de stockage à l’installation de revalorisation. Il alimente de manière optimale les deux postes consommateurs : les cogénérations et un sécheur de sable.La chaleur des moteurs est également valo-risée. Récupérée sur l’eau de refroidisse-ment et sur les gaz d’échappement, elle est envoyée dans un évaporateur qui traite les lixiviats du site. En récupérant ainsi la cha-leur et en la valorisant, l’exploitant béné-ficie de la prime à la chaleur du tarif de rachat d’électricité. Sur ce site, le rendement thermique est de l’ordre de 45 %. Couplé au rendement électrique de 40 %, le rendement global atteint les 85 %. Les 1 400 kW électri-ques des deux moteurs sont réinjectés dans

le réseau public. Ce site a également la par-ticularité d’être géré à distance par l’exploi-tant et par Pro2 qui assure la maintenance des moteurs.

Le site d’EteignièresUn autre site d’une capacité semblable a été équipé par la société Pro2 en 2007. Il s’agit du site de stockage de déchets d’Eteignières dans les Ardennes, exploité par la société Arcavi, qui traite 120 000 tonnes de déchets par an. Comme sur le site normand, Pro2 a installé un second moteur (d’une puissance de 500 kW) et la société Arcavi a investi dans un évaporateur qui permet de traiter les lixiviats à partir de la chaleur fournie par les deux moteurs. Mais l’innovation du site réside dans l’installation d’une torchère permettant de récupérer la chaleur. Ce nou-veau système a été inventé par la société Biome qui le teste depuis décembre dernier à Eteignières. Cette torchère dispose d’un échangeur qui récupère la chaleur et prend ainsi le relais des moteurs lorsque néces-saire. De plus, elle permet à l’installation de s’approcher d’une valorisation à 100 % du biogaz produit. «Suite aux accords du Gre-nelle 2, les sites qui valorisent plus de 75 % de leur biogaz bénéficient d’une minoration de leur TGAP*. Ce sera le cas sur le site d’Etei-gnières lorsque l’installation globale fonc-tionnera pleinement», précise Cyril Lejeune. Une fois qu’elle aura fait ses preuves, cette torchère pourra être installée sur d’autres sites de stockage de déchets, car la plupart sont évolutifs et chaque exploitant cher-che à valoriser un maximum de biogaz. Nul doute que cette nouvelle technologie fera des émules ! m Sandra Salès

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F Le site de Esquay-sur-Seulles.

K À Éteignères, la société Arcavi traite 120 000 tonnes de déchets par an.


[ Cogénération ]

ContactTurbomach FranceJean-Louis Foulon11 rue de la Mare à Tissier91280 Saint-Pierre-du-PerrayTél : 01 69 89 00 [email protected]

H PUBLI-COMMUNIQUÉ

Turbomach valorise le biogaz

Leader en Europe, Turbomach a élargi sa gamme de turbines jusqu’à 22 MW. Mais la société dispose

aussi d’une solution bien adaptée aux installations de méthanisation, la Mercury 50. Le marché du biogaz

de décharge est tout spécialement concerné.

F iliale à 100 % du groupe Caterpillar, Turbomach SA, installée en Suisse,

commercialise les turbogénérateurs de Solar Turbines. Le regain d’inté-rêt en Europe pour des moyens de production d’électricité et de cha-leur décentralisés, fl exibles et éner-gétiquement performants devrait profi ter à la société Turbomach qui est déjà le numéro 1 européen dans la gamme des turbines ayant une puissance entre 1,2 et 22 MW, avec 70 % des parts de marché. En effet, le développement des énergies renou-velables en Europe, avec l’objectif de 20 % d’énergie renouvelable dans le mix énergétique en 2020, conduit notamment à la multiplication des installations de méthanisation, afi n de valoriser du biogaz. Un marché naturel pour Turbomach : «Même si nous sommes spécialisés dans la cogé-nération au gaz naturel, avec 720 MW installés en France, notre expérience dans le domaine des autres gaz est

heures par an, précise Jean-Louis Fou-lon. Ce qui est tout à fait adapté à nos turbines dont le taux de disponi-bilité est de 96 % pendant 20 ans. En revanche, la puissance de nos machi-nes nécessite un important volume de biogaz de l’ordre de 2 500 Nm3 par heure à 15 bar.» Le marché visé par Turbomach est donc celui des centres de stockage de déchets, des industries chimiques ou pétrolières, etc., qui peuvent générer ces volumes de biogaz. Une turbine est d’ailleurs parfaitement adaptée aux clients de ce type : la Mercury 50, affi chant une puissance de 4,6 MW et un ren-dement électrique de 39 %. Elle per-met de répondre le plus sereinement possible aux besoins car, pour des puissances inférieures (1,2 MW), les besoins de compression du biogaz réduisent trop le rendement, et pour des puissances supérieures (jusqu’à 15 MW), il faut avoir un gisement conséquent de biogaz.Néanmoins, il existe des cas où le recours à de fortes puissances est

solide, explique Jean-Louis Foulon, directeur commercial de Turbomach France. Dès la fi n des années 1980, Turbomach a installé des turbines en Allemagne fonctionnant au gaz de grisou des mines inexploitées. En France, à la même époque, nous avons aussi équipé l’usine d’épuration des eaux usées d’Achères en Île-de-France avec une turbine de 4,5 MW.»La ligne de production du site d’Achè-res est d’ailleurs en train d’être tota-lement changée par Turbomach : la turbine, les chaudières et les compres-seurs existants vont être rénovés pour améliorer leurs performances et une deuxième unité va être ajoutée. Car le site produit assez de biogaz pour ali-menter deux turbines de 4,7 MW.

Mercury 50, la solution idéale«L’avantage du biogaz, c’est qu’il est produit toute l’année et qu’il permet un fonctionnement d’environ 8 000

possible. C’est le cas sur un des sites de stockage de déchets non dange-reux de Veolia. «C’est une première mondiale où nous avons installé une turbine de 11 MW couplée à un tur-bovapeur de 5,5 MW, indique Jean-Louis Foulon. Mais quelle que soit la taille d’une installation, il faut garder en tête le plus important : le bilan pour l’environnement est toujours positif puisqu’on valorise des gaz fatals, contenant principalement du méthane dont le pouvoir de réchauf-fement global est très élevé.»

Installations clé en mainTurbomach présente l’avantage de pouvoir fournir des installations clés en main, intégrant la turbine et sa maintenance, avec des possibilités contrac-tuelles de long terme. Une option intéressante en Europe où les contextes techniques, fi scaux et réglementaires sont parfois complexes à gérer. Dans le domaine de la méthanisation, ces offres clé en main peuvent intégrer en plus le traitement amont du biogaz. Comme il est issu de déchets très divers, ce biogaz doit en effet être fi ltré afi n d’en retirer tous les composants gênants pour la combustion dans la turbine, comme l’eau, le dioxyde de carbone, le sulfure d’hydrogène et les siloxanes. Si les clients le souhaitent, Turbomach peut établir un contrat de garantie totale sur des durées d’exploitation lon-gues (15 ans par exemple).

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Installations classées

Un début de simplificationLe développement des installations de méthanisation oblige à avoir un cadre

réglementaire adapté à la filière. Des évolutions sont en cours mais contraignent

encore les professionnels.

E n quelques mois, le cadre réglementaire pour les installa-tions produisant et utilisant du biogaz a évolué fortement. Ce mouvement vient :

• d’une part de la nécessaire prise en compte de la création de nou-veaux sites de méthanisation. Les promoteurs des installations agri-coles, souvent de petite taille, n’ont pas les moyens de répondre aux contraintes qu’engendre l’assujet-tissement au régime de l’autorisa-

tion des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) ;

• d’autre part du changement conceptuel dans la réglementation ICPE qui pousse à la création d’un régime intermédiaire – dit d’enre-gistrement – entre celui de la décla-ration et celui de l’autorisation (voir le supplément d’Énergie Plus n°433).

Un premier décret a été publié le 29 octobre 2009 (1). Il modifie la nomenclature des installations clas-sées en créant trois nouvelles rubri-ques. La rubrique 2780 concerne les installations de traitement aérobie

(compostage ou stabilisation bio-logique). La rubrique 2781 a spécifi-quement trait aux installations de méthanisation de déchets non dan-gereux, à l’exclusion des installations de stations d’épuration urbaines. Elle précise que la méthanisation de matière végétale brute, d’effluents d’élevage, de matières stercoraires (2) et de déchets végétaux d’industries agroalimentaires (rubrique 2781-1) est soumise au régime de l’autorisa-tion si la quantité de matières trai-tées est supérieure ou égale à 30 t/j. En dessous de ce seuil, c’est le régime de la déclaration qui s’applique, avec obligation d’un contrôle périodique tous les cinq ans par un organisme agréé. Deux arrêtés du 10 novembre 2009 et une annexe publiée au bulletin officiel du MEEDDM ont complété ce décret et mentionnent ce que le contrôle périodique implique sur l’implantation et l’aménagement du site, et sur son exploitation. Il y est notamment fait mention que :

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La combustion aussiJusque là, la combustion du biogaz relève de la rubri-que 2910B des ICPE et nécessite une autorisation dès que la puissance excède 100 kW PCI. Un décret en cours de signature va créer une nouvelle rubrique (2910C) et modifier la règle : au-dessus de 100 kW, la combustion sera soumise au même régime que celui de l’installation (autorisation, enregistrement ou déclaration). Là aussi, cela permet une simplifi-cation mais le seuil des 30 t/j pour la déclaration correspond à un niveau de puissance entre 0,5 et 1 MW… ce qui est encore peu élevé, si on le compare à celui de toutes les autres installations de combus-tion (rubrique 2910A) qui est de 20 MW !

Les exploitants vont devoir se conformer à la liste restreinte des produits acceptés

G La sélection des matières autorisées dans le régime de déclaration est très importante.


• la teneur en H2S en sortie d’installa-tion doit être inférieure à 300 ppm ;

• une capacité de rétention de matiè-res liquides doit être assurée, égale au volume du contenu liquide de la plus grosse cuve.

La méthanisation d’autres déchets non dangereux (rubrique 2781-2) est soumise au régime de l’autorisa-tion. Une dernière rubrique (2782) regroupe toutes les installations met-tant en œuvre d’autres traitements biologiques que ceux des rubriques 2780 et 2781 ; elles sont également soumises à autorisation.

Beaucoup de produits exclus«La création de la rubrique 2781-1 a le mérite de clarifier la situation sur le statut réglementaire des installa-tions de méthanisation, même si les professionnels auraient préféré une limite de 50 t/j entre l’autorisation et la déclaration, analyse Caroline Marchais, déléguée générale du Club Biogaz. En revanche, les exploitants vont devoir se conformer à la liste

(1) Tous les textes légaux sont consultables sur le site du Club Biogaz de l’ATEE : http://biogaz.atee.fr, rubrique Installations classées.

(2) Les matières stercoraires sont les matières fécales ou celles encore conte-nues dans le système digestif des animaux… Victor Hugo dit dans les Misérables qu’une «grande ville est le plus puissant des stercoraires».

restreinte des produits acceptés dans cette rubrique.» En outre, le calcul en tonnes par jour ne traduit pas le pouvoir méthanogène des matières : 30 tonnes de fumier ne produiront pas autant de biogaz que 30 tonnes de graisses animales ! Cette forte restriction dans les matières métha-nisables devrait être levée en par-tie dans un prochain décret créant le régime d’enregistrement pour les quantités comprises entre 30 et 50 t/j. Ce régime, proposé aux instal-lations relevant des rubriques 2780-1 et 2781-1, ajouterait en effet le lac-toserum dans la liste. «Néanmoins, dans l’industrie agro-alimentaire, hormis les matières stercoraires, tous les autres abats sont exclus, ainsi que les déchets d’abattoirs et les matières semi-liquides, ce qui impose des trai-tements supplémentaires et donc des coûts pour ces matières non autori-sées, précise Caroline Marchais. Par ailleurs, les vinasses et les huiles sont aussi exclues, tout comme les copro-duits des industries autres qu’agro-

alimentaires, tel que ceux des papete-ries, de la cosmétique, etc.»Évidemment, même s’il est un peu plus contraignant que la déclara-tion, le régime de l’enregistrement présentera tout de même l’intérêt, par rapport à l’autorisation, de ne pas nécessiter d’études d’impacts et de dangers, et de ne pas être soumis ni à enquête publique ni au passage devant le conseil départemental de l’environnement et des risques sani-taires et technologiques. «Mais com-ment la règle sera-t-elle appliquée sur le terrain ? Les professionnels de la filière espèrent que, devant la nou-veauté, les Dréal n’auront pas ten-dance à être trop prudentes, pour ne pas pénaliser le développement des petites installations», rapporte Caroline Marchais. m

Stéphane Signoret

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[ Biogaz ]

À la demande de l’Ademe et du ministère de l’Alimentation, de l’agriculture et de la pêche (Maap), un grou-

pement de bureaux d’études a mené une expertise commune sur la ren-tabilité des projets de méthanisation rurale. Conduit par Solagro associé à Erep, PSPc, PeriG Consultants et Sogreah, il a ainsi décortiqué une soixantaine de projets dans l’optique d’en analyser les investissements, les produits et les charges d’exploi-tation*. L’étude inclut également un état des lieux des soutiens à la filière biogaz rural en Allemagne, en Belgi-que et en Suisse, ainsi que du disposi-tif des projets domestiques en France. L’objectif final est de faire des propo-sitions pour que les systèmes de sub-

vention ou de tarif de vente de l’éner-gie finale soient adaptés à un certain niveau de rentabilité. Car dans bien des cas, aujourd’hui, nombre de pro-jets ruraux sont abandonnés faute de rentabilité dans le cadre du tarif d’achat de l’électricité fixé en 2006.L’échantillon de cette analyse se com-pose de 19 dossiers en cours d’études de faisabilité, 37 dossiers ayant déjà fait l’objet d’un devis (constructeurs ou bureau d’études) et de 5 sites en fonctionnement. Assez uniformé-ment répartis sur le territoire métro-politain, ces 61 sites traitent entre 2 500 et 75 000 tonnes de matières par an. Les deux tiers traitent moins de 10 000 t/an de matières, soit moins que la limite de 30 t/j entre les régimes d’autorisation et de décla-ration (voir l’article page 14). 80 % des dossiers traitent plus de 50 % de déjections animales et 45 % utilisent des cultures énergétiques (ensilage de maïs de sorgho et d’herbes, cultu-res dérobées) dans une limite de 15 % du tonnage global.Tous les sites – sauf deux qui étu-dient l’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel – valorisent le biogaz par cogénération. La puis-sance électrique s’échelonne entre 50 et 2 100 kW, pour une moyenne de 325 kW. Les trois quarts des dossiers ont néanmoins une puissance infé-rieure à 280 kWe. Le taux de valori-sation de l’énergie est en moyenne de 65 %. Dans 80 % des cas, la cha-leur cogénérée est valorisée pour le maintien en température du diges-teur mais également pour les besoins de chauffage de l’exploitation ou

revendue à l’extérieur. La longueur moyenne du réseau de chaleur est de 350 mètres.Globalement, l’investissement total dans les installations est très disparate. Ramené à la puis-sance, il navigue entre 8 600 €/kWe pour les installations de 100 kWe, 5 600 €/kWe pour celles de 500 kWe et 5 200 €/kWe pour celles de 1 000 kWe. L’analyse a été affinée en décomposant l’investissement en six catégories :1. aménagement du site, digesteur, post-digesteur, stockage, 2. réception des matières et hygié-nisation, 3. ges-tion du digestat, 4. valorisation du biogaz, 5. valorisation de la chaleur, 6. ingénierie. Ce découpage permet de trouver d’assez bonnes corréla-tions linéaires entre puissance ins-tallée et montant de l’investisse-ment, sauf pour les catégories 3 et 6.

Deux fois plus cher qu’en AllemagneIl donne aussi des points de repères pour comparer les coûts en France à ceux en Allemagne. Sans compter les investissements liés au traitement complémentaire du digestat, les auteurs de l’étude montrent ainsi que l’investissement est deux fois plus important dans notre pays qu’outre-Rhin pour des unités de 500 kWe, la taille standard en Allemagne. Le rapport est de 1,6 pour les plus peti-tes installations d’environ 100 kWe et de 2,3 pour celles de 1 MWe (voir graphe 1). Pour nuancer cet écart, les auteurs notent néanmoins que sur les grandes puissances leur échan-tillon est restreint et compte des pro-jets collectifs aux coûts importants de logistique. Mais à l’avenir, les coûts supplémentaires dus au res-pect de la réglementation ICPE (rubri-que 2781) pourraient conduire à une

Comparaison des investissements

Objectif rentabilitéComment jauger la rentabilité des projets de méthanisation rurale ? Une étude s’est penchée sur la question et donne ainsi de bons repères, dont le plus important est qu’il faut… augmenter le tarif de rachat d’électricité.

G Graphe 1 : les coûts en France sont deux fois plus élevés qu’en Allemagne.

AutresCogénération

Gestion digestatDigesteur

Réception ressources


hausse de l’investissement de 6 %, creusant un peu plus le fossé avec l’Allemagne. Il faudrait un fort déve-loppement de la filière pour bénéfi-cier d’un effet d’économies d’échelle comme chez nos voisins.En ce qui concerne les produits et les charges financières, les répartitions moyennes sont les suivantes :• les produits sont assurés à 80 %

par la vente de l’électricité, à 10 % par la redevance déchets, à 8 % par la vente de chaleur et à 2 % par la vente du digestat et les économies d’engrais ;

• les charges sont plus variées et sont en majorité dues à la maintenance (34 %), aux frais de personnel (17 %) au transport/épandage (11 %) et à l’achat d’électricité (9 %).

Niveaux de soutienLa partie la plus cruciale de l’étude concerne la rentabilité. Les auteurs ont opté pour la méthode TEC (taux d’enrichissement en capital) qui cal-cule le ratio entre la valeur actualisée nette – avec un taux d’actualisation de 4 % – et l’investissement initial. Généralement, on considère qu’un investissement est rentable si le TEC supérieur à 0,5 pour des projets com-portant un risque indéniable comme le sont les projets de méthanisation. Le taux de rentabilité interne (TRI) et le temps de retour brut sur investis-sement (TRB) ont aussi été évalués. Plusieurs hypothèses sont appliquées à tous les dossiers : durée d’observa-

tion économique de 15 ans, taux d’in-térêt à court terme de 6 %, part de fonds propres de 20 %, remplacement du moteur de cogénération la hui-tième année, rendement électrique de 35 %, rendement thermique de 44 %, 7 500 heures de fonctionnement par an, etc. Les paramètres qui influent le plus positivement sur le TEC sont la puissance électrique totale, l’investis-sement total, le tonnage total entrant, le pouvoir méthanogène et le ratio vente chaleur/chiffre d’affaires total.Comme la répartition des produits l’indique, la rentabilité est très liée à la vente de l’électricité. Le tarif d’achat actuel a donc été comparé au tarif qu’il faudrait pour atteindre un TEC de 0,5 soit un TRB de 7 ans environ et un TRI de 9 à 10 %, prenant en compte la montée en puissance de l’installa-tion les deux premières années. Les résultats sont sans surprise : dans les conditions actuelles, seuls 16 % des dossiers sont viables sans subvention (voir graphe 2). Le chiffre monte seu-lement à 34 % si l’on considère les sub-ventions obtenues ou demandées.L’étude montre par ailleurs que si le tarif d’achat d’électricité est aug-menté de 30 % ou de 40 % (hors sub-vention), alors respectivement 59 % ou 72 % des sites deviennent renta-bles. Le tarif de base n’est pas le seul levier : la prime à l’efficacité énergé-tique donne aussi de bons résultats à elle seule ; en la multipliant par deux, 45 % des projets deviennent viables.L’étude montre également que plus

* Cette partie de l’étude a été présentée par Chris-tian Couturier, de Solagro, lors de la réunion plénière du Club Biogaz de l’ATEE en mars 2010.

Rentabilité sans subvention

de la moitié des dossiers (54 %) sont rentables avec un taux de subvention inférieur à 30 %. Ce taux grimpe à 85 % si la subvention est égale à 50 %.Enfin, les auteurs ont détaillé les coûts de production constitués du coût de génération du biogaz et du coût de la conversion en énergie finale (électricité, chaleur ou biomé-thane). Ceux-ci ont permis d’évaluer les prix de revient nécessaires de ces énergies finales pour atteindre un TEC de 0,5. Pour l’électricité, on constate que plus de la moitié des dos-siers de l’échantillon nécessiteraient un tarif supérieur à 180 €/MWh pour être viables. Pour la chaleur, sur la base d’une densité énergétique de 2 MWh par mètre linéaire du réseau, le tarif de vente moyen devrait être de l’ordre de 80 €/MWh pour les pro-jets de plus de 11 GWh d’énergie livrée par an (soit 1 000 tep/an). En-deçà, il y a une grande variabilité des résul-tats (voir graphe 3). Quant au biomé-thane, les résultats confirment les tra-vaux menés par la DGEC (voir article page 14) sur la prévision des coûts de production. Il semble que le seuil de rentabilité se situe autour de 3 GWh livrés par an, ce qui rendrait l’injec-tion accessible aux installations agri-coles de capacité moyenne. m

Stéphane Signoret

Tarif de vente de la chaleur pour TEC = 0,5

K Graphe 2 : au-dessus de la ligne, les projets ne sont pas rentables.

S Graphe 3 : une plage de 80 à 100 e/MWh thermique rend la vente de la chaleur rentable.

[ Biogaz ]dossier F

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A ucun gâchis : la totalité du bio-gaz produit sur Revico, le centre de traitement des vinasses en Charente, est valorisée en bio-

gaz et en électricité depuis novembre 2009. «Le site appartient à un ensemble de pro-ducteurs de cognac de la région. Ils se sont réunis en association en 1971 pour créer cette filiale commune leur permettant ainsi de traiter leur vinasse», explique Maxime Bris-saud, chef de projets chez Verdesis. Plus de 3 millions d’hectolitres, soit la moitié de la production de la zone d’appellation cognac, y sont traités chaque année par méthanisa-tion. 20 GWh de biogaz sont ainsi produits. Jusqu’à présent, celui-ci se substituait au gaz naturel pour alimenter les chaudières qui fournissent la chaleur nécessaire à main-tenir les méthaniseurs à 37 °C. De la même façon, une seconde partie était utilisée pour

Énergies vertes au pays du cognacSur le site de Revico (Charente), Verdesis et des producteurs de cognac

valorisent les vinasses en énergies vertes : chaleur et électricité.

approvisionner les colonnes de distillation. «La distillation, auparavant obligatoire, est aujourd’hui en voie de disparition. Par consé-quent, seuls 5 % de la capacité des colonnes à distiller fonctionnent. L’excédent de bio-gaz est brûlé en torchère, il a donc fallu trou-ver une solution pour le valoriser», poursuit Maxime Brissaud. Verdesis, filiale d’EDF Énergies Nouvelles, et Revico ont donc créé ensemble une société, Revico Énergies Vertes, afin de développer un nouveau projet sur le site. La solution trouvée est l’installation d’une cogénération de 800 kWe en microturbines, soit un conte-neur de quatre microturbines de 200 kWe chacune. «La particularité du site est d’avoir une activité fortement saisonnière dépen-dant totalement de la distillation du cognac, précise Maxime Brissaud. La méthanisation fonctionne à plein à partir de novembre et

jusqu’en mars puis ralentit pour s’éteindre fin juin. Il s’agissait de trouver comment dimensionner la solution de cogénération pour valoriser au mieux le biogaz pendant la pleine période ainsi que pendant le régime partiel.» L’avantage des microturbines est qu’elles autorisent une flexibilité de la puis-sance grâce à l’installation en parallèle de plusieurs modules, activés ou non selon les besoins du site. Cette technologie permet de maintenir un rendement maximal de 79 % (électricité et chaleur) tout au long de la sai-son de méthanisation. L’ensemble du projet a nécessité un investissement de 1,65 million d’euros, financé à hauteur de 400 000 euros de subventions obtenues auprès de l’Ademe, la Région et le Fonds européen de développe-ment régional (Feder). Le retour sur investis-sement sera atteint en sept ans.

Une valorisation maximale de la vinasseAvant de devenir biogaz, les vinasses, qui arrivent avec une concentration en DCO (demande chimique en oxygène) de 25 g/l, sont stockées sur le site Revico où une partie est concentrée à 80 g/l de DCO. La vinasse méthanisée est un mélange des deux subs-tances atteignant ainsi 50 g/l de DCO. Sur chaque site de méthanisation, avant sa valorisation, le biogaz est traité. Trois éta-pes se succèdent : la désulfuration et la dés-humidification via une tour de lavage et un affinage par filtration pour éliminer les der-niers polluants ou particules indésirables. Pour finir, il est compressé à 5 bar avant d’être envoyé dans les microturbines qui produisent chaleur et électricité. À Revico, les 7,9 GWh/an de biogaz utilisés pour la cogénération fournissent 2,53 GWe qui sont revendus à EDF, soit un chiffre d’affaires de plus de 300 000 euros par an, et 3,71 GWth qui sont récupérés des fumées et utilisés sur le site. Au final, le site produit 12,6 fois plus d’énergie qu’il n’en consomme. Concer-nant le digestat, après décantation, la par-tie liquide est rejetée dans l’Antenne, un affluent de la Charente, après finalisation du traitement par boues activées et lagu-nage. Quant au digestat solide, il est com-posté avec les déchets verts de la ville, traité et valorisé en agriculture. m


F Le site de Revico.

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‐NOUVELLES VOIES DE VALORISATION .Injection du biogaz dans le réseau de gaz naturel .Biométhane carburant

20 mai 2010 ‐ÉCONOMIE DE PROJET ET MONTAGE FINANCIER ‐ETUDE DE CAS : DEUX PROJETS COLLECTIFS TERRITORIAUX .Site en construction : GEOTEXIA .Site en exploitation : Passel (Oise)

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D.R.

S ita Alsace a profité du savoir-faire de son homologue Sita Deutschland, qui exploite une dizaine de bio-déconditionneurs outre-Rhin, pour

construire sa première installation sur le territoire hexagonal. À partir de juin 2010, le bio-déconditionneur d’une capacité de 24 000 tonnes par an accueillera sur le site du Rohrschollen à Strasbourg les premiers biodéchets issus des filières régionales de l’agro-alimentaire et de la grande distribu-tion : des lots non conformes, ainsi que des lots périmés. Un investissement de 1,2 mil-lion d’euros pour cette filiale de Suez Envi-ronnement soutenu à hauteur de 20 % par l’Ademe.En début de chaîne, après un contrôle visuel, les opérations de broyage et de cen-trifugation permettront de séparer les matières organiques (90 % des flux) de leurs contenants (10 %). Ces derniers seront brû-lés dans l’usine d’incinération voisine, tan-dis que la fraction fermentescible rejoindra les unités de méthanisation germaniques implantées dans un rayon de 100 à 150 km autour de Strasbourg. «Notre projet per-

En Alsace, un bio-déconditionneur recycle les déchets alimentaires

En débarrassant les déchets alimentaires de leurs emballages, le bio-déconditionneur construit

par Sita Alsace permettra la production annuelle de plus de

3 millions de m3 de biogaz.

mettra une baisse significative des coûts de traitement des déchets ultimes pour nos clients, tout en réduisant leur empreinte éco-logique», se félicite Charles Coppin, direc-teur de l’agence Bas-Rhin Entreprises de Sita. Néanmoins, les responsables de Sita Alsace comptent sur l’achèvement d’unités de méthanisation agricole en Alsace pour bénéficier de débouchés plus locaux. D’une capacité de 12 500 tonnes de biodéchets par an, le premier méthaniseur agricole alsacien devrait voir le jour courant 2010 à Ribeauvillé (Haut-Rhin). Le biogaz produit dégagera 20 000 MWh par an, moitié ther-mique, moitié électrique, l’électricité étant revendue à 13,5 centimes le kWh.

25 à 30 000 tonnes de déchets par anÀ terme, la production de biogaz à partir des déchets fermentescibles chez Sita Alsace devrait avoisiner 3 150 000 m3 par an à Stras-bourg, de quoi chauffer 1 100 habitations ou alimenter en électricité 2 100 logements. «En lançant ce projet, Sita Alsace a voulu contri-buer à limiter le traitement final par enfouis-sement et incinération en transformant des déchets industriels considérés comme ulti-mes en une véritable ressource», poursuit le directeur de l’agence Bas-Rhin Entreprises. Et il y a urgence dans la région. D’ores et

déjà, à défaut de capacités régionales suf-fisantes, 30 000 tonnes par an de refus de tri de déchets d’entreprise sont enfouies en Lorraine. Par ailleurs, une étude confiée par l’Ademe au bureau d’études Inddigo parue en 2007 a montré que la capacité d’enfouis-sement réservée aux déchets banals ne sera durable jusqu’en 2025 que si les tonnages enfouis passent de 308 000 tonnes par an à 142 000 tonnes par an.Si l’installation ne fonctionnera dans un premier temps qu’à demi-régime, le gise-ment régional évalué entre 25 et 30 000 ton-nes de biodéchets par an devrait permettre rapidement un fonctionnement à pleine capacité. De plus, à côté des déchets alimen-taires produits par l’industrie et les gran-des surfaces, Sita Alsace compte accueillir dès 2011 les biodéchets de la restauration collective. Au final, l’industriel du déchet devrait éten-dre son procédé à d’autres régions à condi-tion que celles-ci disposent d’un nombre important de producteurs de biodéchets, mais aussi d’une forte activité agricole. En effet, les digestats issus de la production de biogaz, extrêmement riches en matières organiques, doivent pouvoir être réutilisés comme amendement agricole. m

Pascal Burger

F Le chantier du bio-déconditionneur.


[ Biogaz ]

S Le procédé a déjà été installé en Allemagne, en Italie et en Suisse.

RepèresPar le procédé de fermentation sèche, on récupère de 20 à 35 % de la masse entrante sous forme de compost. Ce taux monte à 50 % si la matière première est composée de beaucoup de biodéchets (hors ordures ménagères résiduelles) comme c’est le cas en Allemagne.Le biogaz est valorisé à 40 % sous forme d’électricité et à 40 % sous forme de chaleur. Pour béné-ficier du tarif d’achat d’électricité le plus intéressant en France, la majeure partie de cette chaleur doit être utilisée (process du digesteur mais aussi séchage de matières par exemple).

Le procédé Bekon arrive bientôt en France

À l’échelle des installations industrielles, le procédé Bekon de fermentation par voie sèche s’est développé en Allemagne, en Italie et en Suisse. La France devrait bientôt accueillir cette solution sur deux sites.

P roduire du biogaz, c’est la démarche adoptée par la société allemande Bekon. Contrairement à la plupart des technologies qui utilisent une

fermentation par voie humide, le procédé Bekon se démarque par sa fermentation par voie sèche : son utilisation requiert donc que la matière organique soit composée à plus de 50 % de matière sèche. Mais le procédé n’est optimal que pour des grands volumes, au minimum 10 000 tonnes. La matière est introduite dans des tunnels en béton étan-che et y reste pendant environ quatre semai-nes. Puis, elle est conduite dans les tunnels de compostage où elle fermente de façon aérobie, c’est-à-dire avec une insufflation d’air. Du biogaz est alors produit de façon continu pendant les différents stades de la fermentation. Il est ensuite brûlé dans des moteurs de cogénération. L’électricité est revendue et la chaleur produite est réutilisée en partie pour chauffer les digesteurs qui permettent aux organismes fermenteurs de rester à bonne température. Pour le moment, 18 usines de méthanisation sont équipées du procédé Bekon, en Allemagne, en Suisse et en Italie. En France, deux projets sont actuel-lement en cours. Leur construction devrait démarrer d’ici la fin de l’année 2010.

Un compost de qualitéCe procédé, qui a été inventé en 2002, permet aujourd’hui de traiter jusqu’à 50 000 tonnes de biomasse par an. La pre-mière usine, implantée à Munich en 2003, a été réalisée en tant que pilote industriel. En effet, comme il s’agissait d’un procédé inédit, «Bekon devait financer et construire l’usine qui aurait d’abord à prouver l’ef-ficacité du procédé en traitant jusqu’à 10 000 tonnes par an, explique Pierre

Froidcœur, gérant de la société Biozis, parte-naire français de Bekon. Pendant deux ans, l’usine a été soumise à un contrôle effec-tué par un comité scientifique. Si le procédé fonctionnait, la ville rachetait l’usine.» Ce fut le cas et au printemps 2006 Munich a acquis l’usine et commandé son extension. Cette dernière traite aujourd’hui 25 000 ton-nes de biomasse par an. Au niveau de la pro-duction d’énergie, le procédé Bekon permet d’atteindre des capacités comprises entre 0,5 et 3 MW électriques. Par exemple, le site de Rendsburg-Eckernförde à Borgstedtfelde en Allemagne, opérationnel depuis novembre 2008, traite 30 000 tonnes de matière orga-nique par an et arrive environ à 1 MW.Pour l’entreprise Biozis, spécialisée dans le compostage depuis plus de 20 ans, l’in-térêt pour la méthanisation s’est effectué en toute logique. En effet, «les usines de compostage seules ne présentaient que peu d’intérêt car il n’y avait pas de récupération possible d’énergie, indique Pierre Froidcœur. Tandis qu’avec l’intercalation d’un procédé de méthanisation, non seulement l’éner-gie est valorisée mais, en plus, le compost récupéré n’est pas altéré.» En effet, le pro-cédé Bekon permet d’obtenir un compost de haute qualité du fait de la forte concentra-tion en matière sèche nécessaire. m

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Baoding la vitrine photovoltaïque de la ChineSituée dans la province du Hebei, à 140 km au sud de Beijing,

la ville de Baoding compte plus d’un million d’habitants. Elle s’affiche désormais comme la première ville “carbone-positive” au monde. En fait, la ville n’est pas devenue elle-même neutre

en carbone, malgré ses efforts : ce sont les réductions d’émissions de gaz à effet de serre engendrées par la vente des produits fabriqués sur son territoire qui dépassent les émissions réelles de la ville. Il y a là surtout un effet d’annonce basé sur le fait que plus de 170 entre-

prises se consacrent aux nouvelles énergies décarbonées dans cette Power Valley, en fournissant des panneaux solaires et des turbines d’éoliennes au monde entier. Ainsi, le deuxième plus grand construc-teur chinois de modules photovoltaïques, Yingli Green Energy, y est basé depuis 1998. À Baoding, il a d’ailleurs réalisé une installation sur un hôtel (photo).Pour renforcer encore ces développements d’entreprises, et pour privilégier l’installation des panneaux solaires sur son territoire, le gouvernement chinois a lancé le programme Golden Sun, qui aidera au financement de 294 projets, à hauteur de 20 milliards de yuans (plus de 2 milliards d’euros). m

Stéphane Signoret

cas vécus F

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pluie sera collectée pour être réutilisée dans les sanitaires.

Vers l’énergie positiveÀ terme, l’électricité produite sur site devrait permettre la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau. Stocké, l’hydrogène pourra être utilisé selon les besoins dans une pile à combustible pour fournir chaleur et électricité (voir page 43). Avec tous ces équipements, le bilan énergétique du bâti-ment est positif et devrait éviter l’émission de 66,7 tonnes de CO2 par an par rapport aux solutions classiques dans le tertiaire. Un surplus de production énergétique de 18,3 kWh/m2.an peut même être envisagé si tout ce passe bien. En effet, si le bâtiment est déjà plus ou moins fonctionnel, le chan-tier n’est pas terminé. «La mise en œuvre des différentes énergies utilisées n’est pas encore en place», indique Pascal Kouba, responsable énergie chez Abalone.

Le bâtiment se veut modèle et reproduc-tible. Pour cela, les partenariats avec les bureaux d’études et les fournisseurs ont été organisés avec des acteurs régionaux. De plus, aucun brevet n’a été déposé car le fait d’être reproductible constitue l’un des fondamentaux du projet de François-Xavier Moutel. Enfin, une évolution de la struc-ture est prévue, en fonction des nouvelles technologies qui peuvent arriver sur le marché ou de la capacité à stocker l’énergie reçue des sources renouvelables. À terme, l’objectif est que le bâtiment ne soit plus raccordé au réseau électrique national. Mais pour le moment et après quelques diffi-cultés et surcoûts liés aux énergies renou-velables et à l’hydrogène, la priorité est donnée aux différents raccords. Pour le PDG, la consommation immédiate sera privilé-giée plutôt que la revente. m Gayané Adourian

D ès 2003, pour François-Xavier Moutel, PDG du groupe Abalone spécialisé dans l’intérim, l’idée est là : réaliser un bâtiment 100 %

autonome en énergie qui tend vers le zéro-pollution. Aujourd’hui, l’idée sort de terre. À Saint-Herblain, près de Nantes, les travaux ont démarré en 2006. Sur un site de 1 320 m2 de superficie, le nouveau siège social de la société est un réel concentré de solutions environnementales qui lui permettront d’être autonome au point de vue énergétique et de ne pas rejeter de gaz à effet de serre dans l’atmosphère. En plus d’une conception accentuée sur l’inertie thermique du bâti-ment (compacité, façade double-peau, réduc-tion des ponts thermiques, etc.), un cock-tail d’énergies renouvelables devrait faire recette. En effet, énergie éolienne, énergie solaire et hydrogène constituent les ingré-dients de ce projet qui tenait vraiment à cœur à François-Xavier Moutel.En ce qui concerne l’énergie du vent, deux types d’éoliennes sont installées. Trois éoliennes de 15 mètres et 10 kW chacune devraient fournir 45 MWh/an. Et sur le toit, trois petites turbines de trois mètres de hauteur apporteront 15 MWh de plus. Vient ensuite le solaire : avec 80 m2 de panneaux photovoltaïques, une produc-tion de 20 MWh par an devrait être assurée. Toute cette électricité sera majoritaire-ment utilisée dans le bâtiment et le surplus injecté dans le réseau électrique national. Quant au solaire thermique, la chaleur récupérée sera directement utilisée dans le bâtiment pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire. La climatisation et la ventilation de l’installation seront assurées par un puits canadien et une VMC double flux, et l’eau de ©

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Abalone : un bâtiment modèle

Énergie solaire, éolienne, pile à combustible, autonomie… Le siège social d’Abalone, entreprise spécialisée dans l’intérim, ne manque pas d’atouts pour devenir un bâtiment à énergie positive. Visite guidée.

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Y’a du cochon dans le brûleurÀ Plélan-le-Grand, l’Atelier de l’Argoat, où

sont préparées andouilles et andouillettes, a échappé au dépôt de bilan grâce à l’installation d’un nouveau procédé

permettant de récupérer les graisses de porc et de les valoriser en biocombustible.

difficile, j’ai tout fait pour éviter le dépôt de bilan. La solution trouvée a été cette nouvelle installation.» La technologie mise en place a été tota-lement inventée à cette occasion. Elle consiste à récupérer les graisses générées lors de la fabrication de l’andouille : les parures issues de la préparation des boyaux, les huiles de cuisson et les graisses contenues dans les effluents. À chaque étape, la collecte des déchets a été opti-misée. Des cornières en inox sont disposées autour des tables d’em-bossage pour récupérer les graisses. Dans l’atelier de cuisson, un réseau

de tuyauteries, mis en place par le chaudronnier Le Garrec, collecte les huiles issues des quatre cellules de cuisson et des marmites. En sortie d’usine, un flottateur recueille les graisses envoyées auparavant dans la station d’épuration. Une fois collectées, les eaux grasses sont pompées puis envoyées dans un déphaseur lamellaire statique de 10 m3 conçu par Biothermie, qui isole les huiles pures, les précipités solides et l’eau. L’huile ainsi récupérée est transformée dans un réacteur via le procédé breveté Biothermie en un combustible propre. Ce dernier alimente un brûleur mixte gaz/biocombustible Weishaupt mis en service par le chaudiériste de l’Ate-lier de l’Argoat, Cometi.Sur le plan technique, la mise au point de ce procédé en laboratoire

a été complexe. Une fois réalisé, le prototype a dû être transposé pour être opérationnel en indus-trie. Avant cela, il a fallu mettre en évidence la capacité d’une combus-tion “propre”, ce qui a été prouvé puisque, aujourd’hui, les rejets de gaz à effet de serre sont inférieurs de 22 % à ceux d’un fioul léger.

Une valorisation fructueuseDepuis décembre 2008, l’installa-tion est opérationnelle. L’impact environnemental est indéniable et les répercussions économiques favo-rables à l’Atelier. Par l’utilisation de la graisse du porc dans la fabri-cation du biocombustible, l’entre-prise a pu diminuer le volume de ses déchets de près de 180 tonnes. «Le coût de l’équarrissage supporté par l’entreprise était très important, il était nécessaire d’imaginer baisser le volume de déchets enlevés», explique Joël Tingaud. La baisse réalisée représente un gain de 16 000 euros par an et ce n’est pas le seul bénéfice du procédé. La convention tripartite passée avec la mairie et le gestion-naire de la station d’épuration allait limiter le développement de l’en-treprise. «Pour nous développer, nous devions nécessairement dimi-nuer la pollution aquatique générée par l’entreprise lors du processus de production car nous atteignions quasiment les limites autorisées», précise Joël Tingaud. Aujourd’hui, la DBO5 (demande biochimique d’oxygène à cinq jours) a diminué de 23 % et la DCO (demande chimique en oxygène) de 28 %. Ainsi, l’eau renvoyée vers la station d’épura-tion est moins chargée en polluants, ce qui procure une économie de 8 000 euros par an. «Cette baisse

T out est bon dans le cochon», cet adage bien connu de tous se vérifie à l’Atelier de l’Argoat situé à Plélan-le-Grand en Ille-et-Vilaine

où est fabriquée la traditionnelle andouille de Guémené. Ici, les sous-produits gras de l’animal sont valo-risés en combustible par un procédé développé par la société Biothermie, grâce auquel l’entreprise a remporté le premier prix des Technologies économes et propres sur le salon Pollutec 2009. En effet, la nouvelle installation permet la qualification d’une filière interne de récupération et fonte des graisses qui fait passer une matière de l’état de graisse animale à celui de coproduit valori-sable par l’entreprise elle-même. Par la transformation et la combustion du combustible Biothermie dans la nouvelle chaudière, l’entreprise a réalisé d’importantes économies financières et est devenue quasi-ment indépendante du gaz. Cette installation a également permis de modifier le système de chauffe du ballon d’eau chaude et ainsi d’écono-miser l’électricité qui va avec.«Tout a commencé fin 2004 lorsque j’ai repris l’entreprise, explique Joël Tingaud, PDG de l’Atelier de l’Argoat. La situation économique était très

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L’entreprise a pu diminuer le volume de ses déchets de près de 180 tonnes et a économisé 60 % de sa consommation de gaz


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Y’a du cochon dans le brûleur

nous permet de gagner une marge de main-d’œuvre de 10 % sur la produc-tion», ajoute Joël Tingaud.En outre, sur 200 tonnes d’huiles collectées dans l’année, en 2010, l’Atelier de l’Argoat en valori-sera 50 % en biocombustible sur le site, soit la création d’environ 80 tonnes d’une énergie renouve-lable, et revendra l’autre moitié pour 45 000 euros. Dans ces conditions, l’usine gagnera en indépendance énergétique, elle fonctionnera à 60 % sur le biocombustible et 40 % en gaz de ville. À cette économie s’ajoute la chaleur cogénérée par le processus qui permet de chauffer l’eau servant aux cellules de cuisson et aux marmites et ainsi de réduire de 20 % les consommations d’élec-tricité, soit 110 000 kW (environ 7 000 euros par an). «Il faut néan-moins affecter à l’ensemble de ces gains des coûts inhérents à la mise

en place du procédé, au suivi et à la maintenance des outils, ce qui corres-pond à environ 20 000 euros par an», précise Joël Tingaud.Le procédé répond à des besoins vitaux pour l’entreprise : protec-tion face aux fluctuations du prix des énergies fossiles, diminution de la pollution aquatique et réduction des déchets. «Il nous reste à opti-miser chaque maillon de la chaîne, à commencer par la récupération de l’huile qui peut être améliorée. On peut également dans l’avenir tirer un coproduit complémentaire valori-sable en pet-food humide des parures de graisses après fonte et récupéra-tion de l’huile», ajoute Joël Tingaud qui se félicite que «l’aménagement nécessaire des tables de travail pour piéger les parures de graisse a égale-ment permis d’améliorer les condi-tions de travail et de contribuer à la diminution des risques d’accidents,

notamment des glissades». Au final, ce nouveau procédé va permettre à l’Atelier de s’agrandir de près de 600 m2 d’ici la fin 2010 et d’em-baucher une quinzaine de salariés supplémentaires.

Des aides à la réalisation indispensables«Pour que le projet voie le jour, il était important d’avoir le soutien de la Drire, ce que nous avons obtenu. Le site a été classé ICPE 2910B, nous donnant ainsi la possibilité de brûler le combustible Biothermie», précise Joël Tingaud. Outre l’accord pour le développement du process, il a également fallu convaincre certains acteurs techniques et institution-nels de l’intérêt du projet global afin d’obtenir des aides financières sans lesquelles le projet n’aurait pas pu être mené à terme. En effet, les coûts de réalisation sont loin d’être négli-geables. Le processus d’extraction des huiles animales et leur valorisa-tion a nécessité un montant total de 197 000 euros. L’Agence de l’eau Loire-Bretagne a aidé au titre des écono-mies d’eau et de la baisse de la pollu-tion générée ; le conseil régional de Bretagne et le conseil général d’Ille-et-Vilaine ont complété la subvention de l’Agence de l’eau. Les 183 000 euros dépensés pour la transformation de l’huile en combustible et la combus-tion dans la chaudière ont été pris en charge en partie par l’Ademe au titre de l’innovation technologique. Oseo a également participé en appor-tant une avance remboursable d’un montant de 50 000 euros pour la chaudière. «Le retour sur investisse-ment prévu est d’environ six ans», précise Joël Tingaud. m


S L’huile est transformée dans un réacteur puis alimente un brûleur gaz/biocombustible.

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Tertiaire

Du “bon sens” dans les tuyaux

Ê tre spécialiste du conditionne-ment d’air industriel et des salles propres n’empêche pas de conce-voir également des solutions intel-

ligentes dans le tertiaire. C’est le cas de la société Conditionair qui avait été sollicitée en août 2006 pour étudier le cas d’un bâti-ment de 6 000 m2 abritant des locaux de l’université Paris-Est Créteil Val-de-Marne. L’immeuble, construit à Créteil dans les années 1970, contient 50 salles de cours, 68 bureaux et 2 salles de conférences, et accueille 1 500 personnes. «Quand nous l’avons évalué, il venait d’être racheté par un maître d’ouvrage qui souhaitait en améliorer le fonctionnement, raconte Serge Brésin, le président de Conditionair. Tout était très centralisé avec le bâtiment jumeau du conseil général : le réseau de la ville fournissait la chaleur et deux centrales de traitement d’air de 100 000 m3/h chacune se chargeaient de la climatisa-tion, appuyées sur deux groupes frigorifi-ques.» Le bâtiment de l’université absorbait

Optimiser la consommation énergétique d’un bâtiment en utilisant des technologies classiques est tout à fait possible. Exemple à Créteil.

750 kW électriques et faisait face à de fortes dépenses d’entretien.En plus d’un changement des vitrages sur les façades est et nord décidé par le maître d’ouvrage, Conditionair fait le choix de revoir de fond en comble le dispositif en 2007. Pour améliorer le confort des occupants, le groupe opte pour la pose de 135 climatiseurs dans les faux-plafonds, alimentés par 12 groupes à débit réfrigérant variable (DRV) deux tubes installés au dernier étage. Ces installations “inverter” sont capables de moduler leur puissance en fonction de la demande. Pour l’introduction d’air neuf, 45 autres centrales d’air sont installées dans les étages, alimen-tées par deux pompes à chaleur (PAC) réversi-bles, pour un débit d’air total de 45 000 m3/h.

Des astuces gagnantesAir neuf et air climatisé sont pilotés depuis un poste de commande situé au rez-de-chaussée et bientôt consultable à distance. De plus, quelques règles simples et astuces garantissent une bonne performance éner-

gétique. Tout d’abord, l’air neuf est toujours soufflé à 20 °C dans les pièces. Les salles de cours et de conférences, qui ne sont pas occu-pées constamment comme les bureaux, disposent de détecteurs de présence pour déclencher l’air neuf ; celui-ci s’arrête 15 minutes après le départ du dernier occu-pant. Autre astuce de Conditionair, un réseau de gaines existant a été utilisé pour extraire l’air “vicié” des salles, à raison de 15 000 m3/h, et cet air à température d’usage est ramené au huitième étage, juste devant les PAC. Conséquence : un gain de 45 kW et l’inutilité pour les PAC de dégivrer en hiver. «Nous n’avions pas réellement anticipé les économies d’énergies mais elles sont bien réelles, commente Serge Brésin. Le bâtiment appelle une puissance électrique de 350 kW, soit un gain de 400 kW par rapport à avant. La première année, il a consommé 687 MWh et la seconde un peu plus de 800 MWh, ce qui fait que nous sommes entre 115 et 135 kWh/m2.an, air neuf inclut. Cela prouve que l’on peut arriver à diviser par deux la consommation d’un bâtiment en utilisant des techniques standards de manière créa-tive, et en faisant preuve de bon sens.»Un “bon sens” qui l’amène encore à adapter l’installation. Récemment, il a mis en place la récupération de 2 000 m3/h d’air des sani-taires qui sont réinjectés au pied des DRV pour éviter le gel des condensats. Entre les économies d’énergie et un budget mainte-nance ainsi drastiquement réduit, le proprié-taire ne devrait pas regretter son investisse-ment de 1,1 million d’euros. m

Stéphane Signoret

S 1 500 personnes vivent dans cet ERP (établissement recevant du public).

S Pour l’air neuf, les deux PAC cumulent 296 kW de chaud et 276 kW de froid.

S Les douze DRV délivrent 450 kW pour le chauffage et 400 kW de refroidissement.


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Hypervision et télérelève

Un marché en plein essorLes outils de maîtrise et de gestion

de l’énergie se démocratisent. Grâce à Internet, des solutions simples et ludiques existent désormais pour le

secteur tertiaire et résidentiel. Ce marché semble promis à un bel avenir.

F ace aux ambitions du Grenelle Environne-ment, les mesures d’ef-ficacité énergétique passive, qui consistent à isoler les bâtiments et à en construire des

moins énergivores, peuvent être complétées par des systèmes de maîtrise et de gestion de l’énergie. Ces outils, qui repose sur des mesures d’efficacité énergétique actives, permettent désormais non seule-ment aux industriels, mais aussi aux PME/PMI, aux collectivités et même aux particuliers, de maîtriser leur consommation d’énergie au quotidien.De nombreuses sociétés se lancent sur ce marché promis à un bel avenir dans les prochaines années. Parmi elles, on trouve des acteurs histori-ques comme GE ou encore Schneider Electric, mais aussi de jeunes sociétés nommées Ijenko, Vizelia, Vertelis…Certains comme Ijenko propo-sent des solutions de maîtrise de l’énergie directement aux particu-liers. Il s’agit d’une “box” et d’objets communicants à installer chez soi qui mesurent la consommation des appareils électriques en temps réel grâce à une connexion internet. Pour le moment, Ijenko ne mesure que l’électricité : «Notre sonde de mesure

peut également couvrir l’eau et le gaz, mais l’organisation actuelle du marché ne nous permet pas d’offrir une solution simple à installer, sans

accords avec les fournisseurs de gaz ou distributeurs d’eau concernés», explique Eric Chareyron, le directeur général d’Ijenko. Quant au tableau de bord intelligent conçu par GE, il est destiné au marché domestique, mais aussi aux PME. Cet outil se connecte au compteur de la maison et en analyse les données.

D’autres sociétés mettent en place des solutions collectives. C’est le cas de Vertelis (voir encadré) et de Vizelia, qui compte plus de 70 clients aujourd’hui, deux ans après le lancement de sa solution Vizelia Green V3.0. «Nos clients sont des professionnels : des collectivités, des universités, des sociétés HLM, qui ensuite mettent la solution à dispo-sition des locataires et des autres usagers du bâtiment. Certains offrent l’accès à la solution d’hypervision de l’énergie, dans d’autres cas, ils la facturent pour quelques euros mensuels», explique Fabrice Haïat, le PDG de Vizelia. Selon lui, une solu-tion d’hypervision collective est plus pertinente, car elle permet de

La solution d’hypervision collective permet de mutualiser les coûts, notamment l’achat du logiciel

D L’interscénario Céliane de Legrand agit sur les veilles, l’éclairage, les volets roulants, le chauffage et l’eau chaude sanitaire. Il promet jusqu’à 10 % d’économies d’énergie.

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[ Un marché en plein essor ]

mutualiser les coûts, notamment l’achat du logiciel. Cependant, Vizelia Green n’est pas une solution stan-dard, elle s’adapte aux besoins de chacun, et surtout aux bâtiments dans lesquels elle est installée.

Le chauffage, 70% des dépensesEn effet, chaque bâtiment est unique, et la solution de maîtrise et de gestion des consommations éner-gétiques ne sera pertinente et effi-cace qu’après une étude préalable des locaux et de ses équipements, notamment en matière de chauf-fage, qui représente dans le secteur résidentiel 70 % des dépenses éner-gétiques. Hélène Perrier, directeur marketing stratégie et efficacité énergétique chez Schneider Electric France, souligne : «chaque bâtiment est unique selon sa conception, sa

date de construction, ses usages… Il faut donc l’appréhender dans son ensemble. Un rôle majeur pour l’élec-tricien. Il faut en effet comprendre les besoins et les dépenses énergéti-ques pour pouvoir choisir et installer le dispositif qui réponde au juste besoin». Pour le résidentiel et le petit tertiaire, Schneider Electric dispose d’un large portefeuille de solutions : appareillages de type thermostat, horloge programmable, gestionnaire de chauffage, etc. Mais aussi l’Intelli-gent Home Control (IHC), un système domotique conçu pour piloter l’en-semble des équipements (chauffage, éclairage, volets roulants, etc.). «Avec son interface intuitive, l’IHC permet d’adapter les fonctionnements aux évolutions du mode de vie des occu-pants», précise Hélène Perrier.Alors, la domotique et la gestion de l’énergie ne seraient pas réser-vées aux constructions récentes, mais bien accessibles à tous les logements ? Tous les spécialistes interrogés l’assurent. «Rendre l’éco-maîtrise du foyer accessible au plus grand nombre est un enjeu majeur si l’on veut que les actions de chacun aient un impact, car près de 90 % des maisons que nous habiterons dans dix ans sont déjà construites», précise Eric Chareyron. Même son de cloche pour Fabrice Haïat : «Les solutions de maîtrise de l’énergie sont tout à fait pertinentes dans les bâtiments anciens qui sont davantage énergi-vores. Vizelia Green fonctionne par

capteurs sensibles aux normes Zigbee qui ne nécessitent aucun câblage. Il s’agit d’un système comparable au Wifi, connecté à Internet.»

Déploiement massif ?Soulignant leur côté ludique (on les consulte depuis son PC ou son télé-phone portable), Eric Chareyron avance : «on peut penser que d’ici cinq ans, ces services, ces nouvelles habitudes, seront entrés dans le quoti-dien des Français.» Keith Redfeam, directeur général de GE, renchérit : «le marché est destiné à se développer fortement dans les dix prochaines années car tous les gouvernements européens ont autorisé l’installation de compteurs intelligents.»«Comprendre comment et sur quels postes on consomme et adopter les bons gestes, c’est déjà 10 % d’éco-nomies réalisées, analyse Hélène Perrier. Cependant, on sait bien que les comportements ne sont pas pérennes dans le temps. C’est pour cela qu’il faut faire appel à de l’auto-matisme, et là un système de gestion des installations devient pertinent.»«Ce marché offre de belles oppor-tunités aux entreprises qui appor-tent des solutions adaptées», pour-suit Keith Redfeam. Il pourrait se développer dans quelques années, lorsque le prix des énergies fossiles aura flambé et la facture énergétique avec… «Pour l’instant, on est dans le green washing, le lavage de cerveau écologique, on n’est pas encore entré dans l’ère du green acting, conclut Tony Gomes, PDG de Vertelis. Les entreprises qui financent des projets de réduction des consommations énergétiques sont minoritaires, mais la hausse du prix des énergies et le renforcement des réglementa-tions comme la taxe carbone inci-teront fortement les entreprises à s’équiper.» m

Sandra Salès

Vertelis chez Moët et ChandonLe groupe Moët et Chan-don a innové en faisant installer par la société Vertelis un progiciel d’hy-pervision et de télérelève énergétique sur son usine de production d’Epernay. Ce site, gros consomma-teur d’eau pour le nettoyage des cuves de champagne, avait besoin de connaître sa consommation d’eau et de réduire sa facture. Le progiciel Server IT installé sur un serveur internet détecte les consommations en temps réel. «Cinq minutes après l’avoir installé, nous avons détecté des fuites d’eau», indique Tony Gomes, PDG de Vertelis, qui explique que c’est souvent le cas : dès l’installation, la solution de maîtrise des fluides (électricité, gaz et eau) fait ressortir les anomalies. En résolvant celles-ci, le bénéfice sur la facture est immédiat. Chez Moët et Chandon, l’économie a été de 15 % sur la facture d’eau. L’installation du progiciel a coûté 15 000 euros et a été amortie en à peine deux ans. Vertelis assure régulièrement la mise à jour du logiciel. La société vient également d’équiper 35 000 m2 de bureaux de Micro-soft à Issy-les-Moulineaux et assure le suivi énergétique de tous les fluides (eau, électricité et gaz).

S L’IHC de Schneider Electric.

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Des réseaux qui dopent leurs performancesLa communauté d’agglomération de Cergy-

Pontoise a inauguré en décembre dernier une nouvelle chaufferie fonctionnant à la

biomasse, la plus importante de France. De son côté, le réseau de chaleur de Villeneuve-les-Salines à La Rochelle a renforcé les capacités

de sa centrale biomasse. Dans les deux cas, les opérateurs Dalkia et Cofely optent pour des

solutions améliorant les rendements… et font bénéficier les usagers d’une TVA à taux réduit.

A fin de proposer un développe-ment urbain toujours plus respectueux de l’environne-ment, la commu-

nauté d’agglomération de Cergy-Pontoise vient de s’équiper d’une chaufferie biomasse d’une capacité thermique de 25 MW et d’un coût approximatif de 17 millions d’euros. «Il s’agit de la plus grosse usine biomasse de France reliée à un réseau de chaleur, déclare Olivier Barbaroux, directeur général adjoint de Veolia Environnement. La chaufferie intègre les technologies les plus efficaces concernant d’une part la qualité de combustion et d’autre part le système de traitement de fumées.»Pour garantir une utilisation opti-male de la biomasse, celle-ci doit est d’abord préparée sur une plateforme située à Montesson où elle est criblée et réduite en broyats. Une fois broyé, le bois est séché à l’air libre dans un hangar jusqu’à atteindre un taux d’humidité relative de 35 % pour ensuite être stocké. La biomasse est alors acheminée jusqu’à la chauf-ferie, à Saint-Ouen-l’Aumône, où elle est pesée, criblée à nouveau (la somme des trois côtés d’un résidu ne doit pas excéder 14 centimètres) et stockée dans un silo de 4 000 m3 (1 200 tonnes) en attendant d’être

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S Vue extérieure de la nouvelle chaufferie de Cergy-Pontoise.


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Des réseaux qui dopent leurs performancesutilisée. Les résidus sont ensuite transportés progressivement dans la chaufferie bois, à un débit de 100 m3 par heure, pour y être brûlés à une température de 850 °C.Pour obtenir un meilleur rendement lors de la combustion, la chaudière a été conçue en s’inspirant de la tech-nologie Spreader Stocker utilisée pour le charbon : le bois descendant dans le four est projeté et maintenu en “lévitation” dans le foyer par un flux d’air ascendant, lui permettant de se consumer à plus de 80 %. Le fraisil (cendres issues de la combus-tion) évacué en continu par une grille de neuf tonnes sera utilisé comme engrais pour les épandages agricoles. Les fumées résultant de la combustion de la biomasse sont traitées en deux temps : elles sont passées dans un filtre cyclonique retenant les particules d’une taille supérieure à 50 µm, puis dans six caissons de filtres à manches en fibre de verre tissée. Cela permet de réduire la teneur des fumées en SO2 de 45 %, en NOx de 3 % et en pous-sières de 60 %. «Le système de traite-ment des fumées nous permet égale-ment de récupérer l’énergie dégagée

par les fumées dans la cheminée : elles circulent dans un échangeur ther-mique de telle sorte qu’elles passent de 250 °C à 120 °C», précise Thierry D’Allancé, directeur de l’agence Dalkia Île-de-France Nord.

Un réseau qui diversifie ses sources d’énergieOutre la nouvelle chaufferie biomasse, le réseau de chauf-fage urbain de Cergy-Pontoise est alimenté par d’autres structures : une usine charbon/fioul et une usine d’incinération de déchets exploitée par Auror’Environnement. Une chaufferie gaz viendra compléter le dispositif dans le courant de l’année 2010. À terme, la communauté d’ag-glomération a pour objectif que l’énergie de son réseau de chauffage urbain provienne à 43 % de l’inciné-ration des déchets, à 27 % du charbon, à 17 % du bois, 10 % de la co-combus-tion bois/charbon et à 5 % du gaz. Et la part du bois dans le réseau pour-rait continuer à augmenter, comme le précise Olivier Barbaroux : «La chaufferie biomasse est conçue pour pouvoir accueillir de nouvelles exten-sions». Si les températures hivernales

deviennent trop extrêmes et descen-dent en-dessous de -7 °C, la chaufferie fioul peut venir soutenir le chauffage urbain. Grâce à l’ensemble du dispo-sitif, il sera possible de diminuer de 20 % les émissions de CO2 dans l’at-mosphère, soit 16 000 tonnes évitées par an.L’ensemble de ces chaufferies permet de chauffer de l’eau à très haute température (190 °C) qui est injectée à une pression de 22 bars dans le réseau de chauffage urbain. Les 44 kilomètres de canalisations alimentent près de 70 000 habitants en chauffage et 25 000 logements en eau chaude. Près de 300 points de livraison de l’énergie thermique équipées d’échangeurs thermiques permettent d’acheminer chauffage et eau chaude dans les immeubles.Avec l’intégration de cette chaufferie

La provenance de la biomasse utiliséeLes 40 000 tonnes de bois utilisé annuellement par la nouvelle chaufferie biomasse de Cergy-Pontoise proviendront de différentes activités locales :3 20 % de produits non valorisés issus de l’élagage forestier d’Île-de-France (principalement de l’Es-

sonne et du Val-d’Oise) : rebus d’exploitation forestière, plaquettes forestières (branches, souches, racines, bois d’élagage, etc.) ;

3 35 % de sous-produits de l’industrie du bois et du bois de récupération non traité : copeaux de bois, palettes, etc. ;

3 25 % de plaquettes urbaines venant de l’élagage de l’Ouest parisien ;3 20 % de résidus issus du compostage.Mais pour le moment, la chaufferie biomasse exploite le bois délaissé par les tempêtes Lothar et Martin de décembre 1999 et Klaus de janvier 2009.

S À Cergy, la chaudière est inspirée de la technologie Spreader Stocker.

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q biomasse à son réseau de chaleur, la communauté d’agglomération de Cergy-Pontoise réaffirme son engagement pour un développe-ment urbain durable. En outre, elle permet à ses habitants de bénéfi-cier d’avantages tarifaires sur leur facture d’énergie, comme le souligne Dominique Lefebvre, président de la communauté d’agglomération de Cergy-Pontoise : «Grâce à cette nouvelle chaufferie, la part des éner-gies renouvelables du réseau passe à plus de 60 %, permettant aux usagers de bénéficier d’une baisse de la TVA à 5,5 % sur leur facture d’énergie. Cela nous permet également d’avoir un réseau de chaleur déconnecté à plus de 80 % du prix du pétrole.»

Améliorations à La RochelleUne option qui a été aussi à l’origine de modifications sur la chaufferie biomasse du réseau de chaleur de Villeuneuve-les-Salines à La Rochelle. Afin de bénéficier de la baisse de la TVA à 5,5 %, la société Cofely a amélioré la performance de ce réseau qu’elle exploite, en augmentant la couverture biomasse pour qu’elle atteigne toujours le quota minimum de 50 %. Trois solutions ont permis

S À La Rochelle, l’économiseur abaisse la température des fumées à 120 °C.

de faire face aux contraintes tech-niques afin de pouvoir augmenter la puissance de la chaudière, qui est passée de 4 MW à 4,5 MW. Le premier problème concernait la tempéra-ture du foyer : si elle augmente trop, l’automate qui contrôle tous les para-mètres pour veiller au bon fonction-nement de la chaudière empêche l’introduction de davantage de bois. Des travaux ont donc été néces-saires pour maîtriser la tempéra-ture du foyer. Il s’agit de faire baisser la température de la combustion tout en introduisant davantage de combustible pour augmenter la puissance de la chaudière : une voûte refroidie par circulation d’eau a été mise en place et les fumées en sortie de chaudière ont été recy-clées. Ensuite, il a fallu logiquement apporter plus de bois à la chaudière.Pour porter cette capacité à 1 300 kg par heure, un convoyeur à bandes a remplacé l’ancien système de trans-porteur à raclette qui tombait parfois en panne. Avec ce nouveau système, une bande en matériau synthétique antifriction glisse dans le convoyeur. Grâce à la forme du convoyeur, il n’y a plus de contact entre le produit à transporter et le système d’en-

traînement. En ajustant la vitesse de la bande, on peut augmenter et maîtriser le débit de combustible. Entre les aménagements du foyer et la nouvelle distribution du bois, les ingénieurs de Cofely ont réussi à alimenter davantage la chaudière de façon optimum et maîtrisée. Mais à ces deux solutions, une troisième a été ajoutée pour pouvoir récupérer une certaine quantité d’énergie.

Économiseur sur les fuméesEn effet, un économiseur a été installé sur les fumées issues de la combustion de la biomasse pour en abaisser la température à 120 °C. Après passage dans l’électrofiltre, les fumées dépoussiérées sont diri-gées dans un échangeur de chaleur, équipé d’une vanne automatique de réglage, qui utilise les calories des fumées pour préchauffer l’eau de retour du réseau de chaleur avant son introduction dans la chaudière. On atteint ainsi un rendement global de la chaudière de 87 % contre 82 % auparavant à pleine charge. Cofely, en tant que délégataire du

La biomasse en FranceAvec près de 50 % de la production totale d’énergie renouve-lable en 2007, la biomasse (ensemble des matières végétales utilisées comme combustible) représente la première source d’énergie renouvelable en France, devant les énergies éolienne, hydraulique et géothermique. Sa combustion dégage 20 fois moins de carbone par rapport à celle de fioul. En 2007, la France a généré près de 10 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) de bois-énergie. Le Grenelle Environnement prévoit d’ici 2020 un renforcement de la part des énergies renouvelables

et notamment de la biomasse. Selon les prévisions, la biomasse permettrait de faire passer la pro-duction d’énergie finale (chauffage, électricité et carburants) de 10 Mtep en 2006 à près de 22 Mtep, en développant principalement les filières cogénération, biogaz, chauffage collectif et industriel au bois, et biocarburants.


[ Des réseaux qui dopent leurs performances ]

Des réseaux de chaleurcompétitifsAmorce, l’association nationale des collectivités, des associations et des entreprises pour la gestion des déchets, de l’énergie et des réseaux de chaleur, fédère aujourd’hui 510 adhérents. Nico-las Garnier, son délégué général, évoque les points sur lesquels Amorce se bat dans le cadre du projet de loi Grenelle 2. «Tout le monde veut des réseaux de cha-leur, mais ils sont menacés», souligne Nicolas Garnier. Et d’expliquer que les réseaux de chaleur (environ 450 en France) doivent défendre leur image auprès des usagers, car les intermédiai-res étant nombreux entre l’aménageur et l’usager final, ils ne sont pas toujours bien acceptés. De plus, les réseaux de chaleur risquent de pâtir des nouvelles réglementations thermiques imposant des bâtiments peu consommateurs d’énergie. Amorce a donc obtenu un cœfficient de tolérance : «un bâtiment neuf pourra majorer sa consomma-tion énergétique s’il est raccordé à un réseau de chaleur». De plus, désormais, les réseaux de chaleur peuvent être classés et la loi impose à tout aména-geur d’étudier la faisabilité d’un réseau de chaleur avant d’installer un chauf-fage à énergie fossile. Concernant la biomasse, représentée en France par une centaine de chaufferies bois, sou-vent de petite taille, Amorce prône la création d’un observatoire du prix du bois ainsi que la création d’un fonds de développement de l’approvisionnement bois afin de financer les plateformes qui ne sont pas assez nombreuses sur le territoire. Par ailleurs, à propos de la taxe car-bone, Amorce demande une équité entre le système de quotas et celui de taxe, et défend la cogénération gaz qui se trouve très désavantagée par la taxe carbone (en tout cas dans sa pre-mière version). Enfin, Amorce vient de publier une étude comparant le prix des réseaux de chaleur sur le marché aux autres énergies : les réseaux de chaleur se révèlent très compétitifs. Un atout de plus pour améliorer leur image !

K Vue extérieure de la chaufferie de La Rochelle.

réseau, a financé les travaux qui se sont élevés à 210 000 euros. L’éco-nomie réalisée sur la TVA béné-ficie pour 50 % à Cofely et pour 50 % aux abonnés du réseau de chaleur. Guillaume Vraux, responsable de la communication et du développe-ment durable chez Cofely, estime le retour sur investissement à cinq ou six ans. Quant aux abonnés, depuis août dernier, date à laquelle l’alimen-tation en biomasse de la chaudière a dépassé 50 %, ils voient leur facture annuelle réduite d’environ 50 euros. De plus, en utilisant davantage la biomasse, le réseau de chaleur de Villeneuve-les-Salines limite son utilisation des énergies fossiles. Sur ce site qui compte l’équivalent de 2 500 logements, la production de chaleur est en effet assurée par la combinaison de plusieurs énergies. En hiver, un moteur de cogénération gaz d’une puissance de 2,5 MW ther-miques et de 2 MW électriques est utilisé en priorité pour produire la chaleur pour les abonnés du réseau. Son utilisation est couplée à la chau-dière bois. Et s’il fait vraiment très

froid et qu’une source d’appoint se révèle nécessaire, une chaudière gaz et fioul est utilisée en complément. Grâce à l’amélioration du rendement par la biomasse, Guillaume Vraux évalue à 3 500 tonnes par an les émis-sions de CO2 évitées.Construite en 1969 et rénovée en 2002, la chaudière des Salines fournit de la chaleur à environ 8 000 habi-tants, ce qui représente à peu près 10 % de la population rochelaise. Elle alimente également un certain nombre d’équipements collectifs tels que des établissements scolaires (écoles, collège et lycée), un centre commercial, un centre social, un parc des expositions et une média-thèque. Le réseau qui est composé de 36 sous-stations et de 12 kilomètres de tuyaux souterrains est exploité jusqu’en 2021 par Cofely. D’ici là, d’autres améliorations seront sans doute réalisées pour atteindre un rendement encore plus élevé. «Opti-miser le rendement énergétique est notre cœur de métier», conclut Guillaume Vraux. m

Dinhill On et Sandra Salès

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Maîtriser ses dépenses énergétiques avec les filiales d’EDFLe groupe EDF accompagne depuis longtemps ses clients qui souhaitent optimiser leurs consommations d’énergie. Désormais, deux filiales se chargent de cette recherche de solutions pour les entreprises ou les collectivités, EDF Optimal Solutions et Netseenergy. Zoom sur deux de leurs clients.

D irection Lille ou plutôt Seclin, territoire indus-triel du Nord depuis de nombreuses années. L’usine

DSM Food Specialties y fait tourner ses turbines pour fabriquer des enzymes alimentaires depuis 1920. Implantée au cœur même de la ville, cette fabrique, aupara-vant nommée Rapidase du nom de la première enzyme fabriquée, cherche depuis 2005 à réduire ses consommations d’énergie. Et donc d’abord à savoir ce qu’elle consomme. Dominique Bassement, responsable énergie du site de Seclin, indique qu’il s’agissait vraiment «d’une volonté politique du groupe d’ef-fectuer cette analyse, afin de savoir précisément où pouvaient se situer les axes de progrès». Mais ce n’est pas chose facile sur les 3,7 hectares du site contenant compresseurs, fermenteurs ou encore nettoyeurs qui fonctionnent à plein régime.Réduire la dépense énergétique, oui, mais comment ? À la suite d’une première étude en 2005 et par l’in-termédiaire des contacts récur-rents de l’entreprise avec les four-nisseurs d’énergie, dont EDF, des discussions ont été engagées dès août 2007 pour aboutir à la signa-ture d’un contrat en octobre avec la

filiale EDF Optimal Solutions. Seule-ment, il faudra attendre mars 2008 pour que la phase d’études préala-bles soit terminée. «Le site de Seclin a constitué l’un de nos premiers projets d’envergure multitechnique, souligne Sylvie Moulet, directrice commer-ciale de EDF Optimal Solutions. Pour passer du concept à la réalisation, il faut travailler avec le client afin de transformer les pistes d’économies d’énergie en solutions appropriées.»Cependant, un problème de taille s’est rapidement posé. L’industrie ne devait en aucun cas s’arrêter pendant les travaux. L’intervention a donc été assez longue car le site de Seclin doit assurer une production en continu avec la contrainte supplémentaire d’opérer dans des conditions de sécu-rité très strictes. Après l’audit, diffé-

rentes pistes d’économies d’énergie ont pu être identifiées. Deux grands postes de consommation se sont dégagés : les compresseurs et leurs tours de refroidissement, et le chauf-fage des eaux de nettoyage.

Plus de 3 GWh économisés par anEffectivement, la fabrication d’air comprimé sur le site de Seclin repré-sente au total 47,5 % de la consomma-tion électrique du site, soit environ 18 GWh par an. Et les fermenteurs doivent être nettoyés entre chaque production d’enzymes, ce qui néces-site une production d’eau à 62 °C, eau chauffée grâce à une chaudière vapeur à gaz. 3 GWh par an sont ainsi consommés en plus.EDF Optimal Solutions a trouvé

S La chaleur dégagée par les

compresseurs est récupérée.


Maîtriser ses dépenses énergétiques avec les filiales d’EDF une solution à la fois simple et sur

mesure. Il s’agit de récupérer la chaleur dégagée par les compres-seurs et d’utiliser les calories pour chauffer l’air ambiant – les micro-organismes ont besoin d’une certaine température – et l’eau de nettoyage. En pratique, deux échan-geurs tubulaires ont été mis en place à la sortie des compresseurs. Résultat, la consommation d’élec-tricité a diminué de 250 MWh par an et celle de gaz de 2,8 GWh par an. Pour autant, la facture énergétique est importante et d’autres écono-mies sont possibles sur le poste de nettoyage des cuves. «Cette année, nous allons mettre en place un quatrième système de nettoyage connecté au système de récupération de chaleur qui produit suffisamment d’énergie pour cela, souligne Domi-nique Bassement. Ainsi, toutes les actions engagées depuis 2005 chez DSM Food Specialties vont nous faire économiser 8 à 10 % d’énergie par quantité d’enzyme produite.»Opération réussie pour EDF Optimal Solutions et d’autres projets sont en cours. «Pour nous, il s’agit de rester aux côtés de nos clients pour les accompagner de façon durable et leur permettre de garder une longueur d’avance grâce à des solutions tech-nologiques innovantes», note Sylvie Moulet. Surtout que DSM Food Specialties ne compte pas s’arrêter là. D’ici 2020, 20 % d’économies d’éner-

gies doivent être réalisées sur tout le site en travaillant par exemple sur les systèmes de contrôle d’air, le recy-clage d’eau chaude ou encore l’effica-cité des systèmes de refroidissement.

NetSeenergy n’est pas en resteNetSeenergy, autre filiale du groupe EDF, propose des solutions de télé-services pour gagner en efficacité énergétique (voir aussi page 31). Le but ? Permettre aux entreprises et aux collectivités territoriales d’améliorer la performance éner-gétique et environnementale de leurs bâtiments en trouvant des sources d’économies d’énergie, et donc de maîtriser leurs factures. Les solutions proposées aux différents interlocuteurs leur permettront d’intervenir efficacement et immé-diatement sur les situations ou les comportements énergivores grâce à un contrôle continu des consom-mations. C’est ce que le groupe Alcoa Fastening System (AFS) a entrepris de faire sur deux sites en France, qui seront peut-être des sites pilotes. Dans une démarche globale de maîtrise et de quantification de l’énergie consommée, cette Busi-ness Unit du géant de l’aluminium a passé un contrat avec NetSee-nergy. En choisissant la solution NS Report, AFS dispose maintenant d’une vue globale sur ses consom-mations d’énergie via un tableau de bord à distance. «Des comp-

RepèresImaginée dès 2006 dans les locaux d’EDF, la filiale EDF Optimal Solutions ne voit le jour officiellement que le 1er janvier 2009. Revendiquant 2 000 contrats depuis sa création, Sylvie Moulet, directrice com-merciale, estime : «notre point fort se situe dans l’expertise et la connaissance des process industriels et tertiaires. Cette approche globale permet d’élaborer des solutions performantes, adaptées aux besoins de nos clients.»

teurs ont été installés sur les points estimés comme gros consommateurs d’énergie», explique Sylvain Caillat, responsable Environnement, hygiène et sécurité sur le site de Roques-sur-Garonne. Grâce à une analyse préalable interne chez AFS et une étude de NetSeenergy, cinq points de comptage ont été déterminés. «Cela devrait nous permettre de lisser les périodes de crête et même de faire du délestage en cas de surconsomma-tion», ajoute Sylvain Caillat. Installé en décembre 2009, le système n’est opérationnel que depuis février après une période de réglages divers. Avec la connaissance des consomma-tions détaillées d’électricité, outre la suppression du gaspillage escompté à cause d’un mauvais pilotage ou de défaillance, c’est tout un plan d’ac-tion en vue de l’optimisation des dépenses qui pourra voir le jour. Selon Sylvain Caillat, l’avantage que possède NetSeenergy réside dans sa solution hébergée à distance. En effet, elle n’entraîne pas de surcoût lié à des installations de logiciels. De plus, les données sont fiables et mises à jour toutes les 24 heures, ce qui facilite le suivi et la prise de décision. m

Gayané Adourian

S Le récupérateur de chaleur, installé chez DSM Food Specialties.

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L’économie hydrogène, mythe ou réalité ?

L’hydrogène comme “source d’énergie” fascine. Car à partir de l’électrolyse de l’eau, ressource infinie, on obtiendrait un combustible abondant et propre. Face aux défis énergétiques mondiaux,

l’utilisation de l’hydrogène comme combustible est donc de plus en plus évoquée. Mais aujourd’hui, en réalité, l’hydrogène n’est utilisé presque exclusivement que dans l’industrie.

U n mythe ? L’Islande, petit pays de 300 000 habi-tants pourrait être complè-tement auto-

nome et écologique du point de vue énergétique grâce à l’hydrogène. Les énergies géothermiques et hydrauli-ques fournissent déjà 100 % de l’élec-tricité et une partie importante du chauffage. Malgré tout, le niveau d’émissions de gaz à effet de serre est très élevé – 14 tonnes par habitant en 2006 comparé aux 9 tonnes par habitant pour la France – dû au fort

taux de motorisation (650 véhicules pour 1 000 habitants), à la flotte de bateaux (pêche et ferries) et à l’indus-trie. En 1999, la société Icelandic New Energy a lancé l’idée de promouvoir l’utilisation de l’hydrogène produit à partir d’électricité pour les transports terrestres et maritimes. Un bilan de ces dix dernières années est cepen-dant décevant : une seule station-service mise en service en 2003, trois bus à pile à combustible (PàC) éva-lués à Reykjavik entre 2003 et 2007, une dizaine de Toyota Prius à moteur modifié pour utiliser l’hydrogène en 2009. Rien ne montre une tendance vers une généralisation de l’hydro-

gène. Fin 2009, un seul navire de tou-risme était équipé d’une unité auxi-liaire à PàC alors que l’objectif initial d’Icelandic New Energy visait la propulsion (l’Islande compte plus de 1 500 bateaux de pêche enregistrés). La “transition” vers le tout-hydrogène était prévue initialement vers 2025, puis 2030, avant d’être repoussée à 2040 ou 2050. Le futur est par ailleurs fortement affecté par l’effondrement économique de l’Islande en 2008-2009. Avant la crise, une tendance à l’utilisation de véhicules électriques avec batteries, comme la Mitsubishi i-MiEV, montrait déjà que le pays tournait le dos à l’hydrogène.Cependant, l’engouement continue partout dans le monde, notamment dans la recherche. En France, l’Agence nationale de la recherche pilote de nombreux projets sur la pile à com-bustible et l’hydrogène (programme H-PAC). On peut aussi citer le pôle de compétitivité Tenerrdis (réglementa-tion et normalisation), la plateforme HyPAC, sans compter les initiatives régionales. Sur le plan européen, de nombreux programmes ont été conduits ou sont en cours que ce soit sur la production (Solarh), la sécu-rité (Hysafe), le stockage (Storhy), le transport (Naturalhy et Hylights), le véhicule hybride (HySIS), l’in-tégration (Hychain), le roadmap (Hyways), le développement régio-

Repères3 L’hydrogène, bien qu’étant le premier constituant de l’univers, n’existe pratiquement pas à l’état

libre sur terre. C’est un vecteur d’énergie : il faut donc le produire c’est-à-dire utiliser une certaine quantité d’énergie dont on peut récupérer une partie lors de l’utilisation de l’hydrogène (combus-tion, pile à combustible, etc.).

3 Découvert par l’Anglais Cavendish en 1776, c’est Lavoisier qui lui donne son nom. Les premiers générateurs d’hydrogène apparaissent vers 1794 et la production industrielle démarre en 1920 (Electrolyser Corp).

3 L’hydrogène est incolore et inodore et brûle avec une flamme peu visible. Son énergie minimale d’inflammation très basse (0,02 mJ contre 0,29 mJ pour le gaz naturel) et son domaine d’inflam-mabilité compris entre 4 et 75 % (5,3 et 15 % pour le gaz naturel) en font un gaz très inflammable et explosif. Cependant, par sa faible densité et la petite taille de la molécule, il diffuse rapidement dans l’air en milieu non confiné.

3 Une mine d’hydrogène ? Elle existe : c’est Jupiter, la plus grosse planète du système solaire, composée à 86 % d’hydrogène et 14 % d’hélium. On ne verra cependant pas de “trains spatiaux” transportant l’hydrogène vers la terre…


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L’économie hydrogène, mythe ou réalité ?

nal (HyRaMP), etc. L’initiative tech-nologique conjointe (ITC) concer-nant l’hydrogène et la PàC au niveau de l’Union européenne doit aussi démarrer en 2010 avec un budget de 140 millions d’euros. La multiplicité des programmes rend néanmoins le suivi des projets complexe, d’autant plus qu’il n’est pas toujours possible de connaître leur avancement. Il en ressort une impression de dispersion des moyens et de faibles retombées industrielles.

Pourquoi tant d’intérêt pour l’hydro-gène ? Ses propriétés énergétiques très intéressantes l’expliquent en bonne partie car c’est le combus-tible le mieux placé en termes de densité énergétique massique. Son pouvoir calorifique inférieur (PCI) est de 33,3 kWh/kg alors que les PCI du gaz naturel, de l’essence, du die-sel et du méthanol sont respective-ment de 13,8 kWh/kg, 12,4 kWh/kg, 11,6 kWh/kg et 5,6 kWh/kg.

Spécificités de l’hydrogèneUne autre spécificité de l’hydrogène est sa très faible densité. Gazeux, 1 Nm3 d’hydrogène pèse 90 grammes, soit environ huit fois moins que le gaz naturel. Et même liquide, à -253 °C, ce rapport reste de un à six. La contre-partie est que, à contenu énergéti-que équivalent, les réservoirs d’hy-drogène sont plus volumineux que ceux contenant du gaz naturel ou de l’essence.

De plus, le transport et le stockage de l’hydrogène se heurtent à la quantité d’énergie nécessaire pour le compri-mer ou le liquéfier. L’énergie de com-pression représente, en fonction de la pression finale, entre 10 et 15 % du contenu énergétique de l’hydrogène Quant à la liquéfaction, elle peut atteindre 45 %. Ces chiffres expli-quent un des problèmes de l’hydro-gène énergie : son faible bilan énergé-tique global.Les usages pour le transport sont donc encore limités. Historiquement, c’est pourtant dès 1783 qu’eut lieu le premier vol d’un ballon gonflé à l’hy-drogène, occupé par le physicien Jac-ques Alexandre Charles. Les derniers dirigeables ont été les Zeppelin mais l’incendie du Hindenburg en 1937 arrêta l’utilisation de l’hydrogène. Des tentatives d’alimentation de réacteurs d’avion en hydrogène ont eu lieu dans les années 70-80 (Bœing en 1956 et Tupolev en 1988), mais sans

S Islandic New Energy expérimente l’utilisation de l’hydrogène dans les transports…

K … mais une seule station-service a été installée en Islande.

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suite. L’Europe a lancé en 2000 une étude d’avion propulsé par de l’hy-drogène liquide (projet Cryoplane). Les principaux handicaps étaient le volume occupé par les réservoirs d’hydrogène, l’aspect psychologi-que pour les passagers (“syndrome” Hindenburg) et les coûts de l’infras-tructure au sol. Il reste néanmoins aujourd’hui des utilisations très spé-cifiques : dans le domaine spatial, les lanceurs utilisent de l’hydrogène liquide comme combustible. Par exemple, Ariane nécessite 25 tonnes par lancement (réservoir de 390 m3) et le lanceur américain Saturn 104 tonnes, soit 1 500 m3.Pour la route, dans les années 1920, l’ingénieur allemand Rudolf Erren modifia les moteurs de milliers de véhicules (camions, bus, sous-marins) pour les adapter à l’hydro-gène. Actuellement, cette approche est très peu suivie. On ne trouve que quelques véhicules à moteur à com-bustion interne alimenté en hydro-gène. Les modèles récents sont bi-carburants, hydrogène ou essence : par exemple la BMW Hydrogen 7 (150 litres d’hydrogène liquide assu-rent une autonomie de 200 km) et la Mazda RX8 à moteur rotatif qui uti-

lise de l’hydrogène comprimé. Pour ces applications mobiles, l’hydrogène peut être comprimé à 350 ou 700 bar, liquéfié ou stocké dans des composés solides comme les hydrures métalli-ques. Quelle que soit la méthode choi-sie, le poids et le volume du réservoir restent très importants par rapport à la quantité d’hydrogène contenue. La voiture BMW Hydrogen 7 (photo) a un réservoir contenant 8 kg d’hy-drogène liquide dans un volume de 300 litres. D’autres voies de stockage, comme les nanotubes de carbone, sont explorées, mais sont encore en phase de développement.

Une production dédiée à l’industriePour l’instant, l’hydrogène dans le monde est produit principalement à partir de gaz naturel (49 %), de pétrole (29 %) ou de charbon (18 %). La pro-duction mondiale annuelle d’hydro-gène est de l’ordre de 600 milliards de Nm3, soit plus de 57 millions de tonnes, quasiment en totalité pour les besoins de l’industrie.La technique de production la plus répandue est celle du reformage qui consiste à faire réagir le gaz naturel avec de la vapeur (vaporeformage)

et/ou de l’oxygène (oxydation par-tielle) à des températures comprises entre et 400 et 1 400 °C selon la tech-nologie. Le gaz obtenu appelé «syn-gas» est un mélange principalement d’hydrogène (jusqu’à 75 %) et de CO. Après des étapes de séparation et de purification, on obtient de l’hy-drogène de pureté variable en fonc-tion de l’utilisation envisagée. Pour le charbon, on procède par pyrolyse, c’est-à-dire la décomposition en l’ab-

sence d’oxygène, ou par gazéification à haute température en présence de vapeur qui conduit à la production de “syngas” qui est ensuite traité comme celui issu du gaz naturel. Ces technologies sont malheureusement associées à une production de CO2 et à l’utilisation de sources d’énergie pri-maires non renouvelables.Et l’électrolyse ? Elle ne compte que pour 4 % de la production d’hydro-gène et est souvent présentée comme une alternative “propre”, tout dépen-dant de l’origine renouvelable ou non des sources d’énergies primaires de l’électricité. L’électrolyse demande une importante quantité d’éner-gie : en pratique de l’ordre de 5 kW par Nm3 d’hydrogène. Elle n’est uti-lisée que lorsqu’une importante pro-duction d’électricité bon marché est disponible (Canada, Égypte, Inde, Norvège). Pour produire par élec-trolyse tout l’hydrogène fabriqué annuellement, il faudrait environ

Hydrogène et sécuritéÀ l’Ineris (Institut national de l’environnement industriel et des risques), l’hydrogène fait partie des activités importantes via des programmes nationaux (Cyrano, Hydromel ou Dimitrhy) et européens (HySafe) portant sur tous les maillons d’une chaîne logistique de Hydrogène énergie (production, transport et stockage, etc.). L’Ineris est aussi impliqué dans des activités de normalisation aussi bien au niveau national (Afnor) qu’européen. Il effectue aussi des certifications d’équipements relatifs à l’hydrogène.Pour Benno Weinberger, ingénieur à l’unité Procédés et énergies propres et sûrs de la Direction des risques accidentels, «l’utilisation potentielle de l’hydrogène comme combustible, que ce soit pour véhicules ou comme vecteur de stockage de l’énergie par exemple, ne bénéficie pas encore d’assez de recul pour estimer toutes les mesures de sécurité nécessaires, les utilisateurs des stations- service d’hydrogène étant spécialement formés». Il estime que les pays utilisant à grande échelle le GNV (Gaz naturel pour véhicule) peuvent jouer le rôle de “laboratoire” et leur retour d’expérience permettra de mieux appréhender l’utilisation de l’hydrogène qui nécessitera certainement des pré-cautions supplémentaires.

Les 57 millions de tonnes d’hydrogène produites annuellement sont essentiellement destinées à l’industrie


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30 000 TWh d’électricité, soit presque deux fois la production électrique annuelle mondiale !On peut situer les débuts de l’utilisa-tion industrielle de l’hydrogène en 1904, lorsque Fritz Haber et Carl Bosch réussissent à synthétiser l’ammoniac à partir d’hydrogène. Cette techno-logie lancera la production d’engrais azotés. Ce procédé a été amélioré en 1917 par George Claude, co-fondateur de la société L’Air Liquide en 1902. Depuis, le marché de l’hydrogène industriel est en croissance continue. Les deux principales industries utili-satrices d’hydrogène sont les produc-teurs d’ammoniac et les raffineries. Ils consomment environ respective-ment 50 et 35 % de l’hydrogène dispo-nible. Le troisième poste utilisateur est la production de méthanol (10 %). Seuls restent sur le marché les 5 % appelés “merchant hydrogen”.Dans les raffineries, l’hydrogène est surtout utilisé pour la désulfura-tion, suite aux réglementations sur le contenu en soufre des combustibles ou du fioul domestique. La plupart du temps, les installations de production d’hydrogène sont sur le site de la raf-finerie. La production d’ammoniac

est à la base des engrais azotés et des explosifs. Le méthanol est quant à lui utilisé comme solvant ou additif pour carburants, pour la production de formaldéhyde qui entre dans la com-position des peintures, contreplaqué, etc. Les autres emplois industriels de l’hydrogène sont la sidérurgie, la chimie fine, l’agroalimentaire, l’opti-que, et l’électronique.

Pile à combustible et EnRHormis l’industrie et la combustion pour le transport, l’hydrogène peut servir à produire de l’électricité via le dispositif électrochimique de la pile à combustible (PàC). Ce débouché énergétique naturel tient au fait que, si l’on considère le cœur de pile, seul l’hydrogène peut être utilisé directe-ment comme combustible (sauf pour les piles de type MCFC ou éventuelle-ment SOFC). La PàC est un convertisseur d’énergie, comme une batterie. Son rendement théorique est très élevé, de l’ordre de 80-95 %. Il n’y a aucune pièce mobile pour le cœur de pile, constitué d’un électrolyte pris en sandwich entre deux électrodes. À l’interface élec-trolyte-électrode, de l’hydrogène est

ionisé en libérant un électron et un proton. Si le proton peut traverser l’électrolyte, l’électron ne le peut pas ; il va donc, par l’électrode, alimenter un équipement (éclairage, moteur, etc.), puis passer vers la cathode. Sur l’autre interface, l’oxygène va aussi être ionisé en capturant les électrons y arrivant. Les ions oxygène et les protons ayant traversé l’électrolyte réagissent pour produire de l’eau.Les réactions aux interfaces sont cependant très lentes et, pour les accélérer, on utilise un catalyseur qui est le platine. Ce métal est très coû-teux et son cours est très variable. C’est un facteur important dans le prix des PàC qui en contiennent. Par contre, les piles dites à haute tempé-rature n’ont pas besoin de platine. Le rendement électrique réel des piles à combustible ne dépasse pas 50 % dans le meilleur des cas et est de l’ordre de 30-35 % pour les petites unités. Il est à noter qu’en dehors des transports, pratiquement toutes les PàC station-naires utilisent le gaz naturel comme source d’hydrogène.Ceci pourrait changer avec le déve-loppement des sources d’énergies renouvelables comme le solaire pho-

Les acteurs 3 Les grands acteurs mondiaux dans

le secteur de l’hydrogène sont Air Liquide (France), Linde (Allema-gne), AirProducts et Praxair (USA). Air Liquide possède notamment une maîtrise de tous les aspects – production, stockage, trans-port et distribution – ainsi que de nombreuses participations à des programmes nationaux ou inter-nationaux. Deux petites sociétés françaises, N-GHY et CETH, sont plus spécialisées dans des unités de production d’hydrogène.

3 Pour les piles à combustible, les sociétés impliquées sont Helion, Axane, Paxitech, Pragma Industries. Seul Axane commercialise vraiment des unités industrielles.

K Une station-service hydrogène à Berlin.

[ L’économie hydrogène, mythe ou réalité ? ]

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enquête F

q tovoltaïque ou l’éolien. Avec leur production intermittente et non pro-grammable, on envisage en effet d’utiliser l’électricité excédentaire pour produire de l’hydrogène par électrolyse, le stocker, puis le trans-former en électricité dans une pile à combustible par exemple. La pre-mière réalisation pilote l’a été en 2004 sur l’île d’Utsira en Norvège. Deux éoliennes alimentent une dizaine de maisons et le surplus d’électricité sert à produire de l’hydro-gène stocké sous 200 bar. Lorsque les éoliennes ne tournent pas, cet hydro-gène alimente une pile à combustible de 10 kW ou un groupe électrogène de 55 kW modifié pour fonctionner à l’hydrogène. L’autonomie est de 48 heures sans vent.À plus grande échelle, le Land de Brandebourg en Allemagne a lancé la construction d’une centrale hybride

par Enertrag où l’électricité produite aux heures creuses par trois éolien-nes de 2 MW sera utilisée pour pro-duire de l’hydrogène stocké sous 30 bar. Il alimentera deux unités de cogénération de 350 kWe chacune qui utiliseront un mélange pouvant aller jusqu’à 70 % d’hydrogène et 30 % de biogaz. La mise en service est prévue cette année.Cependant, avec cette approche de stockage passant par l’hydrogène, on récupère moins de 40 % de l’éner-gie initiale, d’où l’intérêt de produire l’électricité pour l’électrolyse à partir d’énergies renouvelables.

Lents développementsEn France, une expérience unique va être conduite par le groupe Abalone qui a construit son nouveau siège social sous forme d’un bâtiment bio-climatique énergétiquement auto-nome (voir article page 29). Lors de la conception, François-Xavier Moutel, PDG d’Abalone, s’était fixé comme objectif «d’être indépendant énergé-tiquement en utilisant des énergies renouvelables et à un coût accepta-

ble». Pour le stockage d’énergie, il a été décidé de se tourner vers l’hy-drogène qui sera produit par électro-lyse puis converti en électricité dans une pile à combustible. Ce projet a été confié à la société PureET qui est partie prenante de la Mission Hydro-gène en Pays-de-la-Loire et qui va, dans un premier temps, évaluer la pile à combustible de 12,5 kWe fournie par la société canadienne Hydrogé-nics. Pour Frédéric Meslin de PureET, «il ne faut pas précipiter les inves-tissements mais optimiser d’abord la partie hydrogène en fonction des performances du bâtiment et favori-ser plutôt l’effacement interne ou la gestion efficace, plutôt que surdimen-sionner l’installation». Cette première évaluation de la pile à combustible permettra de déterminer la capacité de l’électrolyseur ainsi que la quan-tité d’hydrogène à stocker.Hormis cette initiative, la France ne s’illustre pas beaucoup dans des pro-jets novateurs. L’Allemagne, la Cali-fornie ou la Norvège ont en revanche une approche spécifique de l’utili-sation de l’hydrogène sous forme d’un ou plusieurs programmes sur le moyen terme. L’Allemagne mise sur les transports urbains et les utilisa-tions domestiques. Les grandes villes comme Berlin, Hambourg, Francfort, Stuttgart ou Munich ont déjà une ou plusieurs stations-service et bus en activité. Le gouvernement a d’autre part lancé le projet Callux (photo) qui prévoit l’installation de plus de 800 piles à combustible de faible puissance comme unités de micro-cogénération.La Californie vise les transports au sens large dans le cadre du ZEV (Zero Emission Vehicle) avec un réseau de plusieurs dizaines de sta-tions-service du nord au sud de cet État (Hydrogen Highway Network). La Norvège, comme la Californie, s’oriente vers une autoroute de l’hy-

Stations-service d’hydrogène (nombre cumulé)

1989 1993 2000 2003 2006 2009 Ouv. en 2010

Plani-fiées

Islande 1 1 0 0RFA 1 9 16 26 2Norvège 1 5 2 3Californie 1 10 14 30 11

Nombre de bus à pile à combustible (nombre cumulé)

1989 1993 2000 2003 2006 2009 Prévus à partir de 2010

Islande 3 3 0 0RFA 1 3 13 15 +10Norvège 0 +8Californie 2 4 8 +18

K En Allemagne, le projet Callux veut développer les piles à combustible comme unités de micro-cogénération.


Pour en savoir plus : F3 Hydrogène. Énergie de demain ?, J.-M. Agator, J. Chéron, C. Ngo, G. Trap - Omniscience, 20083 L’hydrogène, P. Malbrunot, T. Bose - John Libbey - Eurotext, 20063 La révolution de l’hydrogène, S. Boucher – Le Félin, 20063 La pile à combustible, M. Boudellal - Dunod, 20073 Le site internet d’Air Liquide dédié à l’hydrogène : www.planete-hydrogene.fr/

[ L’économie hydrogène, mythe ou réalité ? ]

Les pistes d’avenirEn dehors des moyens de production classiques (reformage, gazéification, électrolyse), la dis-sociation thermique directe de l’eau à haute température ou l’électrolyse haute température (fournie par le nucléaire, une torche plasma ou le solaire à concentration) sont étudiées. Cette approche nécessite des matériaux résistant aux hautes températures en jeu (800-1 000 °C).D’autres voies, avec utilisation de sources d’éner-gie renouvelables, explorent la biomasse : soit par reformage d’hydrocarbures obtenus à partir de cette biomasse, soit par pyrolyse ou gazéi-fication. Des processus biologiques mettant en jeu des micro-organismes (algues, bacté-ries, enzymes) pourraient aussi ouvrir une voie vers une production d’hydrogène. À plus long terme, la conversion photo-électrochimique où la dissociation de l’eau pourrait se faire à basse température à la surface d’un semi-conducteur soumis au rayonnement solaire.

drogène (projet Hynor) qui devrait s’étendre à la Suède et au Danemark avec un total de 22 stations-service et une flotte de plus de 20 véhicules légers utilisant l’hydrogène (Scan-dinavian Hydrogen Highway Par-tnership SHHP) auxquels vont s’ajou-ter des bus. Néanmoins, la lente progression des équipements (voir tableaux) montrent l’illusion de la “civilisation hydrogène” dont se tar-gue l’Islande, mais aussi le très long chemin de l’hydrogène, ne serait-ce que comme combustible pour les transports.L’hydrogène restera donc encore une matière première utilisée très majo-ritairement pour l’industrie. Comme vecteur d’énergie, les applications en tant que combustible ou pour les transports (hors spatial) représentent moins de 1 000 tonnes par an pour

une production totale de 57 millions de tonnes d’hydrogène ! Et rien ne permet actuellement d’affirmer que cette part va augmenter significati-vement. De plus, si l’on considère le bilan énergétique global, du puits à la roue, l’hydrogène ne répond pas aux critères d’efficacité énergétique avec une énergie finale utilisable repré-sentant, selon la technologie adoptée de PàC, 25 à 30 % de l’énergie initiale. L’électricité utilisée directement reste le vecteur énergétique le mieux placé et le retour en force de la voiture électrique semble en être le premier signe. Pour l’hydrogène, la piste de développement la plus intéressante reste le stockage d’électricité d’origine renouvelable pour des besoins limités en puissance. m

Méziane Boudellal

Nouvelles fraîches sur l’hydrogène

Mercedes-Benz roule pour l’hydrogèneAlors que l’absence d’un réseau de distribution handicape toujours cruellement le secteur des transports, Mercedes-Benz annonce que les premiers exemplaires de la Classe B à pile à combustible viennent de sortir des chaînes de pro-duction. Le fabricant est entré dans un consortium qui est en train de se mettre en place en Bavière autour des fournisseurs d’énergie. L’objectif est de créer un millier de postes de ravitaillement d’ici 2015. Il y aurait trois à qua-tre stations dans les grandes villes et une tous les 250 km sur autoroute. Remplir le réservoir de la Classe B coûterait alors environ 12 euros, pour 400 km d’autonomie.

Un plan dédié en République de CoréeLe gouvernement coréen a lancé un plan national en faveur du développement de l’hydrogène énergie. Dans ce cadre, Air Liquide a signé un contrat pour fournir deux nouvelles stations de distribution au cours de l’année 2010. La pre-mière sera installée au sein du Korea Institute of Energy Research (KIER) pour alimenter le nouveau véhicule à pile à combustible développé par Hyundai Motors. La seconde est destinée au Korea Automobile Testing & Research Ins-titute (KATRI). Intégrant la technologie bi-pression, elle permettra d’alimenter des véhicules à 350 et 700 bar, le tout en moins de cinq minutes.

Des magasins de produits bio optent pour une pile à combustibleUTC Power a annoncé que Whole Food Market, groupe industriel positionné sur le bio, va installer son système PureCell® pour alimenter en énergie un nouveau magasin en construction à San Jose en Californie. La pile à combus-tible UTC Power fournira 90 % des besoins électriques du magasin et la chaleur coproduite servira à chauffer ou à refroidir le bâtiment. Deux magasins Whole Food Market sont déjà équipés.

Un nouvel acteur dans les piles à combustibles de forte puissanceLa société américaine Bloom Energy a développé une pile à combustible de 100 kW électriques de type SOFC à structure planaire. Cette famille de piles à combustible fonctionne à haute température (800-1 000 °C) et peut donc utiliser différents combustibles comme le gaz natu-rel ou le biogaz. La pile de 100 kW se présente sous forme d’un container (Bloom Box) et est en cours d’évaluation. Alors que dans les autres piles à combustible la chaleur est utilisée hors de la pile (cogénération), ici elle recir-cule dans la pile pour maintenir les hautes températures nécessaires, ce qui entraînerait un rendement électrique supérieur à 50 %. Son coût actuel est estimé entre 700 et 800 000 dollars US (environ 550 000 euros) ce qui place le kW électrique à 7 000 dollars US, soit le double des unités de 200 kW et plus qui sont actuellement commer-cialisées. L’objectif de Bloom Energy est d’arriver à 3 000 dollars US par kW.©

CEA

S Culture de Rhodobacter capsulatus produisant de l’H2 à partir de l’acide lactique. Le biogaz produit passe directement dans une pile à combustible.

Association Technique Energie Environnement - 47 avenue Laplace - 94117 Arcueil cedex

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BON DE COMMANDE

Les informations, les recommandations et les outils de calcul contenus dans ce guide doivent permettre aux exploitants : •de mieux connaître leurs installations ; •d’associer plusieurs combustibles de façon optimale ; •de trouver des réponses en cas de diffi-cultés opératoires ; •d’optimiser l’efficacité énergétique de leurs chaufferies ; •de répondre efficacement aux exigences réglementaires en terme de protection de l’environnement (émissions de polluants atmosphériques et élimination des produits de traitement de fumées) ; •de contribuer à la formation des nouveaux opérateurs.

Les chapitres

1. Chaufferies et vecteurs énergétiques 2. Les combustibles et leur stockage 3. Les générateurs de chaleur 4. La combustion 5. Equipements de combustion 6. Equipements annexes 7. Exploitation de la chaufferie 8. Traitement de fumées 9. Contrôle /commande et sécurité 10. Entretien /maintenance 11. Réglementation 12. Glossaire 13. Annexes

Vient de paraître

GUIDE D’EXPLOITATION

Exploitation et conduite des chaufferies de puissances supérieures à 400 kW

édité par avec le soutien de Sommaire détaillé sur www.atee.fr

1ER AVRIL 2010 - suppLémEnt du n°443 49

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Un dispositif révolutionnaire pour les moteurs électriques

Une entreprise propose depuis mai 2009 un système de rebobinage permettant aux

moteurs électriques de s’autoalimenter partiellement. Cette technologie dénommée

Optimum Energy® couple le moteur électrique à une génératrice à induction et permet

de réduire le coût de fonctionnement du moteur électrique d’environ 15 %.

L e fonctionnement des moteurs élec-triques représente près de 70 % de la consommation d’électricité dans l’in-dustrie. La société Le Conservateur

d’Énergie propose de réduire la consomma-tion d’énergie des moteurs électriques alter-natifs asynchrones existants en utilisant une partie du champ magnétique produit lors de son fonctionnement et non utilisé en totalité pour entrainer une charge.La technologie Optimum Energy® repose sur l’ajout d’un deuxième bobinage spéci-fique dans le corps du moteur. Sous l’effet du champ magnétique, ce bobinage constitue une génératrice à induction, ce qui lui permet de produire une partie de l’alimentation en électricité du moteur, notamment lors des réductions de charge. Ce dispositif permet de réaliser une économie en énergie pure et en coût de fonctionnement pour les utilisa-teurs de moteurs électriques d’environ 15 % étalés sur la plage de fonctionnement, par rapport à un moteur de conception standard. Grâce à cette technologie, le facteur de puis-sance (cosinus φ) est maintenu entre l’unité et cosinus φ négatif, sur toute la plage de

charge du moteur. Autre attribut inté-ressant, la puis-sance apparente est réduite jusqu’à environ 20 % . La pu issa nce réac-t ive du mo teu r étant éliminée, ce moteur est même capable à faible charge de produire des Kvars négatifs, disponibles à la consommation des réseaux avoisinants. En outre, ce moteur ne nécessite plus de démarreur de type étoile triangle ou électronique car le dispositif diminue l’appel d’intensité de démarrage de près de 40 %, facilitant une montée en accé-lération mécanique progressive.

Plus cher mais rapidement rentableConformes aux normes européennes, les moteurs transformés avec la technologie Optimum Energy® présentent des perfor-mances validées par plusieurs bureaux de certification, dont Bureau Veritas en France. Cette technologie coûtant environ deux fois

Un concept françaisLa technologie des moteurs Optimum Energy® a été élaborée il y a près de sept ans par un inventeur français installé aux États-Unis. Cette innovation brevetée dans 45 pays dont la France a déjà reçu le titre de brevet pionnier outre-Atlantique. La société Le Conservateur d’Énergie assure la commercialisation de cette technologie d’avant-garde en France, en collaboration avec la société SBME pour la partie technique et la conversion des moteurs.

le prix d’un rembobinage standard est un investissement d’avenir, comme l’expliquent les dirigeants de la société : «nous proposons à nos clients des moteurs convertis sur-mesure qui sont rentabilisés au bout d’une période comprise entre 9 et 24 mois selon l’utilisa-tion. La technologie Optimum Energy® est installée selon le cahier des charges et les désirs du client.»La société Le Conservateur d’Énergie ne compte pas en rester là, comme le précise le respon-sable Recherche et développement : «à terme, nous n’envisageons pas seulement de proposer la technologie Optimum Energy® via les ateliers de bobinage partenaires, nous souhaitons aussi produire nos propres moteurs économes en énergie. Nous avons un pôle de recherche qui travaille en permanence à l’amélioration technique en vue de plus grandes économies d’énergie, afin de proposer une technologie en constante évolution.» Quoiqu’il en soit, voilà une technologie qui pourrait faire l’objet de certificats d’économies d’énergie ! m

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Réduire au maximum la concentration de composés organiques volatils (COV) en

sortie de process, voilà l’un des objectifs que s’est fixé Lanxess Elastomères, société

de fabrication de caoutchouc située en Haute-Normandie. En effet, cette usine spécialisée a mis en place en 2008 une

unité de traitement spécifique des COV rejetés lors du séchage de ses produits. Par

une technique assez révolutionnaire en deux étapes, Lanxess parvient à réduire

de près de 85 % ses émissions de COV mais aussi à limiter la facture de gaz

par un judicieux système de récupération de chaleur.

À la fin de son processus de fabrication, le caoutchouc humide contient 5 à 10 % d’eau et doit être séché à

des températures comprises entre 80 et 120 °C. Il transite donc sur des trans-porteurs vibrants dans lesquels passe de l’air chaud. Cet air chargé d’humi-dité, mais aussi de traces d’hydrocar-bures issus des solvants utilisés dans la fabrication, était jusqu’à présent relargué directement dans l’atmos-phère. Mais en 2007 la réglementa-tion a été renforcée (au maximum 110 mg/m3 de COV), obligeant à une mise en conformité des installations polluantes. «Après des études prélimi-naires effectuées en 2003, nous avons d’abord testé un système d’incinération standard, un oxydateur thermique, avec des résultats mitigés. Le procédé entraînait des frais de fonctionnement exorbitants, notamment à cause de sa

consommation importante de gaz», raconte Marcel Lacuisse, responsable de l’ingénierie chez Lanxess Elastomères. Une deuxième étude les a amenés sur l’idée de coupler deux techniques : une

oxydation thermique régénérative des COV après les avoir concentrés sur des zéolithes, sortes d’argiles dont le pouvoir d’adsorption est supérieur à celui du charbon actif (voir encadré).

140 000 m3 d’air traité par heurePremière étape, le préconditionne-ment. L’air du séchage doit être filtré grossièrement, afin d’éliminer les fines

particules de caoutchouc dont il est chargé et éviter ainsi une obstruc-tion des zéolithes. Il passe donc dans une grosse boîte de 120 m3 où il est chauffé de 5 °C (pour atteindre 75 °C) afin de l’éloigner de son point de rosée et de faciliter sa déshumidification. Il entre en contact avec un dévésiculeur permettant la chute des gouttes d’eau dans le fond de la boîte puis passe dans un tamis en inox bloquant les parti-cules de plus de 500 microns. Ainsi préparé, l’air se dirige ensuite vers deux concentrateurs traitant chacun un flux d’environ 70 000 m3 par heure. Commence alors la deuxième étape durant laquelle une seconde filtra-tion a lieu, afin d’être sûr d’avoir un air “pur”, sur un système de filtres à air standards bloquant les particules de plus de 1 à 2 microns. La concentra-tion à proprement parler peut alors démarrer. «Dans chaque concentrateur,

Adsorber les COV, c’est économiser de l’énergie !

La seconde filtration bloque les particules de plus de 2 microns pour obtenir un air pur

H L’usine de caoutchouc de Lanxess Elastomères.

1ER AVRIL 2010 - suppLémEnt du n°443 51

l’air traverse une roue de deux tonnes tournant très lentement, à deux tours par heure, et contenant les zéolithes adsorbeurs, détaille Marcel Lacuisse. Au bout d’une quarantaine de minutes, les argiles sont chargées de COV. Une partie, 6 000 m3 par heure, du flux total de l’air circulant dans le concentrateur est chauffé à 180 °C et est pulsé en sens inverse dans la roue, emportant avec lui les particules fixées par les zéolithes.» Le reste du flux se retrouve purifié et est renvoyé directement dans l’atmos-phère via une cheminée.Reste à traiter le flux chargé de COV à la sortie des concentrateurs. Les 12 000 m3 d’air concentré sont envoyés vers l’oxy-dateur thermique, dernière étape avant la sortie. L’incinération se déroule selon le même processus qu’une incinéra-tion sans concentration préalable. L’air est chauffé à 850 °C, permettant la destruction des hydrocarbures. La seule différence ici est la taille de

l’oxydateur puisqu’il ne traite qu’au grand maximum 20 000 m3 d’air. «Les hydrocarbures que nous utilisons ont un pouvoir calorifique assez élevé pour qu’il y ait une auto-inflammation de l’air et que la réaction soit autotherme, c’est-à-dire qu’elle s’alimente elle-même en énergie», explique Marcel Lacuisse. Il faut juste du gaz au démarrage de l’installation et dans certains cas où la concentration de COV se trouve être trop basse. Un contrôle automatique de la température dans l’oxydateur permet de veiller au bon fonction-nement du processus et de lancer les brûleurs de gaz. Ainsi, la gestion des émissions de COV à la sortie du séchage s’en trouve améliorée.

65 % d’économiesL’air sort de l’incinérateur à une tempé-rature comprise entre 300 et 400 °C. Grâce à un échangeur air/air, ce flux chaud est récupéré pour réchauffer à 180 °C l’air utilisé pour la désorption des concentrateurs. Mais il permet aussi de fournir l’appoint de chaleur nécessaire au réchauffement de l’air pollué en amont de l’étape de précon-ditionnement, et ce au moyen d’un échangeur air/eau et d’une boucle d’eau chaude. Le reste du volume purifié est renvoyé dans l’atmosphère. Tempéra-ture de sortie : 95 °C. Lanxess réfléchit déjà à la suite et pense à un projet de récupération de cet air de sortie, sec et purifié, afin de le réinjecter en tout début du process de séchage. «Nous

Au cœur des concentrateurs, les zéolithesCes minéraux microporeux font partie de la même famille que le calcium ou le magnésium et ser-vent dans de nombreuses applications industrielles et domestiques : pièges et tamis moléculaires, additifs dans les mélanges béton-asphalte utilisés en construction, purification et déshydratation de l’air, compléments alimentaire pour le bétail, etc. Le Japon est un spécialiste du domaine puisqu’il est actuellement le plus gros utilisateur des zéolithes naturelles. C’est d’ailleurs une société japonaise qui fournit - de façon exclusive - le type de zéolithes utilisées dans le procédé de Lanxess.

attendions le bilan de l’installation afin de pouvoir mettre en route une étude plus complète d’un tel système, confie Marcel Lacuisse. Mais la réali-sation serait possible l’année prochaine, avec un potentiel d’économies possi-bles de l’ordre de 180 000 euros sur une année, pour un coût d’investissement estimé à 350 000 euros. Il y a un poten-tiel non-négligeable !»Les avantages d’un tel double-procédé comparé à un incinérateur standard sont clairs. Côté coûts d’abord, puisque pour un investissement quasiment identique (environ 6 millions d’euros) ce sont 65 % de frais de fonctionnement qui sont économisés, en grande partie grâce à la réduction importante de consommation de gaz naturel obtenue par l’utilisation d’un incinérateur bien plus petit et du système de récupéra-tion de chaleur. De plus, l’économie de gaz se traduit par une baisse d’émis-sions de CO2 de 5 000 tonnes sur une année. Quant aux émissions de COV, Lanxess se targue d’une réduction de 85 % de ces particules, en atteignant une teneur de 30 mg/m3 en sortie. Cette solution, qui se révèle d’une effica-cité exemplaire, a été récompensée dans la cadre du salon Pollutec 2009 par le prix Technologies économes et propres. L’unité actuellement existante en Seine-Maritime pourrait bientôt avoir une petite sœur dans une usine Lanxess Elastomères actuellement en construction à Singapour. m

Audrey De Santis

K La roue de concentration contient des zéolithes adsorbeurs.

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D�Plus d’informations sur www.dta.airliquide.com, onglet Notre offre, Recherche scientifique.

Du froid pour tous… en consommant moins

Les laboratoires et centres de recherches désireux de refroidir des composants à des températures proches du zéro absolu

ne disposent pas de nombreuses solutions techniques. La plus répandue est celle d’Air Liquide avec la gamme d’équipements

cryogéniques Hélial. Gros plan sur un panel de produits incontournables, dont l’efficacité énergétique a été améliorée.

En 1985, Air Liquide met sur le marché le premier liquéfacteur à pilotage 100 % automatique, baptisé Hélial. Aujourd’hui, à elle seule, la gamme

Hélial couvre 90 % des besoins en liquéfac-tion d’hélium dans le monde. L’université d’Orsay pour son laboratoire de RMN (Réso-nance magnétique nucléaire), le CEA de Saclay pour son Neurospin*, l’université de Chalmers en Suède pour son département de micro-technologie et de nanosciences, ou encore le Ganil (Grand accélérateur national d’ions lourds) à Caen, sont quelques-uns des clients d’Air Liquide sur cette gamme. En effet, leurs machines doivent utiliser du froid en dessous de 20°K (-253,15 °C) et à ces tempéra-tures l’hélium liquide reste la seule solution de cryogénie.Réfrigérateurs et liquéfacteurs fonctionnent de la même façon : au cœur du procédé, des compresseurs, des échangeurs de chaleur, un système de contrôle intrinsèque, mais surtout des turbomachines développées par Air Liquide qui peuvent atteindre une vitesse de rotation de 300 000 tours par minute et dont le MTBF (Temps moyen entre pannes) se hisse à 150 000 heures. «L’avantage principal de nos machines est qu’elles sont extrêmement fiables, ce que cherchent nos clients pour leurs recherches, indique Pascale Dauguet, chef de marché scientifique à la Division des techni-ques avancées d’Air Liquide. Leur durée de vie est longue et s’élève au moins à 25 ans.» Autour de ces équipements se trouvent obligatoire-

ment une station de compression du gaz et, de façon optionnelle, des modules de stockage et de récupération, de contrôle ou encore de distribution.

0,9 kWh par litre d’héliumLa gamme Hélial a été optimisée en 2007, pour la troisième fois depuis 1985 et après plus d’une année de remise à plat des diffé-rents composants, dans le but d’accroître les performances des machines et de réduire les coûts de l’équipement et de son exploitation. Ce redéveloppement a conduit à améliorer fortement l’efficacité énergétique. En effet, pour une même consommation d’électricité, 80 % de débit de liquéfaction en plus ont été obtenus. En moyenne, liquéfier un litre d’hé-lium consomme désormais 0,9 kWh. En 2008, Air Liquide a apporté quelques modi-fications à ses produits, afin de les rendre plus modulables et adaptables. Ainsi, un liqué-facteur de petite taille a été créé. Mais on arrive aux limites de la technologie actuelle, tout en restant compétitif. «C’est un marché de niche, seules une quinzaine de machines par an sont produites dans le monde, confie Pascale Dauguet. À ces très basses tempéra-tures, produire du froid coûte très cher. Nous n’avons pas prévu de grandes transitions tech-nologiques sur notre gamme à court terme, les évolutions technologiques dans ce domaine étant très lentes.» Aujourd’hui, les centres de recherches ont déjà accès à une large gamme de réfrigérateurs de puissance froide s’étalant de 100 W à 1,4 kW, à 4,5°K, mais aussi à trois liquéfacteurs capables de traiter des volumes d’hélium allant de 15 à 330 litres par heure. m

Audrey De Santis

* Infrastructure de recherche dédiée à la neuro-imagerie cérébraleS Une quinzaine

de machines sont fabriquées par an.

H recherches


F ort de son savoir-faire en Norvège et de sa présence à l’in-ternational dans 20 pays, le groupe norvégien Statkraft assure déjà la production annuelle de 50 TWh d’hydroé-lectricité. Mais il envisage aussi l’avenir technologique en

démarrant un prototype de centrale osmotique à Hurum, à 60 km d’Oslo. La centrale a été inaugurée fin novembre 2009 par la prin-cesse Mette-Marit de Norvège : l’eau de son thé a été chauffée par une bouilloire alimentée en électricité par la centrale !Quel est le principe ? Il s’agit d’exploiter la pression osmotique entre un réservoir d’eau douce et un autre d’eau salée séparés par une

membrane semi-perméable. Le mouvement de l’eau salée vers l’eau douce déforme la membrane, créant ainsi une pression du côté du réservoir d’eau salée et donc un mouvement du fluide équivalent à une chute d’eau, exploitable par une turbine électrique.D’une puissance encore réduite (2 à 4 kW), ce prototype (photo) doit permettre d’améliorer le rendement des membranes en les faisant passer de 3 à 5 ou 6 W/m2. Statkraft espère pouvoir construire une centrale de 25 MW d’ici 2015. Le potentiel au niveau mondial serait de 1 700 TWh/an. m

Stéphane Signoret

Statkraft met un peu de sel dans son eau douce

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Gagner en efficacité et préparer le captage de CO2

Fours industriels

L’efficacité énergétique est une des plus importantes préoccupations des sites

industriels, qui va se coupler à terme avec la problématique du captage de CO2. Un

projet de recherche mené sous la houlette de GDF Suez et reposant sur une solution

d’oxycombustion pourrait répondre simultanément à ces deux défis.

Dans le contexte international de lutte contre le changement climatique, les travaux de recherche sur le

captage, le transport et le stockage de CO2 se multiplient. Les industriels fortement émetteurs de polluants (gaz à effet de serre mais aussi oxydes d’azote) étudient depuis quelques années de nouveaux systèmes de combustion qui permet-tront de réduire ces émissions ou de faciliter le captage de CO2 (voir le supplément d’Énergie Plus n°413). Les solutions ne sont pas simples à trouver car il faut à la fois maintenir – voire augmenter – l’efficacité de l’outil industriel, tout en trouvant les moyens de “nettoyer“les fumées de combustion à un coût économique-ment acceptable.Un projet de recherche français coor-donné par GDF Suez porte actuel-lement sur ce thème. Sous le nom de Tacoma (Techniques avancées

de combustion pour la maîtrise des émissions atmosphériques), il regroupe des équipes du Crigen (Centre de recherche et innova-tion gaz et énergies nouvelles de GDF Suez) et leurs partenaires de l’IFP, de Total, de la société Diver-gent et du laboratoire Icare du CNRS. Le projet a démarré en décembre 2006 et se terminera cette année en septembre. Son financement – 2 millions d’euros – est assuré à moitié par l’Agence nationale de la recherche. L’objectif est de déve-lopper, tester et évaluer des techni-ques de combustion sans flamme* en oxygène (oxycombustion) avec recirculation des fumées. La fina-lité industrielle est de proposer un système innovant permettant de fortement limiter les émissions de NOx, tout en améliorant l’efficacité énergétique lors de l’adaptation du système aux fours existants ou de son intégration dans les nouveaux fours. De plus, cette combustion sans flamme en air synthétique (O2/CO2/H2O) peut faciliter le captage du CO2 : les fumées, compo-sées uniquement de CO2 et d’H2O, n’ont plus qu’à être débarrassées de leur eau par condensation.

Trois étapesL’oxycombustion classique, en utili-sant de l’oxygène pur, est déjà une technique prometteuse car en provo-quant l’augmentation des concentra-tions en CO2 et H2O dans l’enceinte du four, elle conduit à une augmen-

tation du transfert thermique par rayonnement et donc potentielle-ment à une hausse du rendement. Les bénéfices de cette solution sont néanmoins tempérés par quelques inconvénients : le coût de l’oxy-gène, la nécessité de revoir complè-tement le design du four, l’appari-tion de points chauds qui peuvent endommager le four ou le produit à chauffer, et la très forte dépendance des émissions de NOx aux fuites d’air qui ne sont pas totalement maîtrisables.Selon Clotilde Villermaux, pilote du projet Tacoma au sein du Crigen, «en combinant l’oxycombustion avec la recirculation des produits de combus-tion, il est possible de s’affranchir de la plupart de ces inconvénients de l’oxycombustion classique en oxygène pur. Par ailleurs, en inter-venant directement au niveau de la combustion, on devrait aussi être dans des conditions économiques meilleures que les solutions de post-traitement des fumées.» En effet, les premières technologies envisa-gées pour capter le CO2 ont été des solutions de lavage des fumées par des éléments chimiques tels que les amines. Le principal avantage de cette technologie est certes de ne pas modifier l’équipement de chauffe et donc de ne pas perturber la produc-tion. Cependant, elle est encore très onéreuse et n’apporte pas d’amélio-ration de l’efficacité énergétique.Trois étapes principales marquent les recherches menées au sein du

S Régime de combustion sans flamme obtenu avec le brûleur à combustion sans flamme NFK pour différents taux d’O2.

Air

25 % O2

35 % O2

45 % O2


GDF Suez et le CO2Le groupe GDF Suez participe à plusieurs projets pilotes de captage de CO2 ou d’injection de CO2 en Europe :3 installation mobile de captage post-combustion en col-

laboration avec Hitachi et E.ON ;3 injection sur le champ gazier K12-B sur le plateau conti-

nental néerlandais ;3 injection de CO2 et récupération assistée de gaz sur le

champ d’Altmark en Allemagne ;3 injection de CO2 dans un aquifère dans le Sud des Pays-

Bas.GDF Suez a également répondu, avec E.ON, à l’appel à pro-jets lancé par la Commission européenne dans le cadre du Plan de relance énergétique européen en proposant un pro-jet de démonstration de captage, transport et stockage de CO2 à Rotterdam.

émissions de NOx, mais dans le cas de l’air synthétique, on constate en plus que ces émissions restent dras-tiquement basses, quel que soit le taux d’O2, contrairement à ce qui se passe en combustion en air dopé à l’oxygène. Enfin, le rendement de combustion est amélioré jusqu’à 30 % sans augmenter le préchauf-fage de l’air et pour la même puis-sance gaz. Un résultat remarquable puisque dans le même temps, le volume d’air est réduit, ce qui diminue l’enthalpie entrante dans le brûleur.Globalement, les résultats sont donc concluants et ouvrent une nouvelle perspective technologique pour améliorer l’efficacité énergétique tout en étant compatible avec la réglementation environnementale et en ouvrant la possibilité d’un captage direct de CO2. «L’intérêt des industriels sera d’autant plus grand que ce concept de combus-tion, s’il met en œuvre de l’oxygène pure, n’empêche pas de revenir à la combustion en air classique à tout moment, ce qui permet une utili-sation flexible de l’outil de produc-tion, notamment dans le cadre d’une modification de fours existants», précise Clotilde Villermaux.Pour que tout cela se concrétise, la dernière étape du projet Tacoma va approfondir les outils de dimension-nement pour optimiser les perfor-mances et va calculer les données économiques d’une exploitation à l’échelle industrielle. m

Stéphane Signoret

projet Tacoma. Premièrement, des travaux fondamentaux de cinétique chimique, des tests et la validation des outils numériques sur des confi-gurations académiques de la litté-rature ont été réalisés. Deuxième-ment, la compréhension pratique de ce concept de combustion a été menée à travers des dispositifs expé-rimentaux dédiés. Ces essais spécifi-ques ont aussi permis de valider les outils numériques précédemment approuvé à l’échelle académique (CFD, outils globaux, etc.). Troisième-ment, les membres du projet sont en train de faire une évaluation tech-nico-économique de la solution sur des configurations industrielles.

Une étude expérimentale a été conduite par GDF Suez sur une boucle de recirculation semi-indus-trielle mise en œuvre sur le site du Crigen et équipée d’un brûleur à combustion sans flamme standard de 200 kW alimenté en gaz naturel. Une série de tests a été faite en fonc-tionnement classique, avec la boucle ouverte pour la combustion de l’air. Puis, en comparaison, une autre série a été réalisée en boucle fermée, où l’air synthétique (O2/CO2/H2O) est obtenu par une recirculation externe des produits de combustion remélangés à l’oxygène pur avant de pénétrer dans le brûleur. Ces essais ont permis d’étudier les effets de la composition de l’air synthétique (de 25 à 45 % d’O2) et du préchauffage de cet air sur la stabilité de la flamme, le transfert thermique, l’efficacité énergétique et les émissions de NOx.

Amélioration du rendementQuelles sont les conclusions de ces essais ? Tout d’abord le brûleur, dimensionné pour de l’air classique, permet bien d’atteindre un régime de combustion sans flamme en air synthétique. En comparaison avec la combustion classique, on note également qu’à même puissance gaz, le transfert thermique est plus uniforme et plus grand avec l’air synthétique. La combustion sans flamme conduit toujours à de faibles * C’est-à-dire sans flamme visible

J Four semi-industriel GDF Suez équipé d’un brûleur à combustion sans flamme 200 kW gaz et d’une boucle de recirculation externe des fumées pour tester et optimiser le concept de combustion.

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Les micro-algues, reines de la production de méthane ?

Symbiose : ce nom poétique est celui d’un projet de recherche lancé en avril dernier par l’ANR et coordonné par Naskeo,

jeune entreprise française créée en 2005. Son but principal, ambitieux, est de réussir à coupler la culture de micro-algues

photosynthétiques captant du CO2 à un processus de digestion anaérobie produisant du méthane.

L a production d’énergie grâce aux micro-algues n’est pas une nouveauté puisque dès la fin des années 1940, les premières recher-

ches sur ces organismes riches en lipides avaient lieu aux États-Unis. Depuis, de nombreux projets ont vu le jour, mais les plus visibles restent ceux axés sur le déve-loppement de biocarburants dits de troi-sième génération. Le projet Symbiose, même si l’idée n’est pas exclusive, présente cette originalité de coupler le captage du CO2 industriel à une production efficace de biogaz, le tout au sein du même procédé.

Les micro-algues poussent à la sortie du méthaniseur, dans un bassin ouvert, grâce à l’énergie du soleil et au CO2 contenu dans les effluents industriels. Elles peuvent aussi être alimentées par des déchets orga-niques supplémentaires, récupérés dans les effluents d’une station d’épuration par exemple, riches en azote et phosphore, et permettre ainsi un traitement par phytoré-médiation. La biomasse produite va ensuite être digérée dans le réacteur, par l’action de bactéries anaérobies, et produire du biogaz. Ce dernier est récupéré en tant que source d’énergie ou bien injecté dans le réseau de gaz naturel. «Nous utilisons des éléments nutritifs déjà présents dans le système global couplé, ce qui permet notamment de limiter les intrants azote/phosphore», souligne Bruno Sialve, responsable de la coordination du projet Symbiose. En effet, le CO2, ainsi que l’azote et le phosphore minéralisés lors de la digestion, retournent dans le système de croissance continue des micro-algues.

Un budget de 2,5 millions d’eurosProjet défini sur trois ans pour un budget total de 2,5 millions d’euros (dont 1 million d’euros de l’ANR), Symbiose résulte d’une collaboration entre quatre institutions et un partenaire industriel* qui se partagent les tâches : sélection et caractérisation des biomasses de micro-algues, digestion anaé-robie de ces biomasses, modélisation et test des voies de contrôles, et encore analyse de cycle de vie et transfert industriel. «Nous travaillons actuellement sur un pilote inter-

médiaire – de laboratoire – d’une surface de 1 m2, rapporte le responsable de coor-dination de Symbiose. L’avantage majeur d’une telle échelle est que nous gérons plus facilement la lumière et la température.» Le but reste de définir les conditions opti-males de développement d’une biomasse photosynthétique, en termes de rendement et de coût. Il ne s’agit pas d’exploiter des cultures pures de micro-algues mais de déterminer les mélanges les plus adéquats suivant leurs utilisations. L’avantage ? La palette des configurations possibles est infinie… ou presque : utilisation des effluents industriels, urbains, de codiges-tion (algues mixées à des déchets organi-ques), etc. «En outre, les algues se dévelop-pent vite et bien, permettant une utilisation quasi-continue du méthaniseur, ce qui ne serait pas possible avec d’autres micro- organismes», ajoute Bruno Sialve. Les coûts de transformation de la biomasse en énergie s’en trouvent diminués. Ne reste donc plus qu’à attendre le retour d’expé-rience sur le pilote à échelle industrielle. Sa mise en place doit avoir lieu fin 2011. m

Audrey De Santis

* Laboratoire de biotechnologie de l’environnement de l’Inra de Narbonne, Ecolag, équipe Comore de l’Inria Sophia Antipolis, laboratoire de physiologie des algues de l’Ifremer de Nantes, Naskeo Environnement.

D Plus d’informations : http://anr-symbiose.org

F L’équipe du projet Symbiose.

[ Opérations standardisées ]

H certificats d’économies d’énergie


Certificats d’économies d’énergie

Opération n° IND-UT-08

Ballon de stockage d’eau chaude de type « Open Buffer »

1. Secteur d’application

Agriculture : serres maraîchères.

2. Dénomination

Mise en place d’un ballon de stockage d’eau chaude de type « Open Buffer » raccordéesà des serres maraîchères neuves ou existantes.

3. Conditions pour la délivrance de certificats

Pilotage informatique du dispositif de stockage de l’eau chaude dans le ballon.

Mise en place réalisée par un professionnel.

4. Durée de vie conventionnelle

15 ans

5. Montant de certificats en kWh cumac

Montant en kWh cumac par m² deserre chauffé 340

[ Opérations standardisées ]

certificats d’économies d’énergie F

IND-UT-08

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L’ ensoleillement et d’autres facteurs diurnes induisent un déséquil ibre

dans les besoins en énergie des cultures sous serres par rapport au fonctionnement de nuit. L’énergie produite durant le jour risque en effet d’être inuti-lisée : l’utilisation d’un ballon de stockage permet alors de valo-riser ces excédents d’énergie lors des besoins de chauffage la nuit.Contrairement à un système classique, l’installation d’un open buffer place le ballon de stockage (dont la capacité est d’environ 200 m3/ha dans ce type de système) au cen-

* Une caractéristique particulière aux serres est l’injection de CO2 dans la zone cultivée durant la journée pour optimiser la photosynthèse et favo-riser la croissance des plantes. La technique la plus courante est d’uti-liser le CO2 provenant des gaz issus de la combustion.

Connu également sous le nom de stockage au centre, le système “open buffer” donne la possibilité de découpler totalement production et distribution de chaleur au sein des serres. Il permet notam-ment d’optimiser le rendement de la chaufferie et d’augmenter la température du ballon en pilotant l’open buffer avec un logiciel anticipatif.

Ce type d’opération permet des économies réduisant de 7 à 15 % la facture énergétique. Le parc français présente un gisement assez conséquent pour les CEE, estimé actuellement à 3,2 TWh cumac. Durant la première période, l’opération IND-UT-08 a d’ailleurs été la deuxième la plus utilisée avec un total de 460 GWh cumac.Dans le cas d’une exploita-tion maraîchère sous serre de 3 hectares, l’alimentation par un ballon de stockage de type open buffer nécessitera une capacité d’environ 600 m3. Cette installation permettra alors d’obtenir un forfait de 340x30 000 = 10,2 GWh cumac. Ce résultat illustre bien les gise-ments extrêmement impor-tants que le domaine agricole représente. Dans cet exemple maraîcher, le coût de l’open buffer est estimé à 6 €/m2 ce qui reviendrait à un investisse-ment total de 180 000 €. En pre-nant l’exemple théorique d’un rachat de CEE à 0,25 c€/kWh, une telle installation rappor-terait 25 500 €, ce qui repré-sente 14 % de l’investissement initial. m

Clément Ramos

Ballon de stockage d’eau chaude de type “open buffer”

tre de la chaîne de distribu-tion de chaleur. Cela permet de déconnecter la production de chaleur et sa distribution : ainsi, le brûleur peut fonction-ner en régime constant, ce qui induit plusieurs effets bénéfi-ques en termes de consomma-tion d’énergie et de production de CO2*.L’open buffer permet le décou-plage total de la production de chaleur et de la distribution dans la serre. Il présente dif-férents avantages : • le fonctionnement du brû-

leur à régime constant per-met d’optimiser le rendement de combustion et maximise la production de CO2 sur de

longues périodes en adé-quation avec les besoins des plantes ;

• la chaudière fonctionne de façon régulière et non plus par à-coups, ce qui aug-mente la durée de vie des équipements ;

• le fonctionnement à régime constant conduit à écrêter les pics de consommation de combustible, critère impor-tant dans un contexte de libé-ralisation des prix de l’éner-gie avec taxation des pics de consommation ;

• une régulation plus souple.

Découplage et efficacitéCes différentes caractéristi-ques rendent l’open buffer très attrayant pour la production de chaleur à partir de biomasse. Ce système peut être mis en œuvre via à une chaudière à une température constante grâce à un brûleur modulant et une pompe de charge à débit variable. L’installation de ce type de pompes au niveau des réseaux d’alimentation des ser-res conduit à une bonne maî-trise de la température des eaux de retour, afin d’obtenir une bonne stratification des températures dans le ballon de stockage. ©

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L’ adéquation des fins et des moyens, dans le dispositif des certificats d’économies d’énergies (CEE), passe par

un renforcement de la formation des professionnels du secteur du bâtiment. Des installations bien posées grâce à des connaissances consolidées et des outils adaptés, et une meilleure compréhen-sion de l’approche globale de la rénova-tion des bâtiments, sont en effet autant d’atouts pour atteindre l’objectif de maî-trise de la consommation dans ce sec-teur diffus. Le programme de formation aux économies d’énergie des entreprises et artisans du bâtiment (FEE Bat) a été lancé en 2008 en ce sens (voir Énergie Plus n°409), avec un objectif très ambi-tieux – former 50 000 personnes d’ici fin 2009 – qui a été reporté à fin 2010, le temps que le programme prenne son rythme de croisière.En effet, ce sont “seulement” 7 000 per-sonnes qui ont été formées en 2008 puis

14 000 en 2009, une même personne pouvant avoir suivi plusieurs modules de formation. A priori, le doublement ne sera pas de mise en 2010, et l’objectif ne sera pas atteint… mais on n’en sera quand même pas très loin, ce qui consti-tuera une réussite si l’on considère que FEE Bat est parti de zéro en 2007.Les chiffres restent dans une bonne ten-dance, malgré la crise. On dénombrait 15 770 professionnels formés à la fin de la première période des CEE, le 30 juin 2009. Depuis, et jusqu’à la première semaine de mars 2010, les estimations des organismes de formation font état de plus de 5 700 personnes supplémen-taires formées. Le ralentissement éco-nomique subit par le secteur du bâti-ment a certainement empêché que les résultats soient bien meilleurs. «On aurait pu croire que les artisans met-traient à profit le temps disponible dû à l’inactivité pour se former, mais en fait il n’en est rien. Quand les perspectives

sont mauvaises, les artisans se rétrac-tent», indique Bruno Réal de la Capeb. Dans les petites entreprises où ce sont les mêmes personnes qui assurent les chantiers et les démarches commercia-les, il est certain qu’elles se consacrent à prospecter de nouveaux clients lorsque l’activité baisse. Seules les plus grosses entreprises peuvent se permettre de former leurs ouvriers lorsqu’ils n’ont pas de travaux à réaliser.

S’adapter aux professionnelsLes stagiaires formés sont satisfaits et souhaitent participer à d’autres modu-les. C’est le cas notamment de ceux ayant suivi le module 3 : ils sont 76 % à avoir déjà suivi le module 1 ou 2 et 67 % à vouloir suivre un autre module, ce qui est possible puisque le module 3 est décliné en neuf sous-modules. Mais pour l’instant, ceux qui ont suivi le module 3 sont bien souvent des chefs d’entreprises… «L’effet pervers, c’est que les formateurs ont tiré le contenu des q©

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FEE Bat doit muscler ses objectifs… et ses moyens

Le programme de formation FEE Bat à destination des professionnels des bâtiments est dans une bonne dynamique, mais il sera difficile d’atteindre l’objectif

de 50 000 personnes formées fin 2010. La question de sa poursuite – et de son financement – lors de

la seconde période des CEE reste ouverte.

Les résultats par modulesFEE Bat propose trois modules pour le bâtiment résidentiel. Début mars, sur les 21 550 stagiaires, 46 % d’entre eux ont suivi le module 1 (éléments-clés d’une offre globale d’amélioration énergétique des bâtiments), 37 % le module 2 (outils pour mettre en œuvre une offre globale) et 17 % le module 3 (technologies performantes). Un tiers des professionnels formés sont regroupés dans les régions Pays-de-la-Loire, Rhône-Alpes et Poitou-Charentes (voir la carte). Mais les modules de formation ont été dispensés sur l’ensemble du territoire. De plus, 92 % des participants soulignent la richesse des échanges lors des sessions entre les différents corps de métier (gros œuvre, isolation, équipements techniques…) qui apprennent ainsi à mieux se connaître.

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[ FEE Bat doit muscler ses objectifs… et ses moyens ]

modules 3 “vers le haut” pour répondre aux attentes des chefs d’entreprises, qui sont globalement satisfaits, mais qui en retour disent que les contenus ne sont pas adaptés pour leur personnel d’en-cadrement de chantier !», analyse Véro-nique Durand-Gouyet, chef de projet FEE Bat. Quelques adaptations ont donc été mises en place sur ce module 3 afin de faciliter l’inscription des ouvriers : désormais, il est possible de suivre plu-sieurs sous-modules traitant de théma-tiques proches sans participer à cha-que fois à la partie théorique, identique pour chaque sous-module. Cela permet d’assister par exemple aux modules 3-1 (isolation des parois verticales et plan-chers bas) et 3-2 (isolation des toitures et planchers hauts) en trois jours au lieu de deux fois deux jours. Autre adaptation réalisée par la FFB : depuis septembre 2009, la fédération propose une version du module 3 sur une seule journée.Par ailleurs, un nouveau module pour les bâtiments tertiaires a vu le jour. «Il s’agit d’un secteur aux consommations et technologies spécifiques, détaille Véro-nique Durand-Gouyet. C’est pourquoi le dispositif FEE Bat a voulu le traiter de façon particulière très vite en créant un premier module 1 adapté aux petits et moyens bâtiments tertiaires. Des organismes de formation dispensent ce module depuis le début de l’année 2010. Une dizaine de sessions étaient déjà pro-grammées sur le premier trimestre.»

Rehausser les objectifsD’autres idées sont dans les cartons, comme la création de modules spé-cifiques aux bâtiments neufs basse consommation. Mais avant de les lan-cer, il faut être sûr que FEE Bat va être reconduit après 2010. Son financement, assuré pour l’instant par le seul EDF via la fiche d’opération standardisée BAR-SE-01 des CEE, est tout spécialement en question. Et pour cause ! Chaque certi-ficat obtenu pour les formations l’est au prix de la pénalité (20 €/MWh cumac) et les autres obligés qu’EDF ne se bouscu-

lent pas au portillon pour participer.Pourtant, la suite logique du Grenelle Environnement va conduire à augmen-ter les objectifs de FFE Bat et donc les financements nécessaires. Le rapport sur les métiers du bâtiment présenté en décembre 2009 par Philippe Pelle-tier dans le cadre du Plan Bâtiment le confirme. Trois propositions majeures y sont faites :• pérenniser et étendre le financement

du dispositif en l’ouvrant à d’autres obligés qu’EDF et en créant un cofi-nancement progressif par les fonds de la formation professionnelle (OPCA et FAF*). Sur l’hypothèse de 25 000 per-sonnes formées en 2010, puis 35 000 en phase 2 et 40 000 en phase 3, 80 mil-lions d’euros seraient à trouver… ;

• transposer FEE Bat aux acteurs de la maîtrise d’œuvre (architectes, bureaux d’études, économistes de la construc-tion, etc.), de la maîtrise d’ouvrage et aux autres acteurs concernés, comme les enseignants de l’éducation natio-nale. Ceci pourrait nécessiter 36 mil-lions d’euros supplémentaires ;

• lancer une campagne de communi-cation massive pour la formation des acteurs du BTP.

Autant les deux premières propositions sont en discussion, autant la dernière emporte l’adhésion des acteurs et sera bientôt mise en œuvre : une grande campagne de promotion est prévue juste avant ou après l’été 2010. La FFB et la Capeb savent que ce coup de pouce est nécessaire pour convaincre les pro-fessionnels du bâtiment qu’ils peuvent s’insérer dans une logique d’offre glo-bale de rénovation énergétique, même s’ils n’en sont pas le porteur principal. Selon Bruno Réal, «le succès viendra quand les chefs d’entreprises compren-dront que c’est leur intérêt de former leurs salariés.» m

Stéphane Signoret

Source : cellule FEE Bat, mars 2010

* OPCA : Organisme paritaire collecteur agréé ; FAF : Fonds d’assurance formation.

D À découvrir : le nouveau site de FEE Bat, www.feebat.org

Répartition des 21 550 stagiairespar région


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Photovoltaïque

Bien comprendre les garanties d’assurances

Les installations photovoltaïques doivent être soumises aux garanties de dommage-ouvrage qui s’appliquent aux artisans

du BTP. Or, les assureurs essaient bien souvent de contourner la législation. Chevreuse Courtage explique qui est responsable et

pour quels dommages. Installateurs de centrales photovoltaïques, soyez vigilants en signant votre contrat d’assurance…

L es centrales photovoltaïques ont le vent en poupe et poussent comme des champignons dans l’Hexagone : dans des champs, sur des toitures

industrielles, des bâtiments publics, chez les particuliers, etc. Mais qui est responsa-ble en cas de dommage durant les travaux d’installations et après, pendant la durée d’exploitation de l’ouvrage ? Les assureurs qui voient émerger ce nouveau marché sont-ils en mesure de proposer des contrats de garantie adaptés ?Evrard de Villeneuve, directeur du cabinet de courtage en assurances Chevreuse, pro-pose aux fabricants et aux installateurs des solutions d’assurance sur-mesure. En tra-vaillant en partenariat avec les assureurs français, le service juridique de Chevreuse

Courtage les aide à élaborer des contrats de garantie légaux et adaptés au secteur du photovoltaïque. «Fabricants et installa-teurs de centrales photovoltaïques relèvent de la loi Spineta (la décennale, article 1792 du Code civil) qui garantit les ouvrages rele-vant du BTP pendant dix ans, explique Lara Le Péru, juriste et directrice adjointe de Che-vreuse Courtage. Or, certains assureurs refu-sent d’appliquer cette garantie légale aux installateurs photovoltaïques. Ils se justifient en affirmant que la centrale photovoltaïque ne fait pas partie de l’ouvrage. Cependant, ils sont tenus de respecter la législation du BTP en proposant cette garantie.»

Avis technique et performanceAutre incohérence : comment faire assurer son installation si le matériel utilisé n’est pas agréé par le CSTB ? Que se passe-t-il dans le cas d’un avis technique défavorable ou si un dommage survient alors que l’on n’a pas encore reçu l’avis technique ? «Les assureurs doivent garantir les ouvrages indé-pendamment des avis techniques, poursuit la juriste. En effet, tous les artisans n’ont pas les moyens de déposer une demande d’avis technique, mais tous doivent pouvoir s’as-surer.» Néanmoins, on réduit les risques en utilisant des produits bénéficiant d’un avis technique favorable.Enfin, qui est responsable et pour quels ris-

ques ? La loi décennale garantit l’ouvrage pendant dix ans au niveau des vices et de son disfonctionnement. Souvent, ce sont des problèmes d’étanchéité des panneaux qui surviennent. Quant à la performance des panneaux photovoltaïques, c’est le fabricant qui la garantit, mais aucune assurance ne propose de clause garantissant la perfor-mance. «Actuellement, les assureurs ne sont pas en mesure de proposer des garanties sur les performances, mais ils s’y intéressent. Ils doivent adapter leurs produits à ce mar-ché émergent, confie Evrard de Villeneuve. En tout cas, après le délai légal de dix ans, l’ouvrage n’est plus assuré.» Pour les assureurs, la manne du photovol-taïque représente, sans aucun doute, un marché d’avenir qui vaut le coup que l’on se creuse les méninges pour proposer des contrats adaptés ! m

Sandra Salès

Evasol assure les particuliersCertains acteurs du solaire photovoltaïque innovent avec leur propre garantie. Par exem-ple, Evasol, installateur de panneaux, propose une protection complète en assurant les par-ticuliers propriétaires des panneaux contre le vol et contre les sinistres, dans le cas où leur assurance multirisque habitation ne propo-serait pas cette extension.

H Aucune garantie sur les performances du

côté des assurances…

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Après des mois d’attente, le dispositif de traitement des demandes d’achat d’électricité

photovoltaïque reçues au cours des deux derniers mois de

2009 a enfin été présenté par le gouvernement. Les acteurs

de la filière sont soulagés mais pas convaincus.

L es communiqués suc-cessifs du gouverne-ment sur les nouveaux tarifs de rachat de l’électricité photovol-taïque ont fait cou-ler beaucoup d’encre.

Le régime tarifaire fixé en 2006 a pris fin en octobre 2009, tandis que le nouveau n’a été présenté que le 12 janvier 2010. L’attente fut longue, plus de deux mois, pendant lesquels les acteurs sont restés dans le doute et la perplexité. Les projets préalable-ment engagés ont été poursuivis et d’autres ont vu le jour. Au final, l’ar-rêté prévoit trois niveaux de tarifs distincts :• 58 ou 50 c€/kWh pour les instal-

lations intégrées au bâti (selon l’usage du bâtiment) ;

• 42 c€/kWh pour celles intégrées simplifiées au bâti en métropole ;

• 31,4 c€/kWh et 40 c€/kWh pour cel-les au sol, respectivement en métro-pole et aux DOM. Ce dernier tarif, valable pour les installations d’une puissance supérieure à 250 kWc situées en métropole, est modulé en fonction du département d’implan-tation et de son ensoleillement.

Cet arrêté tant attendu est loin de faire l’unanimité. Il devait préci-ser les conditions d’attribution des tarifs pour la période de transition du 1er novembre 2009 au 11 janvier 2010, ce qui ne fut pas le cas. Le gou-vernement a simplement introduit le caractère rétroactif à l’application du nouveau tarif d’achat d’électricité dans son communiqué du 13 janvier 2010. Il a fallu attendre encore un mois entier (le 17 février 2010) pour

connaître le dispositif de traitement des demandes reçues durant les deux derniers mois de l’année 2009.Il en ressort que les projets peu avan-cés devront faire l’objet d’une nou-velle demande d’achat d’électricité aux conditions tarifaires de 2010. En outre, le gouvernement souligne l’importance des projets abusifs ou spéculatifs, qu’il faut différencier des projets de taille raisonnable et menés de bonne foi. Toutefois, il est impor-

tant de rappeler qu’en attendant plus de 14 mois entre la première annonce de nouveaux tarifs d’achat en baisse (novembre 2008) et leur publica-tion effective (janvier 2010), le gou-vernement a participé à la création de cette bulle spéculative donnant naissance à des projets parfois peu intègres.Maintenant, pour bénéficier des tarifs de 2006, certains critères sont indispensables :• une demande de contrat d’achat

doit avoir été formulée avant le 1er novembre 2009 ;

• une demande de contrat d’achat doit avoir été formulée avant le 11 janvier 2010 pour les installations de puissance inférieure à 36 kWc ;

• une demande de contrat d’achat et une demande complète de raccor-dement doivent avoir été formulées avant le 11 janvier 2010 pour les ins-tallations de puissance comprise entre 36 et 250 kWc.

Dans ce dernier cas, si la demande de raccordement n’a pas été formulée, l’installation doit également remplir certaines conditions :• l’installation est intégrée à un bâti-

ment agricole ;

Les principaux représentants de la filière photovoltaïque s’inquiètent de voir de “bons” projets remis en cause

Les tarifs photovoltaïques font débat

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• elle a fait l’objet d’une déclaration préalable ou d’une demande de per-mis de construire avant le 11 janvier 2010 ;

• le producteur dispose d’une attesta-tion du préfet de département cer-tifiant que, au 11 janvier 2010 : il est l’exploitant agricole de la parcelle sur laquelle est située le bâtiment ; il est propriétaire du bâtiment ou en dispose dans le cadre d’un bâti rural ; le bâtiment est nécessaire au main-

tien et au développement de l’ex-ploitation agricole.

Pour finir, le gouvernement précise que le bénéfice des tarifs d’intégra-tion au bâti sera désormais limité aux seules installations de puissance inférieure à 250 kWc.

Des réactions multiplesLes réactions ne se sont pas fait attendre ! Si d’aucuns soutiennent que des mesures sont nécessaires pour supprimer les effets d’aubaine, les choix pris par le gouvernement ne font pas tous l’unanimité.Les principaux syndicats et asso-ciations de la filière photovoltaï-que (Apesi, Cler, Enerplan, Hespul et Synaip) ont annoncé ensemble que : «Le communiqué du MÉÉDDM du 17 février va enfin dans le bon sens, en donnant des indications relativement claires pour le traitement des deman-des en cours concernant les projets de petite et moyenne puissance (moins de 250 kWc). Il n’en va pas de même pour les projets de forte puissance sur bâtiments ou au sol, pour lesquels rien ne semble prévu.» Ils ajoutent : «les objectifs du futur arrêté doivent être d’abord de ne pas anéantir les

investissements effectués depuis par-fois plusieurs années par les porteurs de projets sérieux, ensuite de garantir un niveau de rentabilité correct à tou-tes les typologies et toutes les tailles de systèmes photovoltaïques, y com-pris ceux posés sur bâti et non inté-grés […], et enfin d’assurer une bonne visibilité tarifaire aux acteurs de la filière, nécessaire pour leur permettre d’investir sereinement pour dévelop-per des solutions performantes».La FNSEA (Fédération nationale des syndicats d’exploitants agricoles), par la voix de son vice-président, Pascal Ferrey, se félicite que «le gou-vernement reconnaisse l’importance de l’agriculture dans la production d’énergies renouvelables. […] Nous allons poursuivre notre action de lobby sur cette barrière des 250 kWc. […] Nous allons demander au minis-tère de reprendre au cas par cas cer-tains projets de plus de 250 kWc et ce, aux conditions tarifaires de l’arrêté de 2006.»Mais la satisfaction des agricul-teurs n’est pas partagée par tous les acteurs de la filière. Beaucoup crai-gnent que ces nouveaux tarifs met-tent à mal de nombreux projets en cours mais également placent des entreprises en difficulté. Par exem-ple, la société Tenergie a travaillé sur des projets de plus de 250 kWc en rénovation-intégration sur de grands bâtiments. Aujourd’hui, bon nom-bre d’entre eux seraient suspendus en cas de confirmation de ce projet d’arrêté sur la période transitoire, ce qui engendrerait une chute de leur portefeuille passant de 26 MW à 13 MW. «Au nom de la spéculation, le ministère tire à vue de façon tout à fait arbitraire sur les gros projets, s’agace Nicolas Jeuffrain, responsa-ble associé de la société. Il faut savoir que deux tiers de nos 13 MW remis en cause sont des projets complexes, instruits pour certains depuis 2008

* Au moment de boucler cet article, la FNSEA a déposé un recours gracieux contre l’arrêté du 12 janvier 2010 envisageant même une procé-dure en Conseil d’État si les négociations avec le ministère échouent.

et qui ont déjà nécessité des frais conséquents.»

La menace des recours planeLe ministère de l’Écologie risque fort de se trouver rapidement confronté à une hausse des recours contentieux. Ils seront proportionnels à la hausse des demandes de raccordement et des contrats d’achat, sur la période comprise entre le 1er novembre 2009 et le 14 janvier 2010, qui seront ren-dus infructueux par le projet d’arrêté. Différents recours sont alors envisa-geables : contre l’arrêté du 12 janvier 2010*, et éventuellement contre les futurs arrêtés, contre les décisions de refus de raccordement, ou refus d’oc-troi d’un contrat d’achat, ainsi que contre les décisions des services ins-tructeurs relativement aux deman-des d’urbanisme. En outre, tous les projets ont nécessité des dépenses et des investissements relatifs à la recherche et développement, ainsi qu’à la mise en œuvre technique et financière. À l’appui de leurs recours, les producteurs pourront demander une indemnisation de leur préjudice. Selon Arnaud Gossement, spécia-liste des questions environnementa-les au cabinet Huglo-Lepage, «ce qui est sûr, c’est que de nombreux opé-rateurs concernés par les projets de plus de 250 kWc sont prêts à déposer des recours si l’arrêté est conforme au communiqué du ministère. […] Si elles démontrent un lien de cause à effet entre cette faute et leur préjudice, les entreprises concernées rechercheront alors à être indemnisées par l’État. Là, personne ne le dit, mais cela pourrait coûter à la collectivité.» m


J Une centrale solaire sur le centre d’élevage de Poisy.

Les tarifs photovoltaïques font débatDernière minute : un arrêté du 16 mars 2010 confirme tous ces critères.

produits nouveaux F

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Logiciel FauconnetIngénIerIeSa

Dimensionnement de la climatisationLe programme FisaClim vient compléter le progiciel Visual TTH 2008 de calcul de génie climatique. Ce sixième pack s’ajoute ainsi à ceux pouvant déterminer le coefficient K/U, les déperditions, Ubat,

les coefficients C et Th-E, et aux derniers packs traitant la rénovation et l’étude de faisabilité. FisaClim permet de définir les caractéristiques du bâtiment, l’organisation des groupes de froids

et des terminaux. Il permet de faire un véritable calcul d’infiltration et de déperditions conformes à la norme EN 12831, en incluant la prise en compte des ponts thermiques. FisaClim donne la

connaissance des résultats heure par heure (puissance en pointe sensible, date et heure de pointe, humidité de l’air, dérive de température, etc.). Il utilise le moteur de calcul EnergyPlus.

Mesures chauvInarnoux

Nouvel oscilloscopeL’oscilloscope numérique MTX 162UE agrandit la série MTX Virtuels de Metrix®. Il est doté de deux voies d’entrée non isolées, 300 V CAT II, et d’une bande passante de 60 MHz. L’oscilloscope intègre un analyseur FFT temps réel deux voies et un enregistreur. Grâce au couple avec le boîtier MTX1032-B, l’utilisateur obtient des entrées différentielles 600 V CAT II. Cet oscilloscope à double base de temps permet d’afficher simultanément deux fenêtres de 2 500 points. Il propose une profondeur mémoire de 50 000 points et une large plage de sensibilité allant de 5 mV/div à 100 V/div. Il dispose d’un Autorange vertical et d’un Autorange horizontal sélectionnables, de 19 mesures automatiques simultanées, ainsi que de curseurs manuels. Quant à l’échantillonnage, il est de 20 Ge/s en répétitif et de 50 Me/s en monocoup. Le modèle MTX 162UE possède un port USB, un port Ethernet et du wifi.

Régulation thermique theben

Thermostat numérique programmableTheben complète sa gamme de thermostats numériques programmables avec le Ramses 833 top2 HF, un régulateur de température multifonction sans fil à commande radio pour une ou deux zones. Adapté à toutes les énergies, le thermostat peut s’utiliser pour la régulation d’une pompe de circulation, une chaudière à gaz, un brûleur, un répartiteur de circuit de chauffage avec servomoteur ou un chauffage au sol électrique. Le Ramses 833 top2 HF intègre trois programmes paramétrés en usine, mais modifiables, qui réduisent automatiquement la température à certaines périodes. L’entrée externe du thermostat peut être connectée à un

capteur de température au sol, une sonde à distance ou encore un détecteur de présence. Lorsqu’elle est raccordée à un commutateur téléphonique, l’entrée permet de piloter à distance le chauffage ambiant d’une pièce. Deux fonctions sont dédiées aux économies d’énergie : “Optimisation” anticipe la mise en route du chauffage afin d’atteindre la température souhaitée à l’heure programmée ; “Vacances” gère automatiquement le chauffage en fonction des dates choisies.

Chauffage / climatisation toShIba

Nouveau système DRV SMMSiMis sur le marché européen à partir de septembre prochain, le système de

chauffage/climatisation à débit réfrigérant variable (DRV) SMMSi se veut très performant pour le résidentiel et le petit tertiaire. Les puissances de froid et de chaud des modules varient respectivement entre 22,4 et 45 kW, et entre 25 et 50 kW. Les compresseurs Inverter permettent de réduire la consommation énergétique ce qui conduit le premier module de la gamme à un COP de 4,42. De plus, SMMSi dispose de longues liaisons de 235 mètres entre unités extérieure et intérieure pour répondre aux besoins des grands immeubles. Le dénivelé maximum acceptable est de 70 mètres.

Maintenance teSto

Caméras préventivesTesto 875 et 881 sont les nouvelles caméras

thermiques dédiées à l’industrie lancées par l’entreprise éponyme. Attestées conforme CNPP Approval par le Centre national de la protection et de la prévention, elles permettent la visualisation rapide des points chauds (mesure jusqu’à plus de 550 °C possible avec Testo 881) ou d’anomalies engendrant des échauffements sur les installations industrielles dans le cadre de la maintenance préventive et/ou de production. La résolution thermique permet de visualiser de petites différences de température entre deux points. L’appareil numérique intégré à la caméra permet un archivage en comparant vue réelle et visualisation infrarouge. En outre, le logiciel

fournit avec la caméra permet de travailler l’ensemble des clichés mémorisés sur site : il comprend des fonctions de fusion d’image, de détection isotherme et d’autres fonctionnalités permettant de mettre en évidence les zones à risque.


Solaire e.l.m.leblanc

Groupe de transfert collectifE.l.m. leblanc propose cinq modèles de groupe de transfert collectif avec des puissances allant de 30 à 120 kW pour des surfaces d’installations solaires de 50 à 200 m2. La régulation TISI intégrée dispose d’une page web embarquée qui permet la gestion à distance des paramètres solaires. Le groupe de transfert est également équipé d’une sonde de température primaire et secondaire qui effectue les mesures et leur analyse, permettant ainsi le calcul de la production solaire.

Mesures FlIr

MeterLink™ : lien entre caméras et instruments

La technologie MeterLink™ permet de transférer par Bluetooth™ des données acquises par l’instrument de mesure vers la caméra infrarouge et de les intégrer à l’image thermique afin d’obtenir un document précis et complet. Elle permet notamment de détecter l’humidité et les infiltrations d’eau grâce à l’hygromètre multifonction et au psychromètre Extech InspectorPro MO297. Une application intégrée à la caméra génère automatiquement des rapports d’inspection en PDF préformatés qui peuvent être transmis au client via une clé USB. Une correction automatique de l’influence des hublots IR garantit l’exactitude des diagnostics thermographiques.

Machines électriques JeumontelectrIc

Machines tournantesJeumont Electric lance deux nouvelles gammes de machines électriques tournantes. La première comprend des moteurs asynchrones de 2 à 24 pôles, moyenne tension pour des puissances de 350 kW à 25 MW, à des fréquences de 50 ou 60 Hz, et conçus pour des tensions normalisées de 1 000 à 15 000 V. Ces moteurs présentent une grande compacité, des rendements élevés et une utilisation possible en vitesse variable par l’adjonction de variateurs de vitesse permettant d’optimiser les process industriels en termes d’efficacité énergétique. La seconde gamme comprend des machines synchrones de 6 à 22 pôles, moyenne tension pour des puissances allant jusqu’à 50 MW à des fréquences de 50 ou 60 Hz et conçues pour des tensions normalisées de 6 000 à 15 000 V. La puissance délivrée selon la polarité atteint un maximum des 20 MW en 22 pôles et 50 MW en 6 pôles. Cette nouvelle gamme répond aux besoins des applications de génération d’énergie par entraînement par moteur diesel, par turbine hydraulique ou par turbine gaz ou vapeur.

Analyse SIcK et contrôle

Flowsic 100 Flare

Un nouveau système de mesure in situ de débit, de vitesse, de masse et de poids moléculaire des gaz arrive sur le marché avec le Flowsic 100 Flare. Il a été spécifiquement conçu pour pouvoir s’adapter à la violence des brusques montées de gaz et à leurs turbulences dans les torchères : dès que la vélocité des gaz dépasse 60 m/s, il bascule sur un algorithme adapté aux hautes vitesses (jusqu’à 120 m/s). Le Flowsic 100 Flare permet d’identifier les molécules et donc par exemple de repérer des fuites de certains gaz, la présence de suies, de mesurer les émissions de CO2, etc. Deux configurations existent et la console de contrôle peut être installée jusqu’à 1 000 mètres du point de mesure.

Pompes à chaleur FrancegeothermIe

Isara OptimaLa nouvelle gamme de France Géothermie est

destinée aux logements neufs, spécialement aux bâtiments basse consommation. Le générateur

fonctionne avec de l’eau glycolée ou de l’eau de nappe souterraine dans le capteur extérieur, et de l’eau à

température élevée dans le diffuseur, permettant ainsi d’atteindre une température d’eau jusqu’à 55 °C en sortie

d’émetteur. Disponible en version 4 et 8 kW (et bientôt en 6, 10 et 12 kW), la pompe à chaleur peut être dimensionnée en fonction des besoins de l’utilisateur. Les coefficients de performance (COP) peuvent aller

jusqu’à 5,02 kWh d’énergie pour 1 kWh consommé.

Mesure mettler-toledo

Sonde pour le carbone organique totalDans les centrales électriques, l’eau d’appoint dans le cycle eau-vapeur est la principale source de contamination en carbone organique total (COT), avec des risques de pollution des résines de désioniseurs de condensat, de corrosion des turbines, de diminution de l’efficacité des échangeurs, etc. Il est donc crucial de les détecter et de vérifier que les valeurs limites (entre 100 et 300 ppb en carbone) soient respectés. La sonde Thornton 5000TOCe permet de faire cette mesure, alliée au transmetteur multiparamètre 770MAX, que ce soit directement sur l’eau d’appoint ou par échantillonnage dans le cycle eau-vapeur, après une colonne d’échange cationique.

produits nouveaux F

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Pompes à chaleur alPha-Innotec

LW 90 A SolarLa LW 90 A Solar est une nouvelle pompe à chaleur air/eau monobloc combinée à un système solaire. Cette innovation dispose d’un échangeur double circuit qui travaille sur l’air : le premier circuit fonctionne avec un fluide frigorigène (le R407 C), le second avec un fluide caloporteur solaire, ce qui permet d’améliorer les performances du système et de réduire le temps de dégivrage de la pompe à chaleur. Au final, les températures

les plus élevées générées par le système solaire sont utilisées pour la production d’eau chaude sanitaire, tandis que les températures intermédiaires servent à chauffer les locaux. Son COP de 3,9 peut ainsi être augmenté.

Ventilation energYexchange

Revolution’AirLe système est une VMC double flux, c’est-à-dire que

l’entrée et la sortie d’air se font de manière mécanique contrôlée et avec filtration. Revolution’Air récupère

la chaleur de l’air vicié de la maison et l’utilise pour chauffer l’air neuf filtré venant de l’extérieur. En été, c’est

le contraire, l’air chaud extérieur est refroidi. Issus de la technologie aéronautique et spatiale, les échangeurs

Révolution’Air ont vus leurs performances validées par trois années de tests. Le Cetiat lui a attribué la

norme NF EN 308 “échangeurs thermiques “procédures d’essai pour la détermination de la performance des

récupérateurs de chaleur air/air et air/gaz”. Les essais effectués en laboratoire sur les échangeurs 100 % cuivre donnent des rendements moyens annuels

compris entre 85 % et 96 % en air sec.

Maintenance teSto

Analyseur de combustion portable

Le nouvel analyseur de combustion Testo 340 est adapté aux mises en service et réglages d’installations de moyenne et grosse puissances (>400 kW) ainsi qu’aux mesures à l’émission. En s’adaptant aux contraintes de chaque installation, la pompe autorégulée permet de prélever les gaz dans les conduits placés en surpression ou dépression (-200 à +50 mbar) ; le débit est constant durant toute l’analyse. Un large choix de capteurs est disponible pour répondre à toutes les réglementations ou applications. Le Testo 340 signale également lorsque le pot de condensation doit être vidé. En outre, 18 combustibles sont disponibles et 10 autres peuvent être librement utilisés en fonction des mélanges utilisés et connus. Les données peuvent être transférées vers un PC, un PDA ou une imprimante portable par infrarouge ou liaison Bluetooth®.

Onduleur chlorIde

60-NETCompatible avec n’importe quelle

installation, le 60-NET est adaptable à une large gamme d’applications. Grâce à son architecture à double conversion

intelligente avec un onduleur IGTB contrôlé par la technologie DSP,

le 60-NET fournit une continuité électrique en cas de panne. Sa capacité

de surcharge peut atteindre 125 % pendant 10 minutes

et 150 % pendant 1 minute. Cette

alimentation statique sans

interruption (ASI) existe en plusieurs

versions : 10, 15 et 20 kVA. Son efficacité

énergétique est garantie

jusqu’à 98 %.

Pompes à chaleur aIrPac

DakotaPrésentée en avant-première sur le salon Interclima en février, la nouvelle gamme

de pompes à chaleur aérothermiques Dakota sera disponible en trois puissances monophasées et/ou triphasées (11,5, 15 et 17,5 kW) à partir de septembre 2010.

Dakota est une PAC haute température bi-étagée (R410A + R134A) qui peut produire de l’eau chaude à 65 °C, même par une température extérieure de -10 °C. Le premier étage R410A Inverter DC fonctionne seul par temps

clément puis l’étage Booster vient en renfort lors des périodes plus froides. Elle affiche un COP supérieur à 4.

Logiciel ItI

SimulationX arrive en FrancePour la première fois en France, la société allemande ITI a présenté en février dernier la version 3.3 de son logiciel de modélisation multi-physiques SimulationX, en même temps qu’elle a annoncé ouvrir une filiale dans l’Hexagone. Basé sur le langage de programmation scientifique Modelica, SimulationX permet la conception et l’optimisation de systèmes pouvant intégrer les domaines de la mécanique, de l’hydraulique, de la pneumatique, de la thermodynamique, etc.


Éolien elenaenergIe

Une turbolienne pour la villeLes premières Turboliennes éléna ont été livrées en décembre dernier par la toute jeune société éléna énergie. Pouvant être installée en milieu urbain ou semi-urbain, petite et silencieuse, la Turbolienne se revendique comme une révolution de l’énergie éolienne. Elle est équipée d’une carène aérodynamique qui accélère le flux d’air interne

en créant une dépression à l’arrière de la machine, et de deux rotors régulés électroniquement qui permettent de multiplier la production d’énergie. Ainsi, pour un vent de 6 mètres/seconde, on atteint 15 mètres/seconde devant le second rotor, à l’intérieur de la carène.

Electrodistributeur aSconumatIcS

Des électrovannes ATEX et basse énergieLes nouvelles électrovannes mises sur le marché par Asco Numatics sont proposées

en mode de protection sécurité intrinsèque (ia) et antidéflagrant (d). Elles conviennent aux environnements agressifs, aux températures de -40 °C à +60 °C

et aux applications ATEX. Elles sont utilisables dans des boucles de sécurité de niveau SIL3, selon la norme IEC 61508, et acceptent des débits de 860 à 3 800 litres/

minute. En plus, ces électrodistributeurs sont basse consommation (0,5 W).

Traitement d’air munterS

Centrale d’airLa nouvelle centrale d’air NA 4100 est tout

particulièrement adaptée aux secteurs agro-alimentaire et pharmaceutique. Constituée de panneaux dits sandwichs de type autoportant

de 80 mm d’épaisseur, elle est garantie sans ponts thermiques (T1/TB1), y compris pour

les portes d’accès. Son isolation l’autorise à des applications multiples : les températures

négatives (jusqu’à -35 °C) ne lui font pas peur. Elle traite

de 2 000 à 100 000 m3

d’air par heure. Ses derniers

atouts ? Réduire au maximum

les zones de rétention et

optimiser les phases de

nettoyage en intégrant des

composants très accessibles.

Pompes à chaleur nIbeenergYSYStemS

Nibe F1145 et F1245Les nouvelles pompes à chaleur géothermiques de Nibe sont destinées aux maisons individuelles et aux immeubles de petite taille. Son panneau de contrôle à écran graphique en couleurs avec icônes descriptives facilite la programmation. L’utilisateur peut planifier son chauffage et contrôler le fonctionnement de la pompe. Son grand avantage : 80 % d’économies d’énergie pour le chauffage par rapport au fioul, à l’électricité et au gaz ! Le modèle Nibe F1145 est disponible de 5 à 17 kW, tandis que le modèle Nibe F1245 s’étend de 5 à 12 kW.

Eau chaude sanitaire WaterSlIm

Chauffe-eau extra-platPrésenté en avant-première lors du salon Interclima+élec par la société

WaterSlim, le chauffe-eau du même nom est unique en son genre car il est plat. Rompant avec le traditionnel chauffe-eau cylindrique, WaterSlim est

dimensionné pour offrir un gain de place dans les pièces : 21 cm de profondeur, 60 cm de large et 1,2 mètre ou 2,1 mètres de hauteur selon la capacité (50 ou

100 litres). La hauteur de la cuve en inox favorise la formation de couches d’eau de différentes températures, stables, ce qui laisse l’eau chaude proche du point

de tirage. Cela permet de fournir plus d’eau chaude qu’un système traditionnel (170 litres à 40 °C en 3h20 pour le modèle de 100 litres).

Mesures SIcK

Analyseur aux applications variéesMCS300P est un analyseur extractif par photométrie destiné à la mesure de fluides liquides ou gazeux dans l’industrie des procédés. Il peut mesurer jusqu’à six composants absorbés par les spectres IR et VIS, parmi une soixantaine de gaz. Il est capable de travailler sur une large échelle de concentrations allant des plus faibles (quelques ppm) aux plus fortes (% Vol), grâce à différentes cellules de mesure chauffées jusqu’à 200 °C. Cet analyseur évalue également les données extérieures (pression, température, débit, teneur en O2). Le contrôle de mélanges toxiques ou inflammable est assuré à l’aide de cellules spéciales

équipées de dispositifs de sécurité qui permettent de résister à la corrosion mais aussi à des pressions jusqu’à 60 bar et à des températures de gaz allant jusqu’à 200 °C. Pour les ambiances très agressives, une armoire de protection peut être fournie en option. Un dispositif de filtre étalon complémentaire optionnel compense automatiquement la possible dérive de la mesure.

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Tél. 04 75 47 36 60 fax 04 75 02 81 99Email : [email protected]

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Les pages “Vos fournisseurs en direct” donnent la liste des fournisseurs classés

par matériels, produits et services.Pour être répertorié dans ces rubriques, s’adresser à :

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En devenant membre de l’ATEE, éditeur d’Énergie Plus, vous recevrez régulièrement les programmes de nos manifes-tations. L’ATEE, présente dans toute la France, organise chaque année plus de 40 colloques, journées techniques ou visites d’installations exemplaires. Vous recevrez également l’annuaire de l’association dans lequel vous figurerez.

Agir ensemble pour une énergie durable, maîtrisée et respectueuse

de l’environnement

POui,j’adhèreàl’ATeepourunanJeversemacotisationde85 eTTCpour2010

(non imposable à la TVA) D jesuisenseignant,retraité:jeverse45 e D jesuisétudiant,demandeurd’emploi:jeverse30 e

POui,jem’abonneàÉnergie pluspourunanTarifFrance: 135 e (dont 2,78 e de TVA à 2,10 %)

TarifÉtranger: 150 e (exonéré de TVA) Étudiant,retraité,enseignant:demi-tarifsoit 67,50 e

Jerecevrai: D 20numérosdelalettred’actualité Le bimensuel d’actualité de l’énergie et de l’environnement D 4numérosdusupplément Le trimestriel des cas concrets de maîtrise de l’énergie

et des techniques performantes

Ci joint mon réglement à l’ordre de l’ATEE P pour mon adhésion P pour mon abonnement

Nom .......................................................................................................... Prénom ...........................................................................

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Si vous êtes abonné à la revue, merci d’indiquer votre n° d’abonné : ..........................................

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www.energie-plus.com www.atee.fr

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dem

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Le prochain supplément d’Énergie Plus sortira le 1er juillet 2010

DossierMaîtrise de l’énergieL’efficacité énergétique est désormais sur toutes les lèvres : Énergie Plus fait le point sur ce thème

EnquêteTransport et mobilité durables : où en est-on ?

Cas vécusL’Ontario, une province canadienne qui croit dans les énergies renouvelables

TechniquesLes applications performantes de l’électricité dans l’industrie

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Énergie Plus n° 433Dossier spécial Copenhague. Avant la négociation internatio-

nale sur le changement climatique, Énergie plus décrypte tous les enjeux à prendre en compte• Enquête sur la prévention des risques dans le

secteur de l’énergie• La géothermie revient en Île-de-France• Petit éolien : de nouvelles machines arrivent

sur le marché• Le secteur nautique s’initie à la réduction des

consommations


15 OC TO BRE 20 09

M A Î T R I S E R L ’ É N E R G I E D U R A B L E M E N T

30 D CAS VÉCUSLa nouvelle usine d’enrichissement

d’Areva sur le site du Tricastin

produit plus et consomme moins

40 D ENQUÊTEComment gérer la notion de

risque entre course à l’innovation

et maîtrise des coûts ?

46 D TECHNIQUESConfronté à de tout autres enjeux que

son grand frère, le petit éolien évolue

Le climat se négocie à Copenhague

supplément433

Énergie Plus n° 429Dossier spécial Bois-énergie. État des lieux de la filière

biomasse et analyses technico-écono-miques de la rentabilité des projets• Enquête sur les nouvelles ambitions

des bâtiments neufs• La cogénération se développe en

Europe• Deux exemples de maîtrise de l’énergie

dans l’industrie• Comment éviter les ponts thermiques


1 JUILLET 20 09


429supplément

39 D CAS VÉCUSLes cours d’eau n’ont qu’à bien

se tenir : la petite hydraulique

est de retour

42 D ENQUÊTELe bâtiment neuf cherche

à réduire sa consommation

d’énergie… jusqu’à zéro

50 D TECHNIQUESZoom sur une nouvelle station

de turbinage-pompage en Suisse

supplément

Pleins feux sur le bois-énergie

Énergie Plus n° 423Dossier spécial Biogaz. Le point sur la méthanisation en france,

avec des exemples en milieu agricole, dans les collectivités et dans l’industrie• Enquête exclusive sur les contrats de perfor-

mance énergétique (CPE)• Les collectivités s’engagent dans la maîtrise

de l’énergie• Les échangeurs de chaleur améliorent leur

performance• Les débuts de la normalisation énergétique

Biogaz

Acteurs et projets se multiplient


1 AVRIL 20 09


423supplément

36 D CAS VÉCUSQuand les territoires s’engagent

sur la maîtrise de l’énergie, leurs

actions sont source d’inspiration

40 D ENQUÊTELe CPE, promu solution universelle

par le ministère de l’Écologie,

tiendra-t-il ses promesses ?

52 D RECHERCHESL’engin spatial Ibuki est parti évaluer les

concentrations de CO2 dans l’atmosphère

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le monde• Un exemple de maison écologique• État de l’art du marché des pompes à

chaleur• Les recherches en cours sur les énergies

marines

Agence de l'Environnementet de la Maîtrise de l'Energie

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De nouvelles forces pour le biogaz -...

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