QUEL POTENTIEL POUR LA COGÉNÉRATION?

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1 Cogénération > pour les maîtres d ouvrage QUEL POTENTIEL POUR LA COGÉNÉRATION? Etude sur le potentiel de la cogénération à Bruxelles Version juillet 2006 Plus d infos : > entreprises facilitateur cogénération: facilitateur.cogen@ibgebim.be

2 1.Introduction Dans le contexte actuel de lutte contre le réchauffement climatique et d utilisation rationnelle de l énergie, la cogénération apparait comme une technologie de choix à promouvoir. En effet, la cogénération permet de réaliser une économie d'énergie primaire, et donc de CO 2, de 10 à 20% par rapport aux meilleures technologies de production séparée de chaleur et d'électricité. Cet effet est d'autant plus important si le combustible utilisé est issu d'une source renouvelable. Pourtant, alors que l on pouvait s attendre à un développement marqué de cette technologie, force est de constater que, finalement, peu de projets ont vu le jour en Région de Bruxelles- Capitale en comparaison du potentiel tel qu'étudié en Promouvoir cette étude est donc indispensable. Afin que les acteurs de la cogénération (bureaux d'études, fournisseurs, installateurs, ) puissent prendre le relais de manière plus ciblée, il est important de leur donner des informations énergétiques, techniques, économiques, mais aussi administratives et juridiques. Si vous souhaitez en connaître davantage sur les techniques de la cogénération, leur dimensionnement et la rentabilité attendue, il vous suffit de télécharger "le guide de pertinence" sur le site >Entreprises> Energie > Cogénération. Cette note présentera le potentiel technico-économique de développement de cette technique en Région de Bruxelles-Capitale, permettant d'orienter les décideurs mais aussi les acteurs de la cogénération. Pour information, le logement représente 45% de la consommation énergétique de la Région, suivi par le secteur Tertiaire (31%). L industrie ne représentant que 2% de cette consommation. (Pour en savoir plus : > Energie > Bilan énergétique) 2. Potentiel de cogénération en RBC Méthodologie de l étude L estimation du potentiel de cogénération est basée sur une double approche dite bottom-up et top-down. L approche bottom-up part de la situation individuelle d une série (1600) d établissements tertiaires, industriels et du logement collectif, connus au travers des enquêtes énergies réalisées annuellement par l ICEDD pour le compte de la Région de Bruxelles-Capitale et répartis par secteur d activités. L approche top-down analyse les secteurs industriel, tertiaire et du logement dans leur ensemble. L'accent a été mis sur l'approche bottom-up, plus précise et fiable, pour ensuite être confrontée à l'approche top-down. La première étape consistait à répertorier les établissements dont les consommations individuelles de combustible et d électricité sont connues : plus de 1300 établissements du secteur tertiaire bruxellois (public et privé), plus de 200 établissements industriels et près de 70 bâtiments de logement collectifs. La deuxième étape consistait à effectuer, sur base des données énergétiques de chaque établissement, un premier dimensionnement d une unité de cogénération. Un besoin annuel net en chaleur (BNeC) a été estimé par établissement en tenant compte du rendement thermique de l installation (estimé à 80%), de la part de chaleur pouvant effectivement être cogénérée (pas la cuisson, par exemple) et d un facteur d utilisation rationnelle de l énergie (ou Demand Side Management -DSM- estimé à 5% pour l industrie et 10% pour le tertiaire). Ce besoin thermique annuel net a ensuite été réparti dans le temps en fonction d un choix entre 13 profils thermique types, dépendant du mode de fonctionnement supposé de l établissement étudié (5 jours sur 7 ; 6 jours sur 7 ; 8h ou 24 h par jour ). La règle de dimensionnement de l installation de cogénération est celle qui maximalise la production d énergie thermique. Précisons que cette méthode de dimensionnement est assez conservative. Nous supposons un fonctionnement à pleine charge, alors qu en pratique, les unités de cogénération peuvent résolument

3 fonctionner jusqu à une charge partielle de 80 % sans perte significative de rendement, et donc accroître leur durée de fonctionnement. En outre, la possibilité de fonctionner en cascade avec plusieurs petites unités de cogénération et la distribution de chaleur auprès des bâtiments voisins n ont pas été prises en compte. Enfin, une optimisation économique a été faite en tentant de maximiser le nombre d heures de fonctionnement et donc en minimisant les puissances des cogénérations à installer, ceci afin que l investissement soit plus productif. La troisième étape consistait à calculer la rentabilité du projet de cogénération. Il s'agit de faire le bilan des gains (gain sur la facture d électricité ; gain sur la chaleur ; gain sur les certificats verts ; ) et des coûts (dépense en entretien et maintenance de l unité de cogénération ; achat de combustibles pour la cogénération ; surcoût de l électricité d appoint, ). La différence donne le gain annuel net du projet. En divisant l investissement net, éventuels subsides déduits, par ce gain annuel net, nous obtenons le temps de retour simple (TRS) du projet de cogénération. Le calcul de la Valeur Actualisée Nette (VAN) ainsi que du Taux de Rentabilité Interne (TRI) tiennent compte de l évolution de ce gain annuel net en fonction des années. La quatrième étape consistait à extrapoler le potentiel énergétique et le potentiel économique sur l ensemble de la Région. Le potentiel énergétique représente la somme de toutes les unités de cogénération qu il est énergétiquement possible d installer. Le potentiel économique ne reprend que les projets dont le temps de retour simple est inférieur à 3 ans dans l industrie et inférieur à 5 ans pour le secteur tertiaire et du logement. L approche top-down, basée sur les consommations totales des secteurs, permet d'extrapoler les résultats obtenus selon l'approche bottom-up sur les autres établissements dont la consommation énergétique n'est pas connue. Précisons que seules les cogénérations par moteur au gaz naturel ont été envisagées sur le territoire bruxellois. Ce combustible émet moins de CO 2 que le mazout et a l'avantage d'être facilement disponible. Les combustibles renouvelables, qui nécessitent souvent une place importante pour leur stockage, n'ont volontairement pas été envisagés. A Bruxelles, l'espace disponible est compté Les mécanismes régionaux de soutien Les certificats verts: une aide à la production Pour inciter les producteurs à se tourner vers la production d électricité verte et la cogénération de qualité, les autorités bruxelloises ont mis sur pied un mécanisme de certificats verts par l ordonnance du 19 juillet Ce mécanisme a fait l'objet de précisions dans un arrêté daté du 6 mai L idée est simple : les installations qui ont été certifiées et qui permettent une économie de minimum 5% de CO 2 par rapport à des installations de production séparée de chaleur et d'électricité bénéficient trimestriellement de «certificats verts». Concrètement, sur base de ce mécanisme, un certificat vert est octroyé à l installation certifiée pour chaque quantité de 217 kg de CO 2 qu elle évite d'émettre. Le prix des certificats verts est actuellement de 69 mais la valeur de 90 a été utilisée dans le modèle, en prévision de l augmentation de l amende de 75 à 100 en Le gain apporté par la vente des certificats verts est d'autant plus important que l'économie en CO 2 est grande. Les unités de cogénération qui utilisent un combustible renouvelable, généralement plus chères, peuvent donc être économiquement intéressantes pour le porteur de projet. (Pour en savoir plus : > Entreprises > Energie > libéralisation des marchés de l énergie > certificats verts) Le niveau des subsides à l'investissement Les entreprises installées en Région de Bruxelles-Capitale peuvent, en général, obtenir une aide de 20% à l investissement pour l'installation d'une cogénération. Pour le secteur public et les organismes non commerciaux, il s agit du mécanisme BRUREBA. Il existe un plafond de par bâtiment sur 10 ans. Pour une partie du secteur privé, il s agit du mécanisme associé

4 à la Loi d Expansion Economique de l Ordonnance du 1er juillet (20% secteur privé sauf les sous-secteurs : électricité, eau, gaz, bar, hébergement, cantine, transport aérien, banques, assurances, immobilier, prof. libérale, éducation, santé et action sociale,...). Par ailleurs, il existe une déduction fiscale de 13.5% de l investissement d une cogénération sur le bénéfice de l entreprise. L avantage net dépend donc du taux d imposition de l entreprise. (Pour en savoir plus : > Entreprises > subsides et fiscalité) 2.3. Principaux résultats Du point de vue thermique, les Besoins Nets en Chaleur (BNeC), basés sur des hypothèses conservatrices, s élèvent à GWh, soit 55% de la consommation en combustible des secteurs étudiés. Les unités de cogénération qui pourraient techniquement être installées en région bruxelloise ont la capacité de produire 879 GWh de chaleur soit 23% des besoins de départ. En tenant compte de la contrainte du temps de retour, le potentiel économique indique une production thermique de 781 GWh, soit 20% des besoins de chaleur. La consommation électrique de la Région en 2003 est de l ordre de GWh. Les unités de cogénération qui pourraient techniquement être installées en région bruxelloise ont la capacité de produire 540 GWh d électricité, soit 10% de la consommation de la Région. Les potentiels économiques varient entre 492 GWh pour le potentiel calculé sur temps de retour simple à 518 GWh sur base de la VAN. L évolution à la hausse des prix de l énergie participent à une meilleure rentabilité des installations de cogénération performantes. Scénario «moteur gaz» Option : sans stockage Puissance électrique (MWe) Production électrique (GWh) Nombre certificats verts Potentiel énergétique Potentiel économique Tableau 1 : Principaux résultats en termes de puissance, de production électrique et de nombre de certificats verts. Le secteur tertiaire représente 77% du potentiel économique de production électrique. Les sous secteurs principaux sont repris ci-dessous, avec une nette prépondérance pour le secteur des bureaux publics et privés (33%). INDUSTRIE 17% TERTIAIRE 77% Commerce 10% Banques Assur. et Serv. Aux Entreprises 12% Enseignement 9% Soins et Sante 11% Transport et Communication 2% LOGEMENT 6% Culture et Sport 8% Autres Services 3% Adm. Publiques et Internation. 21% Divers 1% Figure 1 : Répartition du potentiel de production électrique par secteurs et sous-secteurs.

5 Si l'ensemble de ces établissements possèdent la place d'installer un ballon de stockage de chaleur, permettant d'accroître la durée de fonctionnement annuelle de la cogénération, et donc sa rentabilité,, le potentiel énergétique grimpe à 666 GWh de production électrique avec CV et le potentiel économique est de 623 GWh avec CV. La figure ci-dessous montre différents résultats en fonction des scénarios envisagés. Ces pourcentages de la consommation électrique bruxelloise qui pourraient être couvertes par la cogénération «rentables» sont de 8.9 %, voire 11.6 % si l option stockage de chaleur et subsides de 20 % est considérée. Reste à convaincre les décideurs de réaliser ce potentiel économique POTENTIEL ECONOMIQUE vs ENERGETIQUE en % de la consommation électrique régionale 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% Energétique Economique Sans stockage 8.9% Sans stockage 9.8% 8.9% Avec Stockage 11.3% Avec Stockage 12.1% 11.3% Avec stockage et subsides 11.6% Avec stockage et subsides 12.1% 11.6% Figure 2 : Evolution des potentiels (énergétique et économique) en fonction des hypothèses de stockage et subsides. Précisons qu'en 2004, les unités de cogénérations existantes en Région de Bruxelles-Capitale ont produit environ 41 GWh d électricité, soit l'équivalent d'un petit pourcent de la consommation électrique bruxelloise. Aux chiffres de potentiel mentionnés ci-dessus, il faut donc ajouter 1 % pour obtenir le pourcentage total de la consommation électrique qui pourra être produite par cogénération en Région de Bruxelles-Capitale. Après avoir déterminé, parmi les premiers 1474 établissements bruxellois étudiés, ceux qui présentaient un potentiel économique basé sur le temps de retour simple choisi pour le tertiaire (5 ans) et l industrie (3 ans), soit 535 établissements (36%), nous leur avons transmis un courrier les invitant à présenter leur candidature pour une étude gratuite de pertinence. Fin novembre 2005, 73 demandes (14% du potentiel économique) nous sont parvenues, et elles ont reçu le questionnaire complémentaire destiné à permettre de faire l étude de manière plus fine. Les questionnaires complétés ont été renvoyés par 24 établissements. Or, même l absence de soutien financier via les certificats verts donne déjà un potentiel économique de l ordre de la moitié du potentiel énergétique : 129 établissements tertiaires, 9 industries et 4 immeubles de logement, généralement les plus gros consommateurs. Si ce potentiel ne s est pas encore réalisé, il faut supposer qu un temps de retour juste inférieur à 5 ans (pour le tertiaire) ou 3 ans (pour l industrie) n est pas suffisant pour lever les barrières qui empêchent la cogénération de se développer Grâce aux certificats verts (à 90 ), le temps de retour de ces établissements et industries diminue et rend la cogénération rentable pour 552 établissements tertiaires, 35 industries et 23 immeubles de logement de notre échantillon. En moyenne, les certificats verts permettent d accorder une réduction de 50 pour chaque MWhe produit par une cogénération au gaz naturel! Réseau de chaleur Le dimensionnement de la cogénération se fait toujours sur base des besoins de chaleur. Or, pour les gros consommateurs d électricité, il serait rentable d augmenter le dimensionnement de l installation pour mieux couvrir les besoins électriques. Comme corollaire, on aura une production de chaleur excédentaire qu il faudra revendre dans le voisinage. Si l on compare les deux options pour un même bâtiment, pour la valeur actualisée nette des gains sur 10 ans et pour le taux de rentabilité interne associé, l option réseau de chaleur est plus intéressante que l option cogénération seule. Nous avons supposé pour les bâtiments raccordés au

6 réseau de chaleur, un prix d achat de la chaleur réduit de 20 % par rapport au prix actuellement payé pour la produire eux-même. On peut tirer les conclusions suivantes sur les réseaux de chaleur : Amorti sur 15 ans, un réseau de chaleur, même au prix haut de /m de tracé et de pour une sous-station par établissement, est une solution qui est plus intéressante tant au point de vue énergétique et environnemental (augmentation de la production par cogénération, de ses rendements et donc des certificats verts octroyés) qu au point de vue économique (meilleure rentabilité) ; Si l on installe un réseau de chaleur, mieux vaut y connecter le maximum de consommateurs potentiels. La configuration la plus intéressante est de prévoir un réseau de chaleur pour les deux côtés d une même avenue; Les profils de consommation de la chaleur des établissements raccordables au réseau de chaleur devraient être les plus différents possible, ce qui permettrait de prévoir une cogénération ayant une taille plus importante (car le profil des besoins de chaleur est «translaté» vers le haut) et permet de la faire fonctionner plus longtemps. Pour les gros consommateurs d électricité, il est toujours intéressant de vérifier la demande de chaleur dans les bâtiments avoisinants afin d optimiser la production Conclusions L étude du potentiel technico-économique de la cogénération montre que, pour la partie de la consommation totale étudiée, l on peut installer des moteurs à gaz en Région de Bruxelles- Capitale à concurrence d une puissance totale de 123 MWe qui produiraient 540 GWh d électricité, engendrant une mise en circulation de certificats verts pour une réduction de près de tonnes de CO 2 par rapport à une production séparée. Les hypothèses prises sont assez conservatrices et il n est pas déraisonnable de penser, dès lors, que ce potentiel est améliorable. En se basant sur un temps de retour de 3 ans dans l industrie (490 GWh en combustible) et 5 ans dans le tertiaire (2 657 GWh en combustible) et le logement (666 GWh en combustible), le potentiel économique ainsi déduit permet l installation de moteurs à gaz d une puissance électrique totale de 112 MWé produisant 492 GWh d électricité, soit 16 % de leur consommation électrique (3 169 GWh) et d une puissance thermique totale de 177 MWth produisant 781 GWh de chaleur, soit 28 % des besoins nets en chaleur (2 746 GWh). Nous constatons que le potentiel économique représente 91% du potentiel énergétique. Les certificats verts octroyés pour ces cogénérations rentables seraient au nombre de pour une économie annuelle de tonnes de CO 2. Précisons que si ces unités de cogénération étaient alimentées par un combustible renouvelable, l économie en CO 2 et donc le nombre de certificats verts seraient multipliés par 5. Ramenée à la consommation électrique totale (5 500 GWh), la cogénération pourrait ainsi produire 9% de la consommation finale d électricité de la Région. Si l on considère que l installation de stockage de chaleur est dans tous les cas rentable et possible car elle permet de décaler les courbes de production et de besoin de chaleur afin de mieux suivre la demande électrique, le potentiel énergétique (et économique) va être augmenté d une production électrique de 125 GWh, soit au total 11.3% de la consommation finale d électricité de la Région. Dans le secteur tertiaire, représentant le plus gros potentiel en Région, les sous-secteurs les plus prometteurs, à titre individuel, sont ceux des hôpitaux et des piscines avec un potentiel énergétique pour tous les établissements étudiés et un potentiel économique égal à respectivement 75% et 64% du potentiel énergétique de ces secteurs. Les sous-secteurs qui disposent également d un potentiel énergétique et économique intéressants sont ceux des maisons de retraite, l enseignement et les administrations publiques.

7 Enfin, l étude des réseaux de chaleur a montré l importance de trouver des consommateurs de chaleur à proximité de gros consommateurs électriques. Le raisonnement qui a été suivi pour les réseaux de chaleur était d augmenter la taille de cogénération initialement basée sur les besoins thermiques de gros consommateurs d électricité, afin d accroître la production électrique qui pouvait être autoconsommée, pour ensuite redistribuer aux «voisins» la chaleur excédentaire de la cogénération.

8 3. Impacts du potentiel de cogénération sur les aspects socioéconomiques et environnementaux 3.1. Panorama du marché actuel Quelles sont les installations existantes? Fin 2005, la Région de Bruxelles-Capitale comptait une vingtaine d installations de cogénération. Elles totalisaient une capacité de production de près de 15,5 MW électriques 1 et d un peu moins de 20 MW thermiques. 2 En tenant compte des projets d installation ou de remplacement prévus à court et moyen termes, la capacité régionale devrait atteindre 40 MW e / 52 MW th d ici trois ou quatre ans. Il est intéressant de constater que la gamme de puissance des installations de cogénération bruxelloises est nettement plus basse que ce qui peut se faire en Régions wallonne ou flamande, étant donné notamment l absence de grands sites industriels. Sur le graphique suivant, on voit en effet que les principaux secteurs où la technologie de cogénération a percé sont le tertiaire de bureaux-infrastructure et les soins de santé. Puissance thermique par cogénération bruxelloise existante par secteur 4,5 4 Puissance (MWth) 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 soins de santé enseignement société publique de logement hôtellerie bureauxinfrastructure énergie Quelles sont les caractéristiques du marché bruxellois? Tout d abord, les secteurs tertiaire et résidentiel étant les principaux utilisateurs finaux des cogénérations bruxelloises, essentiellement pour couvrir leurs besoins en chauffage de bâtiments et en eau chaude sanitaire, le fonctionnement et la production de ces cogénérations sont donc fortement dépendants du climat (c est-à-dire du nombre de degrés-jours) et souvent limités à la période de chauffe (octobre à mars). En outre, les installations de cogénération actuelles tournent pratiquement toutes au moyen de moteurs à gaz équipés d un turbo et raccordés au réseau de distribution régional de gaz naturel 3. D autres combustibles potentiels ne font que timidement leur apparition. A très court terme, par exemple, deux cogénérations "bio-combustibles" devraient voir le jour : une fonctionnant à l huile colza et une autre au biogaz. 1 Hors production électrique de la turbine à gaz de détente de l installation Sibelga. 2 A titre de comparaison, la capacité de production d électricité de la Région de Bruxelles-Capitale s élevait à 105,3 MW en Pour rappel, la Région de Bruxelles-Capitale est uniquement desservie par le réseau de gaz Slochteren, dit gaz pauvre ou L (low).

9 Ensuite, le système de certificats verts bruxellois est particulièrement favorable aux cogénérations. Le nombre de certificats octroyés dépend effectivement de la production réelle de chaleur et d électricité alors que dans les deux autres régions seule la production d électricité "verte" est prise en compte. Une cogénération fonctionnant au "bio-combustible durable" étant encore plus intéressante sur le plan du nombre de certificats octroyés, le mécanisme devrait soutenir de manière plus significative le déploiement de ce type de projets. Enfin, la grande majorité (75%) des cogénérations bruxelloises sont détenues par des "tiersinvestisseurs", avec une présence forte de l intercommunale Sibelga dans ce rôle. Depuis peu, les organismes publics fédéraux pourront faire appel à FEDESCO (Federal Energy Service Company) comme tiers investisseur institutionnel pour les investissements d utilisation rationnelle de l énergie 4. Quels sont les acteurs du marché de la cogénération? Une installation de cogénération peut être détenue par le particulier ou l entreprise "utilisateur final" (celui qui consomme en priorité les productions de chaleur, voire d électricité, de la cogénération) qui agit alors en tant que "auto-producteur". Dans un autre schéma possible, la propriété de l installation échoit à un organisme extérieur appelé "tiers investisseur". Ce dernier cas de figure est particulièrement attrayant dans le contexte du marché de la cogénération car : 1. la technologie de cogénération n est généralement pas correctement maîtrisée par les utilisateurs finaux (cf. les moteurs et les turbines nécessitent une main d œuvre nettement plus qualifiée et spécialisée que les chaudières "traditionnelles"). Or, le système du tiers investisseur permet d externaliser la gestion complète du projet, de l installation et de l exploitation. 2. le coût d investissement dans une installation de cogénération est plus élevé que celui d une chaudière, mais le tiers investisseur prend cette charge à son compte. 3. l utilisateur final est lié au tiers investisseur par un contrat de fourniture à long terme qui garantit généralement une réduction de la facture énergétique de l utilisateur final par rapport à l investissement propre dans une nouvelle chaudière. Bénéficier d un partenaire extérieur qui assume à la fois le risque technologique (dimensionnement de l installation, étude de faisabilité, choix des moteurs et achat directement chez le fournisseur d équipement ou l importateur, réparations et entretiens, etc.) et le risque financier (investissement initial, variation des coûts et gains d exploitation, etc.) sont des atouts majeurs pour le client final : d une part il ne doit plus ni se soucier de l installation, ni de son exploitation, et d autre part il rachète la chaleur et l électricité dont il a besoin à un prix fixé contractuellement sur le long terme (environ 10 ans). D un autre côté, le tiers investisseur profite, en plus d un accord de fourniture sur plusieurs années, de la possibilité de faire certifier son installation de qualité 5 auprès de l IBGE et de récolter des certificats verts en fonction des productions réelles de son installation. Sur le plan des acteurs de marché, les pouvoirs publics ont un autre rôle important notamment en matière de réglementation liée à l installation de cogénération (ex : permis d exploitation / d environnement, limites d émission autorisées, etc.). En ce qui concerne les aspects plus techniques, la maintenance et les réparations des installations de cogénération, qu elles soient détenues par un tiers investisseur ou un autoproducteur, sont souvent sous-traitées à un organisme spécialisé dans ce domaine (l exploitant) tel que Axima Services, Treco-Eneria, Van Wingen NV, etc. Certificats verts Une installation de cogénération de qualité doit au moins enregistrer un gain d émission de CO 2 de 5% par rapport aux références de production séparée d électricité et de chaleur.

10 Depuis le dernier trimestre 2004, les installations de cogénération bruxelloises certifiées par l IBGE reçoivent des certificats verts en fonction de leur production réelle de chaleur et d électricité. Au cours du premier semestre 2005, environ certificats ont été octroyés à des cogénérations alors que le quota régional à atteindre en par les fournisseurs d électricité dépassait les certificats. En 2006, le quota devrait correspondre à +/ certificats. L offre régionale est donc largement inférieure à la demande et, en 2007, la libéralisation totale des marchés du gaz et de l électricité en Région de Bruxelles-Capitale pourrait encore accroître cet écart. Le gouvernement de la Région de Bruxelles-Capitale par son arrêté du 3 mai 2005 (MB: 17/05/2005) reconnaît, dès lors et à titre temporaire, les certificats verts wallons octroyés aux installations conformes à la législation bruxelloise et leur attribue une valeur économique équivalente aux certificats bruxellois Evaluation environnementale Par rapport à la situation de 2004 (parc moyen de consommation nationale d électricité et parc moyen régional de chauffage), les cogénérations ont permis cette année-là d éviter l émission directe (c est-à-dire liée au processus de combustion) de quelques tonnes de gaz à effet de serre (GES). Si l on considère les technologies de référence, une centrale TGV à rendement électrique de 55% et une chaudière à gaz à haut rendement (90%), les cogénérations auront également permis de réduire les émissions directes et indirectes (liées à la transformation et à l acheminement du combustible) de GES de 100 à tonnes selon les hypothèses prises. Avec un potentiel économique de cogénération de 112 MW électriques et environ 177 MW thermiques, et l expérience acquise pour améliorer le fonctionnement et le rendement des futures installations (ex : utilisation d une ballon de stockage d eau chaude pour lisser le fonctionnement de la cogénération), les émissions de GES pourraient être réduites de +/ tonnes par rapport à la situation actuelle et de à tonnes par rapport à la situation de référence (une centrale TGV 55% couplée à une chaudière haut rendement). Il faut, malgré tout, noter que les cogénérations "moteur à gaz" émettent nettement plus de NO x et de CO par kwh de chaleur fourni qu une chaudière. Néanmoins, une grande partie des motoristes proposent des installations équipées d un catalyseur garantissant le respect de la norme allemande TA-Luft en termes d émissions de NO x et de CO. Par ailleurs, l insertion de projets d utilisation rationnelle de l énergie, tels que la cogénération, après la réalisation d un audit énergétique et des investissements les plus intéressants en matière de réduction de consommation assure un dimensionnement correct à long terme de l installation ainsi qu une réduction maximale des émissions quelles qu elles soient Aspects socio-économiques Métiers et compétences Le marché de la cogénération est un marché relativement complexe de produit (l installation de cogénération en tant que telle) et de services (tiers investisseur, maintenance, exploitation, etc.), qui nécessite un large éventail de compétences. Il est donc composé de plusieurs métiers prenant en charge certaines étapes spécifiques du projet d installation de cogénération. 6 Le quota s élevait en 2005 à 2,25% des ventes d électricité sur le territoire bruxellois hors marché captif (soit environ certificats verts à acquérir) pour une amende libératoire de 75. Le quota a été fixé à 2,5% en 2006 (soit +/ certificats verts) et l amende à 75. Pour les années suivantes et jusqu en 2012, une ordonnance doit encore paraître pour déterminer les quotas et amendes libératoires.

11 L installateur et ceux qui se chargent de la maintenance et de l exploitation du système de cogénération doivent, en effet, maîtriser plusieurs disciplines purement techniques telles que la thermodynamique, la ventilation, la mécanique, les raccordements électriques, les raccordements de plomberie, etc. Ne s improvise donc pas installateur ou exploitant qui veut, sous peine de réduire à néant les avantages environnementaux et économiques de la cogénération. Il existe pourtant d autres métiers dans le marché de la cogénération, relativement plus accessibles, mais où l on constate que la formation peut faire défaut. Les bureaux d étude et conseillers en énergie devraient, effectivement, être en mesure d identifier la possibilité d installer une cogénération chez les clients pour qui ils réalisent un audit énergétique et suggèrent des investissements de réduction de consommation et/ou d utilisation rationnelle de l énergie. Or, souvent, ce type d investissement n est même pas envisagé faute de connaissances et d information sur le sujet, tant du côté des auditeurs que de leurs clients. Il est donc important de souligner que des formations et logiciels sont mis à disposition par l IBGE et d autres instances spécialisées, afin de mieux faire connaître les technologies de la cogénération, d aider les bureaux d étude et les conseillers en énergie à poser leur "diagnostic" et à intégrer au mieux l option cogénération dans leurs suggestions d investissement. Par ailleurs, il faut être conscient que l audit énergétique proposé par les tiers investisseurs de projet de cogénération se focalise principalement sur la quantification et la répartition temporelle des consommations d électricité et de chaleur du client final. Il ne tient donc généralement pas compte des potentiels de réduction de consommation, ce qui peut être dommageable à la démarche globale prônée par la nouvelle directive européenne sur les performances énergétiques des bâtiments et à la réduction plus drastique des émissions de gaz à effet de serre. Sur le plan financier, le tiers investisseur réalise généralement lui-même les études de dimensionnement et de faisabilité économique des projets mais dans le cas où le client final veut devenir auto-producteur et investir par ses propres moyens, il fera généralement appel à un bureau d étude ou de conseil spécialisé. Là encore, de nombreux outils sont mis à disposition des personnes désireuses de se former dans le domaine. Une autre aide extérieure précieuse pour les candidats auto-producteurs se dessine également dans le métier d intermédiaire sur le marché des certificats verts entre les détenteurs et les acheteurs potentiels. Emploi Les projets d installation de cogénération font appel à de la main d œuvre locale à plusieurs reprises, qualifiées ou non selon les circonstances. Dès la mise en œuvre du projet, le site d accueil requiert souvent une adaptation pour pouvoir accueillir l installation de cogénération et nécessite donc certains travaux de la part des métiers de la construction. De même, le tiers investisseur ou le responsable de projet interne doit lui aussi pouvoir se rendre assez vite sur les lieux afin de prendre à temps les décisions qui s imposent et ménager ainsi le rendement économique du projet. Sur le plan de l emploi, il faut compter que la phase de pré-projet (celle précédent la réalisation de l investissement) requiert à elle seule de 5 à 20 jours ouvrables de travail selon la taille de l installation prévue, soit un budget d environ à plus de par installation. A cela s ajoutent encore le suivi, la certification de l installation auprès de l IBGE pour obtenir des certificats verts (+/- 2-3 jours ouvrables de travail par installation) et le relevé trimestriel des index. Or, le potentiel économique identifié pour la région bruxelloise atteint quelques installations. En ce qui concerne les services de maintenance et de réparation, ils doivent être proches des sites car la rapidité de l intervention sur place en cas de problème peut avoir un impact considérable sur la rentabilité de l installation. Si l on compte un budget moyen pour la maintenance d une installation de 1,52 par heure de fonctionnement, le marché devrait être plus qu intéressant avec installations tournant en moyenne h par an. Enfin, le recours à des combustibles renouvelables à partir de filières locales de production (ex : huile de colza, biogaz, etc.) permettrait d accroître encore l attrait de la cogénération par rapport à son impact sur l emploi de "proximité", principalement au niveau de l agriculture et des transformateurs de biomasse en biocombustibles.

12 3.4. Conclusion Au vu du potentiel économique de développement de la cogénération en Région de Bruxelles- Capitale et de la situation actuelle du marché, tant au niveau du nombre d installations que du nombre de certificats verts nécessaires pour couvrir le quota régional, il est certain qu il reste des places à prendre pour les acteurs, notamment locaux, désireux d investir ou d étendre leurs activités dans la capitale. En outre, la mise en œuvre récente du système de certificats verts bruxellois et l application prochaine de la nouvelle directive européenne sur les performances énergétiques des bâtiments, feront en sorte que le terrain soit plus que favorable à ce développement. Il est, néanmoins, essentiel de noter que la démarche la plus pertinente, afin d exploiter au maximum les atouts de la cogénération sur le plan environnemental et des performances énergétiques, consiste à : 1. réaliser un audit énergétique ; 2. réduire au maximum les consommations de chaleur et d électricité là où c est possible ; 3. investir dans des systèmes d utilisation rationnelle de l énergie, tels qu une installation de cogénération de qualité si l étude de faisabilité est concluante. Pour aider les nouveaux candidats sur le marché de la cogénération, la Région de Bruxelles- Capitale met à disposition de nombreuses sources d information et organise des séminaires. Tous les renseignements à ce sujet sont rassemblés auprès du facilitateur "cogénération", dont les coordonnées figurent ci-dessous : Yves Lebbe Facilitateur "cogénération" Région de Bruxelles-Capitale facilitateur.cogen@ibgebim.be Tel : 0800/85 775