La cogénération en Wallonie | Moulins de Beez - 14 juin 2018

Moulins de Beez - 14 juin 2018

Programme
• Les politiques wallonnes sur le renouvelable et l'énergie au sens large - Franck
Gérard & Kristel Galloy, Cabinet du Ministre Jean-Luc Crucke
• La cogénération en Wallonie : mécanisme de soutien, état des lieux et vision -
Annick Lempereur, facilitatrice cogen – ICEDD
• La cogénération en quelques mots, technologies, applications et rôle dans la
transition - Jean Pierre Boydens, COGEN asbl
• Permis d'environnement et limitations des émissions polluantes - Pascal
Théate, AwAC
• Connection d'une cogen au réseau - Emanuel Hubin, ORES13h45: Injection vs
cogénération : quel choix pour la biométhanisation ? - Cécile Heneffe,
VALBIOM
• Optimalisation et intégration judicieuse - Didier Darimont, ICEDD
• Certificats Verts: Procédure administrative, procédure biomasse - Christelle
Evrard, CWAPE
• Exemples des projets en différents secteurs : De Rouck Energie, Solar Turbines,
COGENGReen, Coretec, Fluxys, Restore, EDF, Viessmann, CallensVyncke,
Vanparijs Engineers, Bosch Thermotechnology, ENERIA, ENGIE Cofely

LA (MICRO)COGÉNÉRATION EN WALLONIE
SITUATION DU DÉVELOPPEMENT - CADRE RÉGLEMENTAIRE ET INCITANTS RELATIFS À LA COGÉNÉRATION

 Bilan EnergétiqueWallon et développement de la cogen
 Cogénération de qualité
 Aides
 Démarches du projet – Outils d’aide à la décision mis en place en par la
Wallonie
Sommaire

Théorique :
 La cogénération est la production thermodynamique simultanée de 2 (ou plusieurs) formes d’énergie
à partir d’une même énergie primaire
Pratique :
 La cogénération est la production combinée d’électricité et de chaleur valorisée à partir
d’une même énergie primaire
Définition de la cogénération :
La µ-cogen ?
Au sens de la Directive EU, la micro-cogénération Pél < 50 kWélEn
En Wallonie :
 Si la puissance électrique < 10 kWé le principe de compensation s’applique
La µ-cogen domestique ?
 Idéalement = 1 kWé (1 kWé x 3 000 heures = 3 000 kWh = conso ménage)

Combustibles fossiles
Gaz naturel / mazout / propane / …
Combustibles renouvelables
Biomasse :
1.Fraction biodégradable des
résidus/produits/déchets
– agriculture (végétal/animal)
– sylviculture
– industries connexes
2.Fraction biodégradable
– déchets industriels
– déchets municipaux
Biogaz et gaz de décharge
ou de station épuration
Préparations
Pressage
Filtration
Séchage
Broyage
Affinage
Gazéification
Combustion
Biométhanisation
Technologies de
cogénération
Moteurs à combustion interne
Turbine à gaz/biogaz/mazout
Turbine vapeur
Moteur à vapeur
Moteurs à combustion externe
(Stirling)
Cycle Organique de Rankine
Pile à combustible
 Récupération de la chaleur sur
des technologies existantes de production d'électricité

Puissance installée en 2016 (attention ces stat
ne considèrent que les installations « ayant
fonctionné » en 2016) : 415 MW
Bilan énergétique : cogénération ➔
répartition par types de machines

Production électrique nette en 2016 : 2 416 GWh

 Bilan EnergétiqueWallon
 Aides
 Démarches du projet
Sommaire

- Conçue en fonction des besoins de chaleur de l’utilisateur et qui réalise une
économie d’énergie par rapport à la production séparée des mêmes
quantités de chaleur et d’électricité dans des installations modernes de
référence
- Taux d’économie de CO2 de minimum 10%
- Chaleur utilisée en bon père de famille prise en compte dans le calcul des
CertificatsVerts
- Energie fonctionnelle déduite → Productions nettes considérées
Infos: Code de comptage wallon et www.cwape.be
Référence électrique : 55% de rendement
Référence thermique : 90% ou Rendement global de la cogénération si > 90%
LA COGENERATION de QUALITE ➔ conditions nécessaires

Produire chaleur et électricité avec la même machine
Une économie de 225 kWh de gaz naturel (22 %) !
35 % électrique
53 % thermique
90 % thermique
55% électrique
Théorie ➔ économie énergétique

G = E + Q - F = 57 kg CO2
kCO2 = G / E = 35 %
Coefficient d’émission CO2 :
251 kg CO2/MWh de gaz naturel
F = 251 kg
CO2
E = 160 kg CO2
Q = 148 kg
CO2
Théorie : principe ➔ réduction des émissions de CO2 (au moins 10%!)
35 % électrique
53 % thermique
90 % thermique
55% électrique

 Aides
 Démarches du projet –> outils d’aide à la décision
Sommaire

Non commercial Commercial
UREBA AMURE
Etude de faisabilité 50 % 50 % (75 % si dans accord de branche)
Investissements
UREBA :
30 %
Aides UDE :
Aide pour Utilisation Durable de
l’Energie pour les entreprises (variable
selon la taille de l’entreprise, la technologie
installée, la puissance, la localisation, …)
Déduction fiscale :
13,5 % du montant de l’investissement
immunisant le bénéfice
Démarches projets ➔ aides

 Aides
 Démarches du projet –> outils d’aide à la décision mis
en place par la région Wallonne
Sommaire

 Les 7 étapes à suivre pour réussir son projet :
1. Premiers calculs de rentabilité : étude de pertinence
2. Une étude de faisabilité … dans les Règles de l’Art
3. Rédaction du cahier des charges, plans, permis, …
4. Comparaison judicieuse des offres
5. Aspects Administratifs
Démarche projet

Merci de votre attention
L’équipe des facilitateurs-COGEN pour la région Wallonne:
Annick Lempereur - Didier Darimont
The end !
@ : facilitateurelectriciteser@spw.wallonie.be
Tél : +32 (0)2 209 04 02

La cogénération: technologies,
applications et rôle dans la transition
Jean Pierre Boydens
La cogénération en Wallonie
14 Juin 2018

Economie: 135 – 100 = 35
Epargne relative d’énergie primaire : 35/135 = 26 %
50
5
40
40
50
40
10
80
55
100
50%
90%
135 40%
50%
40 elec
50 chaleur
Cogénération- le principe
Productions séparées Cogen

Situation Actuelle en Belgique
#
Puissance
[MW]
Production E ou
force [GWh]
Utilisation[h]
Quote part
renouvelable [%]
Épargne énergie
primaire [GWh]
Potentiel
[MW]
Wallonie (2015) 194 396 2276 5747 43 650 400
Bruxelles (2016) 145 38 150 3950 8 150
Vlaanderen (2016) 683 2245 12585 5615 8,9 10709 800
Belgique 1022 2679 15011 13,8 11359 1350
potentiel résidentiel et professionnel, PME,… (sans considération réseaux chaleur) 400
Total potentiel 1750

Situation actuelle et rôle pour la
Cogen en Belgique
• Actuellement une puissance de ca. 2750 MW est installée
(= +/- la capacité nucléaire de Tihange )
• Les +/- 1400 unités couvrent 18% de la demande en Belgique
• L’économie d’énergie primaire de 11,4 TWh équivaut à la
consommation de gaz de 800.000 familles soit 28% des familles
Belges raccordées au réseau de gaz. Si tout était du gaz naturel cela
équivaudrait 2,8 Mton CO2 évitées
• Le potentiel d’environ 1750 MWe est actuellement estimé par
différentes sources
• 400MWe peut être construite sur base annuel

Applications de la Cogénération
1 kW 10 kW 100 kW
1 MW
10 MW
Micro-cogen Cogen de taille
réduite
Cogen majeure
50 kW
Woningen
Appartements
Bureaux
Complexe sportif
Industrie
Réseaux chaleures
Horticulture en serre
Hopitaux
Piscines
Wellness

Est-ce-que la Cogen est une bonne solution
pour les nouvelles unités de production?
• Oui, car:
– Une efficacité supérieure en utilisant le gaz naturel
– La Contrôlabilité (et la disponibilité supérieure)
– La point de production en période hivernale
• Oui car résultant en un coût de la commodity réduit vis-à-
vis de nos voisins
• Oui car actuellement déjà 40TWh de gaz naturel sont
utilisés en mode Cogen (donc technologie prouvée) .

• Le rendement opérationnel des différentes techniques est de :
– Turbine à gaz cycle ouvert 40% Pci ou marginalement
2,5 MWh gaz / MWhe
– TGV 55% Pci ou marginalement 1,8 MWh gaz / MWhe
– Cogen 90% Pci ou marginalement 1,1 MWh gaz / MWhe
• L’épargne en énergie primaire par la Cogen est de l’ordre de 20 à
30% , et pour les “ Fuel Cells” jusqu’à 40%
• Réduction des coûts transport and distribution
Cogen = Efficacité majeure?

Production maximalisée en hiver
Comparaison entre la
production moyenne un
jour d’hiver avec la
demande d’ électricité
résidentiel
Production sur base
annuelle
La cogen produit de
l’électricité
précisément au
moment ou les
pompes à chaleur
ont besoin
d’électricité

Contrôlabilité
• L’agrégation d’un grand nombre d’unités décentralisées
fiables permet la mise à disposition d’une puissance très
contrôlable (ou flexibilisable) et garantie, par exemple :
– 400 unités d’1MW comparées à une TGV de 400 MW
ou
– 100 000 unités d’1kW >< une unité TG cycle ouvert de 100
MW

Données du plan 2030 (1)
• Dans la vision 2030 la Belgique a comme but de réaliser les niveaux de
production ER suivant :
– 8 MW PV
– 4,2 MW vent onshore
– 4 MW vent offshore
• Si on considère les rendements actuels de ces techniques la production
serait de :
– PV 8,3 TWh
– Vent onshore 9,1 TWh
– Vent offshore 14,3 TWh
En total 31,7 TWh comparé à une demande de 89 TWh (scenario Elia) of
35,6% ER vent et soleil.

Besoins belges estimés pour 2030

Résultat de la simulation (1)
La production éolienne et solaire (basée sur les
caractéristiques de 2015) donne le résultat suivant
pour 2030.

Résultat de la simulation(2)
Le solde à compenser par de la production ou de
l’import :

Courbes d’utilisation résultantes
Ici on constate qu’il reste un besoin substantiel (jusqu’à
7000 MW) avec une utilisation > 4000 h
(et bien 4000 MW avec une utilisation > 7000 h)

Le solde des besoins pour le réseau
50Hertz en réalité 2015 (44% ER)

- Nous considérons que la position d’une unité reste pendant l’année +/- la même dans le
contexte de son positionnement dans le marché
- Le nombre d’interruptions tel que proposé ici est sans la possibilité éventuelle
d’exporter.
between A MW 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
and B MW 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
utilisation 7900 7600 7200 6500 5700 4500 3200 2000
number of interruptions in year 90 110 145 200 260 310 335 300
average number of interuption hours 9 11 11 11 12 13 16 22
Certains de ces
interruptions ne seront
probablement réalisées
Caractéristiques du soldes des
besoins du réseau 50Hertz 2015 (1)

Janvier 2015 réseau 50Hertz

Synergie entre régions (1)
Réalité réseau 50Herz 2015
Avec 44% ER
Production et demande
2015 adaptée en volume
aux hypothèses Belgique
2030 avec 35% ER

Synergie entre régions (2)
Somme synchrone de Belgique et ex- Allemagne de l’Est pour Janvier type 2015

Juillet 2015 réseau 50Hertz

Evolutions actuelles (1)
• Cogen et réseaux chaleur : le match parfait
• Les pays guides (l’Allemagne et le Danemark) mise
absolument sur la cogen en complément à l’ER
• Dans de courtes périodes de surproduction ER le P2H (power
to heat) peut être utile ou une Cogen change de producteur
d’électricité en utilisateur d’électricité
• Pendant des périodes de surproduction de durée plus longue
on passera au P2G (power to gaz) en produisant du H2 ou
CH4. ces gazes devraient après être valorisés au maximum en
les utilisant dans un mode cogen

Evolutions actuelles (2)
• Le prix du marché est actuellement géré par le charbon et le
nucléaire et donc le “spark spread” est trop bas (raison pour
laquelle les TGV ont besoin de support).
• Si un support est à prévoir pour la capacité de remplacement
(du nucléaire), la Cogen doit pouvoir y participer (efficience) .
• A côté de l’évolution du potentiel de Cogen pour les processus
il y a un potentiel substantiel de cogen type chauffage :
– Dans le secteur tertiaire et l’environnement PME
– Dans le secteur résidentiel et professionnel

La cogénération en Wallonie
Permis d’environnement & réduction
des émissions atmosphériques
Pascal THEATE
14 juin 2018

1. Quelques mots sur l’AwAC…
2

3
L’AwAC
L’Agence wallonne de l’air et du climat (AwAC) gère, au niveau de
la Région, la politique de la qualité de l’air, du climat et de l’ozone
stratosphérique.
Un peu plus de 30 personnes.
Concernée par la cogénération via 2 axes :
Réduction des émissions de GES :
Technologie permettant de contribuer à la rencontre des
objectifs de réduction des émissions de GES, en particulier dans
le secteur « non-ETS » à l’horizon 2030 (très ambitieux)
Impact sur la qualité de l’air :
Remise d’avis lors de demandes de permis
Proposition, en concertation avec la DGO3, de projets d’AGW
en lien avec les installations de combustion (permis
d’environnement).

2. Quelques rappels relatifs au
Permis d’Environnement (PE)
4

5
Rappels relatifs au PE
1. Qu’est-ce que le PE ?
C’est l’autorisation légale nécessaire à l’exploitation d’installations
susceptibles d’être nuisibles à l’homme et à l’environnement.
2. Pourquoi différentes classes ?
A chaque installation/activité classée est associée une ou plusieurs
classes.
La classe 1 rassemble les activités potentiellement les plus
polluantes et la classe 3 les moins polluantes.
Pour être classé il faut figurer dans une rubrique de classement de
l’AGW du 04/07/2002 arrêtant la liste des projets soumis à étude
d’incidences et des installations et activités classées.

6
Installations de classe 1 ou 2 :
Soumises à permis d’environnement (autorisation d’exploiter) ;
Obligation de respecter les dispositions présentes dans les
conditions générales d’exploitation (AGW).
Obligation de respecter les dispositions présentes dans des
conditions sectorielles spécifiques (AGWs).
Obligation de respecter les conditions particulières prescrites
par l’autorité compétente (AGW).
En outre, si classe 1 : Réalisation préalable d’une étude
d’incidences sur l’environnement

7
Installations de classe 3 :
Obligation de déclaration auprès de la commune ;
Non soumises à autorisation d’exploiter (permis envt) ;
Obligation de respecter les dispositions présentes dans les
conditions générales d’exploitation (AGW).
Obligation de respecter les dispositions présentes dans des
conditions intégrales spécifiques (AGWs).
Obligation de respecter les conditions complémentaires
prescrites par l’autorité compétente (AGW).

8
Conditions générales d’exploitation (AGW)
Ces conditions s’appliquent à l’ensemble des installations et
activités classées.
Exemple : Les valeurs limites de niveaux de bruit perceptible à
l’extérieur d’un établissement classé, quel qu’il soit, sont fixées par
les conditions générales.
Conditions intégrales (classe 3) ou sectorielles (classe 1&2) (AGW)
Conditions s’appliquant à des installations et activités
spécifiques (font référence à des rubriques de classement
spécifiques).
Exemple : Arrêté du Gouvernement wallon portant condition
sectorielle relative à la fabrication du sucre (rubrique 15.83)
Conditions particulières (classe 1&2) ou complémentaires (classe 3) :
Prescrites par l’autorité compétente
Complètent, le cas échéant, les prescriptions sectorielles (classe 1
ou 2) ou intégrales (classe 3) existantes.

2. Et la cogen… Classée… ?
9

10
Classement des cogens
1. Situation actuelle
Etude qui a sous-tendu la création des rubriques PE : 1998
=> Un peu moins de cogens à cette époque !
Conséquence : Recours à une rubrique générique visant la
production d’électricité :
40.10.01.03 Centrale thermique et autres installations de
combustion pour la production d’électricité dont la puissance
installée est : égale ou supérieure à 0,1 MW et inférieure à
200 MW : Classe 2
Il ne s’agit ni de la puissance électrique, ni de la puissance
thermique cogénérée !
Mais bien du débit d’énergie entrant dans l’unité de
combustion via le combustible, c.-à-d. la puissance thermique
nominale.

11
La puissance thermique nominale (Pn), est entendue comme la
quantité maximale d’énergie thermique par unité de temps,
exprimée sur la base du pouvoir calorifique inférieur, fixée et
garantie par le fabricant et pouvant être apportée par le
combustible et consommée par l’équipement de combustion
en marche continue.
Elle est calculée sur la base de l’équation suivante :
Pn = qv x Hi, où
qv est le débit volumétrique du combustible et
Hi le pouvoir calorifique inférieur du combustible.

12
2. Le futur proche…
Les rubriques PE liées à la combustion sont globalement complexes et
peu adéquates, surtout parce qu’elles sont définies en fonction de
l’utilisation des énergies produites et non du type d’équipement de
combustion.
→ Dans le cadre de la transposition de la directive sur les
installations de combustion de moyenne puissance (MCP) :
modification et simplification des rubriques de classement des
installations de combustion, en fonction de :
La puissance thermique nominale
Du type d’appareil de combustion :
Moteur
Turbine
Autre (=> essentiellement chaudières)

13
Globalement :
Abrogation des rubriques actuelles suivantes 40.10.01.03, 40.30.01,
40.30.03, 40.30.04 et 40.30.05 : avec création de nouvelles
rubriques :
Installation de combustion dont la puissance thermique nominale
est :
≥ 0,1 MW et < 1 MW : Classe 3
≥ 1 MW et < 200 MW : Classe 2
≥ 200 MW : Classe 1
Adoption finale et publication MB : au plus tard en automne.

14
3. Cas spécifique de la cogénération de biométhane
Existence de rubriques spécifiques à la biométhanisation, qui incluent
les équipement de combustion :
40.40.10. Installation de biométhanisation visant à produire de l'électricité, du gaz,
de la vapeur et de l'eau chaude à partir de biomatières ne constituant pas un
déchet […] pouvant comporter notamment des installations de valorisation du
biogaz produit au sein de l'installation de biométhanisation ayant pour objet de
satisfaire aux besoins internes de l'établissement, et dont la capacité de traitement
est :
40.40.10.01. ≤ 15 t/j : Classe 3
40.40.10.02. > à 15 t/j et ≤ 500 t/j : Classe 2
40.40.10.03. > 500 t/j : Classe 1
90.23.15. Installation de biométhanisation de biomatières constituant un déchet
[…],
90.23.15.01. ≤ à 500 t/j : Classe 2
90.23.15.02. > 500 t/j : Classe 1

15
Conséquence :
Classement des cogens biometh :
D’une part via le fait qu’une unité de cogénération dispose d’une
installation de combustion.
Par ailleurs via le fait qu’elle sont incluses dans une installation globale
de biométhanisation.
Critères pour l’application de la 40.40.10 (pas la 90.23.15) :
Voir notamment sur le portail de choix des rubriques
http://environnement.wallonie.be/cgi/dgrne/aerw/pe/index_rubri.htm

16
4. Cas spécifique de la cogénération de gaz de bois…
Etape préalable à la cogénération : production de gaz de bois
(gazéifieur).
40.20.01 Production ou transformation de gaz à l’exclusion des gaz de raffinerie (cf.
23.20.02) lorsque la capacité de production est :
≤ 100 Nm3/h : Classe 2 (40.20.01.01)
> 100 Nm3/h : Classe 1 (40.20.01.02)
100 Nm3/h ce n’est vraiment pas beaucoup :
à 50 kW électrique on y est déjà !
Conséquence : Nécessité de réaliser une étude d’incidences sur l’environnement.
Démarche non adéquate : « On cherche à tuer une mouche avec un bazooka ! ».
→ Projet de modification des rubriques destiné à résoudre ce problème actuellement à
l’étude par le cabinet du Ministre de l’Environnement.
Proposition : créer des rubriques ~ équivalentes aux rubriques biométhanisation.
Piste envisagée : Pn inst. comb < 200 kW : classe 3
Pn inst. comb. ≥ 200 kW : classe 2

17
Ensuite : combustion du gaz de bois (moteur).
Si bois contaminé :
90.24 Installations d’incinération de déchets et installations de co-incinération de
déchets (classe 2 ou 1 selon qu’on est < ou ≥ 100 t/j).
Visé par la condition sectorielle incinération et coïncinération de déchets (AGW du
21/02/13, qui transpose partiellement la Directive relative aux émissions industrielles).
Art. 2. Pour l'application du présent arrêté, on entend par :
1° biomasse : les produits suivants :
a) l[…];
b) les déchets ci-après :
[…]
iv. déchets de bois, à l'exception des déchets de bois qui sont susceptibles de
contenir des composés organiques halogénés ou des métaux lourds à la suite d'un
traitement avec des conservateurs du bois ou du placement d'un revêtement et en
particulier les déchets de bois de ce type provenant de déchets de construction ou
de démolition;
[…]
Art. 3, §2 : […] Le présent arrêté ne s'applique pas aux installations suivantes :
1° installations où sont traités exclusivement les déchets énumérés à l'article 2, 1°, b);

18
CONSEQUENCE :
- Si déchets de bois susceptibles de contenir des composés organiques halogénés ou des
métaux lourds (p.ex. bois B) : soumis à cette condition sectorielle (rubrique 90.24.)
- si déchets de bois non-contaminés : non-soumis (voir ci-dessous).
Bois non-contaminés (déchets ou non)
Actuellement :
Rubrique 40.30.01.01 (production d’électricité) : classe 2
Via création rubriques spécifiques gazéification de bois :
classe 3 ou classe 2 selon que Pn est < ou ≥ à 200 kW (sous réserve…).

3. Et maintenant que je suis classé… ?
19

20
Impositions environnementales
1. Cogénération de Pn ≥ 1 MW (< 50 MW)
Visée par la CS transposant la directive MCP
Sauf si visée par CS (co-)incinération de déchets…
Applicable à partir du 18 décembre 2018.
Tous combustibles
CS VLE NOx, CO, (SO2), (PM) dépendant :
du combustible
pour biométhane & gaz de bois :
Cf. « combustible gazeux autre que gaz naturel »
de la puissance
de l’équipement de combustion
s’il s’agit d’une installation neuve ou existante

21
Toujours juridiquement possible de définir des conditions
particulières spécifiques complémentaires.
Cas des installations existantes :
La directive MCP prévoir des VLE :
À partir de 2025 pour les Pn de >5 à 50 MW
A partir de 2030 pour les Pn de 1 à 5 MW
En attendant 2025 et 2030 :
Des VLE figureront dans la CS
Mais ne remettent pas en question les VLE éventuellement
définies dans les permis (qu’elle soient < ou >).
Ces VLE concernent potentiellement :
Les installations existantes à régulariser
Les installations dont le PE doit être renouvelé soit avant 2025
(>5 à 50 MW), soit avant 2030 (1 à 5 MW).

22
Obligation de constituer un registre, publié sur internet :
A partir de l’entrée en vigueur de la CS pour les installations neuves.
A partir d’une date à définir par le Ministre pour les installations
existantes.

23
2. Cogénération de Pn comprise entre 100 kW et 1 MW
Actuellement : classe 2 : soumises à autorisation (permis)
VLE dans les conditions particulières.
A partir de l’entrée en vigueur de la CS transposant MCP
(qui modifie les rubriques)
classe 2 → 3
permis → soumises à déclaration
Rédaction à moyen terme d’une condition intégrale (CI) visant les
installations de combustion de Pn comprise entre 100 kW et 1 MW.
Quid des existantes disposant d’un permis ?
Le PE restera d’application jusqu’à son terme.
A moins que dans la CI il en soit décidé autrement.

24
3. Cas particulier des cogens biométhane
Selon sa puissance, l’installation de combustion tombera sous 1.
ou 2.
Mais en outre visée par le rubriques « spécifiques biometh. »
Si 90.23.15 :
Soumise à la CS du 21/04/14 relatives aux biometh. qui contient
des VLE composés organiques volatiles et poussières
VLE dans CS biometh & MCP pas logique. A rationnaliser !
Conditions particulières :
VLE SO2, NOx, CO si Pn < 1 MW (si ≥ 1 MW VLE dans CS MCP)
Rejet biogaz atmosphère interdit → destruction (torchère)
Si risque de nuisances olfactives (fermentation mat. orga.)
→ Concentration odeur limite à l’immission exprimée en « unité
odeur »

25
Si 40.40.10 exclusivement :
Si 40.40.10.01. (≤ 15 t/j) : Classe 3
Pas soumis à autorisation mais déclaration.
Pas de CI → sur le principe, les impositions doivent être
définies via les conditions complémentaires prescrites par
la commune.
Si 40.40.10.02 (classe 2) ou 40.40.10.03 (classe 1)
Soumis à autorisation
Pas soumis à la CS biometh., mais bien MCP si Pn ≥ 1 MW.
Conditions particulières « air » : à-priori idem que
90.23.15
Excepté par rapport aux « nuisances olfactives » si pas
de risque.

26
4. Cas particulier des cogens au « gaz de bois »
Bois contaminé (90.24 : rubrique incinération et co-incinération de déchets)
Soumis à la CS incinération & coïncinération de déchets.
→ Nombreuses valeurs limites : polluants classiques, métaux lourds,
dioxines, avec fréquences de contrôle élevées.
→ Impositions très strictes peu compatibles avec des installations de
taille réduite.
Échappatoire possible ?
Oui :
Art. 3, §2 : Le présent arrêté ne s'applique pas aux installations de
gazéification ou de pyrolyse, si les gaz issus de ce traitement
thermique des déchets sont purifiés au point de n'être plus des
déchets avant leur incinération et s'ils ne peuvent donner lieu a des
émissions supérieures à celles résultant de l'utilisation de gaz naturel.
Disposition probablement difficile à rencontrer dans les faits…

27
Bois non-contaminé
Actuellement :
Conditions particulières : VLE NOx, SO2, CO
Futur : Rubriques spécifiques gazéification de bois
(classe 3 ou classe 2 selon que Pn est < ou ≥ à 200 kW)
Classe 2 (≥ à 200 kW) :
A partir de 1 MW :
CS MCP (NOx, SO2, CO)
CO via conditions particulières ?
De 200 kW à <1 MW :
Conditions particulières : VLE NOx, SO2, CO
Classe 3 (> 0 kW à < 200 kW) :
Rédaction à court terme d’une condition intégrale.
En attendant : conditions complémentaires prescrites par la commune
(mais peu probables…).

28
5. Cogénérations non classées
Concerne les cogens de Pn < 100 kW, non-inclues dans une
installation de biométhanisation ou de de gazéification de bois.
A l’heure actuelle, relative ambigüité juridique.
On pourrait considérer que si la chaleur produite permet le
chauffage de locaux alors elle est visée par l’arrêté du 29 janvier
2009 relatif aux installations de chauffage central.
Toutefois : Projet d’AGW remplaçant l’AGW de 2009.
Exclu de façon explicite les installations de cogénération.
A l’avenir : à priori rien, en tout cas en cas de cogénération
utilisant des combustibles conventionnels.

Modifiez les styles du texte du masque
Deuxième niveau
Troisième niveau

Deuxième niveau
Troisième niveau
Le raccordement de cogénération
en ORES

Deuxième niveau
Troisième niveau
La demande

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Le client a toujours la possibilité de demander:
• Un avis préalable (facultatif, gratuit et non engageant )
• ORES : Raccordable avec extension éventuelle
Indice sur la proportion permanent/flexible si le poste a déjà été étudié
• Une étude d’orientation (facultatif, payant et non engageant)
• ORES : Raccordable avec extension éventuelle
Estimation budgétaire & Estimation des délais
Indice sur la flexibilité
• Une étude de détails (obligatoire et payante)
• ORES: Offre & Délai de réalisation
Contrat de raccordement (Puissance Flexible & Permanente)
Estimation de l’énergie modulée annuellement
Types de demandes

Deuxième niveau
Troisième niveau
Info sur capacité
https://www.ores.be/entreprises-et-industries/capacite-d-accueil-entreprises

Deuxième niveau
Troisième niveau
Les limites

Deuxième niveau
Troisième niveau
Production <= 10 kVA : étude simplifiée
Production entre 10 et 250 kVA : étude « normale »
Production > 250 kVA : étude plus complexe (voir AGW ci-après)
Limites et impacts

Deuxième niveau
Troisième niveau
Le cadre légal (AGW T-FLEX)

Deuxième niveau
Troisième niveau
Le Décret du 11 avril 2014 introduit des règles pour la flexibilité technique.
Ces règles ont été précisées(1) dans un arrêté du gouvernement wallon sur
proposition de la CWaPE en ce qui concerne:
Les modalités de compensation en cas de modulation par le gestionnaire de
réseau
Les modalités de calcul du caractère économiquement justifié ou non d’un
projet de raccordement
Retrouver l’AGW : http://www.ejustice.just.fgov.be/doc/rech_f.htm
Numac : 2016206014
Cadre décrétal en Wallonie
(1) Publié au moniteur belge le 8/12/2016

Deuxième niveau
Troisième niveau
L’AGW est articulé autour de deux notions:
La capacité d’injection permanente : disponibilité garantie tant sur base des
éléments principaux que des éléments redondants de fiabilité du réseau
La capacité d’injection flexible : capacité supplémentaire en mettant à
disposition tous les éléments du réseau
Capacité permanente et capacité flexible

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Illustration
– Capacité flexible = plus grand élément réseau (20 MVA) – capacité
permanente (7MVA) = 13 MVA
Capacité permanente et capacité flexible

Deuxième niveau
Troisième niveau
- On ne module que si le client injecte sur le réseau
- Ordre de priorité :
- LIFO
- Selon type de production :
- Non vert
- Vert
- D’abord le flexible
- Modulation dans le flexible : gratuit
- Modulation dans le permanent : compensation financière
Règles modulation

Deuxième niveau
Troisième niveau
La Solution Technique

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Exemples : cas de Villeroux
Calcul Permanent/Flexible + probabilité modulation

Deuxième niveau
Troisième niveau
Est-ce qu’investir pour avoir une capacité totalement permanente est pertinent
?
Il est fonction de :
• Énergie modulée
• Coût d’investissement
• Durée de vie investissement / durée de vie production
• Recettes supplémentaires
• Part de la capacité libérée prise par la production
• ……
Investissement raisonnable

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Annexe 9 particulière
• Extraits ci-après :
Le nouveau contrat modulable

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Analyse impact de la production sur le réseau
• Situation N et N-1
• Charges câbles
• Apport de Pcc
• ….
Autres aspects de la solution technique

Deuxième niveau
Troisième niveau
Points d’attention importants

Deuxième niveau
Troisième niveau
• C2/112 (cabines MT) et ST09 (complément ORES)
• C10/11 (productions décentralisées en parallèle sur le réseau de distribution)
et sa FAQ
Pour info : révision en cours : prévu pour début 2019
Prescriptions Synergrid et ORES

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Cabine existante :
• Place pour RTU
• Analyse de risques
• Rapatriement infos vers cabine de tête
• …
• Production(s) existante(s) :
• Mesurable et/ou modulable également (en fonction de l’AGW)
Prescriptions Synergrid et ORES : impacts

Deuxième niveau
Troisième niveau
• Cabine existante :
• Modification de grande ampleur
• Place pour RTU
• Analyse de risques
• Rapatriement infos vers cabine de tête
• …
• Production(s) existante(s) :
• Mesurable et/ou modulable également (en fonction de l’AGW) ->
interventions à prévoir sur existant
Prescriptions Synergrid et ORES : impacts

www.valbiom.be
Injection vs cogénération : quel
choix pour la biométhanisation?
Cécile Heneffe – Chef de projets biométhanisation et Facilitatrice biométhanisation
La cogénération en Wallonie 2018
14.06.2018

Mission
ValBiom stimule et facilite la
concrétisation d’initiatives durables
intégrant la production de biomasse
et sa transformation en énergies et matériaux.

agriculteurs,
sylviculteurs,
propriétaires terriens
entreprises,
fédérations,
coopératives
universités,
centres de recherche
administration publique,
pouvoirs politiques...
VALBIOM, UN RESEAU DE 140 MEMBRES

Biométhanisation,
comment ça marche ?

Valorisation
Forme(s) d’énergie
disponible
Épuration ?
Chaudière Chaleur Non
Moteur à gaz, turbine à
gaz
Électricité Oui (H2S, H2O)
Cogénération Électricité, chaleur Oui (H2S, H2O)
Injection dans le
réseau de gaz naturel
Gaz
Oui, pour obtenir du
biométhane (CH4)
Carburant Gaz
Oui, pour obtenir du
biométhane (CH4)
Le biogaz – valorisation

En Wallonie – 2016
188 GWhél et
195 GWhth
produits
39,8 MWél et
41,5 MWth
installés

En Wallonie – 2016
Cogénération : environ
9 unités sur 10
Biométhane : législation
adoptée pour l’injection
Chaleur : non soutenue ;
usage particulier

Epuration du biogaz en biométhane
Biogaz
CH4 CO2
H2O H2S traces
CH4E
P
U
R
A
T
I
O
N CO2 Valorisa-
tion
H2O
H2S
traces

En Wallonie
Plutôt « grande » taille (à l’échelle wallonne)
Prescription Synergrid pour la qualité du
gaz
Législation
Définit les prescriptions techniques
Eligible aux LGO – Revente des garanties
d’origine à des cogénérations fossiles

www.valbiom.be
Merci pour votre attention
Cécile Heneffe
c.heneffe@valbiom.be - 081 62 71 92 – 0488 17 21 18
www.labiomasseenwallonie.be
www.monprojet.labiomasseenwallonie.be
@ValbiomAsbl - @cclnf
ValBiom
@Valbiom

1
Didier Darimont
LA COGENERATION EN WALLONIE
Optimisation et intégration
judicieuse

ICEDD
Diagnostic &
Evaluation
Accompagnement à la
transition
Études prospectives
Formation &
participation
Bureau indépendant d'études et de conseils qui accompagne les
entreprises et pouvoirs publics dans leur transition vers un
monde plus durable.
Approche Métiers
Thématiques
Ressources naturelles
& déchets
Mobilité
& territoire
Climat &
Transition énergétique
Bâtiment &
Industrie durables

Nos services
• Mapping CO2 et analyse ACV
• Audits énergétiques
• Audit de flexibilité et de gestion de charges
• Traitement statistique de données et conception
d’enquêtes
• Évaluation des politiques publiques
• Système d’information géographique
• Étude de faisabilité technique
• Développement de solutions & accompagnement
• Développement d’outils et de référentiels
• Avis technique et règlementaire
• Étude de mobilité et de stationnement
• Planification territoriale
• Construction de scénarios
• Quantification des scénarios
• Formation sur mesure
• Atelier participatif et animation de réseaux
d’acteurs
• Séminaires, visites et conférences
Diagnostic & Evaluation Accompagnement à la transition
Études prospectives Formation & participation

Objectifs de la présentation
• Mettre en lumière les points d’attention pour réussir l’intégration
d’un cogénérateur dans un projet de chaufferie en rénovation et en
neuf :
• D’un point de vue hydraulique
• D’un point de vue de la régulation
• Évaluer le potentiel de cohabitation de plusieurs énergies
renouvelables dans un projet de chaufferie
• Sensibiliser les auteurs de projet au commissioning
4

Sommaire
1. L’erreur à ne pas commettre !
2. Base de la configuration hydraulique en chaufferie
3. Intégration de la cogénération en chaufferie
4. Cahier des charges
5

1.L’erreur à ne pas commettre !
• Considérer que le cogénérateur
n’est pas une chaudière à part
entière
• Ou encore, considérer que
l’intégration d’un cogénérateur dans
une chaufferie existante c’est du
« plug and play » d’un point de vue :
• De l’hydraulique
• De la régulation
6
Je viens de commander ma
console de cogénération en
ligne ! « Plug & Play »
garanti qu’ils disent
DidJ 2018

2.Base de la configuration hydraulique en chaufferie
• Volume et débit
• Chaudière à faible volume d’eau et débit minimal :
• Pertes de charge importantes ➔ pompe ou circulateur primaire ➔
débits primaires et secondaires différents quasi tout le temps ➔
bouteille casse-pression ou bouclage
7

• Volume et débit :
• Chaudière à grand volume d’eau :
• Faibles pertes de charge dans les chaudières ➔ pompe ou circulateur
primaire pas nécessaire ➔ les circulateurs ou pompes secondaires
peuvent suffire à faire circuler l’eau dans les chaudières et le collecteur
(hauteur manométrique suffisante)
8

• Température :
• Chaudière classique ➔ température de retour minimale de
57-60°C
• Chaudière à condensation ➔ température de retour < 50°C
pour le gaz
9Chaudières classiques Chaudières à condensation

3. Intégration cogénération en chaufferie
• Exigence de la cogénération
• Besoins de chaleur et d’électricité stables, élevés et
simultanés :
• Rentabilité énergétique et environnementale
• Rentabilité économique (autoconsommation d’électricité
maximale, revente d’électricité, CV)
• Températures de retour dans le ballon
suffisamment basses :
• Compatibilité avec des chaudières à condensation
• Temps de fonctionnement du cogénérateur plus long
• Températures de retour au niveau du cogénération
suffisamment hautes
• Éviter la condensation si pas prévu
10

• Configurations courantes
• Série pour les profils de chaleur réguliers (piscine,
hôpitaux par exemple)
• (+) :
• Préchauffage de chaudières classiques
• Les chaudières jouent le rôle de ballon
• (-) :
• Déperditions importantes dans les chaudières
lorsqu’elles ne fonctionnent pas ➔ remède du by-pass
• Si chaudière à condensation ➔ réchauffe du retour des
chaudières ➔ pas de condensation
• Série pour les collecteurs et chaudières à faible
volume d’eau :
• Placement d’un ballon tampon
• Configuration courante pour les projets de chaufferie
existante
11

• Configurations courantes
• parallèle ➔ suivant la configuration des réseaux
existants, sous certaines conditions,
fonctionnement à basse température avec des
chaudières à condensation
12

• Pièges de l’intégration
• Constats :
• Manque d’heures de production par
rapport aux prévisions
• Un nombre de cycles de
démarrage/arrêt important
• Origine :
• Surdimensionnement du générateur
• Intégration « plug and play » du
cogénérateur
• Incohérence hydraulique entre les
équipements
• Problèmes d’équilibrage
• Pas de dialogue des régulateurs eux
13

• Hydraulique
• Pour les chaudières à haute température :
• Chaudières ➔ t° retour en chaufferie > 60°C
• Cogénérateur ➔ t° retour au cogénérateur >
60°C
• Chaudières à faible volume d’eau ➔
circulateur sur les chaudières et le système de
cogénération
• Chaudière à grand volume d’eau ➔ circulateur
primaire nécessaire
14

• Hydraulique
• Pour les chaudières à condensation:
• Chaudières ➔ t° retour en chaufferie < 50°C
• Cogénérateur ➔ t° retour au cogénérateur > 60°C
• Chaudières à faible volume d’eau ➔ circulateur
sur les chaudières et le système de cogénération
➔ pilotage BCP
• Chaudière à grand volume d’eau ➔ circulateur
secondaire capable de reprendre les pertes de
charge du primaire
15

• Deux métiers différents
• BE TS : dimensionnement
des chaudières en fonction
de la puissances des
déperditions du bâtiment
et des besoins de pointe
ECS (si existant)
• BE SER : dimensionnement
du cogénérateur en
couvrant un maximum
d’énergie thermique
16
Puissance de
dimensionnement du
cogénérateur
Puissance de
dimensionnement des
chaudières
Puissance de
dimensionnement du
cogénérateur

• Adéquation des puissances
• David et Golliath ➔ temps limité de
fonctionnement du cogénérateur
17
La chaudière se met en fonctionnement. Elle délivre très rapidement
suffisamment de chaleur pour que les vannes 3 voies des circuits secondaires
se ferment. La température de retour monte et réchauffe le ballon tampon.
Le cogénérateur fournit assez de puissance pour couvrir la demande de
chaleur. Mais la température de départ primaire chute. Le régulateur de
chaufferie libère la chaudière (démarrage).
Le cogénérateur et la chaudière s’arrêtent.
Après refroidissement du ballon tampon, le moteur redémarre. La
cogénération ne parvient pas suffisamment vite à répondre à la demande de
chaleur et la chaudière redémarre. Ainsi de suite …

• Adéquation des régulations
• Cascade de chaudières ET de cogénération ➔
Cogénérateur en tête de cascade :
• Au mieux, intégration de la régulation de la cogen dans
celle des chaudières
• Au minimum, contact de libération de cogen dans le
régulateur des chaudières
• Régulation de la température de départ de
chaufferie en fonction de la température externe :
• En hiver, la chaudière démarre avant la cogen ➔ pas
productif
• En mi-saison, la cogen démarre avant la chaudière ➔
trop tard !
• Remède : courbes de chauffe pour la cogénération ?
18

• Chaufferie existante : modifications à apporter
19

20
• Chaufferie existante : modifications à apporter

• Cahier des charges :
• Objectifs aux niveaux des équipements :
• Réduire les températures de retour pour :
• Favoriser la condensation des gaz de
combustion des chaudières à condensation
• Prolonger le temps de fonctionnement du
cogénérateur
• Faire fonctionner le plus longtemps possible
la cogénération par rapport aux chaudières
• Moyens : clauses énergétiques et de
commissioning au niveau :
• De la régulation
• De l’hydraulique
• Du comptage énergétique
21
4. Cahier des charges : clauses énergétiques

• Description dans le cdc :
• Des équipements liés au commissioning:
• De mesures énergétiques (compteurs de chaleur)
• D’équilibrage hydraulique
• De mesures de pression, température, …
• Capacité de trends au niveau d’un régulateur
• Description du placement et de l’étalonnage des équipements :
• Des compteurs de passage;
• Des compteurs de chaleur (placement du compteur de passage, des sondes de
température, vérification du comptage, de l’intégration, …)
• Tolérance d’erreur de mesure, de calcul, …
22
4. Cahier des charges : Commissioning
Esquisse Avant-projet Projet Chantier Période de garantie exploitation

• Méthodologie de mise au point des équipements :
• Equilibrage des circuits (réglage des vannes d’équilibrage)
• Réglage des circulateurs (débit, hauteur manométrique)
• Lancement de trends
• Méthodologie de contrôle des performances durant la période de garantie :
• Fréquence des contrôles
• À quelles périodes ? ➔ saison froid, mi-saison, saison chaude ?
• Calcul des performances ➔ tolérance ?
23
4. Cahier des charges : Commissioning
Esquisse Avant-projet Projet Chantier Période de garantie exploitation

Ce qu’il faut retenir
• L’intégration d’une cogen n’est pas du « plug and play »
• Que ce soit au niveau hydraulique et/ou régulation :
• Favoriser les retours froids en chaufferie tant au niveau des chaudières à
condensation que du cogénérateur
• Privilégier la cogénération dans une cascade de chaudières
• Prévoir des clauses énergétiques et de commissioning
24

Références, guides, sites, …
• Réussir l’intégration de l’hydraulique et de la régulation d’une
cogénération dans une chaufferie (rédigé par l’ICEDD pour le compte
du SPW DG04 et de l’IBGE; 2014)
• Energie+ : www.energieplus-lesite.be
• Mémento du Commissionnement pour des équipements techniques
aux qualités durables (COSTIC)
25

ICEDD
Institut de Conseil et d'Etudes
en Développement Durable
4 Boulevard Frère Orban
B-5000 Namur
Tél : +32 81 250 480
www.icedd.be
icedd@icedd.be
Contact
Didier DARIMONT
Fonction(s) : Responsable Projet
E-mail : didier.darimont@icedd.be
26

CERTIFICATS VERTS: PROCÉDURE ADMINISTRATIVE
COGÉNÉRATION FOSSILE ET/OU BIOMASSE
LE 14 JUIN 2018 – JOURNEE COGENERATION WALLONIE
Christel EVRARD – Vice-Président, Directeur Promotion électricité verte
Boniface NTEZIYAREME – Conseiller, Direction Promotion de l’électricité verte

CWAPE – DIRECTION PROMOTION ELECTRICITE VERTE
14 juin 2018 – JOURNEE COGENERATION BIOMASSE
PLAN
1. Introduction
1.1 Missions de la CWaPE
1.2 Vision globale du mécanisme des CV
1.3 Perspectives
2. Droits, obligation et procédures relatives aux installations de production
2.1 Comité transversal de la Biomasse
2.2 Réservation et CGO
3. Calcul de certificats verts
3.1 Performance environnementale (kCO2)
3.2 Rentabilité (keco , kred, Sauvetage )
2

PLAN
3.3 Coefficients kECO au 1er janvier 2015
3.4 Sites pouvant bénéficier de la mesure « sauvetage biomasse »
4. Modification significative
5. Conclusions
3

4
1.1 MISSIONS DE LA CWAPE
Compétences autres
dont gestion du
mécanisme des CV
Missions qui lui sont déléguées
par ou en vertu du décret.
La CWaPE est soumise au
contrôle du Gouvernement par
deux commissaires.
Missions de
régulation
La CWaPE est
indépendante du
Gouvernement.
 Décret 2014 – art 47ter
Intérêt général
Consommateurs
d’énergie

5
• Conseil auprès des autorités publiques
• Mission de contrôle et surveillance
• Chapitres IX, IXbis et X du décret (CGO, LGO, promotion des
ER et cogen HR)
• Contrôle du respect des dispositions du mécanisme de
soutien
• Octroi des CV
• Tenue de la banque de données (données définies par le
GW)
• Avis, propositions ou recommandations, recherches et études,
rédaction de rapports d’initiative ou à la demande du Ministre
• Avis dans les 30 jours
 Décret – art 35 à 42bis, 43§2, 43bis : zoom sur les missions DPEV

6
• Solwatt
• Qualiwatt
• Octroi CV trimestriel
• Méthodologies : kCO2, kECO, rho, sauvetage biomasse, kECO majoré, …
• Révisions semestrielles, annuelles, biennales
• Rapport spécifique sur l’évolution du marché des CV
• Développements DB
• Reporting : CV, opération de type mise en réserve
• Facteurs k, facteurs q, …
• Réclamations des producteurs
• Traitement de tous les événements concernant les sites de production
• Liste de paiements de l’OSP ELIA, contrôle
• Quotas de CV + surcharge CV
• Définition et calcul de la redevance CV
• Fuel mix
• …
 Décret – AGW 30/11/2006 – AGW 30/03/2006 : zoom sur les missions DPEV

1.2 VISION GLOBALE DU MECANISME DES CV
7
 Évolution des moyens de financement du mécanisme
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
7,00% 8,00% 9,00%
11,31%
13,50%
15,75%
19,40%
23,10%
27,70%
32,40% 34,03%
2,38
13,82
13,82
13,82
13,82 13,82
0
100
200
300
400
500
600
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Millionsd'euros
EUR - Quota CV EUR - Surcharge

8
 Soutien par filière

9
 Soutien par filière

1.2 VISION GLOBALE DU MECANISME CV
10
 Budget décidé en 2015

1.3 PERSPECTIVES
11
 Etude de la CWaPE sur le mécanisme des CV
 De 07/2017 à 06/2018 – avec les stakeholders du marché de l’électricité
 Proposition de la CWaPE publiée début juillet 2018

DIRECTION DE LA PROMOTION DE L’ÉLECTRICITÉ VERTE
14 juin 2018, « La cogénération en Wallonie », Certificats Verts: procédures administratives cogénération fossile et/ou biomasse
2. DROITS, OBLIGATIONS ET PROCÉDURES RELATIVES AUX
INSTALLATIONS DE PRODUCTIONS
12
RI T1/N T2/N T3/N T4/N T1/N+1
DROITS
OBLIGATIONS
Bénéfice du soutien
• standard
• majoré (biomasse/hydro/
éolien <= 100 kW)
• Demande d’avis au CTB
(biomasse)
• Demande de réservation CV
– Admin
• standard
• majoré (dossier étayé
– décision Admin)
• CGO délivré par
OA
• documents
investissements
Octroi trimestriel = Eenp x min (2,5 ; kECO x kCO2) CV
• Transmission relevé
trimestriel
• Tenue registre relevés index
fréquence >= trimestre
• Transmission de registres
d’intrant et de DECRI
Calculé trimestriellement
Fixé au départ
Activation site
DB CWaPE
Contrôle annuel par
OA avec le bilan
thermique
(vérification
utilisation de chaleur
en bon père de
famille)
Maintien du soutien
MESPROJET

2. DROITS, OBLIGATIONS ET PROCÉDURES RELATIVES AUX
INSTALLATIONS DE PRODUCTIONS
13
T2/N+1 … T3/N+14 T4/N+14
DROITS
OBLIGATIONS
• Modification
installation
• Information
CWaPE (15 j)
• Avenant CGO
(10 j)
Modification significative au niveau de l’installation de
production d’électricité
Octroi pour 15 années supplémentaires
Taux octroi = min (2,5 ; kECO x kCO2) CV/MWhActualisation
installation
DB CWaPE
Fin du soutien
• Demande via formulaire –
CWaPE
• Dossier étayé
Fixé par la CWaPE
Méthodologie – confrontation à
des valeurs de référence
Sauvetage biomasse
Solde de la durée restante
Taux octroi =
min (3 ; kECO x kCO2) CV/MWh
Révision annuelle/triennale

2.1 COMITÉ TRANSVERSAL DE LA BIOMASSE
14
DGO3
CWaPE
DGO6
COMPOSITION
AGW 26/11/2015 – MB 08/12/15

2.1 COMITÉ TRANSVERSAL DE LA BIOMASSE : MISSIONS
15
AGW 26/11/2015 – MB 08/12/15
Missions
AVIS
STRATEGIE
BIOMASSE
DECLARATION
BIOMASSE

2.1 COMITÉ TRANSVERSAL DE LA BIOMASSE : AVIS
Art. 19octies. :
…
§ 2. Tous les dossiers de demande de soutien à la production, y compris leur modification, pour
les installations de production d'électricité utilisant la matière " Biomasse-Energie " nécessitent
l'avis du Comité.
L'avis demandé, visé à l'alinéa 1er, est remis à l'Administration, au Ministre et à la CWaPE.
16
AGW 26/11/2015 – MB 08/12/15

2.1 AVIS DU COMITÉ TRANSVERSAL DE LA BIOMASSE: PROCÉDURE
17
https://energie.wallonie.be/fr/comite-transversal-de-la biomasse.html?IDC=9629
La demande d’avis au CTB :
 est introduite via la déclaration biomasse (solide ou biogaz) disponible sur le site de la DGO4;
 doit être faite préalablement à la demande de réservation;
 peut se faire en parallèle de la demande de permis d’environnement.
Le CTB :
 se positionne sur la durabilité de la ressource et le respect de l’utilisation en cascade ;
 rend son avis dans les 30 jours calendrier suivant la demande, ce délai passé outre, l’avis est
réputé favorable.
Cette procédure est entrée en vigueur le 1 avril 2018.
Attention : L’avis du CTB ne remplace pas le DECRI

2.2 RÉSERVATION ET CGO
La DGO4 dispose de 45 jours pour notifier sa décision
La notification d’acceptation de la DGO4 garantit:
 La durée d’octroi des certificats verts (15 ans)
! Date initialisation des compteurs par l’OA prévue est engageante
 Le taux d’octroi applicable (coefficient économique kECO)
 Le droit de vendre les CV à Elia au prix de 65 EUR pendant toute la durée d’octroi
des CV
Contact: reservationcv@spw.wallonie.be
19

2.2 RÉSERVATION ET CGO
 Site DGO4 : « A défaut de respecter la date du relevé d'initialisation des index de comptage reprise
dans le certificat de garantie d'origine délivré par l'organisme de contrôle agréé ou par la CWaPE
avec celle donnée par le producteur dans le formulaire, la durée d'octroi des certificats verts sera
réduite de plein droit de la durée du retard »
Durée de retard T
20
RI
réservation
RI
effectif
Date de premier octroi de la réservation : 01/04/2017
Date de relevé initial : 01/04/2018
Date de fin d’octroi : 31/03/2032

3. CALCUL DE CERTIFICATS VERTS
[1] CV = tCV x Eenp [CV]
[2] tCV = min (plafond; kCO2 x kECO ) [CV/MWh]
avec
Eenp, l’électricité nette produite (MWh), limitée à la première tranche de 20 MW pour les filières
biomasse, cogénération et hydraulique ;
Plafond, le plafond est de 3 CV/MWh pour les demandes de réservation introduites jusqu’au
31/12/2014 et de 2,5 CV/MWh pour les demandes de réservation introduites à partir du 1er
janvier 2015.
kCO2, le taux d’économie de CO2, plafonné à 2 pour la tranche inférieure à 5 MW et plafonné
(sauf dérogation prévue par le décret) à 1 pour la tranche au-delà de 5 MW, appliqué de la
première à la dernière année d’octroi en fonction des performances réelles de l’installation ; voir
simulateur
kECO,le coefficient économique tel que prévu à l’article 38, §6bis du décret, appliqué de la
première à la dernière année d’octroi pour une filière donnée.
21

3.1 PERFORMANCE ENVIRONNEMENTALE (KCO2)
 Le taux d’économie de CO2 par rapport à une centrale électrique de référence (et
par rapport à une chaudière de référence dans le cas de la cogénération). Seuil
minimal de 10% de taux d’économie de CO2.
 Références CWaPE
 Electricité : TGV avec e = 55% Eref = 456 kgCO2/MWhe
 Chaleur : chaudière avec th = 90% Qref = 279 kgCO2/MWhth ou 340
(zone hors GN)
 𝒌𝑪𝑶𝟐 = 𝟏 +
(𝟐𝟕𝟗 ∗ 𝜶𝒒 − 𝒄𝑪𝑶𝟐𝒄𝒐𝒎𝒃𝒖𝒔𝒕𝒊𝒃𝒍𝒆)
𝟒𝟓𝟔∗e
q et e = rendements th. et élec.
périodiques cogen
22

3.2 RENTABILITÉ (KECO, KRED, SAUVETAGE)
 Rentabilité (IRR) de référence fixée par le Gouvernement wallon
 7% Solaire PV, éolien, hydro
 8% Biométhanisation ≤ 1500 KW (≡hyp: pas de chaleur valorisée)
 9% Autres filières à combustible
 Observatoire des technologies assuré par la CWaPE
 Mise à jour des données technico-économiques après concertation avec DGO4 (et
facilitateur wallon de chaque filière)
 Valeurs kECO fixées par la CWaPE
 Solaire PV Actualisation semestrielle des kECO Pour les nouveaux projets
 Autre filières Actualisation tous les deux ans des kECO Mais actualisation intermédiaire
possible sur demande de la CWaPE au Gouvernement wallon
23

3.3 COEFFICIENTS KECO AU 1ER JANVIER 2015
24
www.cwape.be

3.4 SITES POUVANT BÉNÉFICIER DE LA MESURE « SAUVETAGE
BIOMASSE »
25
155 500 CV 650 000 CV
 Sauvetage biomasse
AGW 06/07/17 – MB 14/07/17
tCV = min (3 ; kECO x kCO2)

4. MODIFICATION SIGNIFICATIVE : CRITERES DE RECEVABILITÉ
1. une amélioration du gain annuel en CO2 d’au moins 20 %;
2. le remplacement complet du groupe électrogène arrivé en fin de vie technique
dont la durée est calculée et publiée par la CWaPE
3. un investissement dans l’unité de production pour un montant au moins
équivalent à 50 % de l’investissement initial, celui-ci étant établi
conventionnellement sur la base de coûts d’investissements standards calculés
par la CWaPE et publiés sur son site internet.
26

4. MODIFICATION SIGNIFICATIVE: PROCÉDURE
 Le producteur introduit son dossier demande à la CWaPE
 La demande peut se faire avant ou après la réalisation des investissements ;
 La CWaPE analyse la recevabilité du dossier et calcul kECO basé sur des nouveaux
investissements retenus;
 La décision prend effet à partir de la date de l’avenant au CGO constatant la
modification.
27
A partir du
18/12/2015

MERCI POUR VOTRE ATTENTION

Le Bois del Terre, 133 Rue du Blanc-Ry, 1342 Limelette
Dirk de Rouck, gérant De Rouck Energie

Activités:
- Distribution+Maintenance du Dachs de SenerTec GmbH en Belgique
- Batteries électriques Alpha ESS
- Power to Heat (6 kW) Solarinvert
- Fournisseur/installateurs cogénération <50 kWé
- Fournisseur installations combinés: PAC-Cogen-Batteries/P2H
- Développement sur mesure des installations de chauffage
- Audit énergétique pour PME (chauffage/enveloppe/éclairage)
- Etudes de faisabilité et gérance de cogénération
- Audit H-100(Flandre): chaudières >100 kW

Le Dachs à Bois del Terre….
Le projet:
- Groupement d’habitation avec 6 maisons + maison commune
- Réseau de chaleur de 50 m
- Demande de chaleur pour chauffage et production d’eau chaude sanitaire
- Besoin en chaleur annuel d’environ 100 000 kWhth
- Besoin électricité annuel d’environ 30 000 kWhé
Question:
- Comment couvrir les demandes en chaleur et en électricité d’une façon durable et rentable?
Solution:
Après étude de faisabilité de Pirotech (Jean-Benoit Verbeke, ingénieur/co-
propriétaire):
Chaudière à condensation (40 kW) + micro-cogénération Dachs (5,5
kWé / 12,5 kWth)

La chaufferie:
Connection hydraulique de la chaudière et le Dachs (construction 2007):
Temps pour réaliser l’installation (hydraulique/électrique): < une semaine !

Le suivi du Dachs:

Autres Dachs en Région Wallonne….
Salons lavoir, Campings, Hotels, Piscines, Bureaux, Fermes, Immeuble
d’appartements,…..
Le Dachs et voitures électriques, batteries, pompe à chaleur….
Pour éliminer encore plus de production de CO2 !
Les résultats:
- nombres d’heures de fonctionnement: 5.400h/an pendant 8 ans (production totale de
217 MWhe et 481 MWhth)
- le Dachs couvre 75% des besoins de chaleur et 95% des besoins d’électricité
- gain en CO2 : 26.000 kg
- temps de retour de l’investissement est 8 ans (y compris le réseau de chaleur)

TOTAL PETROCHEMICALS FELUY
EPC / PROJECT PRESENTATION.
Presented by:
Laurent van den Berg
Solar Turbines Incorporated
Caterpillar: Non-Confidential
Mobile: +31 6 127 35 609
E-mail: laurent_vandenberg@solarturbines.com

2
CORPORATE STRUCTURE.
2Caterpillar: Non-Confidential

3
TOTAL PETROCHEMICALS FELUY.
3
Petrochemical branch of the Total Group, Total Petrochemicals Feluy produces families of
widely-used polymers: polypropylene, polyethylene and polystyrene.
These materials, derived from their base chemicals are used in the plastic processing industry to
manufacture a vaste range of mass-produced domestic and industrial products.
Its raw materials are supplied by pipeline, roads and waterways.
The finished products are delivered to Belgian customers for 10% and for 80 % throughout
Europe. The rest being dedicated for overseas destinations.

4
LES “HIGHLIGHTS” DU PROJET.
4
• Année mise en service = Fin de 2010.
• Durée de la réalisation du projet = < 13 moins pour l’EPC scope.
• Puissance électrique = 15 MWe.
• Type de technologie = Industrial GT and Water tube HRSG.
• utilisation = Full continuously.
• Quotepart utilisé localement = 100%.
• Application thermique = Directly within / for the process.
• Raison principale pour la cogen = Self supporting / Efficiency (certificats).
• Coût d’investissement = 9.3 Million Euro (for our EPC scope).
• Temps de retour = Circa 3.5 years.
• Rendement globale = Approx. 92% (overall CHP efficiency).
• Epargne de combustible = Aucun Détails finals n'a été partagé

5
CONTENU DE L’ EPC / “SCOPE OF SUPPLY” DU PROJET
5
• Turbine à gaz, Titan 130-20501, 15 MWe.
• Générateur de vapeur de 65t/h à 20 bar, inclut:
- le système bypass.
- une chambre à combustion refroidie à l’eau
- un système de combustion supplémentaire pour aussi bien le GN ou les gazes de
Raffinerie ou du Off gaz.
-un système de secours à l’air frais.
- le système de fourniture d’eau.
• le piping et le câblage.
• Le système moyenne tension et le transformateur.
• Le système basse tension.
• Le système d’automatisation et supervision de la Cogen.
• La livraison sur place, l’installation, les testes et le commissioning .

6
NOTRE EPC / SCOPE OF SUPPLY DU PROJET
6Caterpillar: Non-Confidential

« Réseaux d’énergie de Wavre, la production d’énergie
en cycle court par micro-cogénération »

Qui sommes nous ?
• Chez Cogengreen, nous concevons, fabriquons installons et maintenons des
unités de cogénération :
- Une gamme allant de 5 à 530 kW électrique au gaz naturel
- Une gamme allant de 8 à 340 kW électrique à l’huile végétale
- Une gamme allant de 10 à 350 kW électrique au Biogaz
• Fondée début 2005, Cogengreen est aujourd’hui une PME de 30 de personnes
qui a mis en service plus de 400 machines à ce jour.
• Cogengreen est partenaire de la société allemande KW Energietechnik qui a
fabriqué plus de 3000 unités et existe depuis 20 ans. Aujourd’hui, KW Energie
produit plus de 350 machines par an avec un marché en constante augmentation.
• Les utilisateurs sont principalement les immeubles de copropriété, les bâtiments
publics, piscines , maisons de repos, bureaux, petites industries, exploitations
agricoles ,…

Nos produits et nos cibles de marché

Le projet de la REW : un Smartgrid de 25 unités
de cogénération au colza et au gaz en containers
• Des moteurs identiques et interchangeables de 30 kW électrique, 50 kW
thermique , capables de secourir les bâtiments en cas de coupure réseau,
capables de fonctionner au colza et au gaz naturel en proportions ajustables en
fonction des prix des combustibles et fournissant de la chaleur et de l’électricité
pour les besoins propres des bâtiments. Revente de l’énergie à la ville suivant
un modèle de tiers investisseur.
• 12 bâtiments communaux à équiper : Hôtel de ville, académie, hôtel de police
caserne des pompiers, maison de repos du CPAS , centre sportif Jules Colette ,
centre sportif de Basse Wavre, centre sportif de Limal , IFOSUP , hall Culturel
et piscine, bâtiment Unilectric.
• Planning du projet :
- Attribution du marché(2,8 MIO €) en Mars 2016.
- Mise au point des machines dual fuel : 2è moitié de 2016
- Début des travaux Hôtel de ville fin 2016
- Permis de bâtir obtenus pour les autres sites en septembre 2017
- Mise en service Hôtel de ville en octobre 2017
- Mise à feu des installations pour fin septembre 2018

Un réseau centralisé de mini-unités de production

Valoriser et produire de l’énergie verte en cycle court :
enclencher un cercle vertueux
- Production du colza : accords avec les agriculteurs locaux pour assurer une
rentabilité de la production indépendamment des prix du marché,
- Pressage de l’huile : mise en place d’une presse à huile locale
- Production de l’énergie nécessaire sur place et fonction groupe de secours

Economies attendues et retours d’expérience
• Economies de CO2 attendues pour le parc des machines : environ 2.750 T/an
soit l’équivalent du CO2 émis par 1500 véhicules.
• Temps de retour de l’opération pour le tiers-investisseur : 5 ans
• Difficultés à surmonter pour un tel projet :
- Techniques : pouvoir fonctionner de 0 - 80% gaz et 0- 100% colza dans le
même moteur , intégration électrique (groupe secours+ production parallèle
réseau) et hydraulique dans l’existant.
- Administratives : permis de bâtir pour le placement des containers , délais
assez longs.
- Montage tiers-investisseur : impossibilité pour le GRD de revendre l’énergie
électrique aux clients

Contact:
COGENGREEN SA/NV
39 Rue Chainisse
5030 GEMBLOUX
Belgique
Tel: +32 (0)81 63 56 58
Fax: +32 (0)81 63 58 42
Christophe Henriet +32 477 69 58
chenriet@cogengreen.com
http://www.cogengreen.com
MERCI POUR VOTRE ATTENTION !

DRIVE YOUR ENERGY
2018
P. Califice |+32 (0)495 99 80 16 | pascal.califice@coretec.be

DRIVE YOUR ENERGY 2
Présentation Coretec | Alstom
• Leader mondial des systèmes de transport intégrés
• Alstom conçoit et propose des systèmes, équipements et
services pour le secteur du transport
• Une gamme complète de solutions (des trains à grande
vitesse, métros, tramways et e-bus), des services
personnalisés (maintenance, modernisation…) ainsi que des
offres dédiées aux passagers, des solutions
d’infrastructure, de mobilité digitale et de signalisation
• Siège principal basé en France - 34 500 collaborateurs sur
105 sites dans 60 pays
• Site considéré : Charleroi (+ 1000 personnes dont 450
ingénieurs )
• Partenaire des entreprises et du secteur tertiaire pour la
réduction des coûts énergétiques
• Quelques chiffres :
• 55 employés (dont 25 ingénieurs)
• 25 M€ de chiffre d’affaire
• 80 références en cogénération
• Une gamme complète de solutions liés à la problématique
énergétique : gestion des achats d’énergie, études,
installations, maintenance, monitoring et suivi.
• PME wallonne proche de ses clients

DRIVE YOUR ENERGY 3
Unité de cogénération de 331 kWél – 365 kWth HT – 26 kWth BT – 48 kWth ventil.
• Unité au gaz naturel, en canopy dans un local dédié
• Application pour le chauffage des bureaux et des halls de production
• Interconnexion des deux chaufferies du site
• Valorisation thermique maximisée :
- Circuit BT vers les halls
- Air de ventilation vers couloirs
(50 db(A) à 1m)
• Mise en service : Avril 2018

DRIVE YOUR ENERGY 4
• Rendement électrique brut : 41,3 %
• Rendement thermique total : 54,8 %
• Rendement global > 95 %
• Fct. : 6.000 hrs par an
• Prod. électrique : 1.800 MWh par an

DRIVE YOUR ENERGY 5
• Couverture des besoins du site : 51% en électricité et 70 % en thermique
• Gestion et optimisation de la production / valorisation de la chaleur du site via régulation Siemens
• Rapports de supervision mensuels
avec indicateurs de performance
• Maintenance préventive et curative

Rue des gardes-frontière 1
4031 Angleur Belgium
+32 4 365 70 25
www.coretec.be - info@coretec.be

FLUXYS:
GAS
INFRASTRUCTURE
PARTNER

2018 06 122
1
32
Affordability
Security of
supply
?
Sustainability
• One size fits all solutions not
feasible
• Use each energy source
where it brings most benefits
• Keep options open and work
with a mix of solutions
MISSION As independent gas infrastructure
partner, Fluxys contributes to a
sustainable energy future and our
passionate teams secure reliable and
affordable energy flows into the market

2018 06 123
1
Sustainability
 Today and in the medium run: natural gas
 In the longer run: infeed of green gas
in the existing infrastructure as well
Power-to-gas Biomethane
Natural gas: best emission profile
among fossil fuels  immediate results
• Heating
• Mobility: cars, vans, trucks & ships
• Industry
Emissions: natural gas compared
to diesel, petrol, fuel oil or heavy fuel oil

PEAK DEMAND FOR HEATING:
OPTIMUM USE OF GAS SYSTEM CURBS
INVESTMENTS IN THE ENERGY SYSTEM
4
0
10
20
30
40
50
60
Gas consumption 2016 Electricity consumption 2016
GW
Max. peak load
power system: 14 GW
Max. peak load
gas system: 57 GW
Electricity
10%
Biomass
2%
Natural
gas
55%
Oil
33%
HEATING
APPLIANCES
2018 06 12
Electricity alone will not be able to
meet peak energy demand unless
massive additional investments
are made in power infrastructure

POWER-TO-GAS
& GAS STORAGE:
SUPER BATTERY OF THE
ENERGY SYSTEM
2018 06 12
Electricity
storage
capacity
0,005 TWh
Gas
storage
capacity
8 TWh
5
Underground gas storage:
0,07 €/MWh
Battery storage:
>100 €/MWh
Hydro power storage at sea
79 €/MWh

GAS INFRASTRUCTURE: 10 TIMES CHEAPER
THAN ELECTRICITY INFRASTRUCTURE
2018 06 126
92
44
46
304
0
100
200
300
400
500
Energy transported (TWh)
Exports
Power stations
Industry
Households & SMEs
47
18
8
0
100
200
300
400
500
Energy transported (TWh)
Exports
Industry
Households & SMEs
2,3
0
2
4
6
8
10
Asset base (€bn)
Asset base 2017
3,9
0
2
4
6
8
10
Asset base 2017
Asset base 2017
GAS IN BELGIUM – 2017 POWER IN BELGIUM – 2017
Gas transmission:
€4.7 mln/TWh transported (asset base)
Power transmission:
€53.4 mln/TWh transported (asset base)
[Fluxys] [Synergrid - Elia]

SUMMARY: COMPLEMENTARITY BETWEEN ELECTRICITY AND GAS
IS THE ONLY SUSTAINABLE SOLUTION
7
Green hydrogen
Gas storage
Gas-to-power
Power-to-gas
Green
power
Green
gas
BiomethaneSynthetic methane
2018 06 12
CO2
CHP
Heat

Valorisation de votre cogénération en R1-
Down
VALUE STACKING FLEXIBILITY
This document is strictly confidential & intended for “La Cogénération en Wallonie” only.
Any use of the information contained herein for purposes other than those mentioned, is prohibited.
Unauthorized distribution is prohibited. www.restore.energy
Donald GILBERT
0475 / 61 20 47
donald.gilbert@restore.energy

50,2
50,1
50
49,9
49,8
La Fréquence Réserve Primaire
Trop de
puissance
dans le
réseau
Trop peu de
puissance
dans le
réseau
Hz
Variation de fréquence en Europe Mécanisme de contrôle : Réserve Primaire
Diminuer
la Production
ou
Augmenter
la consommation
Augmenter
la Production
ou
Diminuer la
Consommation
50Hz = L’objectif
R1 Down
R1 Up
R1 100
R1 200
Strictly confidential
Elia a recours à la Réserve Primaire pour maintenir la
fréquence du réseau autour de 50 Hz

Le portefeuille synthétique de REstore est soutenu par 4 brevets, couvrant l’agrégation
de sites décentralisés, sur plusieurs bandes de fréquence, le tout en temps réel.
50,2
50,1
50
49,9
49,8
Différents produits R1
Hz
Elia achète les différents produits R1 REstore offre directement la R1-200
(portefeuille synthétique)
R1 Down
R1 Up
R1 100
R1 200
Spectre completOu
R1 200
Strictly confidential
REstore a conçu un portefeuille synthétique inédit pour
valoriser diverses sources de flexibilité en R1
Batterie Tesla de 18 MW

4
Le portefeuille synthétique de REstore valorise diverses sources
de flexibilité en respectant leurs contraintes industrielles
Temps de
réaction
Nombre d’activations Durée Direction
Prix brut
REstore
30 secondes ~100 activations par an
Typiquement 1-2 minutes
(max 27 minutes)
Diminution ~3,5 €/MW/h
Notre portefeuille synthétique
vous permet de valoriser votre cogénération
en R1-Down de façon optimale…
Programme R1-Down
dans le portefeuille
synthétique de REstore
… en respectant
vos contraintes
Gestion de portefeuille en temps réel
 Adaptation constante pour maximiser
la disponibilité / minimiser les pénalités
Protection de vos contraintes industrielles
 Automatisé
 Processus industriel garde la priorité
Activation basée sur coût d’opportunité
 Fonction efficacité cogénération
 Activation le plus souvent partielle
~30 k€/MW/an
Repris aux enchères
chaque semaine

5
Démonstration lors d’un test de préqualification d’Elia qu’une
cogénération peut réagir en 30 secondes (-4 MW pendant 2 minutes)

6
En mode opérationnel, la fréquence augmente progressivement,
atteint 50,1 Hz et déclenche une réduction automatique de 1,5 MW

Frédérik Demaret
B2B Services Manager
+32 499 96 84 32
frederik.demaret@edfluminus.be
Plus qu’une unité de
Cogénération pour le groupe
Fruytier
Vanessa Beltrame
Key Account Manager
+32 498 94 83 56
Vanessa.beltrame@edfluminus.be

EDF Luminus
Power supplier
& producer
Subsidiary of
EDF group
Market
share
>20%
“to become the first energy
partner, bringing progress and
comfort to all our customers
through our 5 star service, our
innovative and sustainable
solutions, the global expertise
of EDF (…)”.
Vision
Shareholders
68,6
%
31,4
%
EDF Belgium
Other Shareholders
• ETHIAS
• PUBLILEC
• SOCOFE
• NETHYS
Energy
solutions
provider

Groupe Belge actif dans l’économie du bois présent en Belgique (4 sites),
Allemagne et France.
Activité: Production de produits issus du bois. Valorisation des déchets de
bois et économie circulaire.
Le site de Marche en Famenne est dédié au rabotage, séchage, trempage,
imprégnation sous haute pression et aboutage/lamellé collé (Woodlam) du
bois.
Le groupe Fruytier

Moteur à gaz Jenbacher 312 :
- Puissance électrique : 635kWe
- Puissance thermique : 779kWth
+ Chaudière Eau chaude
Mise en service : février 2018
Montant de l’investissement : ≈850k€
Durée du projet : 1,5 ans [Oct 16 – Fev 18]
Flexibilité : optimisable par le trading desk
La cogénération

Un trio gagnant
Volonté d’innover et d’améliorer l’aspect économique du groupe
Soucieux de l’empreinte environnementale
Grande réactivité et professionnalisme dans l’engineering,
la conception et la maintenance des installations de
cogénération
Partenariat Long terme avec ses clients
Large scope couvert par le Groupe EDF Luminus
Commodité (gaz, électricité, certificats), flexibilité
Et possibilités de financement

Valid for Demand Side
Valid for Supply Side
Optimisation de la flexibilité de la cogénération

© Viessmann Group
Jour de rencontre - Namur - Les Anciens Moulins de Beez
Démonstration cogénération
CPAS Spartacus
B-6180 Courcelles
Alain Heeren
VPI Wallonie
HreA@viessmann.com
Jean-François Louckx
VPI cogénération
LouJ@viessmann.com

© Viessmann Group
Viessmann cogénération
▪ Gamme complète de 4,9 à 530 kWél
▪ Moteurs industriels Toyota & MAN
▪ Plus de 4.000 installations opérationnelles
▪ Pionnier dans la réduction des émissions
< 100 mg/Nm³ NOX @ 5% O2
▪ Fournisseur complet
(chaudières, PAC, régulation cascade, tampons,
pilotage)
▪ Support complet pour chaque projet
dimensionnement et intégration,
calculs de rentabilité,
formations
contrats d’entretien
entretien,
certificats verts
Jour de rencontre - 14/06/2018HreA

© Viessmann Group
Jour de rencontre - 14/06/2018
CPAS Spartacus (site Huart) à Courcelles
HreA
Maison de repos et de soins
Rue Baudouin Ier 121
6180 Courcelles
- 102 lits dont 62 MRS
- Complexe de 69 maisonnettes
- Cité 3ème âge
- Centre d'Accueil
Rénovation complète de la chaufferie en
2015 par soumission publique

© Viessmann Group
L’exécution
HreA
2 chaudières à gaz à condensation 460 kW
2 ballons tampon de 3.000 litres (6.000 l en totale)
1 cogénération de 70 kW électrique
Technologie: moteur à combustion
interne
Avec catalyseur CO et NOX
117 kW thermique
n,el : 34% / n,tot : 91%
(avec condenseur n,tot : 99%)

© Viessmann Group
Le résultat
Warmte-krachtkoppeling - cogénération
HreA
Investissement total : 300.000 EUR
Investissement cogénération : 121.000 EUR
Date de mise en service : 17/06/2016
Heures de fonctionnement actuelles : 11728 h
Donc environ 6.000 heures par an
Bénéfices annuelles : 28.000 EUR
(dont certificats verts 11.000 EUR)
Retour investissement : 4,3 ans
Bénéfices CO2 annuelles : 205 tonnes

Johan Callens
General Manager
CallensVyncke
Industrielaan 21
8790 Waregem
0497 051 631
jca@callensvyncke.com
jca@vyncke.com

ROOST | LUXEMBOURG
Réduction des émissions
de C02 de 55.300 t/a

Intégration d’une cogénération de
800 kW chez UCB à Braine-l’Alleud
Sébastien Farinotti
CEO Vanparijs Engineers
Vanparijs Engineers – Bleyveldstraat 9 – 3320 Hoegaarden
Tél. +32 16 768040 – info@vanparijs-e.be – www.vanparijs-engineers.be

2
Notre société
– ° en 1994 à Hoegaarden
– Filiale d’EDF Luminus depuis mai 2016
Notre équipe
– 35 personnes
– Ingénieurs et profils technique
Notre mission
– Développer des solutions énergétiques fiables,
durables et de haute qualité
– Dans 2 domaines: Production décentralisée
(cogénération), Alimentation sans interruption (no-
break)
Nos clients
– Industrie pharmaceutique, chimique, alimentaire,
haute technologie
– Datacenters
– Centres hospitaliers
– Services publics

Nos services en quelques mots
INGENIERIE
Services d’ingénierie
du premier concept
jusqu’à la reception
finale: audit – faisabilité
– projet – analyse
économique - suivi de
chantier - réception
CONSTRUCTION
Gestion et réalisation
de projets de A à Z: de
manière ‘clefs en main’
ou au nom du client en
tant que maître
d’oeuvre délégué
(MOD)
MAINTENANCE
Entretien complet des
installations
techniques, avec
garanties et selon les
besoins du client
>500 MWe conçu >90 MWe construit >60 MWe en
maintenance aujourd’hui
Alimentation sans interruption :
Systèmes ASI et location ASI mobile
Production décentralisée d’énergie :
Cogénération (moteurs gaz, turbines à vapeur et gaz, moteurs biogaz)

4
Le défi de UCB :
Atteindre la neutralité carbone
pour 2030
Notre réponse :
Intégration d’une
cogénération de 800kW

Intégration d’une cogénération
5
 Développement d’un projet de cogénération ensemble avec
UCB
– Etude de la faisabilité
– Dimensionnement du système le plus rentable
– Assistance avec permis & certificats
 Intégration d’une cogénération de 800 kWe qui permet de
– Réaliser des économies d’énergie primaire substantielles
– Valoriser directement la chaleur libérée lors de la production
d’électricité (même chaleur BT)
– Optimaliser la consommation d’énergie (stockage thermique,
pompe à chaleur)
– Participer à l’équilibre du réseau électrique
 Etape prochaine: maintenance avec une garantie des
performances

6
Moteur
Puissanc
e
électrique
800 kW
Investissemen
t par UCB
>1 M€
Rendemen
t total
>90%
Auto-
consommation
de l’électricité
Chaleur
utilisée
pour le
bâtiment
T1
Economies
de CO2 :
38% par
rapport à la
production
séparée
12000
0
arbres
5 Mio
km en
auto
120
familles
854
Tonnes
CO2
F
A
C
T
S
&
F
I
G
U
R
E
S
Puissanc
e
thermique
1020 kW
75% de la
consommation
du bâtiment
11% de la
consommation
du site
Durée de
vie 64000h
ou 10 ans

Thermotechnology | TT-INC/PRM | 11/09/2012
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1
Bosch Thermotechnology S.A.
Module de cogénération (CHP module) de 12 à 400 kWé
Michaël Bauraing Adrien Neukelmance
0475 222 710 0492 15 05 12
mb@buderus.be adrien.neukelmance@buderus.be
PERWEZ – MAISON DE REPOS TREMOUROUX - CPAS

2
Résidentiel Tertiaire Industrie
(maisons, immeubles,…) (MRS, sport, piscine,…) (fabrication, process,..)
“Expert en systèmes”
Bosch Thermotechnology S.A.

3
Maison de repos TREMOUROUX – PERWEZ
Présentation de la résidence :
• Maison de repos et de soins du CPAS à Perwez – construction 2012 – 6.000 m²
• 104 lits pour les résidents
• Différents services : laverie, blanchisserie, cuisine CPAS

4
Module cogen CHP CE 70 NA - Pé = 70 kWé - Pth = 109 kWth
Moteur gaz naturel - Mise en service : 2012
+ 2 Chaudières condensation gaz de 185 kW

5
Résultats consommation chauffage – production cogen :
- Chauffage :
- Compteur consommation gaz annuelle
- 135.000 m³ / an (2012)
- 167.000 m³ sur 18 mois
- Cogénération sur 18 mois (juin 2012) :
- Nombre heures fonctionnement
- 5.350 heures
- compteur consommation gaz cogé
- 123.751 m³, soit 1.237.510 kWh
- compteur production chaleur
- Qc = 582.430 kWh th (35%)
- compteur production électrique
- Qé = 343.418 kWh é (50%)
- Consommation = 325.000 kWh/an

6
Service (entretien) / Télégestion : MEC Remote
www.bosch-industrial.com/fr/www.buderus.be

FRANK STEENHAUT
Account Manager Biogaz
fsteenhaut@eneria.be
2016 Eneria presentation1www.eneria.be

ENERIA IN BELGIUM: KEY FIGURES
14/6/20182
€37,6M
Turnover
(end 2017)
72,2
MW gas engines under
service (CAT + MWM)
(end 2017)
242
Sold Equipment
(end 2017)
+500
Maintenance Contracts
(end 2017)
Izegem
Liège
Overijse
Luxembourg
Antwerpen

14/6/20183
DIESEL & UPS GAS & BIOGAS MARINE RENEWABLESOIL & GASINDUSTRY & RAIL
SERVICE & MAINTENANCESPARE PARTS ENGINEERING & INNOVATION
OUR RANGE OF SOLUTIONS AND SERVICES

14/6/20184
GAS - BIOGAS
PRODUCING MORE AND WITH GREATER
EFFICIENCY
BIOGAZ DU HAUT GEER

BIOGAZ DU HAUT GEER
PROJET DE BIOMETHANISATION AGRICOLE
COGENERATION AU BIOGAZ
MOTEUR CG132-12 – 600 EKW (MOTEUR 3)
RENDEMENT ELECTRIQUE : 42,6%
MISE EN SERVICE: 2016
PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ VERTE : 8500 H/AN
RECUPÉRATION DE LA CHALEUR POUR:
Chauffage du digesteur
Séchage de briquettes de bois
14/6/20185

NOS SOLUTIONS DE
COGÉNÉRATION
POUR LA RÉGION
WALLONNE
15 juin 2018

Notre ancrage territorial nous
permet de délivrer un service
de proximité à nos clients,
quelle que soit leur localisation
en Belgique.
UNE PRÉSENCE
PARTOUT EN BELGIQUE
2
> 2 000
23
Bruxelles
Malines
Herstal
Nos prestations de services :
 Etude
 Conception de projet
 Construction d’installations
 Gestion & maintenance
 Financement
15/06/2018

ENGIE Cofely propose des solutions « poly-énergie »
Production de chaleur
& d’électricité
Différents combustibles
Biogaz
Biomethane
LNG
Gaz naturel
Huile végétale
Syngaz
H2
Chaleur fatale
≠ scénarios d’utilisations
Sur site:
Autoconsommation des
énergies:
• Electrique
• Thermique
Externalisation:
Vente des énergies à
des tiers:
• Electrique
• Thermique (vi RDC)
Mixte

Objectif pour la Wallonie: Couvrir les communes non
raccordé au gaz naturel (zones blanches)
4
Cuve cryogénique
-160°c
Vaporisateur
atmosphérique
LN
G
Chaudière
Odorisation
& détente
Cogénération
Electricité
ChaleurNPV - gains indirects inclus 1.008.839
Rentabilité attendue 5,00%
IRR 19,9%
ROI 6 années
15/06/2018

Cogénération au Biométhane
5
Mouscron
Site de production
Welkenraedt
Leuze-en-Hainaut
La synthèse pour nos clients par rapport à une cogénération gaz naturel:
 -88% d’émissions de CO2
 Un prix fixe sur le gaz naturel sur 5 ans
 Pas d’impact économique
15/06/2018

15/06/2018 6
Contact
Michael Guerlus
ENGIE Cofely
Business Development Manager
Boulevard du Roi Albert II 30 - WTC 1,
boîte 28 - 1000 Brussels
mob. +32 476 40 96 28
E-mail. michael.guerlus@engie.com

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