Si l'Europe veut atteindre l'objectif 20-20-20, tous les pays devront aussi -et peut-être surtout- penser "chaleur verte". C'est très vrai en Belgique où de nombreux subsides sont octroyés à l'électricité verte, mais pas encore véritablement à la chaleur verte où les subsides brillent... par leur absence.

Plusieurs études le confirment: il est bien possible d'atteindre l'objectif de 13% d'énergies renouvelables, à condition que les autorités offrent les aides nécessaires aux projets liés à la chaleur verte. C'est donc précisément sur ce terrain que se situent encore les plus belles opportunités dans notre pays. Lorsqu'on discute 'renouvelable', on ne parle bien que de ce que l'on quantifie bien. Pour voir plus clair, ODE et Edora ont décidé de nourrir leurs réflexions à partir des conclusions l'étude "Renewable Energy Policy Action Paving the way towards 2020", mieux connue sous le nom d'étude REPAP. Réalisée dans le cadre d'un projet européen suite à une initiative prise par l'industrie, cette étude pilotée par Edora a permis d'établir une répartition des différentes parties constitutives du renouvelable en Belgique. Les deux fédérations en concluent qu'à l'horizon 2020, la Belgique peut effectivement atteindre 13% d'énergie d'origine renouvelable. D'après ODE et Edora, il est même possible d'atteindre 15,88% (et même 17,76% si des mesures d'économie d'énergie sont engagées afin de faire baisser la fraction remplie par de l'énergie grise). De cette façon, à l'horizon 2020, l'électricité verte représenterait de 27 à 28% de la consommation globale d'électricité, les carburants alternatifs couvriraient 8 à 9% de la consommation des véhicules. Quant à la production verte de chaleur et de froid, elle représenterait entre 14 et 16% de la production de chauffage et de conditionnement d'air. Une belle progression quand on sait qu'en 2010, les chiffres en la possession d'ODE et d'Edora ne relevaient encore que 6% de la consommation globale occupée par le renouvelable, à raison de 8% pour l'électricité verte, de 4% pour la chaleur verte et de 2% pour le transport.

Dans ses petits souliers

Frank Gérard: "Nous avons ainsi pu découvrir qu'en Wallonie, 11,1% de l'électricité est d'origine verte; tandis que pour la chaleur verte et le transport, la part prise par le vert atteint respectivement 6 et 1,6%". Des pourcentages qui, pour ces deux derniers postes, ont plutôt une valeur indicative selon Frank Gérard. "Le seul pourcentage vraiment fiable est celui qui concerne l'électricité verte, car il émane d'un rapport officiel", souligne l'expert d'Edora. Au nord du pays, Bart Bode parle pour sa part d'une part de marché du vert qui atteint 6% du total. Avec, ici aussi, de sérieuses différences entre l'électricité verte, la chaleur verte et le transport vert: si le premier atteint 8%, le second représente 4% et le transport 2%. Et Bart Bode d'estimer que si la Belgique veut atteindre les objectifs fixés, il est grand temps de passer à l'action. "Sur le plan de l'électricité verte, nous pensons que cela ne posera pas grand problème. En Flandre, grâce à l'apport des installations solaires photovoltaïques, ce secteur s'inscrit dans une ligne croissante cumulative. Et avec les plans de construction de turbines supplémentaires en mer du nord (...), ce segment devrait pouvoir atteindre les objectifs fixés", souligne le spécialiste d'ODE. Concernant l'apport de l'électricité verte, Frank Gérard se montre un peu plus dubitatif concernant la Wallonie: "Si l'on trouve de grandes surfaces systématiquement occupées par du photovoltaïque en Flandre, c'est encore loin d'être le cas au sud du pays". Pour s'en convaincre, il suffit de constater qu'au sud du pays, les grandes surfaces wallonnes semblent ignorer le potentiel que leur offrent leurs toitures plates si elles y installaient des surfaces photovoltaïques.

Un secteur qui manque encore un peu de maturité

Sur le plan du transport, cette fois par rapport aux réalités rencontrées tant au nord qu'au sud du pays, les deux experts sont tous deux confiants car le biocarburant est déjà imposé en mélange aux pompes. La situation est en revanche plus préoccupante pour les réseaux de chaleur verte. Le problème ne se pose pas tant d'un point de vue technique que d'un point de vue politique et d'image. Bien sûr, les professionnels s'attachent chaque jour à améliorer les rendements, mais c'est aussi le cas pour toutes les sources d'énergie renouvelable. Le problème, c'est que les investisseurs, les entrepreneurs et les acteurs industriels ne connaissent pas encore -ou pas assez bien- ces solutions techniques. Pour ODE, Bart Bode a cru bon d'ajouter un autre élément qui lui semble déforcer le secteur: il s'agit du nombre d'acteurs et d'offreurs de solutions qui serait très limité en Flandre. La situation du sud du pays laisse une autre impression à Frank Gérard qui estime que les compétences existent déjà bel et bien pour répondre à la demande, mais qu'elles ne sont pas e encore toutes sollicitées. En d'autres mots, il s'agirait d'un secteur encore jeune, pas tout à fait abouti, mais qui offre d'ores et déjà un énorme potentiel. Et Bart Bode de préciser qu'il est grand temps d'y travailler, sans quoi, une part de 16 à 18% de chaleur verte pour toute la Belgique d'ici à 2020 semble bien irréaliste...

Trias Energetica

La question que l'on se pose, c'est de savoir pourquoi la chaleur verte est encore sous-exploitée en Belgique. Car après tout, la production de chaud et de froid restent encore les postes les plus énergivores. Erwin Cornelis, expert du VITO: "Dans l'industrie, le chauffage consomme près de trois quart de la consommation totale d'énergie, tandis que dans la consommation des ménages, cela représente jusqu'à cinq sixième de la consommation totale". Johan Van Bael, Project Manager au Vito: "Pour arriver à des résultats optimum en matière d'énergie verte, il faut réfléchir en ayant en tête le mécanisme basique de la Trias Energetica: un triangle composés de trois parties: 1. réduire la demande d'énergie en récupérant un maximum de ce qui peut l'être et en l'injectant dans les réseaux publics ou en la transportant vers d'autres consommateurs d'énergie; 2. consommer de l'énergie durable; 3. en cas de nécessité, consommer les combustibles fossiles de façon aussi efficiente et propre que possible. Au lieu de suivre scrupuleusement ce scénario, Bruxelles semble avoir préféré mettre l'accent sur les énergies renouvelables, et plus spécifiquement sur l'électricité photovoltaïque, la réduction des consommations et la promotion de la chaleur verte n'intervenant que bien plus tard. Ce n'est que récemment que Bruxelles a commencé à réorganiser les priorités, en assurant désormais la promotion de la chaleur verte et en posant des exigences en terme de récupération d'énergie".

L'image marquante du modèle danois

Et Erwin Cornelis de poursuivre: "Le résultat de cette pratique a amené la réglementation de la subsidiation à se calquer sur ce mode de fonctionnement. Ainsi, ce n'est que tout récemment que le gouvernement flamand a par exemple développé un mécanisme de soutien pour le développement de zonings durables. La consommation d'électricité verte a fort progressé. Hélas, la production de chaleur et de froid n'obtient pas toute l'attention qu'ils mériteraient. D'où le fait que nous touchons aujourd'hui le moment le plus opportun pour le déploiement des réseaux de chaleur durable. Il s'agit d'une position que partage Edora. Frank Gérard: "La solution ? Elle se trouve dans le développement d'une approche intégrée, à l'image du modèle danois. Dans ce pays, on regarde d'abord comment la chaleur résiduelle peut-être valorisée. C'est seulement ensuite pour remplir les trous qui subsisteraient que l'on peut ensuite penser aux énergies renouvelables". Fort heureusement, des progrès ont été enregistrés: de 2005 à 2010, la production totale de chaleur verte a augmenté de 57% en passant à 12,7 petajoules. Erwin Cornelis: "Les chiffres soulignent l'importance du soutien. La chaleur verte issue d'installations qui ont pour seule vocation de produire de la chaleur a progressé de 19%, tandis que la production de chaleur issue d'une installation associant production d'électricité et de chaleur a plus que triplé. Ces derniers investissements ont valu à ceux qui les ont réalisés de bénéficier à la fois de subsides pour l'électricité verte et d'économies d'énergie.

La question des réseaux fermés

En dépit de ce qui peut ressembler à une certaine inertie face à ce qui se développe au nord, le sud du pays a également la volonté de faire évoluer les choses. Ainsi, en Wallonie, les promoteurs de certains zonings industriels commencent à émettre le souhait de pouvoir gérer eux-mêmes la production de chaleur et d'électricité à partir d'installations qui seraient leur propriété. A charge du propriétaire de s'occuper de la vente de l'électricité et de la chaleur produite aux différents occupants du zoning. C'est un scénario qui est étudié sérieusement par l'Axis Park situé sur le territoire de la commune de Mont-Saint-Guibert. Et c'est aussi un business model qui a déjà été imaginé par l'outsider hollandais de la production d'électricité Eneco. Bien que très séduisante, cette idée s'est heurtée et se heurte encore aujourd'hui à une objection majeure, tout au moins au sud du pays: en devenant le seul producteur du parc, le promoteur s'installe d'une certaine manière dans une situation de monopole. Or, si l'on prend les prescrits de la libéralisation du marché de l'énergie, chaque occupant du zoning devrait pouvoir avoir le libre choix de son fournisseur. Pour Sylvie Goffinon, assistante au sein de la cellule Energie du cabinet du ministre wallon de l'Energie Jean-Marc Nollet, la question posée relève de la problématique des réseaux fermés: Selon elle, un projet de modification du décret électricité intègre effectivement cette notion, mais à ce stade, il n'est pas encore approuvé ni par le Gouvernement wallon ni par le Parlement: "La notion de réseau fermé devra être conforme à la directive 2009-72, laquelle est assez restrictive. Il n'est pas prévu actuellement que tout parc d'activités ou tout zoning soit considéré comme réseau fermé. Cela n'empêche évidemment pas qu'un développeur de zoning puisse investir dans une production verte, voire disposer d'une licence de fourniture afin de vendre l'électricité verte aux entreprises situées dans ce même zoning".

Un grand avenir pour la biomasse solide

La biomasse progresse elle aussi. Selon le VITO, cette technologie aura affiché une progression de 48% en 2010, atteignant une puissance de 3,5 petajoules. Une progression spectaculaire qui s'explique, entre autres, par la grosse cogénération installée chez Stora Enso. Mais l'utilisation de biomasse dans les secteurs de la production d'électricité et de la production de chaleur a aussi nettement augmenté avec des progressions qui ont respectivement atteint 2,3 petajoules et 9,5 petajoules. Et dans ce registre, c'est vers la centrale de A&S Energy que les yeux doivent se tourner. Mais ce n'est pas tout: si l'on se reporte sur le Plan d'Action National pour les énergies renouvelables présenté par la Belgique en 2010, on devrait produire en 2020 près de trois fois plus de chaleur et d'électricité à partir de la biomasse par rapport à 2010, soit un total de 125 petajoules. Environ deux tiers de cette quantité serait apportée en 2020 à partir d'installations à biomasse fixe. Selon le VITO, environ 68% de la chaleur verte est aujourd'hui produite en Belgique à partir de biomasse solide (95% étant constituée de bois, le reste étant apporté par des boues, des noyaux d'olives ou du marc de café). Des 8,6 petajoules, 46% sont produits par les ménages (via des poêles ou des feux ouverts...), 29% dans l'industrie (uniquement avec la production de chaleur) et 19% vient d'installation pour la production combinée d'électricité et de chaleur.. A côté de cela -concernant le solde de 6%- les pépiniéristes ont également découvert la biomasse comme combustible en tant qu'alternative au mazout de chauffage.

Le bois, nouvel or vert de la Belgique ?

Le bois est et reste le combustible le plus important. Les poêle et les chaudières à pellets donnent de bons résultats chez le particulier, tandis que les déchets (de bois) constituent selon les personnes interrogées la matière première la plus important pour la production combinée de chaleur et d'électricité. Si l'on en croit les données du VITO, 64% de la chaleur verte a été produite à partir d'installations alimentées en bois en 2010 (en hausse de 17% par rapport à l'année précédente). L'usage de la ressource ligneuse soulève toutefois des critiques en raison des craintes liées au déboisement. Erwin Cornelis: "La biomasse fixe a tiré ici les leçons des expériences de la biomasse liquide. En réaction aux importations de bois qui ont parfois donné lieu à des mises à blanc massives dans la forêt vierge, les Pays-Bas ont développé des normes de qualité pour déterminer le caractère durable du combustible fabriqué à partir de ressources ligneuses; celles-ci ont reçu l'appellation de Cramer criteria". Ces critères de durabilité pour les biocombustibles et pour la biomasse liquide ont été inscrites dans la directive 2009 sur l'énergie renouvelable. Et l'on réfléchi actuellement à la façon d'étendre la portée à la biomasse fixe. A cet égard, la Belgique a pris l'initiative et le VITO évalue actuellement avec d'autres partenaires la manière par laquelle les différents Etats-membres peuvent transposer cette réglementation dans leur droit national. Reste à résoudre le problème du transport qui reste problématique d'un point de vue environnemental.

Planter ce que l'on consomme ?

Certaines entreprises qui utilisent la ressource ligneuse comme combustible ont trouvé la solution en plantant et en abattant elles-mêmes les arbres dont elles auraient besoin pour s'alimenter, mais dans un pays aussi dense que la Belgique, cela représente forcément une goutte d'eau dans la mer. Signalons qu'on expérimente aujourd'hui l'huile de bois: le bois est transformé en huile par le processus de pyrolyse. Le résultat est que l'on obtient un produit plus compact que le bois, ce qui n'est pas sans avantage pour le transport. Erwin Cornelis: "Une autre technique, c'est la torréfaction ou la cuisson du bois. Cela donne du charbon de bois qui est 30% plus léger que le bois dont il est fait, pour une énergie qui reste égale à 90% du potentiel énergétique initial. A côté d'une densité plus élevée, le charbon de bois est biologiquement mort et rejette l'eau, ce qui permet de le stocker plus longtemps. En outre, ce combustible est friable, ce qui permet de le transformer en pellets à moindre frais. Il y a aussi un grand intérêt des électriciens pour cette technique. Ils espèrent ainsi optimiser les importations de bois". Erwin Cornelis le confirme: "L'importance pour la production d'énergie verte à base de bois amène bien à une augmentation du prix des déchets de bois (...) Cela n'est pas sans causer de tort aux secteurs qui utilisent ces flux comme matières premières, comme les fabricants de panneaux". Val-i-Pac, organe chargé de la gestion des déchets d'emballages industriels , a d'ailleurs cru bon de tirer la sonnette d'alarme. A raison, car en étant captés par les acteurs qui privilégient la valorisation thermique du bois, le pourcentage de recyclage des emballages en bois, des palettes, des bobines... baisse alors que l'organisme vise des objectifs de recyclage plus ambitieux que par le passé...

Cultures énergétiques sur friches industrielles

Autre piste intéressante: l'étude de la valorisation des cultures énergétiques comme le saule ou le miscanthus sur des friches industrielles dont certaines sont parfois lourdement pollués. L'expérience a été tentée par la Société Publique d'Aide à la Qualité de l'Environnement (SPAQuE). En collaboration avec Valbiom, l'association chargée de la valorisation de la biomasse comme source d''énergie et matière première renouvelable pour produits non alimentaires et avec le Centre Indépendant de Promotion Fourragère (CIPF), la SPAQuE a planté du miscanthus et des saules sur le site de Carcoke à Tertre, sur le site de Bois Saint-Jean à Seraing et sur le tristement célèbre site de Vieille Montagne à Grâce-Hollogne. Sur ces trois friches, quelque 20.000 rhizomes de miscanthus géant ont été plantés sur un hectare. Les saules ont quant à eux été été implantés en parcelles d'essai d'un are chacune, sur une surface totale de quatre ares sur les trois sites. L'idée de la SPAQuE ? Etudier le potentiel de valorisation de grandes surfaces difficilement accessibles ou temporairement inexploitées en raison de travaux de réhabilitation. De manière subsidiaire, il s'agit aussi de voir dans quelle mesure les polluants présents dans le sol migrent vers les végétaux. Et de contrôler comment ces végétaux se comportent lorsqu'ils sont utilisés en tant que combustible biomasse dans une unité de production d'électricité. Bref, d'exploiter ce qui pourrait devenir de beaux gisements énergétiques en Wallonie. Pour l'heure, il est encore trop tôt pour dresser un bilan, mais l'expérience se poursuit, signe que la direction de la SPAQuE estime toujours que le jeu en vaut toujours la chandelle...

La biomasse liquide: peu de perspective d'avenir

Dans l'état actuel des choses, selon le VITO, la production de chaleur verte à partir d'installations à base de biocarburants liquide représente actuellement 0,6 petajoules ou 5,1% du total. 83% de cette puissance est associé à de la production de vapeur verte. Dans la plupart des cas, l'utilisateur de la chaleur est aussi le propriétaire de l'installation. Il est seulement question de partenariat avec un producteur d'électricité dans 10% des cas. Bien qu'on ait constaté un doublement de la production de chaleur verte sur base de biocombustibles liquides, les responsables interviewés nous ont encore confié qu'ils ne s'attendaient plus à une forte croissance. Erwin Cornelis nous renvoie au Plan National des énergies renouvelables: "D'ici à 2020, les estimations font état de 1,4 petajoules de chaleur verte produite à partir de sources liquides. Cela représente à peine une augmentation de la production actuelle et seulement 1% de la production de chaleur verte attendue".

Belles perspectives pour le biogaz

Le biogaz a lui aussi connu ces dernières années une forte augmentation en tant que combustible pour la chaleur verte. En 2010, la part du biogaz a représenté 12% de la production totale de chaleur verte. Sur ce sujet, Edora a publié un Livre vert sur la production de biogaz et de fertilisants verts qui offre un point de vue panoramique sur la question. Dans ses conclusions, le rapport estime que cette technologie peut prendre une part importante du défi à relever d'ici 2020... à condition que les mesures soient prises en matière de mobilisation des ressources en biomasse biométhanisables. Particulièrement intéressant, ce Livre vert est nourri par un travail de comparaison avec les réalités très diverses rencontrées à travers l'Europe. Par rapport à la Flandre, on apprend ainsi qu'en 2011, les projets développés au nord du pays ont été "plus bancables" qu'au sud grâce à un soutien minimum garanti de 90 euros au lieu de 65 euros en Wallonie. Une différence de plus de 30% qui -on s'en doute- est de nature à orienter plus facilement les investissements vers le nord du pays. Parmi les nombreuses matières premières identifiées comme potentiellement intéressantes pour la biométhanisation, le Livre vert évoque les feuilles et collets de betteraves et fanes de pommes de terre (60.000 hectares * 3,5 tMS/ha * 300 Nm ? CH4), le fourrage issu des cultures intercalaires (150.000 ha * 3,5TMS/ha) qui donnerait un gisement supplémentaire de près d'1,6 Twh primaire. Ou encore l'affectation des jachères à des cultures spécifiquement destinées à la biomasse. Ces surfaces autrefois laissées en jachère représentant environ 10 % de la superficie arable, on peut ainsi selon le Livre vert bénéficier de quelque 375.000 hectares avec des rendements qui grimpent ici à près de 12 TMS/hectare. Un gisement dont l'exploitation en biométhanisation donnerait une production de 1,5 TWh primaire. Enfin, le Livre vert relève l'exploitation de 15% des 340.000 hectares de prairies qui donnerait à nouveau un potentiel intéressant de 1,4 TWh primaire. Si l'on y ajoute la valorisation des boues agro-industrielles (0,5 TWh primaire) et la valorisation des déchets et sous-produits agro-industriels (0,7 TWh primaire), les effluents d'élevage (0,8 TWh primaire) et les co-produits et sous-produits agricoles (0,6 TWh primaire), on obtient un peu moins de 9 TWh primaire auxquels viennent s'ajouter des flux divers et variés qui portent le total à une fourchette comprise entre 10 et 12 TWh primaires.

Multiplier les expériences

Au nord du pays, Erwin Cornelis souligne lui aussi la nécessité de chasser les flux et de multiplier les expériences de façon à déterminer ce qui est valorisable ou pas: "Il y a l'alternative du maïs comme co-substrat, mais aussi le produit des tontes de bermes centrales des routes qui sont de plus en plus en ligne de mire". A ce sujet, Erwin Cornelis souligne la nécessité fréquente de tirer des conduites de gaz ou de chaleur, les utilisateurs de biogaz et/ou de chaleur ne se trouvant pas systématiquement sur le lieu de production. Une autre possibilité consiste à injecter le biogaz dans le réseau de gaz naturel. Dans ce registre, on relève des développements positifs: Synergrid a établi des critères de qualité que le biogaz produit doit respecter pour pouvoir être injecté dans le réseau. Et en Flandre, l'injection de biogaz est considéré comme un projet éligible pour pouvoir bénéficier d'un soutien. Malheureusement, les exigences posées sont extrêmement sévères et l'aide offerte limitée, mais les premiers jalons sont néanmoins posés". A cet égard, Frank Gérard souligne que l'injection ne concernera que les unités de taille importante, l'épuration du biogaz coûtant relativement cher. Et le spécialiste d'Edora d'évoquer une solution: "On peut penser à l'épuration/injection centralisée avec plusieurs petites unités de biométhanisation qui fonctionnent autour d'une grosse unité d'épuration". Une solution certes attrayante, mais qui ne dispense pas d'installer de nombreuses conduites...

Des valorisations possibles et souhaitables dans le transport

Pour Bart Bode, il est certainement possible d'un point de vue technique de faire du biogaz une alternative au gaz naturel (GNV) dans le domaine du transport: "Les besoins en solutions nouvelles sont en effet plus présents dans le domaine des biocarburants". Ce à quoi Erwin Cornelis du VITO répond que cette logique peut tenir la route, bien qu'en pratique, on constate souvent que les projets de biogaz à des fins de transport prévoient presque toujours une connexion au réseau de gaz. Cela permet de considérer le réseau comme une espèce de tampon en cas de non-concordance de la production de biogaz et de la consommation. Toujours selon Erwin Cornelis, cela permet aussi à l'exploitant de construire les différentes phases de ses projets de manière phasée, avec d'abord la production de biogaz et ensuite une commutation graduelle du parc de voitures diesel vers un parc au biogaz. A ce sujet, Frank Gérard ajoute la possibilité de développer des projets non connectés au réseau de distribution de gaz naturel, mais en réalité, ces projets seront assez rares, et ne concerneront que des flottes captives. En outre, le spécialiste d'Edora estime qu'une réflexion globale doit être engagée sur le sujet: "Avec ou sans injection, la Belgique doit impérativement entamer la réflexion par rapport au nouveau carburant qu'est le CNG (ndlr: compressed natural gas), qu'il soit fossile ou d'origine renouvelable". Et Frank Gérard d'ajouter que le développement du CNG sera un incitant à la production de biogaz.

Valorisation des invendus des grandes surfaces

Et de fait, à Quévy, en province de Hainaut, à un jet de pierre de la frontière française, l'entreprise Sodecom a investi depuis 2007 le bâtiment des anciennes sucreries pour valoriser les invendus des grandes surfaces grâce à une unité de biométhanisation dotée d'alternateurs qui fournissent 2,4 mégawatts par heure. L'électricité produite est en partie utilisée pour le site. Le solde de 75 % est quant à lui reversé sur le réseau. L'eau nécessaire au refroidissement des moteurs alimente l'ensemble du processus et chauffe les bâtiments. Une éolienne présente dans l'enceinte du site vend elle aussi son énergie. Le compost stagnant dans le biométhaniseur est revendu aux agriculteurs comme engrais naturel. Enfin, pour boucler la boucle, le directeur du site envisage de revêtir les 2.000 mètres carrés de toiture des bâtiments avec des cellules photovoltaïques. Si ce dernier investissement se concrétise, Hubert Ewbank de Wespin estime que l'entreprise deviendrait le premier site européen réunissant trois sources d'énergie renouvelables. Une initiative qui semble plutôt inspirante puisque la société Shanks qui a repris il y a peu les installations de biométhanisation anciennement exploitées par Itradec sur le site d'Havré, envisage d'y développer la même activité. Avec, à la clef, la possiblité d'assurer une production d'électricité, de chaleur et de biogaz. Pour ce dernier flux, l'administrateur délégué de Shanks Philippe Marcuz envisagerait une affectation partielle pour l'alimentation de la flotte de camions chargés de la collecte des poubelles d'ordures ménagères dans la zone IDEA. Une manière particulièrement attrayante de boucler la boucle, à l'exemple de la ville française de Lille qui mène cette expérience depuis plusieurs années avec des fortunes diverses...

Pompes à chaleur: mieux que prévu, mais...

Au rang des technologies les plus porteuses, ce sont les pompes à chaleur qui atteignent souvent de bons, voire de très bons résultats. Résultat: aujourd'hui, d'après les chiffres cités par ODE et Edora, la puissance installée est évaluée à 665 MW. Selon ODE, cette solution va prendre un essor encore plus marché et jouera un rôle important pour atteindre la norme 20-20-20. Le VITO ne nie pas que cette solution montera en puissance, mais il estime que sa part dans la chaleur verte restera plutôt limitée. Une opinion partagée par Edora.

Dans le Plan d'Action National belge, Bart Bode estime que l'importance de cette solution a été sous-évaluée, mais en raison de l'augmentation des prix pétroliers, elle connaîtra un succès qui ira croissant: "Selon nos estimations, un potentiel de 2.700 Mwth serait atteint d'ici à 2020 en Belgique". Un chiffre dans lequel il convient également d'inclure les systèmes géothermiques fermés. Les possibilités pour leurs premiers concurrents -parmi lesquels les nappes phréatiques comme source de chaleur/de froid- sont par contre limitées en Flandre. Seules certaines régions comme la Campine permettraient une exploitation intéressante des sous-sols. En Région wallonne, des opportunités existent, mais pour profiter du potentiel, les subsides sont indispensables. Bart Bode: "En réalité, il faut forer à grande profondeur, ce qui augmente fortement les prix. D'où notre sentiment que la part de la géothermie fermée ne sera jamais très élevée. Nous estimons que nous évoluerons de 20MW de puissance installée en 2011-2012 à presque 150 MW en 2020". Un point de vue que partage Frank Gérard qui explique qu'à l'exception de la grosse unité exploitée par l'IDEA dans la région de Saint-Ghislain qui est connectée à de gros consommateurs (hôpital, logements sociaux, piscine...) sur un territoire relativement restreint, les projets sont encore souvent au stade de pilote.

Quid des boilers solaires ?

D'après le Plan d'Action National des énergies renouvelables, il semble que la puissance générée par les chauffe-eau solaires atteint 1,2 petajoules. C'est 4% du total. D'ici 2020, on s'attend à une progression de 8,3 petajoules. Les boilers solaires sont surtout adaptés à la production d'eau chaude sanitaire, mais ils sont aussi de plus en plus souvent utilisés dans des systèmes de chauffage à basse température comme avec le chauffage au sol. Cette solution peut aussi être combinée à une pompe à chaleur. Cela permettra d'optimaliser la température de départ du système de chauffage. "D'expérience, nous savons que les boilers solaires peuvent être branchés pour produire de l'eau chaude entre mars et octobre, et ce sans qu'il soit nécessaire de recourir à un mode de chauffe complémentaire", explique Bart Bode. "Pour un ménage, ce système peut permettre de diminuer la facture par deux pour la production d'eau chaude sanitaire". Et si les ménages n'ont pas massivement investi dans cette technologie, les gros utilisateurs comme les piscines, les maisons de repos et les centres de soin sont restés encore plus en retrait. "En Région wallonne, le plan Soltherm a vu l'installation de l'ordre de 200.000 m ? sur une dizaine d'années (...) Un succès limité traduit par une très faible part de la chaleur consommée", souligne Frank Gérard. Selon le spécialiste d'Edora, la logique veut souvent que le caractère incontournable des primes au lancement d'une technologie doit s'effacer au fur et à mesure pour permettre à la filière d'être auto-portante. Ce qui est vrai avec le photovoltaïque ne l'a jamais été et ne ne sera sans doute jamais avec le solaire thermique, dans la mesure où le coût de production ne semble pas pouvoir baisser de manière significative, vu la complexité liée à la production de capteurs, à leur installation et à leur exploitation. En revanche, toujours selon Frank Gérard, les grands systèmes peuvent bénéficier d'un facteur d'échelle: "Le solaire thermique sera de plus en plus utilisé pour des applications collectives". Et l'expert d'Edora de citer les réseaux de chaleur, les infrastructures sportives ou encore les applications industrielles à basse température.

Intéressante chaleur résiduelle

Comme nous l'avons indiqué, il est préférable de commencer par accorder de l'attention à la récupération de chaleur résiduelle. Car actuellement, de grosses quantités d'énergie sont encore perdues. Sur ce plan, de nombreuses entreprises ont déjà pris de nombreuses initiatives, mais néanmoins, seule une petite partie de la capacité est réellement valorisée. Erwin Cornelis: "Le problème, c'est que les possibilités de valorisation directe de la chaleur résiduelle par l'entreprise qui la produit sont relativement limitées et/ou déjà couvertes. Concrètement, on pourra penser à du chauffage et à des processus de séchage, mais une fois ces besoins remplis, on peut retirer l'échelle. Pour valoriser la chaleur résiduelle de manière optimale, il conviendrait d'investir dans des conduites. Le seul obstacle concerne l'investissement dans une nouvelle infrastructure, ce qui n'est pas toujours évident techniquement et financièrement. D'où le fait que de tels projets sont souvent seulement envisageables avec des aides publiques". Selon Frank Gérard, il ne faut pas négliger non plus les opportunités offertes par des technologies comme l'ORC (ndlr: Organic Ranking Cycle) qui permettent d'utiliser des calories basse température à des fins de production d'électricité.

Concrètement, il peut s'agir de la chaleur libérée à partir d'un processus d'incinération ou par des processus de production particuliers (comme c'est le cas dans la sidérurgie ou dans la pétrochimie). En règle générale, on peut alors compter sur des températures résiduelles de l'ordre de 80 °c. Même lorsque des calories sont perdues lors du transfert de la chaleur dans des réseaux souterrains, la température est encore assez élevée à l'arrivée pour chauffer des bâtiments. D'où le fait que les opportunités sont nombreuses dans les villes et pour le chauffage de quartiers. Des exemples concrets peuvent d'ailleurs déjà être cités en Belgique. Ainsi, la chaleur résiduelle de l'incinérateur de Bruges est consacrée au chauffage de l'hôpital et de la prison. Et à Gand, à la porte de Dam, la chaleur résiduelle de la centrale électrique est utilisée pour chauffer le quartier. Et au sud du pays, en région liégeoise, on parle aujourd'hui du projet de valorisation développé par Intradel autour de son incinérateur. Frank Gérard: "Il s'agirait pour Intradel de reconditionner deux des quatre fours de l'ancien incinérateur pour qu'ils brûlent du bois non recyclable. Pour une production de 20 MW thermiques, il faudrait 75.000 tonnes de bois par an dont un peu moins de la moitié viendrait des parcs de recyclage, et le solde, des résidus produits lors des opérations d'élagage le long des routes"

Fonctionner par regroupement d'entreprises

Selon Bart Bode, le potentiel existe aussi sur les terrains industriels: "Via un système en cascade, la chaleur peut être transmise à des entreprises qui ont besoin d'une chaleur avec des niveaux de température moins élevés. Evidemment, dans ce cas de figure, il s'agira de travailler avec des entreprises qui sont prêtes à fonctionner de manière regroupée". Pour Bart Bode et Erwin Cornelis, ces formes de valorisation constituent une voie d'avenir. Un point de vue que Frank Gérard tempère quelque peu en évoquant "un moyen privilégié pour faire correspondre la demande et l'offre de chaleur lorsqu'elles sont distantes". Et le spécialiste d'Edora de souligner la nécessité absolue de pouvoir compter sur un mécanisme de soutien spécifique pour la production et l'utilisation de chaleur verte. De nombreuses barrières techniques doivent également encore être franchies. Avant tout, il faut avoir en tête son projet de valorisation en réfléchissant d'abord aux aspects techniques avec la pose des conduites. Ensuite, il s'agira d'imaginer la construction des quartiers ou des parcs industriels d'une toute autre manière. "Il faut souligner la difficulté réelle de lier contractuellement différents acteurs économiques. Ceux-ci ont parfois des activités très différentes. En outre, en se liant à un projet de ce type, certains d'entre eux peuvent parfois tomber dans une situation de dépendance qui peut s'avérer délicate", souligne Frank Gérard. Enfin, les architectes, les autorités locales, le fonctionnaire délégué doivent être associé à la réflexion depuis le départ.