Outil d'aide à la décision en efficacité énergétique des bâtiments du secteur tertiaire. Réalisé par Architecture et Climat, Faculté d'architecture, d'ingénierie architecturale, d'urbanisme (LOCI), site de Louvain-la-Neuve, Université catholique de Louvain, Belgique avec le soutien de la Wallonie.
Outil d'aide à la décision en efficacité énergétique des bâtiments du secteur tertiaire. Réalisé par Architecture et Climat, Faculté d'architecture, d'ingénierie architecturale, d'urbanisme (LOCI), site de Louvain-la-Neuve, Université catholique de Louvain, Belgique avec le soutien de la Wallonie.
En janvier 2024, la Wallonie a franchi une étape décisive dans sa transition énergétique avec l’inauguration du premier réseau de chauffage urbain de grande ampleur à Herstal. Ce projet, fruit d’une décennie de planification et d’investissements, incarne l’ambition régionale de décarboner le secteur du chauffage tout en valorisant les ressources locales. Retour sur une réalisation qui pourrait inspirer de nombreuses autres communes wallonnes.
Les travaux de construction ont débuté en 2021 après la publication d’un marché public divisé en quatre lots : l’unité de récupération de chaleur sur l’incinérateur, l’unité de distribution avec chaufferie d’appoint au gaz, le réseau de canalisations enterrées, et les sous-stations dans les bâtiments raccordés. La première phase du réseau a été mise en service commercial en décembre 2023, avec une inauguration officielle en janvier 2024 en présence du ministre-président wallon Elio Di Rupo et du ministre de l’Énergie Philippe Henry. Cette phase initiale a nécessité un investissement de 17,7 millions d’euros, financé à hauteur de 89 % par la Région wallonne et les fonds européens FEDER. Le réseau s’étend sur 4,5 kilomètres et dessert une quinzaine de bâtiments publics et privés du centre de Herstal, notamment l’administration communale, le hall omnisports Michel Daerden, la piscine communale, l’Institut Provincial d’Enseignement Secondaire (IPES), le musée de Herstal, ainsi que des bâtiments du parc d’activités économiques des ACEC.
Le tableau suivant présente les caractéristiques techniques principales du réseau de Herstal.
Caractéristique
Valeur
Mise en service
Décembre 2023
Longueur du réseau (Phase 1)
4,5 km
Investissement Phase 1
17,7 M€ (89% subventionnés)
Source principale
Incinérateur Intradel-Uvelia (1 000 t déchets/jour)
Source d’appoint
Chaudière gaz naturel
Bâtiments raccordés Phase 1
15 bâtiments publics et privés
Capacité à terme
200 GWh/an
Potentiel de desserte
20 000 ménages
Réduction CO2 annuelle
38 000 tonnes
Un modèle d’économie circulaire territoriale
Le réseau de chaleur de Herstal illustre parfaitement le concept d’économie circulaire appliqué à l’énergie. La chaleur produite par l’incinération des déchets, qui était auparavant dissipée dans l’atmosphère, est désormais récupérée et valorisée pour chauffer des bâtiments. L’incinérateur Uvelia fournit ainsi au réseau une énergie renouvelable et locale, réduisant la dépendance aux combustibles fossiles importés. Selon les données d’Intradel, l’usine a fourni 225 468 MWh au réseau électrique en une année, soit l’équivalent de la consommation de 51 000 ménages. Le système fonctionne en circuit fermé : l’eau est chauffée par la récupération de chaleur sur l’incinérateur, puis circule dans des canalisations préisolées enterrées jusqu’aux bâtiments raccordés. Dans chaque bâtiment, une sous-station équipée d’un échangeur de chaleur eau-eau transfère l’énergie thermique du réseau primaire vers le circuit de chauffage interne du bâtiment, sans que les fluides ne se mélangent. Cette configuration présente un avantage majeur pour les usagers : ils n’ont plus besoin d’installer ou d’entretenir une chaudière, ni de se conformer aux normes incendie et d’évacuation des fumées. Le contrat “tout en un” proposé par HEVE inclut la fourniture d’énergie, le raccordement, l’installation de la sous-station, son entretien et les relevés de compteurs.
Des extensions déjà en cours et des ambitions métropolitaines
Le succès de la première phase a rapidement conduit à la planification d’extensions. Dès 2024, le réseau a été étendu vers l’écoquartier Rives Ardentes à Coronmeuse, un projet immobilier ambitieux qui prévoit la construction de 1 300 logements, bureaux et commerces sur l’ancien site de la foire de Liège. Cette extension, financée par HEVE dans le cadre de son contrat d’exploitation de 20 ans, marque le début d’une dynamique métropolitaine qui pourrait s’étendre bien au-delà des frontières communales de Herstal. Selon Jean-Louis Lefèbvre, bourgmestre faisant fonction de Herstal, “ce chauffage urbain est herstalien, mais il sera profitable au tout Liège”. Une étude de faisabilité réalisée en 2013 a d’ailleurs identifié un potentiel de développement s’étendant jusqu’au site du Val-Benoît à Liège, ouvrant la perspective d’un véritable réseau de chaleur métropolitain. D’autres extensions sont également à l’étude, notamment vers la FN Herstal et d’autres quartiers de Liège ou de Chertal . À terme, le réseau devrait produire 200 GWh de chaleur par an et desservir l’équivalent de 20 000 ménages, permettant d’éviter l’émission de 38 000 tonnes de CO2 dans l’atmosphère chaque année. Ces chiffres placent le projet de Herstal parmi les plus ambitieux de Wallonie et en font un modèle potentiel pour d’autres agglomérations.
Un modèle de partenariat public-privé à reproduire
Le montage financier et organisationnel du projet de Herstal mérite une attention particulière, car il offre des pistes concrètes pour surmonter les obstacles habituels au développement des réseaux de chaleur. Le modèle repose sur un partenariat public-privé équilibré : la phase initiale a été largement subventionnée par les pouvoirs publics (89 % de financement public), tandis que les extensions futures sont à la charge de l’opérateur privé HEVE, filiale du groupe français Coriance. Ce montage présente plusieurs avantages.
D’une part, il permet de mobiliser des fonds publics et européens pour franchir l’étape la plus risquée et la plus coûteuse : la construction de l’infrastructure de base.
D’autre part, il transfère à un opérateur privé expérimenté la responsabilité de l’exploitation et du développement sur le long terme, garantissant une gestion professionnelle et une extension progressive du réseau en fonction de la demande.
Le contrat d’exploitation de 20 ans offre une visibilité suffisante pour amortir les investissements et planifier les extensions.Pour les usagers, le modèle économique se traduit par une tarification compétitive et stable. Comme le souligne Elio Di Rupo, ministre-président wallon de l’époque, le réseau de chaleur permet de proposer “une énergie durable à un tarif préférentiel”, loin des “prix du gaz qui font le yoyo”. Cette stabilité tarifaire est un atout majeur dans un contexte de forte volatilité des prix de l’énergie.
Complémentarité avec les autres réseaux d’énergie
Un aspect souvent méconnu des réseaux de chaleur est leur complémentarité avec les infrastructures énergétiques existantes. À Herstal, le réseau de chauffage urbain ne vise pas à remplacer systématiquement les réseaux de gaz ou d’électricité, mais à offrir une solution optimale pour certains types de bâtiments et de zones urbaines. Le réseau de chaleur est particulièrement adapté aux grands bâtiments avec chaufferie centrale (immeubles d’appartements, bureaux, centres commerciaux), aux équipements publics (écoles, piscines, halls sportifs, bâtiments administratifs), aux process industriels, ainsi qu’aux projets immobiliers neufs ou en rénovation. En revanche, il n’est pas économiquement et techniquement viable de raccorder chaque petit bâtiment à faible consommation, comme les maisons individuelles dispersées. Cette approche pragmatique a été illustrée lors de la réhabilitation de la friche industrielle des ACEC. Le site n’étant pas équipé en réseau public de gaz, les partenaires du projet, dont la Société de Promotion de l’Industrie (SPI), ont choisi de ne pas utiliser les subsides d’équipement des parcs d’activités économiques pour installer le réseau de gaz, mais de privilégier uniquement le réseau de chaleur urbain. Cette décision stratégique a permis de créer une véritable dynamique circulaire et d’augmenter l’attractivité globale du site en le positionnant comme un pôle d’activités économiques durable et innovant.
Leçons et perspectives pour la Wallonie
Le succès du réseau de chaleur de Herstal offre plusieurs enseignements précieux pour le développement de projets similaires en Wallonie.
Premièrement, l’importance de la planification à long terme : le projet a nécessité près de dix ans entre les premières études de faisabilité et la mise en service, mais cette patience a permis de construire un montage solide et pérenne.
Deuxièmement, le rôle crucial du financement public pour amorcer les projets : sans les 89 % de subventions de la première phase, le projet n’aurait probablement jamais vu le jour.
Troisièmement, la nécessité d’une vision territoriale dépassant les frontières communales : le potentiel d’extension vers Liège et les communes voisines est un facteur clé de viabilité économique.
La transition énergétique impose une refonte profonde de nos modes de consommation. Le chauffage des bâtiments, qui représente une part significative de la demande énergétique en Europe, est au premier plan de cette transformation. Dans ce contexte, les réseaux de chaleur, ou chauffage urbain, émergent comme une solution collective et durable pour remplacer les énergies fossiles. En mutualisant la production de chaleur à l’échelle d’un quartier ou d’une ville, ils permettent de valoriser des sources d’énergie renouvelable et de récupération qui seraient autrement inaccessibles. Le Danemark fait figure de pionnier en la matière. Suite à un webinaire récent où une étude de cas sur ce pays a été présentée, nous avons décidé d’analyser en profondeur ce modèle pour en tirer des enseignements pertinents pour la Wallonie.
La réussite danoise : une stratégie planifiée sur le long terme
Dès les années 1980, le gouvernement danois a mis en place une planification thermique nationale, divisant le pays en zones. Les zones urbaines denses ont été désignées comme des zones de chauffage urbain obligatoire, les zones moins denses ont été allouées au gaz naturel, et les zones rurales aux solutions individuelles. Cette approche a permis de rationaliser les investissements, de garantir une charge de base suffisante pour les réseaux et d’accélérer leur déploiement de manière coordonnée.
Un cadre réglementaire incitatif et progressif
La planification s’est accompagnée d’une série de réglementations visant à sortir progressivement des énergies fossiles. L’installation de chaudières au fioul a été interdite dans les nouveaux bâtiments dès 2013, puis dans les bâtiments existants en 2016. Le gouvernement a fixé des dates butoirs claires pour l’élimination complète du fioul (2035-2040) et du gaz (2045-2050), offrant une visibilité à long terme pour tous les acteurs du marché.
Un modèle de gouvernance unique : le non-profit au service des usagers
La quasi-totalité des compagnies de chauffage urbain au Danemark sont des coopératives sans but lucratif, appartenant à leurs consommateurs, ou des entreprises municipales. Ce modèle de gouvernance garantit que les prix sont basés sur les coûts réels de production et de maintenance, sans marge bénéficiaire. Il assure également une grande transparence et une forte acceptabilité sociale, les usagers étant directement impliqués dans la gestion de leur service de chauffage. Ce système facilite l’accès à des financements avantageux, les prêteurs considérant ces infrastructures comme des investissements sûrs et stables.
Un mix énergétique en pleine transition
L’un des grands atouts des réseaux de chaleur est leur capacité à intégrer une grande diversité de sources d’énergie. Le Danemark vise un mix de chauffage urbain 100 % renouvelable d’ici 2030. En 2024, cette part atteignait déjà 76,9 %. Le mix énergétique danois actuel pour le chauffage urbain est principalement composé de biomasse, d’incinération de déchets, de pompes à chaleur à grande échelle et de chaleur fatale industrielle.
Cependant, l’expérience danoise offre un point de vigilance crucial : la controverse de la biomasse. Bien que comptabilisée comme renouvelable, l’utilisation massive de biomasse, en partie importée, soulève des questions légitimes sur son bilan carbone réel et son impact sur la biodiversité.
C’est une leçon essentielle pour la Wallonie : la biomasse doit être utilisée avec parcimonie et provenir de sources locales et durables. La véritable révolution en cours est l’électrification du chauffage via des pompes à chaleur à très grande échelle, souvent couplées à des sources de chaleur locales comme la mer (comme à Esbjerg), les eaux usées ou la chaleur des data centers. Ces technologies, combinées à d’immenses installations de stockage thermique, permettent de découpler la production de la consommation et d’offrir une flexibilité précieuse au réseau électrique, en stockant la chaleur produite lorsque l’électricité (souvent éolienne) est abondante et bon marché.
De Copenhague à Charleroi : quelles leçons pour la Wallonie ?
66 % des ménages selon les données officielles du Danish Board of District Heating (DBDH), l’organisation représentant le secteur du chauffage urbain au Danemark
~0,5 % des besoins en chaleur
Gouvernance
Majoritairement non-profit (coopératives)
Principalement privée ou projets publics
Cadre politique
Planification nationale et objectifs clairs depuis 1980
Cadre émergent (Arrêté de 2022), pas d’objectifs chiffrés
Source principale
Mix diversifié (biomasse, déchets, PAC)
Biomasse (85 % des réseaux existants)
Coût de l’infrastructure
~1 million €/km
~1 million €/km
Les principaux freins identifiés en Wallonie sont le coût élevé de l’infrastructure, l’absence d’un cadre légal et financier suffisamment stable et incitatif, et le manque d’objectifs politiques clairs qui permettraient de mobiliser les acteurs sur le long terme.
Une feuille de route pour développer les réseaux de chaleur wallons
S’inspirer du Danemark ne signifie pas copier-coller, mais adapter les principes de succès au contexte wallon. Voici une proposition de feuille de route.
1. Adopter une vision politique et une planification ambitieuse : La Wallonie doit se doter d’objectifs chiffrés pour le développement des réseaux de chaleur et mettre en place une véritable planification territoriale, en identifiant les zones à forte densité thermique et les gisements de chaleur fatale (estimés à 2 400 GWh) comme zones prioritaires.
2. Promouvoir le modèle coopératif et public : Pour garantir des prix justes et l’adhésion des citoyens, il est essentiel de soutenir la création de coopératives citoyennes et de régies communales de l’énergie, à l’instar du projet pionnier de Malempré.
3. Mettre en place un cadre de financement adapté : Le coût initial étant le principal obstacle, les pouvoirs publics doivent jouer un rôle de facilitateur en offrant des garanties pour des prêts à long terme et à faible taux d’intérêt, et en mobilisant les fonds européens disponibles.
4. Prioriser les sources de chaleur locales et durables : La Wallonie doit capitaliser sur son immense gisement de chaleur industrielle fatale. Des projets comme celui d’Herstal, qui valorise la chaleur de l’incinérateur, doivent être multipliés. La géothermie, l’aquathermie et les grandes pompes à chaleur doivent être privilégiées, en limitant la biomasse à un rôle d’appoint.
Conclusion
Le Danemark démontre que le chauffage urbain est l’une des solutions les plus efficaces pour décarboner le chauffage à grande échelle. Si le chemin est encore long pour la Wallonie, le potentiel est immense et les facteurs de succès sont connus : une vision politique forte, une planification rigoureuse, un modèle de gouvernance au service des citoyens et une diversification des sources d’énergie renouvelable. En s’inspirant des meilleures pratiques danoises tout en évitant certains de leurs écueils, comme la dépendance à la biomasse, la Wallonie peut faire des réseaux de chaleur une des artères principales de sa transition énergétique.
Le récent « tableau de bord de la mobilité 2024 » publié par le SPW Mobilité & Infrastructures dresse un portrait détaillé des tendances actuelles en matière de transport en Wallonie. Ce document de référence met en lumière des évolutions significatives qui interpellent directement les gestionnaires d’énergie et de bâtiments du secteur tertiaire, des communes aux organismes publics. Entre la mutation du parc automobile, les objectifs climatiques ambitieux et le rôle croissant des entreprises, un nouveau paradigme de la mobilité se dessine.
État des lieux de la mobilité en Wallonie
L’analyse globale de la mobilité wallonne révèle une dynamique complexe, marquée par la prédominance historique de la voiture individuelle mais aussi par l’émergence de nouvelles pratiques plus durables. Les déplacements domicile-travail restent un enjeu majeur, tout comme l’impact environnemental du transport de marchandises.
Le parc automobile wallon en pleine mutation
Le parc de véhicules particuliers en Wallonie connaît une transformation profonde, bien que progressive. Si le nombre total de voitures a légèrement augmenté entre 2017 et 2023, passant de 1,77 à 1,83 million, c’est surtout la composition de ce parc qui évolue.
Évolution de la composition du parc de véhicules particuliers en Wallonie entre 2017 et 2023, et objectifs fixés par le PACE 2030. Source: Tableau de bord de la mobilité 2024, SPW
Comme l’illustre ce tableau, la part du diesel s’est effondrée en six ans, passant de 57,4% à 40,6% du parc, tandis que l’essence est devenue majoritaire (55,8%). Plus significatif encore pour l’avenir, la part des véhicules électrifiés (100% électriques – BEV, et hybrides rechargeables – PHEV) a été multipliée par 10, passant de 0,2% à 2,8% du parc total. Nous restons cependant loin des objectifs ambitieux du Plan Air Climat Énergie (PACE) 2030, qui vise 25% de BEV et 10% de PHEV. Cette tendance est confirmée par l’analyse des nouvelles immatriculations.
Évolution des immatriculations de voitures neuves par type de motorisation (2017-2023). On observe un effondrement du marché du neuf et une progression des véhicules électrifiés. Source: Tableau de bord de la mobilité 2024, SPWÉvolution des immatriculations de voitures d’occasion par type de motorisation (2017-2023). Le marché de l’occasion reste relativement stable dans le temps. Source: Tableau de bord de la mobilité 2024, SPW
On observe un effondrement des immatriculations de voitures diesel neuves, tandis que les motorisations BEV et PHEV représentaient 18,5% des ventes de voitures neuves en 2023. Le marché de l’occasion, quant à lui, reste dominé par les motorisations thermiques traditionnelles, ce qui ralentit le verdissement global du parc.
Enjeux environnementaux et objectifs climatiques
Le secteur des transports est un contributeur majeur aux émissions de gaz à effet de serre (GES). Le rapport nous offre une vision claire de l’évolution de ces émissions depuis 1990.
Évolution des émissions de CO2 équivalent du transport en Wallonie (1990-2022). Après une hausse jusqu’en 2010, les émissions diminuent progressivement. Source: Tableau de bord de la mobilité 2024, SPWRépartition détaillée des émissions de CO2 équivalent du transport par catégorie (1990-2022). Les déplacements de personnes représentent 61% des émissions en 2022. Source: Tableau de bord de la mobilité 2024, SPW
En 2022, le transport de personnes représentait 61% des émissions du secteur, contre 39% pour les marchandises. Bien que les émissions totales du transport aient diminué de 13% par rapport à 2005, le Gouvernement Wallon estime qu’une réduction supplémentaire de plus de 34% est nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques. Cet effort colossal ne pourra se faire sans une implication forte de tous les acteurs, et notamment des entreprises.
Focus sur le secteur tertiaire et les entreprises : un rôle clé à jouer
Pour les gestionnaires de bâtiments, d’énergie et de flottes au sein des communes, CPAS, organismes publics et entreprises, ces constats généraux appellent à des actions concrètes. Le secteur tertiaire est un levier fondamental pour accélérer la transition vers une mobilité durable.
Vision d’une ville intégrant la mobilité durable pour les entreprises : bâtiments à toiture verte, bornes de recharge pour véhicules électriques, parkings vélos sécurisés et transports en commun modernes. Illustration générée par intelligence artificielle.
Les flottes professionnelles, moteur du changement
Les entreprises et organismes publics gèrent une part importante du parc de véhicules. La transition de ces flottes est donc un enjeu stratégique. Le rapport met en évidence la situation du parc de poids-lourds, encore très dépendant du diesel.
Composition du parc de poids-lourds en Wallonie en 2023. Le diesel représente encore 85,76% du parc. Source: Tableau de bord de la mobilité 2024, SPW
Avec 85,76% de motorisations diesel en 2023, le potentiel de verdissement est immense. La Vision FAST 2030 et les réglementations européennes poussent à une électrification et à l’usage de carburants alternatifs comme le gaz naturel. Pour les flottes de véhicules de société plus légers, l’électrification est déjà une réalité économique et écologique de plus en plus tangible.
Du plan de mobilité à la gestion intégrée du bâtiment
Pour un gestionnaire, la mobilité ne se limite plus à la gestion d’une flotte. Elle s’intègre dans une vision globale du bâtiment et de ses services. Voici les principaux leviers d’action : • Infrastructures de recharge : l’installation de bornes de recharge pour véhicules électriques est devenue incontournable. Elle répond non seulement aux besoins des employés et des visiteurs, mais s’intègre aussi dans la gestion énergétique du bâtiment. La consommation de ces bornes doit être monitorée et, idéalement, couplée à une production d’énergie renouvelable locale (panneaux photovoltaïques). • Mobilité douce : encourager l’usage du vélo passe par des infrastructures de qualité : parkings vélos sécurisés et abrités, vestiaires, douches, et casiers. Ces aménagements valorisent le bâtiment et contribuent au bien-être des occupants. • Optimisation des déplacements : le plan de mobilité d’entreprise, obligatoire pour les entités de plus de 100 travailleurs, est l’outil central pour objectiver les pratiques et mettre en place des solutions : promotion du covoiturage, indemnités vélo, facilitation de l’accès aux transports en commun, et surtout, organisation du télétravail qui réduit structurellement les besoins en déplacement.
Infographie présentant les différents leviers de mobilité durable en entreprise : véhicule électrique en recharge, vélo en parking sécurisé, télétravail et covoiturage. Illustration générée par intelligence artificielle.
Conclusion : Le gestionnaire au cœur de la transition
Le tableau de bord de la mobilité 2024 le confirme : la transition est en marche, mais elle doit s’accélérer. Pour les gestionnaires du secteur tertiaire, la mobilité n’est plus un sujet annexe. C’est une composante essentielle de la performance énergétique, de la stratégie bas-carbone et de l’attractivité de leurs bâtiments. En investissant dans les bonnes infrastructures et en pilotant des plans de mobilité ambitieux, ils deviennent des acteurs centraux de la Wallonie de demain, une Wallonie moins dépendante des énergies fossiles.
Les inscriptions à la formation certifiante de Responsable Énergie cycle 2025-2026 sont officiellement ouvertes ! La date limite d’inscription est fixée au 4 décembre 2025 en fin de journée. Les candidats sélectionnés seront informés immédiatement le 5 décembre 2025.
Attention : le nombre de places est limité à 60 participants maximum. Pour vous inscrire et télécharger la brochure officielle, rendez-vous sur le Portail Énergie du Service Public de Wallonie.
Cette formation s’adresse à toute personne en charge — ou appelée à le devenir — de la gestion énergétique d’un parc de bâtiments tertiaires publics ou privés en Wallonie.
Objectif de la formation
Organisée depuis 2003, la formation Responsables Énergie vise à renforcer les compétences des gestionnaires de bâtiments pour améliorer la performance énergétique et répondre aux objectifs climatiques ambitieux de 2030, 2040 et 2050.
Le programme aborde :
la gestion énergétique quotidienne des bâtiments,
la planification à long terme des rénovations,
la stratégie immobilière durable,
et la mise en conformité réglementaire.
Le contenu est actualisé à chaque cycle pour intégrer les nouvelles politiques et outils disponibles en Wallonie.
En résumé
Organisation : SPW – Direction des Bâtiments durables
Opérateur : ICEDD asbl
Public cible : gestionnaires de bâtiments tertiaires publics ou privés en Wallonie
Nombre de participants : maximum 60
Durée : 14 journées de formation (entre décembre et avril)
Démarrage : jeudi 11 décembre 2025, à Namur
Format : 50 % en présentiel (Namur) / 50 % à distance
Évaluations : épreuves certificatives en juin 2026
Clôture des inscriptions : jeudi 4 décembre 2025
Coût de participation : 950 € (lunch compris – pas de chèque formation)
Modules optionnels : 13 demi-journées pratiques à 40 € par module
Aucun diplôme n’est requis, mais un intérêt marqué pour la gestion énergétique est indispensable.
Introduction : un outil au cœur de la décarbonation
La transition énergétique impose une refonte profonde de nos modes de consommation, et le chauffage des bâtiments, qui représente une part significative de la demande énergétique, est au premier plan de cette transformation.
Dans ce contexte, les réseaux de chaleur, ou chauffage urbain, émergent comme une solution collective et durable pour remplacer les énergies fossiles. En mutualisant la production de chaleur à l’échelle d’un quartier ou d’une ville, ils permettent de valoriser des sources d’énergie renouvelable et de récupération (biomasse, géothermie, chaleur fatale industrielle) qui seraient autrement inaccessibles à l’échelle individuelle. Un webinaire organisé en octobre 2025 par la fédération environnementale CANOPEA a permis de faire le point sur les enjeux, les défis et le potentiel de cette technologie, particulièrement en Wallonie.
Illustration d’une centrale de chauffage urbain moderne. Image générée par intelligence artificielle
Le réseau de chaleur, comment ça marche ?
Un réseau de chaleur est une infrastructure centralisée qui distribue de la chaleur à plusieurs bâtiments via un réseau de canalisations souterraines. On peut le décomposer en trois éléments principaux :
Une ou plusieurs unités de production de chaleur : Celles-ci peuvent utiliser diverses sources d’énergie. On y trouve généralement une source principale (chaleur fatale d’une industrie, chaudière biomasse, géothermie) et une chaufferie d’appoint, souvent au gaz, pour assurer la continuité de service lors des pics de demande ou des opérations de maintenance.
Un réseau de distribution primaire : Il s’agit d’un circuit fermé de canalisations isolées dans lequel circule un fluide caloporteur, le plus souvent de l’eau. Ce réseau transporte la chaleur de l’unité de production jusqu’aux bâtiments raccordés.
Des sous-stations d’échange : Installées dans chaque bâtiment, elles agissent comme une interface. Un échangeur de chaleur y transfère l’énergie du réseau primaire vers le réseau secondaire du bâtiment (le circuit de chauffage interne), sans que les fluides ne se mélangent. La technologie a fortement évolué, passant de réseaux de première génération utilisant de la vapeur à plus de 200°C à des réseaux de quatrième et cinquième génération fonctionnant à basse, voire très basse température (parfois moins de 20°C). Cette baisse des températures, facilite grandement l’intégration des énergies renouvelables et de récupération, et permet même des configurations bidirectionnelles pour fournir du froid en été.
Regards internationaux : les exemples inspirants du Danemark et de Vienne
Le Danemark, pionnier du chauffage urbain
Le Danemark fait figure de modèle en Europe, avec plus de 60 % de ses ménages raccordés au chauffage urbain. Cette situation est le fruit d’une planification énergétique volontariste initiée dès les années 1980 pour réduire la dépendance au pétrole. Le pays a été divisé en zones, privilégiant le chauffage urbain dans les grandes villes. Si cette stratégie a permis une forte pénétration des énergies renouvelables, il a également mis en lumière la controverse autour de la biomasse. Bien qu’officiellement comptabilisée comme renouvelable, son utilisation massive, en partie importée, pose des questions en termes d’émissions de CO2 et de biodiversité, un point de vigilance important pour les futurs projets wallons.
Vienne, une stratégie de sortie du gaz ambitieuse
La capitale autrichienne, avec ses deux millions d’habitants, a élaboré une stratégie visant à remplacer ses 500 000 chaudières à gaz. Alors que le réseau de chaleur existant couvre déjà 40 % des besoins, la ville mise sur une planification énergétique fine pour son extension. La stratégie repose sur un zonage précis : les zones denses seront raccordées au réseau centralisé, les zones périphériques à des réseaux locaux, et les zones moins denses à des solutions décentralisées comme les pompes à chaleur. Vienne intègre également des sources de chaleur variées (géothermie, chaleur fatale des data centers, aquathermie) et mise sur le stockage thermique pour optimiser son système énergétique. Cet exemple démontre l’importance d’une vision intégrée à l’échelle d’une métropole.
Vue aérienne illustrant l’infrastructure de chauffage urbain à Vienne. Image générée par intelligence artificielle
Quelle situation en Wallonie ?
Un potentiel immense mais sous-exploité
La Wallonie, à l’instar de ses voisins, dispose d’un potentiel de développement des réseaux de chaleur considérable. Selon une étude du Service Public de Wallonie, les réseaux de chaleur pourraient couvrir jusqu’à 44 % des besoins en énergie finale et 70 % des besoins de chaleur de la région. Le potentiel est particulièrement marqué dans le secteur résidentiel.
Secteur
Potentiel de substitution par réseau de chaleur
Résidentiel
84 %
Tertiaire
54 %
Industriel
29 %
Seuls 0,5 % de la chaleur est actuellement distribuée par des réseaux en Wallonie. On dénombrait 54 réseaux existants en 2020, majoritairement alimentés par la biomasse (85 %). Des projets emblématiques voient cependant le jour, comme le réseau coopératif de Malempré, celui du campus du Sart-Tilman, ou encore le premier réseau de grande ampleur inauguré à Herstal en 2024, qui valorise la chaleur fatale de l’incinérateur de déchets local.
Les défis du déploiement wallon
Le passage à l’échelle supérieure se heurte à plusieurs obstacles. Le premier est d’ordre financier : le coût d’infrastructure est très élevé, de l’ordre d’un million d’euros par kilomètre de conduite, avec des temps d’amortissement de plusieurs décennies. Ce modèle économique rend les projets difficiles à porter pour des acteurs privés seuls et souligne le rôle crucial des pouvoirs publics et des aides à l’investissement.Le cadre légal, bien qu’il se structure progressivement avec l’arrêté du gouvernement wallon de juillet 2022, reste un point d’attention. Il impose désormais des études de planification aux communes et aux porteurs de grands projets, mais des outils manquent encore pour faciliter sa mise en œuvre. De plus, la Wallonie ne s’est pas encore dotée d’objectifs chiffrés clairs pour le développement des réseaux de chaleur, ce qui freine la visibilité et la priorisation politique. Enfin, la viabilité d’un projet dépend de critères techniques stricts, notamment une densité de demande suffisante (supérieure à 1,5 MWh par mètre de canalisation par an) pour assurer la rentabilité et limiter les pertes thermiques.
Installation d’un réseau de chaleur dans une commune wallonne. Image générée par intelligence artificielle
Conclusion : de l’ambition à la concrétisation
Les réseaux de chaleur constituent sans conteste un outil puissant et indispensable pour atteindre les objectifs de décarbonation du chauffage en Wallonie. Le potentiel théorique est immense et les sources d’énergie renouvelable et de récupération sont disponibles sur le territoire. Les exemples internationaux et les projets pionniers en Wallonie démontrent la faisabilité et la pertinence de la technologie.Cependant, pour passer d’une phase d’expérimentation à un déploiement à grande échelle, des efforts coordonnés sont nécessaires.
Le renforcement du cadre légal, la mise en place de modèles de financement adaptés impliquant les pouvoirs publics, et une planification territoriale ambitieuse sont les clés pour lever les freins actuels. Il est essentiel de “commencer petit” mais de “voir grand”, en planifiant la croissance future des réseaux dès leur conception. La transformation de notre paysage énergétique est en marche, et les réseaux de chaleur sont appelés à en être l’une des artères principales.
Vous souhaitez renforcer vos compétences en gestion énergétique des bâtiments ? Les inscriptions à la formation de responsable énergie 2025-2026 sont ouvertes !
La transition énergétique représente l’un des plus grands défis de notre époque. Si l’attention a longtemps été portée sur l’impact environnemental des matériaux dans le cadre de la rénovation énergétique des bâtiments, un aspect tout aussi crucial mérite notre attention : la décarbonation de la chaleur. Comment chauffer nos bâtiments tout en réduisant drastiquement notre empreinte carbone ? Cette question, loin d’être anodine, se trouve au cœur des préoccupations des gestionnaires de bâtiments, des responsables communaux et des professionnels du secteur. Dans le précédent dossier thématique, l’accent avait été mis sur l’impact environnemental des matériaux dans le cadre de la rénovation énergétique. L’objectif était de développer des outils et un soutien aux professionnels afin de les aider et de les encourager à proposer et mettre en œuvre des solutions énergétiquement efficaces tout en portant attention à l’utilisation durable des ressources. L’enveloppe et ses composants ont été analysés à la loupe, mais qu’en est-il des systèmes, et en particulier des systèmes de chauffage et d’eau chaude sanitaire ? La stratégie de rénovation, en particulier dans le cas de bâtiments conséquents ou d’un parc immobilier important comme doivent le gérer les responsables communaux, s’établit par phase sur le long terme. En fonction des caractéristiques, besoins et moyens financiers, la rénovation commence généralement en phase 1 par la rénovation de la toiture, puis progressivement dans des phases successives par la rénovation des façades, le remplacement des châssis, etc. Plusieurs années peuvent s’écouler entre la première phase du chantier et la rénovation complète du bâtiment.Dans ce contexte évolutif, de nombreuses questions se posent concernant la gestion des besoins en chauffage :
Comment gérer les besoins en chauffage dans un bâtiment dont les performances énergétiques évoluent au fil du temps ?
Jusqu’à quel point est-il possible de garder la chaudière existante ?
Peut-on adapter la puissance (sans devoir remplacer la chaudière) en fonction des besoins en chaleur des occupants ?
La Région wallonne amorce résolument une sortie complète des énergies fossiles à l’horizon 2050 en planifiant des étapes successives de remplacement des chauffages au mazout. Dès lors, quelle technologie de remplacement choisir ? Si les besoins en chauffage sont limités, doit-on garder un système de chauffage centralisé, ne peut-on pas envisager un système local, adapté aux besoins des occupants ? Ou un système de chauffage lié à la ventilation des espaces ? Au niveau du système d’eau chaude sanitaire, est-il préférable de le coupler au système de chauffage ou le rendre indépendant ? Le mode de fonctionnement, principalement dans les bureaux de type tertiaire, a considérablement changé depuis la crise liée au COVID. Le télétravail s’est développé et l’occupation des bureaux varie fortement : comment chauffer un bâtiment avec ces nouvelles contraintes ? Peut-on compter à l’avenir sur les réseaux de chaleur en Wallonie ? Pour répondre à ces questions complexes et proposer des options concrètes au niveau des systèmes de chauffage dans des bâtiments dont les performances énergétiques évoluent, nous avons développé ce dossier complet sur la chaleur décarbonée. Ce dossier rassemble des articles techniques, des études de cas et des ressources pratiques pour guider les professionnels dans leurs choix et leurs mises en œuvre. De la pompe à chaleur haute température à l’hydrogène vert, en passant par la biométhanisation et les réseaux de chaleur au bois, nous explorons les différentes technologies disponibles, leurs avantages, leurs limites et leurs applications concrètes. Des retours d’expérience de projets réalisés en Wallonie viennent enrichir cette analyse et offrir des perspectives pratiques sur les défis et les opportunités de ces solutions.Ce dossier se veut une ressource complète pour tous ceux qui cherchent à décarboner la chaleur dans les bâtiments existants, en tenant compte des contraintes techniques, économiques et environnementales. Il s’adresse aux gestionnaires de bâtiments, aux bureaux d’études, aux architectes, aux installateurs et à tous les professionnels impliqués dans la transition énergétique du parc immobilier wallon. Nous vous invitons à découvrir les différents articles qui composent ce dossier, chacun apportant un éclairage spécifique sur une facette de cette problématique complexe mais passionnante qu’est la décarbonation de la chaleur.
Articles thématiques généraux
Décarboner la chaleur
Cet article fondamental pose les bases de la problématique de la décarbonation de la chaleur dans le contexte des bâtiments existants. Il explore les différentes stratégies disponibles pour réduire l’empreinte carbone des systèmes de chauffage, en tenant compte des contraintes techniques, économiques et environnementales. L’article aborde notamment la hiérarchie des actions à entreprendre, de la réduction des besoins énergétiques à l’utilisation de sources d’énergie renouvelables, en passant par l’optimisation des systèmes existants.La décarbonation de la chaleur représente un défi majeur dans la transition énergétique, particulièrement pour les bâtiments existants dont les performances évoluent au fil des rénovations. Cet article constitue une introduction essentielle pour comprendre les enjeux et les solutions disponibles.
Remplacer sa chaudière à l’ère de la décarbonation : choix technologiques et démarche méthodique
Le remplacement d’une chaudière représente un moment charnière dans la vie d’un bâtiment et une opportunité stratégique pour sa décarbonation. Cet article complet propose une approche méthodique pour guider les gestionnaires de bâtiments, les responsables techniques et les propriétaires dans cette transition énergétique cruciale.
L’article présente d’abord un panorama détaillé des technologies de chaleur décarbonée disponibles aujourd’hui (pompes à chaleur, chaudières biomasse, réseaux de chaleur, solutions hydrogène et hybrides, solaire thermique), avec leurs avantages, leurs limites et leurs domaines d’application. Il propose ensuite une analyse multicritères pour orienter le choix technologique en fonction des caractéristiques du bâtiment, du contexte local, des aspects économiques et du phasage de la rénovation.
La seconde partie aborde les aspects techniques du remplacement des chaudières, en mettant l’accent sur le surdimensionnement fréquent des installations existantes et la nécessité d’une réévaluation précise des besoins. Des exemples concrets illustrent les économies réalisables et les stratégies de rénovation globale, avec une attention particulière aux spécificités des installations de moyenne et grande puissance.
Entièrement restructuré et enrichi en 2025, cet article intègre les évolutions réglementaires récentes (interdiction progressive des chaudières fossiles), les données économiques actualisées sur les temps de retour sur investissement, et une mise en perspective des choix technologiques dans le contexte des objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050.
Les pompes à chaleur représentent une solution prometteuse pour la décarbonation du chauffage, mais leur application dans les bâtiments existants pose souvent des défis liés aux températures de fonctionnement. Cet article explore les technologies de pompes à chaleur haute température, capables de produire de l’eau de chauffage jusqu’à 65-70°C, voire au-delà. L’article analyse les différentes technologies disponibles (compression bi-étagée, injection de vapeur, etc.), leurs performances, leurs limites et leurs domaines d’application. Il aborde également les aspects économiques et environnementaux, offrant ainsi une vision complète de cette solution pour les bâtiments existants équipés d’émetteurs haute température.
Préparateur d’eau chaude sanitaire avec pompe à chaleur (mise à jour en 2025)
La production d’eau chaude sanitaire représente un enjeu majeur dans la décarbonation des bâtiments existants, constituant souvent 20 à 30% de la consommation énergétique totale. Cet article technique explore les différentes solutions de préparateurs d’eau chaude sanitaire utilisant la technologie des pompes à chaleur, une alternative efficace et décarbonée aux systèmes conventionnels.
L’article analyse en détail trois configurations principales : les chauffe-eau thermodynamiques (ou boilers thermodynamiques), les boosters de chaleur, et les systèmes à stockage en eau technique. Pour chaque solution, il présente les principes de fonctionnement, les spécificités techniques, les avantages et les limites, ainsi que les critères de dimensionnement et de sélection. Une attention particulière est portée aux aspects d’intégration dans les bâtiments existants et aux considérations de performance énergétique.
Entièrement mis à jour en 2025, cet article intègre les évolutions majeures survenues ces dernières années : amélioration significative des performances (COP +30-50%), transition vers des fluides frigorigènes naturels à faible impact environnemental (R290, R744), développement de la connectivité intelligente et des fonctionnalités de pilotage énergétique, et diversification des configurations hybrides. L’article présente également le cadre réglementaire actualisé (ErP, F-Gas) et repositionne ces technologies dans le contexte des stratégies de décarbonation des bâtiments, avec des recommandations pratiques pour guider les professionnels dans leurs choix selon les différents profils de besoins et contraintes d’installation.
L’un des défis majeurs lors de l’installation d’une pompe à chaleur est la gestion des nuisances sonores. Cet article technique aborde de manière approfondie la problématique du bruit généré par les pompes à chaleur, ses impacts et les solutions pour le minimiser.L’article présente les différentes sources de bruit (compresseur, ventilateur, vibrations), les méthodes de mesure et d’évaluation, ainsi que les stratégies d’atténuation, tant au niveau de la conception que de l’installation. Ces considérations sont essentielles pour garantir l’acceptabilité de cette solution de chauffage décarboné, particulièrement en milieu urbain ou dans des zones résidentielles denses.
Évaluer l’efficacité énergétique de la production d’eau chaude sanitaire
La production d’eau chaude sanitaire (ECS) représente une part significative de la consommation énergétique des bâtiments. Cet article technique propose une méthodologie complète pour évaluer l’efficacité énergétique des systèmes de production d’ECS, permettant ainsi d’identifier les potentiels d’amélioration et de réduction des émissions de CO2.L’article détaille les différents indicateurs de performance, les méthodes de mesure et d’analyse, ainsi que les critères de comparaison entre différentes solutions. Cette approche méthodique est essentielle pour prendre des décisions éclairées dans le cadre d’une stratégie de décarbonation de la chaleur.
Les échangeurs géothermiques (mise à jour en 2025)
La géothermie très basse énergie représente une solution prometteuse pour la décarbonation du chauffage et du refroidissement des bâtiments existants. Cet article technique approfondit les principes, technologies et applications des échangeurs géothermiques, qu’il s’agisse de systèmes fermés (sondes verticales, capteurs horizontaux, géostructures énergétiques) ou ouverts (doublets géothermiques).
L’article détaille les aspects techniques des différentes configurations, les méthodes de dimensionnement selon les normes actuelles, et présente un cadre réglementaire complet pour la Wallonie et la Région bruxelloise. Il aborde également les considérations pratiques liées à l’installation, à l’exploitation et à la maintenance de ces systèmes.
Entièrement mis à jour en 2025, cet article intègre les évolutions majeures survenues depuis sa rédaction initiale en 2014 : actualisation des données techniques, intégration des nouvelles normes européennes (EN 17522:2022), refonte complète du cadre réglementaire wallon et bruxellois, présentation des outils cartographiques récents (WalOnMap, BrugeoTool) et contextualisation dans les stratégies de décarbonation actuelles.
Les types de cellules photovoltaïques (mise à jour en 2025)
L’article sur les types de cellules photovoltaïques présente un panorama actualisé des technologies disponibles, particulièrement pertinent dans le cadre des stratégies de décarbonation de la chaleur. Les cellules monocristallines dominent désormais le marché avec une évolution technologique remarquable : les nouvelles architectures PERC (21-22% de rendement), TOPCon (22-23%) et HJT (23-24%) remplacent progressivement les technologies traditionnelles. Les technologies de troisième génération ouvrent des perspectives exceptionnelles avec les cellules tandem atteignant 34,6% de rendement en laboratoire et les pérovskites qui, malgré leurs défis de stabilité, annoncent une commercialisation imminente grâce aux améliorations récentes.
Dans le contexte de la décarbonation de la chaleur, ces avancées technologiques trouvent leur application optimale à travers le couplage avec les pompes à chaleur, créant des systèmes de chauffage à très faible empreinte carbone. Les systèmes PV-T (photovoltaïque-thermique) permettent une production simultanée d’électricité et de chaleur, optimisant l’utilisation de l’espace disponible, tandis que le développement de l’autoconsommation et des communautés énergétiques favorise l’intégration locale de ces technologies. Cette synergie entre production photovoltaïque et besoins thermiques s’inscrit parfaitement dans la stratégie wallonne de sortie des énergies fossiles à l’horizon 2050, offrant aux professionnels du secteur des solutions technologiques matures et performantes pour la transition énergétique des bâtiments existants.
La cogénération dans le contexte de la décarbonation de la chaleur
La cogénération, technologie permettant de produire simultanément chaleur et électricité à partir d’une même source d’énergie, constitue une solution stratégique dans la transition vers des systèmes de chauffage décarbonés. Cet article approfondi explore les multiples facettes de cette technologie, de ses principes fondamentaux à ses applications les plus innovantes, en mettant l’accent sur sa contribution à la réduction des émissions de CO₂ dans les bâtiments existants.
L’article présente d’abord les avantages intrinsèques de la cogénération en termes d’efficacité énergétique, avec une économie d’énergie primaire de 15 à 20% par rapport à la production séparée d’électricité et de chaleur. Il détaille ensuite les mécanismes de soutien économique actualisés, notamment l’évolution du système des certificats verts qui privilégie désormais les installations utilisant des sources d’énergie renouvelables (biogaz, biomasse, hydrogène vert).
Une attention particulière est portée aux micro-cogénérations, solutions particulièrement adaptées à l’échelle des bâtiments individuels ou des petits ensembles collectifs. L’article analyse les différentes technologies disponibles (moteurs à combustion interne, moteurs Stirling, micro-turbines, piles à combustible), leur complémentarité avec d’autres solutions comme les pompes à chaleur, et leur intégration dans les réseaux énergétiques intelligents et les communautés d’énergie.
Entièrement restructuré et enrichi en 2025, cet article intègre les évolutions majeures du cadre réglementaire et économique, les innovations technologiques récentes (notamment dans le domaine des piles à combustible et de l’utilisation de combustibles renouvelables), et présente des études de cas concrètes illustrant le potentiel de la cogénération dans différents contextes (logements sociaux, maison de repos, résidentiel individuel).
L’hydrogène vert est souvent présenté comme une solution d’avenir pour la décarbonation de nombreux secteurs, dont le chauffage des bâtiments. Cet article examine de manière critique le potentiel et les limites de cette technologie dans le contexte spécifique du chauffage.L’article détaille les différentes méthodes de production de l’hydrogène (électrolyse, reformage, pyrolyse), leurs impacts environnementaux respectifs, ainsi que les défis liés à son utilisation dans les bâtiments (adaptation des chaudières, stockage, distribution). Il questionne également la pertinence de cette solution par rapport à d’autres alternatives, compte tenu des rendements énergétiques et des coûts actuels.
La biométhanisation représente une voie prometteuse pour produire un gaz renouvelable compatible avec les infrastructures existantes. Cet article explore le potentiel de cette technologie pour la décarbonation de la chaleur dans les bâtiments.L’article présente le processus de production du biométhane à partir de matières organiques, ses caractéristiques, son bilan carbone, ainsi que les possibilités d’injection dans le réseau de gaz naturel. Il analyse également les limites de cette solution, notamment en termes de potentiel de production et de concurrence avec d’autres usages, offrant ainsi une vision réaliste de sa contribution possible à la décarbonation de la chaleur.
Ressources du vent et éoliennes (mise à jour en 2025)
L’énergie éolienne constitue un pilier essentiel de la production d’électricité décarbonée nécessaire au fonctionnement des systèmes de chauffage électriques, notamment les pompes à chaleur qui représentent une solution clé de la transition énergétique. L’évaluation précise des ressources éoliennes, basée sur l’analyse des vents locaux, de leur régularité et de leur intensité, détermine la viabilité économique des projets éoliens qui alimenteront en électricité verte les installations de chauffage décarbonées.
Les innovations technologiques récentes, avec des éoliennes de plus grande puissance (jusqu’à 15 MW offshore) et des rendements améliorés, permettent une production électrique plus stable et prévisible, essentielle pour alimenter les réseaux de chaleur électrifiés et les pompes à chaleur industrielles. L’intégration de systèmes de stockage et de technologies de conversion power-to-heat (électricité vers chaleur) optimise l’utilisation de l’électricité éolienne intermittente pour la production de chaleur.
Le développement de l’éolien offshore en mer du Nord et l’émergence de projets d’éoliennes hybrides couplées à la production d’hydrogène vert ouvrent de nouvelles perspectives pour la décarbonation de la chaleur industrielle. Ces évolutions technologiques et l’amélioration des outils de modélisation du vent (LiDAR, intelligence artificielle) renforcent le rôle de l’éolien comme source d’énergie primaire décarbonée pour les systèmes de chauffage du futur, contribuant ainsi directement aux objectifs de neutralité carbone du secteur du bâtiment et de l’industrie.
La valorisation de la chaleur fatale représente une opportunité majeure pour la décarbonation du chauffage en Wallonie, mais son potentiel reste largement méconnu et sous-exploité. Cette ressource énergétique, issue des rejets thermiques des processus industriels, pourrait contribuer significativement aux objectifs régionaux de sortie des énergies fossiles à l’horizon 2050. Cet article explore le potentiel considérable de la chaleur fatale wallonne et analyse les opportunités de valorisation dans le contexte de la transition énergétique régionale.
L’article présente d’abord une analyse approfondie de l’étude officielle réalisée par Pirotech pour la région wallonne en 2024, qui quantifie pour la première fois de manière exhaustive le gisement de chaleur fatale disponible dans les cinq principaux secteurs industriels wallons (chimie, alimentation, papier, sidérurgie, minéraux non métalliques). Il détaille ensuite la méthodologie d’évaluation par type de vecteur énergétique (électricité, combustibles, renouvelables) et présente les résultats sectoriels, révélant que les secteurs de la chimie (1.729 GWh/an) et de l’alimentation (1.212 GWh/an) concentrent à eux seuls 61% du potentiel total.
L’analyse technique examine les différentes sources de chaleur fatale – des compresseurs industriels aux fumées de combustion – et explore les technologies de récupération adaptées selon les niveaux de température disponibles.
La seconde partie aborde les opportunités concrètes de valorisation, notamment l’intégration dans les réseaux de chaleur urbains qui pourraient couvrir jusqu’à 70% des besoins de chaleur wallons selon le Service Public de Wallonie. Des exemples européens illustrent les bonnes pratiques et les modèles économiques viables, avec une attention particulière aux spécificités du contexte industriel wallon et aux synergies possibles avec le développement des réseaux de chaleur régionaux. L’article identifie également les principaux défis à surmonter – techniques, économiques et réglementaires – pour libérer ce potentiel énergétique.
Cet article intègre les évolutions du contexte énergétique européen, les objectifs du Plan belge Énergie-Climat qui prévoit un doublement de la production de chaleur renouvelable d’ici 2030, et une mise en perspective des enjeux de souveraineté énergétique dans le contexte géopolitique actuel. Il propose des recommandations concrètes pour accélérer le développement de cette filière prometteuse en Wallonie.
La transition vers une chaleur décarbonée ne peut être complète sans une réflexion sur le confort d’été. Avec l’augmentation des périodes de forte chaleur, comment garantir des espaces de vie et de travail agréables sans recourir à une climatisation énergivore qui viendrait contredire nos efforts de décarbonation ? La réponse se trouve dans une approche intelligente et intégrée, qui valorise les ressources naturelles de notre environnement.
Cet article explore les différentes techniques de rafraîchissement passif et à basse consommation, telles que le geocooling, qui utilise la fraîcheur du sol, et le free cooling, qui tire parti de l’air extérieur plus frais. Ces stratégies sont non seulement économes en énergie, mais elles fonctionnent en parfaite synergie avec les systèmes de chauffage décarbonés comme les pompes à chaleur réversibles. Découvrir comment valoriser la fraîcheur de l’environnement est une étape essentielle pour concevoir des bâtiments performants, durables et confortables en toutes saisons.
Suppression progressive des incitations financières pour les chaudières fossiles : implications pour la Wallonie
La Commission européenne a publié en octobre 2024 un avis officiel concernant la suppression progressive des incitations financières en faveur des chaudières utilisant des combustibles fossiles. Cet article analyse les implications concrètes de cette mesure pour les professionnels et les particuliers en Wallonie, en détaillant les dispositifs concernés, les échéances à respecter et les alternatives à privilégier.
L’article clarifie d’abord le cadre juridique et les définitions établies par la Commission européenne : quelles chaudières sont concernées, quelles incitations financières sont visées, et quels sont les cas particuliers et exceptions. Il examine ensuite l’impact sur les dispositifs wallons de soutien, en identifiant ceux qui devront être adaptés à partir du 1er janvier 2025 (Primes Habitation, Primes Énergie pour les entreprises, déductions fiscales) et ceux qui peuvent être maintenus (aides sociales, primes à la réparation).
Face à cette évolution réglementaire, l’article présente les technologies de chauffage à privilégier (pompes à chaleur, chaudières biomasse, systèmes solaires thermiques, réseaux de chaleur, systèmes hybrides) et propose des recommandations concrètes pour l’accompagnement des clients. Il analyse également les implications pour la politique énergétique wallonne et les opportunités pour la filière des énergies renouvelables.
Cette analyse réglementaire constitue un cadre essentiel pour comprendre l’évolution du marché du chauffage et orienter les choix technologiques dans une perspective de décarbonation à long terme.
Retour d’expérience : le réseau de chaleur bois de Hotton face à ses défis et opportunités d’innovation
Cette étude de cas présente le réseau de chaleur au bois de la commune de Hotton, mis en service en 2015. Elle offre un retour d’expérience précieux sur les défis techniques, économiques et organisationnels rencontrés, ainsi que sur les solutions mises en œuvre pour y répondre.L’article détaille la conception du réseau, les caractéristiques de la chaudière biomasse, les problèmes liés au surdimensionnement, ainsi que les aspects de gestion et de maintenance. Ce retour d’expérience concret permet de tirer des enseignements précieux pour d’autres projets similaires, en identifiant les points de vigilance et les bonnes pratiques.
Réseau de chauffage bois à Anhée – une gestion énergétique locale et durable
Cette étude de cas présente le réseau de chauffage au bois de la commune d’Anhée, illustrant une approche locale et durable de la gestion énergétique. Elle met en lumière les spécificités de ce projet, ses réussites et les enseignements qui peuvent en être tirés.L’article analyse les aspects techniques, économiques et environnementaux du projet, ainsi que son intégration dans une stratégie territoriale plus large. Ce cas concret démontre comment une commune rurale peut valoriser ses ressources forestières locales pour réduire sa dépendance aux énergies fossiles et diminuer son empreinte carbone.
Chauffage urbain au bois à Libin (mise à jour en 2025)
Cette étude de cas présente le réseau de chaleur au bois de la commune de Libin, mis en service en 2008 suite à une étude de préfaisabilité réalisée en 2003. Ce projet pionnier illustre comment une collectivité forestière peut valoriser ses ressources locales pour répondre à ses besoins énergétiques tout en réduisant son empreinte environnementale.L’article analyse l’évolution de ce réseau sur près de deux décennies, dans un contexte énergétique, réglementaire et technologique qui a considérablement changé. Il met en lumière les améliorations technologiques disponibles aujourd’hui et l’intérêt renforcé de ce type d’installation dans le contexte actuel de crise énergétique et d’objectifs climatiques ambitieux.
Chauffage au bois de l’hôpital de Dave (mise à jour en 2025)
Cette étude de cas présente l’installation de chauffage à biomasse de l’hôpital neuro-psychiatrique Saint-Martin à Dave, près de Namur, mise en service en 2005. Cette réalisation pionnière pour un établissement de santé en Wallonie s’inscrivait dans le cadre du Plan Bois-Énergie et Développement Rural.L’article détaille la démarche globale adoptée par l’établissement, combinant réduction des besoins énergétiques et production efficace de la chaleur résiduelle. Il analyse les caractéristiques techniques de l’installation, son fonctionnement et ses performances, offrant ainsi un retour d’expérience précieux pour d’autres établissements de santé envisageant une transition vers les énergies renouvelables.
Comprendre la réglementation et les outils pour développer un réseau de chaleur en Wallonie
Ce webinaire offre une présentation complète de la réglementation et des outils disponibles pour le développement des réseaux de chaleur en Wallonie. Il constitue une ressource précieuse pour les porteurs de projets, les collectivités et les professionnels intéressés par cette solution de chauffage décarboné.Le webinaire aborde les aspects juridiques, techniques, économiques et environnementaux des réseaux de chaleur, ainsi que les dispositifs de soutien et d’accompagnement existants. Cette ressource permet de mieux comprendre le cadre dans lequel s’inscrivent les projets de réseaux de chaleur et les facteurs clés de leur réussite.
Stratégie multi-vecteurs de la chaleur décarbonée : choix et enjeux pour les territoires
Ce webinaire propose une exploration complète de la stratégie multi-vecteurs de la chaleur décarbonée et de son rôle clé dans la transition énergétique des territoires. Il constitue une ressource précieuse pour les collectivités, les bureaux d’études et les acteurs publics ou privés souhaitant identifier les solutions les plus adaptées pour décarboner leur mix de chaleur. L’intervention de Pierre Baijot (Resolia) met en lumière les choix techniques, économiques et organisationnels liés à la mise en place de solutions multi-énergies : réseaux de chaleur, géothermie, biomasse, pompes à chaleur collectives… Ce webinaire aide à mieux comprendre les enjeux stratégiques de la planification énergétique locale et les facteurs de réussite pour développer des projets efficaces et cohérents avec les objectifs climatiques.
Ce dossier sur la chaleur décarbonée dans le cadre des bâtiments existants offre un panorama complet des solutions disponibles et des retours d’expérience concrets. Il met en évidence la diversité des approches possibles, adaptées aux différents contextes et contraintes des bâtiments. La transition vers des systèmes de chauffage décarbonés représente un défi majeur, mais aussi une opportunité pour améliorer l’efficacité énergétique, réduire les coûts d’exploitation et contribuer aux objectifs climatiques. Les articles et études de cas présentés dans ce dossier fournissent des clés de compréhension et des pistes d’action pour les professionnels engagés dans cette transition.Nous espérons que ces ressources vous seront utiles dans vos projets et contribueront à accélérer la décarbonation du parc immobilier wallon.
Stratégie multi-vecteurs de la chaleur décarbonée : choix et enjeux pour les territoires
Intervenants :
Pierre Baijot, fondateur et CEO de Resolia, bureau d’ingénierie spécialisé dans les réseaux de chaleur et la géothermie, engagé dans la décarbonation de l’énergie thermique.
Vidéo du Webinaire :
Remarque : la vidéo commence réellement 20 secondes après le début du live. Les premières secondes couvrent uniquement la présentation des éléments techniques et pratiques, mais tout le contenu est bien présent dans la suite.
Anhée, située au cœur de la vallée mosane en Région wallonne, est une commune rurale où les espaces boisés dominent le paysage. Cette richesse forestière offre une opportunité unique de valoriser les déchets verts en solution énergétique locale et durable. Le bois, ressource renouvelable et accessible à proximité, s’intègre parfaitement dans la dynamique d’économie circulaire prônée par les territoires ruraux.
Le projet de réseau de chauffage bois, lancé en 2006 avec l’appui du Plan Bois-Énergie et Développement Rural (PBE & DR) de la Région wallonne, est une initiative innovante qui alimente plusieurs entités au sein d’un même bâtiment communal.
Contexte et enjeux
Le réseau de chauffage bois d’Anhée alimente les différentes entités d’un bâtiment communal situé à proximité immédiate de la chaufferie bois, notamment :
L’administration communale,
La police locale,
Les réfectoires et ateliers techniques.
Objectifs principaux :
Réduction de la dépendance aux énergies fossiles comme le gaz et le mazout.
Valorisation des déchets verts issus des forêts et des espaces communaux.
Optimisation des coûts énergétiques à long terme.
Amélioration du confort thermique des bâtiments communaux, tout en minimisant leur empreinte carbone.
Méthode du chauffage au bois dans une commune : une approche durable et circulaire
Le réseau de chaleur bois d’Anhée repose sur une méthodologie bien structurée qui valorise les ressources locales et assure une distribution fiable et économique.
Voici un aperçu détaillé des étapes clés.
1. Récupération des déchets de bois
Le bois provient principalement des forêts communales et des opérations d’entretien des espaces verts locaux, notamment :
L’élagage des arbres le long des routes communales.
L’entretien des parcs et jardins publics.
Les coupes d’éclaircie dans les forêts communales.
Avantages :
Réduction des coûts de gestion des déchets verts.
Utilisation locale limitant les besoins en transport.
Valorisation des ressources naturelles inutilisées.
Limites :
Dépendance à un approvisionnement régulier en déchets de bois.
Nécessité d’une planification rigoureuse pour éviter les pénuries.
2. Transformation en plaquettes
Les résidus de bois sont transformés en plaquettes grâce à des broyeuses, souvent mobiles, pour s’adapter aux différents sites de collecte.
Étapes :
Broyage des branches et troncs pour obtenir une granulométrie homogène.
Réalisation sur site ou dans une zone centralisée pour optimiser les coûts.
Points d’attention :
Contrôle de l’humidité des plaquettes, idéalement entre 15 % et 20 %, pour garantir une combustion efficace.
Brassage régulier pour éviter la fermentation et l’accumulation d’humidité dans les stocks.
3. Stockage des plaquettes
Les plaquettes sont stockées dans un silo situé à proximité de la chaufferie bois.
Caractéristiques du silo :
Volume utile : 50 m³.
Conception : Parois étanches pour protéger les plaquettes de l’humidité extérieure.
Gestion : Remuage régulier pour éviter la formation d’amalgames humides.
Le volume de plaquettes nécessaire pour une année de chauffe est estimé à 150 m³, couvrant environ 90 % des besoins. En cas de pénurie, la chaudière peut être alimentée en pellets.
4. Alimentation via la vis sans fin
Une vis sans fin transporte les plaquettes du silo à la chaudière, assurant une alimentation automatique et continue.
Fonctionnement :
Transport précis et constant du combustible vers la chambre de combustion.
Capteurs pour ajuster le débit en fonction des besoins thermiques.
Défis :
Blocages possibles si les plaquettes sont trop humides ou contiennent des corps étrangers.
Usure mécanique nécessitant un entretien régulier.
5. Combustion dans la chaudière bois
La chaudière, de marque Hargassner, installée en 2006 est l’élément central du réseau.
Caractéristiques principales :
Puissance : 100 kW pour les plaquettes, 109 kW pour les pellets.
Système de contrôle ajustant automatiquement la température.
Échangeur de chaleur récupérant l’énergie des gaz de combustion pour chauffer l’eau du réseau.
Entretien courant :
Vidange hebdomadaire des cendres.
Nettoyage des conduits pour éviter les dépôts de résidus.
6. Distribution de la chaleur
La distribution de la chaleur produite par la chaudière bois repose sur un réseau hydraulique, permettant d’acheminer efficacement l’énergie thermique vers les différentes entités communales tout en minimisant les pertes. Ce système joue un rôle clé dans la performance globale du chauffage.
Résultats et impact environnemental : un bilan globalement positif
Le réseau de chauffage bois d’Anhée est un exemple concret de transition énergétique réussie à l’échelle locale. Il démontre comment une commune rurale peut tirer parti de ses ressources naturelles pour réduire son empreinte carbone tout en maîtrisant ses coûts énergétiques.
1. Réduction significative des émissions de CO₂
L’utilisation de la biomasse locale, issue des forêts communales et des déchets verts, permet de réduire drastiquement les émissions de gaz à effet de serre. Contrairement aux énergies fossiles, la combustion de bois est considérée comme neutre en carbone, car le CO₂ libéré lors de la combustion est compensé par celui absorbé par les arbres pendant leur croissance.
Points forts :
Diminution notable des émissions liées au gaz et au mazout dans les bâtiments raccordés.
Réduction des émissions de transport grâce à l’approvisionnement local.
2. Indépendance énergétique accrue
En s’appuyant sur ses propres ressources forestières et ses déchets verts, la commune limite sa dépendance aux fluctuations des prix des combustibles fossiles et aux tensions d’approvisionnement.
Avantages :
Sécurité énergétique renforcée grâce à un approvisionnement contrôlé.
Capacité d’adaptation en cas de besoin, avec la possibilité d’utiliser des pellets en complément des plaquettes.
Valorisation d’une ressource renouvelable et locale plutôt que d’importer des énergies fossiles.
3. Valorisation des déchets verts et économie circulaire
Le projet transforme des déchets considérés auparavant comme inutiles en une ressource énergétique précieuse. Les branches issues des coupes d’entretien des forêts, des parcs et des routes sont transformées en plaquettes de bois. Ce système encourage une approche d’économie circulaire et réduit la quantité de déchets verts envoyés en décharge ou traités par d’autres moyens coûteux.
4. Coût opérationnel maîtrisé
Malgré la nécessité d’un entretien régulier, le coût global de fonctionnement du réseau reste compétitif par rapport aux solutions traditionnelles au gaz ou au mazout.
Détails financiers :
Coût total d’installation : 141 000 € (comprenant la chaudière, le réseau hydraulique et les travaux de génie civil).
Entretien : Nécessité d’une maintenance hebdomadaire (vidange des cendres, vérification des vis sans fin, nettoyage des conduits).
Consommables : 150 m³ de plaquettes par an et 1750 Nm³ de gaz pour couvrir environ 90 % des besoins avec une solution biénergie en cas de pic de demande.
Le retour sur investissement est renforcé par les économies d’énergie réalisées et la stabilité des coûts d’approvisionnement en combustible.
5. Limites et défis du système
Bien que performant, ce modèle présente certaines contraintes, notamment en matière de dimensionnement et de capacité.
Volumes de combustible importants :
Le réseau nécessite 150 m³ de plaquettes de bois par an, ce qui peut poser des défis logistiques pour des communes ne disposant pas de ressources forestières suffisantes. Ce besoin élevé en combustible limite la possibilité d’étendre ce type de réseau à des infrastructures plus importantes ou à des bâtiments plus nombreux.
Maintenance régulière :
Les équipements (vis sans fin, silo, échangeurs thermiques) nécessitent une surveillance et des interventions fréquentes pour éviter les blocages et garantir une performance optimale.
La qualité des plaquettes doit être rigoureusement contrôlée (humidité et calibrage) pour prévenir les dysfonctionnements.
Adaptabilité limitée aux zones densément peuplées :
Ce type de réseau est particulièrement adapté aux communes rurales disposant de ressources forestières locales. En milieu urbain ou dans des communes sans accès direct à de tels matériaux, son implantation serait plus complexe et coûteuse.
Projets futurs et perspectives
La commune d’Anhée ne compte pas s’arrêter à son réseau de chauffage bois existant. Forte des enseignements tirés de cette première installation, elle envisage un second projet sur la place de Wastia (en projet).
Un second système pour répondre à de nouveaux besoins
Afin de poursuivre son engagement dans la transition énergétique, la commune prévoit l’installation d’un second réseau de chauffage bois sur la place de Wastia. Ce nouveau système viserait à alimenter plusieurs infrastructures publiques situées à proximité : une école, une salle communale, un club sportif et une église.
Objectifs clés :
Réduire davantage la dépendance aux combustibles fossiles.
Tirer profit des travaux de rénovation prévus pour inclure directement les infrastructures nécessaires au réseau de chaleur.
Optimiser la gestion énergétique de plusieurs bâtiments situés dans une même zone pour réduire les coûts d’installation et de fonctionnement.
Leçons apprises et recommandations
Points forts :
Valorisation des ressources locales.
Réduction des émissions et des coûts à long terme.
Exemple concret d’économie circulaire.
Points faibles :
Nécessité de volumes importants de broyat pour alimenter le système.
Maintenance régulière et gestion rigoureuse des stocks.
Limitation à des projets de petite échelle dans des communes rurales disposant de ressources forestières suffisantes.
Recommandations :
Investir dans un testeur d’humidité pour assurer la qualité des plaquettes.
Optimiser le dimensionnement des réseaux pour éviter la sous-utilisation des équipements.
Sensibiliser les communes rurales à l’intérêt de ce modèle, tout en évaluant la faisabilité locale.
Conclusion
Le réseau de chauffage bois d’Anhée démontre qu’une gestion énergétique locale et durable est non seulement possible, mais également bénéfique sur les plans environnemental, économique et social. En valorisant les ressources forestières communales et les déchets verts, ce modèle repose sur une approche circulaire exemplaire, réduisant les émissions de CO₂ et limitant la dépendance aux combustibles fossiles.
Ce projet met en lumière les avantages d’une énergie renouvelable et locale, tout en soulignant les défis liés à la logistique et à l’entretien d’un tel système.
Bien qu’il soit particulièrement adapté aux communes rurales disposant de ressources forestières abondantes, le réseau de chauffage bois d’Anhée sert de référence inspirante pour d’autres territoires souhaitant s’engager dans la transition énergétique.
Située en région wallonne, dans la province de Luxembourg, la commune de Hotton est réputée pour son patrimoine naturel et ses paysages verdoyants. Ce cadre rural, associé à une gestion active des forêts communales, a permis à la commune de s’engager dans des projets ambitieux en matière de transition énergétique.
Contexte et mise en place du réseau de chaleur bois
Le réseau de chaleur bois de la commune de Hotton a été mis en service en 2015. Il s’inscrit dans une stratégie globale d’optimisation énergétique et de réduction de l’empreinte environnementale des bâtiments communaux. Les principaux objectifs de ce projet étaient les suivants :
Promouvoir l’utilisation d’énergie renouvelable, notamment le bois issu des forêts locales, afin de tirer parti des ressources disponibles de manière durable.
Réduire les émissions de CO₂, en remplaçant les anciennes chaudières au mazout par une solution moins polluante.
Améliorer l’indépendance énergétique de la commune, grâce à une gestion locale du combustible bois.
Rationaliser les coûts énergétiques des infrastructures communales en mutualisant la production et la distribution de chaleur.
Dans cette optique, le réseau alimente aujourd’hui plusieurs bâtiments communaux ainsi qu’un bâtiment privé, illustrant l’effort collectif de la commune pour intégrer des solutions énergétiques innovantes et écologiques dans son fonctionnement quotidien.
Description technique du réseau
La chaudière bois – Köb Pyrot
Type et caractéristiques de la chaudière bois
La chaudière principale utilisée pour le réseau de chaleur de Hotton est une chaudière biomasse Köb Pyrot, réputée pour sa capacité à brûler des plaquettes de bois de manière efficace. Il s’agit d’une chaudière modulante, dont la puissance varie entre 100 et 400 kW, permettant une certaine flexibilité dans la gestion de la demande énergétique.
Cette chaudière est alimentée via un système de raclettes dans le silo, qui dirige les plaquettes de bois vers une vis sans fin. Ce dernier tronçon assure un transfert fluide du combustible vers la chambre de combustion. Pour garantir une performance optimale, le bois utilisé doit être calibré avec une granulométrie précise, entre 3 et 5 cm, et une humidité maîtrisée.
Problèmes liés au surdimensionnement
Un des principaux défis rencontrés est le surdimensionnement de la chaudière par rapport aux besoins réels du réseau. Bien que sa capacité maximale atteigne 400 kW, elle fonctionne rarement à pleine puissance. En réalité, la demande énergétique ne dépasse souvent pas 100 kW, même en période de forte consommation. Cette situation engendre plusieurs problèmes :
Encrassement accru : À basse puissance, la chaudière produit plus de dépôts de suies, réduisant son rendement.
Surconsommation de mazout : Lorsque la chaudière bois tombe en panne ou nécessite un entretien, la chaudière de secours au mazout prend automatiquement le relais. Cela engendre une dépendance énergétique plus importante que prévu et des coûts additionnels.
Diminution de la durée de vie de l’équipement : Le fonctionnement fréquent à faible puissance, associé à un entretien intensif, accélère l’usure des composants.
Fonctionnement et entretien
La chaudière Köb Pyrot est équipée d’un système de descendrage automatique, qui permet d’évacuer les cendres excédentaires du foyer. Cependant, ce mécanisme ne suffit pas à éliminer tous les dépôts, notamment au niveau des échangeurs de chaleur. Ainsi, un entretien manuel complet est nécessaire toutes les 6 semaines pour garantir le bon fonctionnement de l’installation. Cet entretien inclut :
L’arrêt complet de la chaudière pour permettre un refroidissement.
Le nettoyage approfondi des tubes d’échangeurs et des parties internes.
Le contrôle et l’ajustement du système d’alimentation (vis sans fin et raclettes).
Ce processus nécessite l’intervention de deux personnes pendant une durée de 2 à 4 heures. Pendant ces périodes d’entretien, la chaudière au mazout assure l’approvisionnement en chaleur, ce qui contribue à l’augmentation des consommations fossiles
Le réseau de distribution
Le réseau de chaleur de Hotton dessert 7 bâtiments communaux et 1 bâtiment privé. Parmi les bâtiments communaux, on retrouve :
La maison communale, où sont centralisées les activités administratives ;
Le centre sportif, qui représente le plus grand volume chauffé et comprend également la production d’eau chaude sanitaire pour les installations sportives ;
L’école communale, qui assure le chauffage des salles de classe et espaces annexes ;
D’autres bâtiments relevant de l’administration communale, tels que des bureaux ou locaux techniques.
Au total, ces bâtiments communaux couvrent une surface chauffée d’environ 6 000 m². Le bâtiment privé connecté au réseau, une résidence, contribue également à l’exploitation globale, mais sa surface exacte n’a pas été confirmée.
Caractéristiques techniques du réseau
Le réseau de distribution est conçu pour acheminer la chaleur produite par la chaudière bois vers l’ensemble des bâtiments raccordés. Voici les principales caractéristiques :
Un réseau d’eau chaude partant à une température 70-80°C.
Distance : La longueur totale du réseau est estimée à plusieurs centaines de mètres, reliant efficacement les points de production et de consommation.
Pertes thermiques : Malgré une isolation des conduites, des pertes thermiques significatives ont été constatées, en particulier sur les sections les plus éloignées de la chaudière. Cela peut s’expliquer par des problèmes d’isolation des canalisations ou un dimensionnement inadapté.
Points de vigilance
L’intégration du centre sportif, avec sa forte consommation de chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, représente une charge importante pour le réseau. La gestion de cette demande, combinée aux pertes thermiques sur le réseau, exerce une pression sur la chaudière et contribue à une surconsommation en cas de dysfonctionnement ou de maintenance.
Ce réseau de distribution, bien qu’il permette de centraliser l’approvisionnement en énergie renouvelable pour plusieurs bâtiments stratégiques, montre les défis liés à une conception optimale. Les pertes thermiques et les besoins énergétiques spécifiques de certains bâtiments, comme le centre sportif, doivent être mieux intégrés pour maximiser l’efficacité du système.
Les systèmes complémentaires
La chaudière mazout
Afin d’assurer une continuité dans l’approvisionnement en chaleur, notamment en cas de panne, de maintenance ou de pic de demande, le réseau de chaleur est équipé d’une chaudière mazout de secours. Ce système complémentaire joue un rôle stratégique en théorie, car il devrait permettre :
La fiabilité du réseau : Garantir un fonctionnement continu même si la chaudière bois est temporairement indisponible.
La gestion des pointes de consommation : lors des périodes de grand froid ou en cas de besoins énergétiques exceptionnels, la chaudière mazout devrait fournir un soutien temporaire en apportant une capacité supplémentaire.
Cependant, bien que l’objectif initial soit de limiter l’utilisation de la chaudière mazout pour rester en conformité avec les ambitions environnementales du réseau de chaleur, la réalité diffère. En pratique, la chaudière mazout fonctionne quasi en continu, ce qui s’éloigne des objectifs initiaux du projet. Cette situation peut être attribuée à plusieurs facteurs :
Le surdimensionnement de la chaudière bois : Cela entraîne des dysfonctionnements ou une inefficacité qui nécessite un soutien constant du mazout.
Une gestion complexe des pics de demande : Dans certaines configurations, la chaudière bois seule ne suffit pas à répondre aux besoins énergétiques, notamment pour des bâtiments comme le centre sportif.
Des contraintes opérationnelles : La maintenance fréquente ou les limites techniques du système bois favorisent l’utilisation prolongée de la chaudière mazout.
Cette situation met en évidence l’importance de mieux adapter les équipements aux besoins réels et d’optimiser leur fonctionnement pour atteindre les objectifs fixés en matière de performance énergétique.
Les panneaux solaires thermiques
En complément de la chaudière bois, certains bâtiments communaux sont équipés de panneaux solaires, combinant des panneaux thermiques et photovoltaïques. Les panneaux photovoltaïques génèrent de l’électricité, qui est utilisée pour alimenter les systèmes de fonctionnement du réseau de chaleur, tels que la chaudière et les équipements de distribution. Cela allège en partie la charge énergétique globale et contribue à réduire la dépendance au réseau électrique externe. Cette combinaison optimise l’utilisation des énergies renouvelables tout en renforçant l’autonomie énergétique des bâtiments communaux.
Gestion et maintenance du réseau de chaleur
Approvisionnement en bois
Le combustible principal du réseau, les plaquettes de bois, provient essentiellement de ressources locales. Cette proximité permet de limiter l’impact environnemental lié au transport tout en favorisant une économie circulaire dans la région.
Qualité des plaquettes : Les plaquettes sont tamisées pour retirer les particules fines, qui pourraient provoquer des problèmes de combustion ou de bourrages dans la chaudière. La qualité du bois est primordiale pour garantir un fonctionnement optimal, avec une humidité contrôlée pour éviter une baisse de rendement.
Quantité consommée : Le réseau consomme environ 200 tonnes de plaquettes par an.
Maintenance et entretien
La maintenance du réseau est un point crucial pour garantir sa performance et sa longévité. Plusieurs interventions récurrentes et coûts liés à l’entretien ont été identifiés :
Problèmes techniques fréquents :
Bourrages dans le système d’alimentation des plaquettes, nécessitant des interventions manuelles.
Circulateurs défaillants, entraînant des pannes dans la distribution de chaleur.
Dysfonctionnements des raclettes au niveau du silo, affectant l’approvisionnement continu de la chaudière.
Les sous-stations des bâtiments desservis requièrent un entretien régulier pour éliminer les boues qui s’accumulent dans les circuits. Les désemboueurs sont essentiels pour maintenir l’efficacité du réseau et prévenir les pannes.
Système d’alimentation via raclettes qui amène régulièrement des bourrages
Temps et coût des interventions : Les équipes de maintenance doivent intervenir fréquemment pour résoudre ces problèmes, ce qui engendre des coûts significatifs, tant en main-d’œuvre qu’en pièces de rechange. Cela représente une charge non négligeable pour la commune.
Monitoring et régulation : un défi stratégique pour le réseau
Le suivi des performances et la régulation thermique sont des éléments critiques pour garantir l’efficacité du réseau de chaleur. Actuellement, plusieurs points faibles limitent le bon fonctionnement et entraînent des inefficacités, mais des solutions potentielles sont identifiées pour améliorer ces aspects.
Problèmes de régulation thermique
Répartition inégale de la chaleur : Certains bâtiments reçoivent trop de chaleur tandis que d’autres en manquent. Cela résulte d’un équilibrage thermique insuffisant, causé par des réglages mal adaptés ou par des variations des besoins selon les bâtiments (notamment le centre sportif qui a des besoins en eau chaude sanitaire élevés).
Surconsommation d’énergie : Lorsque la température n’est pas ajustée précisément, cela peut entraîner une surchauffe inutile dans certains bâtiments. Cette surchauffe augmente la consommation énergétique, contrevenant à l’objectif initial d’efficacité du réseau.
Réactivité limitée : Le système de régulation actuel n’est pas assez réactif pour s’adapter rapidement aux variations climatiques ou aux pics de consommation, ce qui aggrave les déséquilibres thermiques.
Limites du monitoring actuel
Comptage ponctuel non suffisant : Les compteurs installés mesurent la consommation énergétique à des moments précis, mais ne fournissent pas une surveillance en temps réel. Par conséquent, il est difficile d’identifier rapidement des anomalies ou des inefficacités.
Manque d’enregistreurs de données : L’absence d’un enregistrement continu des données limite l’analyse des performances du réseau sur une période prolongée. Cela empêche, par exemple, de détecter des tendances comme une consommation anormalement élevée dans certains bâtiments ou des périodes où le réseau fonctionne en sous-capacité.
Difficultés d’interprétation : Les données actuellement disponibles ne sont ni centralisées ni présentées sous une forme facilement compréhensible. Cela complique le travail des gestionnaires pour prendre des décisions rapides et efficaces.
Potentielles améliorations pour le suivi et la régulation
Placement de nouveaux capteurs : L’installation de capteurs supplémentaires dans les bâtiments raccordés permettrait un suivi plus précis et en temps réel des consommations énergétiques et des températures. Ces capteurs offriraient une vision détaillée des performances du réseau, facilitant la détection rapide des écarts entre production et besoins réels.
Suivi centralisé : Un projet de centralisation des données via un logiciel de gestion pourrait être mis en place. Cela permettrait aux gestionnaires d’obtenir une vue d’ensemble du réseau, simplifiant l’identification des points faibles et l’ajustement des paramètres de régulation.
Systèmes de régulation automatisés : La mise en place de régulateurs intelligents capables d’adapter automatiquement la température selon les besoins réels et les variations climatiques améliorerait l’équilibre du réseau. Par exemple, il serait possible de réduire la production lors des périodes où les bâtiments sont inoccupés ou lorsque les températures extérieures sont plus clémentes.
Ces ajustements, bien qu’ils nécessitent un investissement initial, offriraient des bénéfices significatifs à long terme pour la performance, la fiabilité et la durabilité du réseau de chaleur.
Impact économique : évaluer les coûts et les opportunités
Le réseau de chaleur bois de Hotton représente un investissement majeur pour la commune, mais ses coûts et ses bénéfices doivent être examinés à plusieurs niveaux afin de comprendre son impact global et ses perspectives d’optimisation.
Coûts d’installation et d’entretien annuel
Coût initial d’installation : Le réseau de chaleur a nécessité un investissement important pour mettre en place l’infrastructure, incluant la chaudière, les réseaux de distribution, les sous-stations, et le silo à bois. Bien que le coût exact ne soit pas détaillé ici, il s’agit typiquement d’un investissement à long terme avec un retour sur plusieurs décennies.
Entretien annuel : Le coût moyen de maintenance et d’exploitation du réseau est estimé à 29 000 € par an (montant pour l’année 2024). Ce budget global inclut plusieurs postes clés :
Broyage du bois : Représente environ 10 000 € par an. Cette opération est réalisée par une société externe qui assure la transformation du bois en plaquettes prêtes à être utilisées dans la chaudière.
Consommation de mazout : Avec un coût d’environ 14 500 € par an, le mazout pour la chaudière de secours constitue un poste de dépense majeur, en raison de son utilisation plus fréquente que prévu.
Entretien et maintenance du matériel : Cela inclut les travaux nécessaires pour garantir le bon fonctionnement des équipements, comme la chaudière, les circulateurs, et le système de distribution.
Gestion de la qualité de l’eau : Les dépenses liées à l’utilisation de désemboueurs et au contrôle de l’eau circulant dans le réseau pour éviter les dépôts et la corrosion.
Remplacement d’équipements et réparation de pannes : Les coûts englobent le remplacement des pièces usées ou défaillantes, ainsi que la réparation des bourrages ou des problèmes mécaniques.
Consommation d’électricité : Alimenter les systèmes de distribution, les circulateurs, et d’autres équipements du réseau génère également des frais non négligeables.
Ces différents postes montrent que le broyage et le mazout représentent à eux seuls près de 85 % des coûts d’entretien. Une meilleure optimisation de ces deux éléments pourrait donc réduire significativement les dépenses annuelles. Ces coûts annuels, bien que significatifs, restent maîtrisés par rapport aux économies potentielles en termes d’énergie fossile.
L’impact économique du réseau de chaleur bois repose sur un équilibre entre des coûts d’exploitation maîtrisés et une réduction maximale des dépenses en énergies fossiles. Avec des améliorations techniques et une possible extension du réseau, la commune de Hotton pourrait renforcer les avantages économiques de son investissement tout en poursuivant ses objectifs environnementaux.
Perspectives futures
L’avenir du réseau de chaleur passe par l’intégration de solutions énergétiques innovantes pour améliorer son efficacité et réduire ses coûts. Voici quelques pistes d’amélioration :
Dissociation de l’eau chaude sanitaire du centre sportif :
Actuellement, le réseau reste actif toute l’année pour répondre à la demande d’eau chaude sanitaire des douches du centre sportif. Une alternative serait d’installer un système de pompe à chaleur dédiée, spécifique à la production d’eau chaude sanitaire pour ce bâtiment.
Cela permettrait de réduire la charge du réseau pendant les mois d’été, où les besoins en chauffage sont inexistants.
Une fois ce système en place, il serait même envisageable de couper complètement le réseau pendant les périodes estivales, entraînant une baisse significative de la consommation énergétique globale.
Rôle des panneaux solaires thermiques :
L’installation de panneaux solaires thermiques supplémentaires pourrait également jouer un rôle important. Ils permettraient une production quasi autonome d’eau chaude sanitaire pour le centre sportif, diminuant ainsi leur dépendance au réseau principal.
Pompes à chaleur locales pour les bâtiments périphériques :
Certaines infrastructures pourraient être équipées de pompes à chaleur autonomes pour répondre à leurs besoins spécifiques, réduisant ainsi leur charge sur le réseau principal. Cette approche pourrait être particulièrement pertinente pour les bâtiments plus éloignés du réseau ou ayant des besoins plus importants.
Ces innovations permettraient non seulement d’optimiser les performances énergétiques du réseau, mais aussi de prolonger la durée de vie des équipements. En parallèle, elles offriraient une flexibilité accrue pour répondre aux variations de consommation et aux évolutions des besoins à long terme.
Conclusion
Le réseau de chaleur bois de Hotton est un projet ambitieux qui s’inscrit pleinement dans une dynamique de transition énergétique locale. Grâce à l’utilisation d’une chaudière bois modulante et à un approvisionnement en plaquettes locales, ce réseau contribue à réduire les émissions de CO₂ tout en valorisant une ressource renouvelable et disponible dans la région. Néanmoins, le fonctionnement du réseau met en lumière des défis persistants, notamment liés à la régulation thermique, au monitoring des performances, et à certains problèmes techniques récurrents comme le surdimensionnement de la chaudière ou les bourrages.
L’intégration de systèmes complémentaires, comme une chaudière mazout de secours et des panneaux solaires thermiques, offre une flexibilité précieuse mais révèle également des points d’amélioration. En particulier, la forte dépendance au mazout en dehors des périodes de chauffage montre qu’il reste des marges importantes pour optimiser le fonctionnement du réseau et minimiser son impact environnemental.
L’avenir de ce projet repose sur des innovations technologiques et des ajustements stratégiques. Parmi elles, la dissociation de l’eau chaude sanitaire du centre sportif à l’aide d’une pompe à chaleur dédiée, la mise en place d’un système de monitoring plus précis, ou de panneaux photovoltaïques supplémentaires, pourraient considérablement améliorer la durabilité et l’efficacité du réseau. Ces évolutions permettraient également de mieux répondre aux besoins saisonniers et de réduire les coûts opérationnels.
Enfin, les perspectives de collaboration avec d’autres communes, comme Libin ou Marloie, ouvrent la voie à un partage des bonnes pratiques et à une mutualisation des solutions énergétiques durables. Ainsi, le réseau de chaleur de Hotton illustre non seulement un engagement concret en faveur de la transition énergétique, mais aussi le potentiel des collectivités locales à innover et à s’adapter.
L’avis de la Commission européenne (référence C/2024/6206) publié au Journal officiel de l’Union européenne le 18 octobre 2024 fournit des orientations concernant l’article 17, paragraphe 15, de la refonte de la directive PEB. Cette disposition prévoit que :”Les États membres ne prévoient pas d’incitations financières pour l’installation de chaudières autonomes utilisant des combustibles fossiles à partir du 1er janvier 2025.”Le calendrier de mise en œuvre s’articule autour de plusieurs échéances clés :
• 28 mai 2024 : Entrée en vigueur de la refonte de la directive PEB•1er janvier 2025 : Date limite pour la suppression des incitations financières en faveur des chaudières fossiles
• 29 mai 2026 : Date limite pour la transposition complète de la directive PEB révisée dans le droit nationalPour la Wallonie, cette mesure s’inscrit dans le cadre plus large de la Stratégie wallonne de Rénovation Énergétique à Long Terme, qui vise la neutralité carbone du parc immobilier d’ici 2050.
Définitions et champ d’application
Pour bien comprendre la portée de cette mesure, il est essentiel de clarifier les définitions établies par la Commission européenne :
Chaudières concernées
L’interdiction s’applique aux chaudières autonomes utilisant des combustibles fossiles, définies comme :
• Des équipements combinant un corps de chaudière et un brûleur destinés à transmettre à des fluides la chaleur libérée par la combustion
• Qui ne sont pas combinées avec un autre générateur de chaleur utilisant de l’énergie renouvelable fournissant une part considérable de la production énergétique
• Qui utilisent des combustibles fossiles (combustibles solides, gaz naturel, pétrole)
Incitations financières visées
Le terme “incitations financières” est interprété au sens large comme :
• Les aides économiques accordées par un organisme public et/ou provenant de ressources publiques
• Les subventions directes aux acheteurs et installateurs
• Les financements et outils financiers (prêts à taux réduits, garanties)
• Les incitations fiscales (taux d’imposition réduits)
• Tout autre mécanisme de soutien financier public
Cas particuliers et exceptions
L’avis précise plusieurs cas particuliers importants :
Chaudières à gaz : Une chaudière à gaz est considérée comme “utilisant des combustibles fossiles” si le réseau gazier local transporte principalement du gaz naturel au moment de l’installation. Si le réseau transporte principalement des combustibles renouvelables, l’installation peut bénéficier d’incitations.
Systèmes hybrides : Les incitations pour les systèmes de chauffage hybrides (combinant une chaudière avec une source d’énergie renouvelable comme une pompe à chaleur ou des panneaux solaires) restent possibles, mais doivent être proportionnelles à la quantité d’énergie renouvelable utilisée.
Appareils exclus : Les poêles et les unités de microcogénération ne sont pas concernés par cette interdiction car ils ne relèvent pas de la définition des chaudières.
Impact sur les dispositifs wallons de soutien
Dispositifs concernés par l’interdiction
À partir du 1er janvier 2025, plusieurs mécanismes de soutien wallons ont seront adaptés :
1. Primes Habitation : Les volets concernant l’installation de chaudières à condensation au gaz naturel devront être supprimés ou réorientés vers des technologies décarbonées.
2. Primes Énergie pour les entreprises : Les incitations pour les chaudières à haut rendement utilisant des combustibles fossiles devront être supprimées.
3. Déductions fiscales : Les avantages fiscaux pour l’installation de chaudières fossiles devront être révisés au niveau fédéral.
4. Certificats verts : Bien que les unités de cogénération ne soient pas explicitement visées par l’avis, le soutien à la cogénération fossile via le mécanisme des certificats verts devra être réexaminé.
Dispositifs non concernés par l’interdiction
Certains mécanismes de soutien peuvent être maintenus :
1. Aides sociales : Le tarif social pour le gaz et les aides du Fonds Social Chauffage peuvent être maintenus car ils relèvent des mesures de soutien à la consommation et non à l’installation.
2. Primes à la réparation : Les aides à l’entretien ou à la réparation des chaudières existantes ne sont pas concernées.
3. Primes à la démolition : Les incitations à la mise hors service des anciennes chaudières peuvent être maintenues.
4. Mesures temporaires pour les ménages vulnérables : Des mesures de soutien temporaires peuvent être mises en place pour les ménages vulnérables, à condition qu’elles s’accompagnent de mesures structurelles visant à remédier aux causes profondes de la précarité énergétique.
Exception pour les projets financés par des fonds européens
L’article 17, paragraphe 15, prévoit une exception à l’interdiction si les incitations à l’investissement remplissent simultanément deux conditions :
1. Elles sont financées par :
• La facilité pour la reprise et la résilience
• Le Fonds européen de développement régional (FEDER) et le Fonds de cohésion (uniquement pour remplacer les installations à base de charbon, tourbe, lignite ou schiste bitumineux)
• Les fonds de développement rural
2. Elles ont été sélectionnées en vue d’un investissement avant 2025
2. Chaudières biomasse : Les chaudières à granulés ou à plaquettes forestières représentent une alternative renouvelable, particulièrement adaptée aux zones rurales (ValBiom, 2024).
3. Systèmes solaires thermiques : En complément d’autres solutions, ils permettent de réduire significativement les besoins en énergie pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire (APERe, 2024).
5. Systèmes hybrides : La combinaison d’une pompe à chaleur avec une chaudière existante peut constituer une solution transitoire, à condition que la part d’énergie renouvelable soit significative (Section 4.3 de l’avis C/2024/6206).
Recommandations pour l’accompagnement des clients
Les professionnels du secteur peuvent adopter plusieurs approches pour accompagner leurs clients dans cette transition :
1.Privilégier la réparation : Pour les chaudières existantes encore fonctionnelles, privilégier la réparation plutôt que le remplacement par une nouvelle chaudière fossile.
2. Proposer des solutions temporaires : Pour les ménages vulnérables, envisager des solutions temporaires comme la location de chaudières, tout en préparant une transition vers des systèmes décarbonés.
3. Renforcer l’accompagnement des ménages vulnérables : Informer les clients sur les aides spécifiques disponibles pour les ménages à faibles revenus (Fonds Social Chauffage, 2024).
Implications pour la politique énergétique wallonne
Mesures d’adaptation nécessaires
Pour se conformer à l’avis de la Commission européenne, plusieurs adaptations seront nécessaires au niveau wallon :
1.Révision des primes : Réorientation des budgets des primes Habitation vers les systèmes de chauffage renouvelables et les rénovations globales.
2. Renforcement des aides pour les ménages vulnérables : Création de mécanismes de soutien spécifiques pour faciliter la transition des ménages précaires vers des systèmes décarbonés.
3. Formation des professionnels : Accélération des programmes de formation aux technologies de chauffage renouvelable pour les installateurs.
4. Accompagnement technique : Renforcement des services de conseil en énergie (Guichets Énergie) pour orienter les citoyens vers les solutions adaptées à leur situation.
5. Clarification réglementaire : Mise à jour des textes réglementaires wallons pour assurer la cohérence avec les exigences européennes.
Opportunités pour la filière des énergies renouvelables
Cette évolution réglementaire représente une opportunité significative pour le développement de la filière des énergies renouvelables en Wallonie (Cluster TWEED, 2024) :
1.Création d’emplois : Le déploiement massif des technologies de chauffage renouvelable générera des emplois locaux non délocalisables (EDORA, 2023).
2. Innovation technologique : Stimulation de la recherche et développement dans les technologies de chauffage décarboné adaptées au contexte wallon (Pôle MecaTech, 2024).
3. Développement de filières locales : Opportunité de structurer des filières locales, notamment pour la biomasse-énergie (ValBiom, 2024).
4. Réduction de la dépendance énergétique : Diminution de la dépendance aux importations de combustibles fossiles (Plan National Énergie-Climat, 2019).
Conclusion
L’avis de la Commission européenne sur la suppression progressive des incitations financières en faveur des chaudières fossiles marque une étape importante dans la transition énergétique du secteur du bâtiment.
Pour la Wallonie, cette mesure implique une adaptation rapide des dispositifs de soutien existants et une accélération du déploiement des technologies de chauffage décarbonées.
Les professionnels du secteur doivent anticiper cette évolution en se formant aux nouvelles technologies et en adaptant leur offre de services. Les pouvoirs publics wallons devront quant à eux veiller à ce que cette transition soit juste et inclusive, en accordant une attention particulière aux ménages vulnérables.Cette mesure s’inscrit dans une dynamique plus large de décarbonation du parc immobilier, qui constitue un levier essentiel pour atteindre les objectifs climatiques de la Wallonie à l’horizon 2050.
Dans le contexte actuel de transition énergétique et de lutte contre le changement climatique, la Wallonie fait face à des défis majeurs pour décarboner son système énergétique. Alors que la région s’est engagée dans une sortie complète des énergies fossiles à l’horizon 2050, l’identification et la valorisation de toutes les sources d’énergie renouvelable disponibles sur son territoire deviennent primordiales. Parmi ces ressources, la chaleur fatale représente un gisement énergétique considérable mais largement sous-exploité.La chaleur fatale, également appelée chaleur de récupération, désigne l’énergie thermique émise par un procédé dont elle n’est pas la finalité première.
Cette définition, retenue par la Programmation pluriannuelle de l’énergie française, s’applique parfaitement au contexte wallon où de nombreux processus industriels rejettent quotidiennement des quantités importantes de chaleur dans l’environnement sans qu’elle soit valorisée.
Cette problématique s’inscrit pleinement dans le dossier thématique sur la chaleur décarbonée, qui explore les différentes stratégies disponibles pour réduire l’empreinte carbone des systèmes de chauffage en Wallonie. La récupération de chaleur fatale constitue en effet l’une des solutions complémentaires aux technologies plus connues comme les pompes à chaleur, la biomasse ou la géothermie.
L’enjeu est d’autant plus important que le chauffage et le refroidissement représentent environ 50% de la consommation finale d’énergie en Belgique, et que 20% des émissions de gaz à effet de serre de la Wallonie sont dues au chauffage résidentiel et tertiaire [1].
Dans ce contexte, chaque source d’énergie renouvelable compte pour atteindre les objectifs climatiques régionaux. Le présent article propose une analyse approfondie du potentiel de la chaleur fatale en Wallonie, basée sur l’étude la plus récente et la plus complète réalisée sur ce sujet par le bureau d’études Pirotech pour le compte de la région wallonne [2].
Cette étude, publiée en mars 2024, constitue une mise à jour des travaux précédents et offre une vision actualisée des opportunités de valorisation de cette ressource énergétique méconnue.
Qu’est-ce que la chaleur fatale ?
Définition et caractéristiques
La chaleur fatale est définie comme “la chaleur générée par un procédé qui n’en constitue pas la finalité première, et qui n’est pas récupérée” selon le site de référence Wikipédia. Cette chaleur est qualifiée de “fatale” car elle constitue la part de l’énergie thermique produite et non utilisée lors d’un processus de production, donc inévitablement rejetée après ce processus. Néanmoins, cette chaleur peut être récupérée et valorisée.Cette énergie thermique se présente sous différentes formes selon les processus industriels concernés. Elle peut être rejetée sous forme liquide (eaux de refroidissement, purges), gazeuse (air chaud, buée, vapeur, fumées) ou diffuse (défaut d’isolation, refroidissement naturel, chaleur rayonnée) [3]. La température de ces rejets varie énormément selon les secteurs et les procédés, allant de moins de 30°C à près de 500°C.
Classification par niveau de température
La valorisation de la chaleur fatale dépend étroitement de son niveau de température, qui détermine les technologies de récupération applicables et les usages possibles. Selon les experts, trois catégories principales peuvent être distinguées :
Chaleur basse température (< 40°C) : Cette catégorie est difficilement exploitable directement. Elle nécessite généralement l’utilisation de technologies spécifiques comme les pompes à chaleur pour être valorisée efficacement.
Chaleur moyenne température (40°C à 100°C) : Cette gamme de température peut être exploitée par des systèmes de remontée en température comme les pompes à chaleur. Elle représente un potentiel intéressant pour le chauffage de bâtiments ou la production d’eau chaude sanitaire.
Chaleur haute température (> 100°C) : Ces gisements nécessitent la mise en œuvre de technologies de récupération spécifiques mais offrent les meilleures opportunités de valorisation directe, notamment pour alimenter des réseaux de chaleur ou des processus industriels.
Il est important de noter que plus de 50% de la chaleur fatale est disponible à moins de 100°C [4], ce qui souligne l’importance des technologies de récupération adaptées aux basses et moyennes températures.
Sources principales de chaleur fatale
Les sources de chaleur fatale sont nombreuses et variées dans le paysage industriel wallon.
Parmi les principales sources identifiées, on retrouve :
Dans l’industrie : les procédés de refroidissement, les fumées et parois d’appareils de chauffage (fours industriels, chaudières), les systèmes de climatisation et de réfrigération, les compresseurs de gaz nécessitant un refroidissement, et les processus de séchage qui rejettent des buées avec un gisement important.
Dans le secteur tertiaire : les systèmes d’éclairage, les serveurs de données (data centers), et les équipements de climatisation.Dans les infrastructures urbaines : l’incinération des ordures ménagères, les stations d’épuration des eaux usées, et les réseaux d’évacuation des eaux grises (eaux chaudes de bains, douches, vaisselles, lessives).
Dans les transports : les moteurs de véhicules (chaleur perdue par les radiateurs et les pots d’échappement).
Cette diversité de sources explique pourquoi la chaleur fatale représente un gisement énergétique si important et pourquoi sa valorisation constitue un enjeu majeur pour la transition énergétique.
L’étude wallonne : méthodologie et périmètre d’analyse
Contexte et objectifs de l’étude
L’évaluation du potentiel de la chaleur fatale en Wallonie s’inscrit dans le cadre de l’étude sur le réseau de chaleur en Wallonie, en application de l’article 14 de la directive 2012/27. Cette directive européenne impose aux États membres d’évaluer le potentiel de cogénération à haut rendement et de réseaux de chaleur et de froid efficaces sur leur territoire.
Pirotech a mis à jour en mars 2024 l’étude de 2020 d’évaluation du potentiel de chaleur fatale pour les 5 plus gros secteurs industriels wallons. Cette actualisation était nécessaire pour tenir compte de l’évolution des consommations énergétiques et des nouvelles données disponibles, notamment celles issues des accords de branche conclus entre les entreprises et la région wallonne.
Périmètre d’analyse et secteurs étudiés
L’étude se base sur l’analyse de 179 entités industrielles réparties dans 5 secteurs majeurs de l’économie wallonne :
Ces secteurs représentent l’essentiel de la consommation énergétique industrielle wallonne, avec un total de 35.335 GWh selon les bilans wallons de l’année 2021. La représentativité de l’échantillon étudié est excellente, puisque les données recoupées avec les entreprises en accord de branche atteignent 34.398 GWh, soit 97,3% de la consommation totale.
Méthodologie d’évaluation
La méthodologie développée par Pirotech repose sur une approche sectorielle détaillée, utilisant les données des reporting sectoriels pour l’année 2021, recoupées avec les données issues des entreprises en accord de branche des fédérations concernées.
Unités énergétiques utilisées :
L’ensemble des calculs est exprimé en GWh (finaux), avec les équivalences suivantes :
• Biomasse et autres renouvelables : 1 kWh sur PCI
Répartition énergétique par secteur :
L’analyse révèle une répartition caractéristique de la consommation énergétique industrielle wallonne :
Secteur
Électricité (GWh)
Combustibles (GWh)
SER (GWh)
Total (GWh)
Sidérurgie
1.706
2.765
1
4.472
Chimie
2.013
6.601
42
8.656
Minéraux non métalliques
1.561
8.564
1.587
11.711
Alimentation
873
3.885
921
5.679
Papier
233
788
2.860
3.880
Total
6.386 (18,6%)
22.602 (65,7%)
5.410 (15,7%)
34.398
Cette répartition montre la prédominance des combustibles fossiles dans le mix énergétique industriel wallon (65,7%), suivis par l’électricité (18,6%) et les sources d’énergie renouvelables (15,7%). Cette structure énergétique influence directement le potentiel de récupération de chaleur fatale, les combustibles étant généralement associés à des rejets thermiques plus importants.
Approche par type de vecteur énergétique
L’originalité de la méthodologie wallonne réside dans son approche différenciée selon le type de vecteur énergétique à l’origine de la chaleur fatale. Trois catégories principales sont distinguées [1] :
1. Chaleur thermique issue de l’électricité : Cette catégorie comprend la chaleur récupérable sur les processus électriques (fours électriques, étuves, électrolyses) et sur les compresseurs (air comprimé et systèmes frigorifiques).
2. Chaleur thermique issue des combustibles : Il s’agit de la récupération sur les fumées des fours utilisant des combustibles fossiles ou de la biomasse.
3. Chaleur thermique issue du renouvelable : Cette catégorie concerne principalement la récupération de chaleur sur les processus utilisant la biomasse, notamment dans l’industrie papetière avec la liqueur noire.
Cette approche méthodologique permet une évaluation fine du potentiel de récupération en tenant compte des spécificités techniques de chaque source d’énergie et des technologies de récupération applicables.
Résultats de l’évaluation : un potentiel considérable
Potentiel global de chaleur fatale en Wallonie
L’étude révèle un potentiel total de récupération de 4.832 GWh par an, un chiffre qui place la Wallonie parmi les régions européennes disposant d’un gisement significatif de chaleur fatale. Ce potentiel représente environ 14% des besoins de chaleur de la région [5], soulignant l’importance stratégique de cette ressource pour la transition énergétique wallonne.
La répartition de ce potentiel par type de vecteur énergétique met en évidence la diversité des sources disponibles :
Type de source
Potentiel (GWh/an)
Pourcentage
Combustibles
2.084
43,1%
Électricité
1.767
36,6%
Renouvelable
981
20,3%
Total
4.832
100%
Cette répartition montre que la chaleur issue des combustibles représente la source la plus importante (43,1%), suivie par celle issue de l’électricité (36,6%) et du renouvelable (20,3%). Cette diversité constitue un atout majeur car elle permet d’envisager différentes stratégies de valorisation selon les technologies disponibles et les besoins locaux.
Analyse sectorielle détaillée
L’analyse par secteur industriel révèle des disparités importantes dans le potentiel de récupération, reflétant les spécificités des processus de production de chaque industrie :
1. Secteur de la chimie : 1.729 GWh/anLe secteur chimique domine largement le paysage de la chaleur fatale wallonne avec 1.729 GWh/an, soit 35,8% du potentiel total . Cette prédominance s’explique par la nature des processus chimiques qui nécessitent souvent des températures élevées et génèrent d’importants rejets thermiques.La répartition par source d’énergie dans ce secteur montre :
• Via combustibles : 828 GWh (47,9%)
• Via électricité : 674 GWh (39,0%)
• Via renouvelable : 227 GWh (13,1%)
Cette diversité des sources dans le secteur chimique offre de multiples opportunités de valorisation, depuis la récupération sur les fumées de fours jusqu’à la valorisation de la chaleur des compresseurs et des processus électriques.
2. Secteur de l’alimentation : 1.212 GWh/anL’industrie agroalimentaire arrive en deuxième position avec 1.212 GWh/an, soit 25,1% du potentiel total.
Ce secteur présente la particularité d’avoir un potentiel équilibré entre les combustibles (583 GWh) et l’électricité (629 GWh), sans contribution significative du renouvelable.Les processus agroalimentaires génèrent de la chaleur fatale à travers diverses opérations : cuisson, séchage, pasteurisation, réfrigération, et nettoyage. Les températures relativement modérées de ces rejets (souvent inférieures à 100°C) les rendent particulièrement adaptés à la valorisation dans des réseaux de chaleur urbains ou pour le chauffage de bâtiments.
3. Secteur du papier : 924 GWh/anL’industrie papetière présente un profil unique avec 924 GWh/an de potentiel, dont 76% provient de sources renouvelables. Cette spécificité s’explique par l’utilisation de la liqueur noire, un sous-produit du processus de fabrication de la pâte à papier, qui constitue une source d’énergie renouvelable importante.La répartition dans ce secteur est la suivante :
• Via renouvelable : 702 GWh (76,0%)
• Via combustibles : 185 GWh (20,0%)
• Via électricité : 37 GWh (4,0%)
4. Secteur de la sidérurgie : 702 GWh/anLa sidérurgie wallonne, malgré sa consommation énergétique importante, présente un potentiel de 702 GWh/an. Ce secteur se caractérise par des températures de rejet très élevées, particulièrement dans les aciéries électriques, offrant des opportunités de valorisation directe intéressantes.
5. Secteur des minéraux non métalliques : 265 GWh/an
Ce secteur, qui inclut notamment la production de ciment, de chaux et de matériaux de construction, présente le potentiel le plus faible avec 265 GWh/an. Cette situation s’explique par le fait que ces industries ont souvent déjà optimisé leurs processus thermiques et que leurs besoins de chaleur sont généralement situés à proximité immédiate des sources de rejet.
Analyse technique détaillée par source d’énergie
Chaleur fatale issue de l’électricité : 1.767 GWh/an
La récupération de chaleur sur les processus électriques représente 36,6% du potentiel total wallon avec 1.767 GWh/an. Cette catégorie se subdivise en deux sous-ensembles distincts aux caractéristiques techniques différentes.
Récupération sur les processus électriques : 188 GWh/an
Cette chaleur résulte de la récupération sur les procédés de chauffage électriques tels que les aciéries, fours, étuves et processus d’électrolyse. L’évaluation repose sur des hypothèses sectorielles spécifiques :
Sidérurgie : Le potentiel est calculé sur la base des consommations électriques des aciéries électriques wallonnes, soit 817 GWh de besoin en chaleur. Le pourcentage de récupération est extrapolé d’une étude de récupération de chaleur dans une aciérie wallonne, établi à 12,5%.
Chimie : L’étude estime que 35% de l’énergie électrique du secteur est utilisée pour des procédés de chauffage électrique (extrudeuses, électrolyses, processus thermochimiques). Le taux de récupération est fixé à 10%, lié au gain sur le rendement d’un récupérateur sur des fumées à 200°C.
Alimentation : 20% de l’énergie électrique du secteur est considérée comme utilisée pour des procédés de chauffage électrique (lyophilisation, étuves, fondoirs, processus de cuisson). Le taux de récupération appliqué est également de 10%.
Minéraux non métalliques et Papier : Ces secteurs ne présentent pas de procédés électriques significatifs produisant de la chaleur récupérable.
Récupération sur les compresseurs : 1.579 GWh/an
Cette source représente la part la plus importante de la chaleur fatale électrique avec 1.579 GWh/an. Elle concerne la récupération sur les compresseurs d’air comprimé et les compresseurs frigorifiques, équipements omniprésents dans l’industrie wallonne.
La méthodologie repose sur l’identification de la part d’électricité utilisée dans des compresseurs pour chaque secteur :
Secteur
Part compresseurs
Chaleur compresseurs (GWh)
Chaleur récupérable (GWh)
Sidérurgie
5%
341
171
Chimie
15%
1.208
604
Minéraux non métalliques
5%
312
156
Alimentation
35%
1.223
611
Papier
8%
74
37
Le calcul de la chaleur compresseur se base sur un coefficient d’efficacité énergétique (EER) de 4, hypothèse couramment utilisée dans l’industrie. La part de chaleur récupérable est estimée à 50% sur la base de l’efficacité des échangeurs à plaques à contre-courant.Le secteur de l’alimentation présente le potentiel le plus élevé (35% de consommation électrique dédiée aux compresseurs) en raison de l’importance des systèmes de réfrigération et de conservation dans cette industrie.
Chaleur fatale issue des combustibles : 2.084 GWh/an
La récupération sur les fumées des fours utilisant des combustibles constitue la source la plus importante de chaleur fatale en Wallonie avec 2.084 GWh/an, soit 43,1% du potentiel total. Cette prédominance reflète l’importance des combustibles fossiles dans le mix énergétique industriel wallon (65,7% de la consommation totale).
Méthodologie d’évaluation
L’évaluation repose sur l’estimation de la chaleur consommée (chaleur utile) et de la chaleur récupérable pour chaque secteur. La chaleur consommée est calculée en estimant la quantité de chaleur utile au chauffage du procédé, le solde constituant la chaleur perdue potentiellement récupérable.Rendements sectoriels utilisés :
Sidérurgie : Le rendement de combustion d’un four sans récupérateur avec des fumées à 650°C est calculé à 69% sur la base d’abaques pour les fours de réchauffage sans récupérateur.
Chimie : La chaleur consommée représente 48% de la consommation de combustible, valeur basée sur l’analyse des 6 plus grandes entreprises du secteur.
Minéraux non métalliques : Le rendement de combustion d’un four avec récupérateur avec des fumées à 150°C est évalué à 93% (four rotatif).
Alimentation : Le rendement saisonnier d’une chaudière est estimé à 70%.
Papier : La chaleur consommée pour le procédé et l’auto-production électrique du secteur est estimée à 53%.
Taux de récupération par secteur
Les pourcentages de chaleur récupérable varient significativement selon les secteurs, reflétant leurs spécificités techniques et leurs contraintes opérationnelles :
Secteur
Consommation combustible (GWh)
Chaleur consommée (GWh)
Taux récupération
Chaleur récupérable (GWh)
Sidérurgie
2.765
1.659 (60%)
50%
829
Chimie
6.601
3.290 (48%)
25%
828
Minéraux non métalliques
8.564
7.965 (85%)
10%
60
Alimentation
3.885
2.719 (70%)
50%
583
Papier
788
433 (55%)
50%
185
Sidérurgie : 50% de chaleur récupérable (haute température), reflétant les importantes opportunités offertes par les fumées à haute température des fours sidérurgiques.
Chimie : 25% de chaleur récupérable, valeur limitée par le fait qu’une partie significative de cette chaleur est déjà récupérée pour l’auto-production d’électricité dans de nombreuses installations.
Minéraux non métalliques : 10% de chaleur récupérable, tenant compte du fait qu’il y a très peu de besoins de chaleur à proximité de ce type d’entreprise et que les processus sont souvent déjà optimisés.
Alimentation et Papier : 50% de chaleur récupérable sur la chaleur basse température (< 100°C), particulièrement adaptée aux réseaux de chaleur urbains.
Chaleur fatale issue du renouvelable : 981 GWh/an
Cette catégorie, représentant 20,3% du potentiel total avec 981 GWh/an, se compose principalement de deux éléments :
Chaleur fatale de la liqueur noire : 672 GWh/an
La liqueur noire, sous-produit du processus de fabrication de la pâte à papier, constitue la source principale de chaleur fatale renouvelable en Wallonie. Avec 2.860 GWh de consommation de cette source d’énergie renouvelable dans le secteur papetier, le potentiel de récupération est estimé à 672 GWh/an.Le calcul repose sur une chaleur consommée de 53% (1.516 GWh) et un taux de récupération de 50%, similaire aux autres sources de chaleur basse température. Cette ressource présente l’avantage d’être à la fois renouvelable et disponible en continu, contrairement à d’autres sources d’énergie renouvelable intermittentes.
Potentiel renouvelable non comptabilisé : 308 GWh/an
Cette catégorie concerne la récupération d’énergie thermique sur des investissements valorisant des énergies renouvelables utilisées à des fins thermiques, mais qui ont été identifiés sans être encore réalisés. Ces chiffres se basent sur la consolidation de 515 études de préfaisabilité réalisées dans le cadre des accords de branche, couvrant la biomasse sèche, la biomasse humide, la cogénération biomasse, le solaire thermique et les pompes à chaleur.
La répartition sectorielle de ce potentiel montre :
Secteur
Potentiel renouvelable (GWh)
Chimie
227
Minéraux non métalliques
49
Papier
30
Sidérurgie
3
Alimentation
0
Total
308
Le secteur chimique domine cette catégorie avec 227 GWh, reflétant les nombreuses opportunités d’intégration d’énergies renouvelables dans les processus chimiques wallons.
Opportunités de valorisation et applications
Intégration dans les réseaux de chaleur
La valorisation de la chaleur fatale trouve une application particulièrement prometteuse dans le développement des réseaux de chaleur en Wallonie. Selon l’étude du Service Public de Wallonie, les réseaux de chaleur pourraient couvrir 44% des besoins en énergie finale et 70% des besoins de chaleur en Wallonie [6].Le potentiel de 6,3 TWh par an de chaleur fatale identifié par le SPW représente 14% des besoins de chaleur de la région [6]. Plus spécifiquement, 2.400 GWh de chaleur fatale pourraient être récupérés par des réseaux de chaleur [7], soit environ la moitié du potentiel total identifié par l’étude Pirotech.
Cette différence s’explique par les contraintes géographiques et techniques de raccordement aux réseaux. La proximité entre les sources de chaleur fatale et les zones de consommation constitue en effet un facteur déterminant pour la faisabilité économique des projets.
Répartition du potentiel par secteur de consommation
L’analyse du SPW révèle que le potentiel de substitution par les réseaux de chaleur varie significativement selon les secteurs de consommation [8] :
Secteur résidentiel : 84% des besoins de chaleur peuvent être substitués par des réseaux de chaleur. Cette forte proportion s’explique par l’adéquation entre les températures de distribution des réseaux (60-70°C) et les besoins de chauffage des logements.
Secteur tertiaire : 54% des besoins peuvent être couverts. Ce secteur, incluant les bureaux, magasins et équipements publics, présente des besoins de chaleur moins importants mais souvent concentrés géographiquement.
Secteur industriel : 29% des besoins peuvent être substitués. Cette proportion plus faible s’explique par les températures élevées souvent requises par les processus industriels (>140°C), que les réseaux de chaleur conventionnels ne peuvent couvrir.
Applications directes et indirectes
La chaleur fatale peut être valorisée selon deux approches principales [9] :
Valorisation interne
Le site industriel récupère et exploite sa propre chaleur fatale pour ses besoins internes. Cette approche présente l’avantage de la simplicité de mise en œuvre et de la maîtrise complète du système par l’exploitant.
Applications typiques :
• Préchauffage de processus industriels
• Chauffage des bâtiments industriels et administratifs•Production d’eau chaude sanitaire
• Séchage de produits ou de matières premières
Valorisation externe
L’énergie est réinjectée dans un réseau externe ou vendue à un site voisin. Cette approche nécessite des investissements plus importants mais peut générer des revenus complémentaires pour l’entreprise.
Applications possibles :
• Alimentation de réseaux de chaleur urbains•Fourniture de chaleur à des entreprises voisines
• Chauffage de serres agricoles
• Alimentation de piscines publiques ou centres aquatiques
Usages directs et indirects
La chaleur récupérée peut être utilisée directement pour le chauffage ou indirectement pour la production d’autres formes d’énergie [10] :
Usages directs : chauffage de locaux, production d’eau chaude sanitaire, séchage, alimentation de réseaux de chaleur, processus industriels nécessitant de la chaleur.
Usages indirects : production d’électricité par cycle organique de Rankine (ORC), production d’air comprimé, recompression de vapeur, production d’énergie mécanique.
Technologies de récupération
Le choix de la technologie de récupération dépend étroitement du niveau de température de la source et de l’usage envisagé :
Pour les basses températures (< 100°C)
Pompes à chaleur : Permettent de relever le niveau de température pour des applications de chauffage. Particulièrement adaptées aux rejets de compresseurs frigorifiques et aux eaux de refroidissement.
Échangeurs thermiques : Solution simple et efficace pour la récupération directe sur les circuits d’eau ou d’air.
Stockage thermique : Utilisation de matériaux à changement de phase pour stocker la chaleur et la restituer selon les besoins.
Pour les moyennes et hautes températures (> 100°C)
Récupérateurs sur fumées : Échangeurs spécialisés pour la récupération sur les gaz de combustion.
Cycles thermodynamiques : Cycles organiques de Rankine (ORC) pour la production d’électricité à partir de chaleur moyenne température.
Chaudières de récupération : Pour la production de vapeur à partir de gaz chauds.
Comparaison avec d’autres régions et pays
Contexte européen
La Wallonie s’inscrit dans un mouvement européen de valorisation de la chaleur fatale. Selon les données de l’ADEME, le gisement de chaleur fatale facilement valorisable dans l’industrie française serait de 12 TWh/an, de quoi chauffer un million de logements. Cependant, seulement 0,4 TWh était exploité en 2020, soit environ 3,3% du potentiel.En comparaison, le potentiel wallon de 4,832 TWh/an pour une région de 3,6 millions d’habitants représente un gisement proportionnellement important. Rapporté à la population, la Wallonie présente un potentiel de chaleur fatale par habitant supérieur à la moyenne française, reflétant la densité industrielle de la région.
Répartition sectorielle comparative
La répartition sectorielle du gisement français selon l’ADEME [11] montre :
• Agro-alimentaire : 31%
• Chimie plastique : 22%
• Papier carton : 13%
• Métaux dont sidérurgie : 12%
• Matériaux non métalliques : 11%
• Raffinage : 3%
• Autres : 8%
Cette répartition présente des similitudes avec la situation wallonne, où la chimie et l’agroalimentaire dominent également le paysage de la chaleur fatale. Cependant, la Wallonie se distingue par l’importance relative du secteur papetier, qui bénéficie de la valorisation de la liqueur noire.
Initiatives européennes
Plusieurs pays européens ont développé des politiques volontaristes pour la valorisation de la chaleur fatale :Danemark : Pionnier des réseaux de chaleur, le Danemark valorise massivement la chaleur fatale industrielle et des incinérateurs. Environ 50% de la population danoise est raccordée à un réseau de chaleur [12].
Allemagne : Le pays a développé un cadre réglementaire favorable à la cogénération et aux réseaux de chaleur, avec des mécanismes de soutien spécifiques pour la valorisation de la chaleur fatale.
France : Le fonds chaleur de l’ADEME, doté de 350 millions d’euros, finance des projets de récupération de chaleur fatale jusqu’à 50% de l’assiette éligible pour les petites entreprises.
Objectifs belges et wallons
Le Plan belge Énergie-Climat prévoit un doublement de la production de chaleur renouvelable dans les 10 prochaines années, passant de 8,7 TWh (2016) à 14,2 TWh en 2030 [13]. Cette progression de 5,5 TWh pourrait être significativement alimentée par la valorisation de la chaleur fatale wallonne.Si l’ensemble du potentiel wallon de 4,832 TWh/an était valorisé, il représenterait près de 88% de l’augmentation prévue au niveau belge, soulignant l’importance stratégique de cette ressource pour l’atteinte des objectifs nationaux.
Défis et obstacles à la valorisation
Barrières techniques
La valorisation de la chaleur fatale se heurte à plusieurs défis techniques majeurs qui expliquent en partie le faible taux d’exploitation actuel de cette ressource.
Inadéquation temporelle
L’un des principaux obstacles réside dans le décalage temporel entre la production de chaleur fatale et les besoins de consommation. Les processus industriels fonctionnent souvent en continu ou selon des cycles de production spécifiques, tandis que les besoins de chauffage des bâtiments suivent des variations saisonnières et journalières marquées.Cette problématique nécessite le développement de solutions de stockage thermique, technologies encore coûteuses et complexes à mettre en œuvre à grande échelle. Les matériaux à changement de phase et les stockages souterrains représentent des pistes prometteuses mais nécessitent des investissements de recherche et développement importants.
Inadéquation géographique
La distance entre les sources de chaleur fatale et les zones de consommation constitue un autre défi majeur. Les sites industriels sont souvent situés en périphérie des zones urbaines, nécessitant des réseaux de transport de chaleur sur de longues distances.Le transport de chaleur sur de grandes distances entraîne des pertes thermiques importantes et des coûts d’infrastructure élevés. Selon les experts, la rentabilité des réseaux de chaleur diminue rapidement au-delà de quelques kilomètres de transport [14].
Niveaux de température inadéquats
Comme mentionné précédemment, plus de 50% de la chaleur fatale est disponible à moins de 100°C [15], nécessitant des technologies de remontée en température pour de nombreuses applications. Les pompes à chaleur industrielles, bien qu’en développement, restent coûteuses et leur efficacité diminue avec l’écart de température à combler.
Barrières économiques
Investissements initiaux élevés
La mise en place de systèmes de récupération de chaleur fatale nécessite des investissements importants, particulièrement pour les projets de réseaux de chaleur. Les temps de retour sur investissement, généralement compris entre 8 et 16 ans, peuvent décourager les investisseurs privés.Cette problématique est accentuée par la difficulté d’évaluer précisément la rentabilité des projets en raison de l’incertitude sur les prix futurs de l’énergie et l’évolution des consommations.
Modèles économiques complexes
La valorisation externe de chaleur fatale nécessite la mise en place de modèles économiques complexes impliquant plusieurs acteurs : producteur de chaleur fatale, gestionnaire de réseau, consommateurs finaux. La répartition des coûts et des bénéfices entre ces différents acteurs constitue souvent un point de blocage dans le développement des projets.
Concurrence avec les énergies conventionnelles
Malgré la volatilité récente des prix de l’énergie, les combustibles fossiles restent souvent compétitifs face aux investissements de récupération de chaleur fatale, particulièrement lorsque les coûts externes (émissions de CO2, pollution) ne sont pas internalisés dans les prix.
Barrières réglementaires et administratives
Cadre réglementaire insuffisant
Bien que la Wallonie ait adopté en octobre 2020 un cadre réglementaire pour les réseaux de chaleur, celui-ci reste minimal et ne prévoit pas de mécanismes de soutien spécifiques à la valorisation de la chaleur fatale [16]. L’absence de tarifs de rachat garantis ou de mécanismes de soutien dédiés limite l’attractivité économique des projets, contrairement à d’autres sources d’énergie renouvelable qui bénéficient de cadres incitatifs plus développés.
Complexité administrative
Le développement de projets de valorisation de chaleur fatale, particulièrement les réseaux de chaleur, nécessite de nombreuses autorisations et implique de multiples acteurs (communes, gestionnaires de voirie, distributeurs d’énergie). Cette complexité administrative allonge les délais de développement et augmente les coûts de transaction.
Manque de coordination
L’absence de coordination entre les différents niveaux de pouvoir (fédéral, régional, local) et les différents secteurs (industrie, énergie, urbanisme) limite le développement d’une approche intégrée de la valorisation de la chaleur fatale.
Défis organisationnels
Manque de sensibilisation
De nombreuses entreprises industrielles ne sont pas suffisamment sensibilisées au potentiel de valorisation de leur chaleur fatale. L’absence de données précises sur les gisements disponibles et les technologies applicables limite l’émergence de projets.
Compétences techniques
La mise en œuvre de projets de récupération de chaleur fatale nécessite des compétences techniques spécialisées encore peu répandues sur le marché wallon. Le développement de ces compétences constitue un enjeu important pour la filière.
Résistance au changement
Les entreprises industrielles peuvent être réticentes à modifier leurs processus de production pour intégrer des systèmes de récupération de chaleur, par crainte d’impacts sur leur activité principale ou de complications opérationnelles.
Recommandations et perspectives d’avenir
Stratégies de développement
Face au potentiel considérable identifié et aux défis à surmonter, plusieurs stratégies peuvent être mises en œuvre pour accélérer la valorisation de la chaleur fatale en Wallonie.
Approche progressive par secteur
Priorisation des secteurs à fort potentiel : Les secteurs de la chimie (1.729 GWh/an) et de l’alimentation (1.212 GWh/an) devraient faire l’objet d’une attention prioritaire, représentant à eux seuls 61% du potentiel total [17]. Ces secteurs présentent l’avantage d’avoir des rejets thermiques souvent compatibles avec les besoins de chauffage urbain.
Développement de projets pilotes : La mise en place de projets de démonstration dans chaque secteur prioritaire permettrait de valider les technologies, d’affiner les modèles économiques et de sensibiliser les acteurs industriels.
Ces projets pourraient bénéficier de soutiens publics renforcés pour compenser les surcoûts liés à l’innovation.
Mutualisation intersectorielle : L’identification de zones industrielles où plusieurs secteurs sont présents pourrait permettre de développer des synergies et de mutualiser les investissements d’infrastructure. Les parcs industriels existants constituent des cibles privilégiées pour ce type d’approche.
Développement territorial intégré
Planification énergétique territoriale : L’intégration de la valorisation de la chaleur fatale dans les plans énergétiques communaux et intercommunaux permettrait d’optimiser l’adéquation entre l’offre industrielle et la demande urbaine. Cette approche nécessite une cartographie fine des gisements et des besoins à l’échelle locale.
Zones d’aménagement concerté : Le développement de nouveaux quartiers ou la rénovation de zones urbaines existantes devraient systématiquement intégrer l’évaluation des possibilités de raccordement à des sources de chaleur fatale industrielle. Cette approche préventive est plus efficace que les adaptations a posteriori.
Corridors énergétiques : L’identification et la protection d’espaces dédiés au passage de réseaux de chaleur entre les zones industrielles et urbaines faciliteraient le développement futur de projets. Ces corridors pourraient être intégrés dans les documents d’urbanisme.
Mesures de soutien nécessaires
Cadre réglementaire renforcé
Obligation d’étude de valorisation : L’instauration d’une obligation d’étude de valorisation de la chaleur fatale pour les nouvelles installations industrielles ou les rénovations importantes permettrait de systématiser l’identification des opportunités. Cette mesure, déjà en vigueur dans certains pays européens, pourrait être adaptée au contexte wallon.
Mécanismes de soutien financier : Le développement de tarifs de rachat garantis pour la chaleur fatale injectée dans les réseaux, sur le modèle des certificats verts pour l’électricité renouvelable, créerait un cadre économique favorable aux investissements.
Simplification administrative : La création d’un guichet unique pour les projets de valorisation de chaleur fatale, regroupant l’ensemble des autorisations nécessaires, réduirait les délais et les coûts de développement.
Instruments économiques
Fonds de garantie : La création d’un fonds de garantie public pour les investissements de récupération de chaleur fatale réduirait les risques perçus par les investisseurs privés et faciliterait l’accès au financement.
Subventions ciblées : Des subventions spécifiques aux études de faisabilité et aux investissements de récupération de chaleur fatale, calibrées selon la taille des entreprises et le potentiel des projets, accéléreraient le développement de la filière.
Fiscalité incitative : L’instauration d’avantages fiscaux pour les investissements de récupération de chaleur fatale (amortissements accélérés, crédit d’impôt) améliorerait la rentabilité des projets.
Développement des compétences
Formation spécialisée : Le développement de formations spécialisées dans les technologies de récupération de chaleur fatale, en partenariat avec les universités et centres de formation wallons, permettrait de disposer des compétences techniques nécessaires.
Centres de compétences : La création de centres de compétences régionaux, associant recherche, formation et accompagnement des entreprises, faciliterait le transfert de technologies et le développement de l’expertise locale.
Réseau d’experts : La constitution d’un réseau d’experts et de consultants spécialisés dans la valorisation de la chaleur fatale offrirait un accompagnement technique aux entreprises intéressées.
Innovation technologique
Recherche et développement
Technologies de stockage : Le développement de solutions de stockage thermique adaptées aux contraintes industrielles constitue un enjeu majeur pour résoudre les problèmes d’inadéquation temporelle. Les recherches sur les matériaux à changement de phase et les stockages souterrains devraient être prioritaires.
Pompes à chaleur industrielles : L’amélioration de l’efficacité et la réduction des coûts des pompes à chaleur haute température permettraient de valoriser une plus grande part des rejets basse température.
Réseaux intelligents : Le développement de réseaux de chaleur intelligents, capables de gérer de multiples sources et de s’adapter aux variations de production et de consommation, optimiserait l’utilisation de la chaleur fatale.
Digitalisation
Monitoring en temps réel : L’installation de systèmes de monitoring permettant de mesurer en continu les rejets thermiques industriels faciliterait l’identification des opportunités et l’optimisation des systèmes de récupération.
Plateformes d’échange : Le développement de plateformes numériques mettant en relation producteurs et consommateurs de chaleur fatale pourrait faciliter l’émergence de nouveaux modèles économiques.
Jumeaux numériques : L’utilisation de jumeaux numériques pour modéliser les systèmes de récupération de chaleur fatale permettrait d’optimiser leur conception et leur exploitation.
Perspectives d’évolution
Évolution du contexte énergétique
L’évolution du contexte énergétique européen et wallon devrait favoriser le développement de la valorisation de la chaleur fatale dans les prochaines années.
Hausse des prix de l’énergie : La volatilité et la tendance haussière des prix de l’énergie améliorent la compétitivité économique des projets de récupération de chaleur fatale. Cette évolution devrait se poursuivre avec la mise en place progressive de la tarification carbone.
Renforcement de la réglementation climatique : Le durcissement des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, tant au niveau européen que wallon, créera des incitations supplémentaires à la valorisation de toutes les sources d’énergie renouvelable disponibles.
Développement des réseaux de chaleur : L’objectif de développement des réseaux de chaleur en Wallonie créera de nouveaux débouchés pour la chaleur fatale industrielle. La synergie entre ces deux politiques devrait s’amplifier.
Évolution technologique
Maturité technologique croissante : Les technologies de récupération de chaleur fatale continuent de progresser en termes d’efficacité et de réduction des coûts. Cette évolution devrait accélérer leur déploiement commercial.
Intégration systémique : L’évolution vers des approches systémiques intégrant production, stockage, transport et consommation de chaleur permettra d’optimiser l’ensemble de la chaîne de valorisation.
Économie circulaire : L’intégration de la valorisation de la chaleur fatale dans les démarches d’économie circulaire des entreprises créera de nouvelles opportunités de développement.
Potentiel d’impact
Si l’ensemble du potentiel identifié de 4.832 GWh/an était valorisé, l’impact serait considérable pour la Wallonie :
Réduction des émissions : En substitution aux combustibles fossiles, cette valorisation permettrait d’éviter l’émission d’environ 1,2 million de tonnes de CO2 par an, soit près de 3% des émissions totales de la Wallonie.
Sécurité énergétique : La valorisation de cette ressource locale réduirait la dépendance énergétique de la région et améliorerait sa résilience face aux crises énergétiques.
Développement économique : Le développement de la filière chaleur fatale pourrait créer plusieurs centaines d’emplois directs et indirects en Wallonie, dans les domaines de l’ingénierie, de la construction, de l’exploitation et de la maintenance.
Compétitivité industrielle : La valorisation de la chaleur fatale permettrait aux entreprises wallonnes de réduire leurs coûts énergétiques et d’améliorer leur compétitivité, tout en renforçant leur image environnementale.
Conclusion
L’évaluation du potentiel de la chaleur fatale en Wallonie révèle l’existence d’un gisement énergétique considérable de 4.832 GWh par an, largement sous-exploité à ce jour. Cette ressource, équivalente à 14% des besoins de chaleur de la région, représente une opportunité majeure pour accélérer la transition énergétique wallonne et atteindre les objectifs de décarbonation fixés à l’horizon 2050.
L’analyse sectorielle met en évidence la prédominance des secteurs de la chimie (1.729 GWh/an) et de l’alimentation (1.212 GWh/an), qui concentrent à eux seuls 61% du potentiel total. Cette concentration sectorielle offre l’avantage de permettre une approche ciblée et progressive du développement de la filière, en commençant par les gisements les plus importants et les plus facilement valorisables.
La diversité des sources de chaleur fatale identifiées – issues des combustibles (43,1%), de l’électricité (36,6%) et du renouvelable (20,3%) – constitue un atout majeur pour la robustesse et la résilience du système énergétique wallon. Cette diversité permet d’envisager différentes stratégies de valorisation selon les technologies disponibles, les contraintes locales et les besoins des consommateurs.
Cependant, la valorisation de ce potentiel se heurte à des défis techniques, économiques et réglementaires significatifs. L’inadéquation temporelle et géographique entre production et consommation, les investissements initiaux élevés, et l’insuffisance du cadre réglementaire actuel constituent autant d’obstacles à surmonter pour libérer ce potentiel.
Le développement de la valorisation de la chaleur fatale en Wallonie nécessite une approche intégrée combinant innovation technologique, soutien public et coordination entre acteurs. Les recommandations formulées – renforcement du cadre réglementaire, mécanismes de soutien financier, développement des compétences et innovation technologique – dessinent les contours d’une politique publique ambitieuse pour cette filière.
L’enjeu dépasse la seule dimension énergétique. La valorisation de la chaleur fatale s’inscrit dans une logique d’économie circulaire qui transforme un “déchet” énergétique en ressource valorisable. Cette approche contribue simultanément à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, à l’amélioration de la sécurité énergétique, au développement économique local et au renforcement de la compétitivité industrielle wallonne.Dans le contexte européen de transition énergétique accélérée et de recherche d’autonomie énergétique, la Wallonie dispose avec la chaleur fatale d’un atout considérable pour réussir sa transformation énergétique. La mobilisation de cette ressource locale et renouvelable pourrait positionner la région comme un territoire pionnier dans la valorisation de l’énergie de récupération, créant un avantage concurrentiel durable pour son industrie.
L’étude de Pirotech fournit les bases scientifiques et techniques nécessaires pour engager cette transformation. Il appartient désormais aux décideurs politiques, aux acteurs industriels et aux opérateurs énergétiques de s’emparer de ces résultats pour concrétiser le potentiel identifié. L’urgence climatique et les enjeux de souveraineté énergétique rendent cette mobilisation plus nécessaire que jamais.
La chaleur fatale wallonne représente ainsi bien plus qu’une simple opportunité énergétique : elle constitue un levier stratégique pour une transition énergétique juste, durable et créatrice de valeur pour l’ensemble du territoire wallon.
Les difficultés d’alimentation en gaz naturel liées à la guerre en Ukraine ont remis un coup de projecteur sur les combustibles alternatifs compatibles avec les objectifs de décarbonation de la chaleur. Parmi ces alternatives, le biogaz, et en particulier le biométhane.
De quoi s’agit-il?
Le biométhane est un gaz produit à partir de matières organiques par un processus appelé digestion anaérobie. Lors de ce processus, des matières organiques telles que des déchets et résidus agricoles, des boues d’épuration, des déchets alimentaires ou encore des déchets verts sont décomposées dans des conditions anaérobies, c’est-à- dire sans oxygène, produisant ainsi du biogaz. Ce biogaz est ensuite épuré, formant du biométhane, un gaz présentant les mêmes caractéristiques que le gaz naturel et pouvant être injecté dans le réseau existant et utilisé directement par les clients, sans adaptations techniques et investissements de leur part.
Notons qu’hormis le biométhane, d’autres gaz renouvelables (biobutane, biopropane) peuvent être produits par la gazéification de biomasse solide, la combinaison d’hydrogène vert et de CO2 pour former du gaz synthétique.
Pour aller plus loin sur la contribution de la biométhanisation à la production d’électricité verte et à la flexibilité du réseau, découvrez l’article de Renouvelle :
« Décarboner notre électricité grâce à la biométhanisation ».
Le biométhane peut être utilisé sans adaptation des chaudières. Il y a donc théoriquement un potentiel important par le simple remplacement (total ou partiel) du gaz naturel par du biométhane dans le réseau existant. En fait, de telles injections se font déjà, mais de façon marginale. Des premiers sites sont opérationnels, dont celui de Fleurus qui alimente l’équivalent de 2000 ménages. D’autres unités sont en étude ou construction sur le réseau ORES. Il n’y en a pas, à notre connaissance sur le réseau RESA (en 2024).
Sites d’injection de biométhane sur le réseau ORES, en 2021.
Et hors des réseaux de gaz ? Biobutane et Bioproane en bouteille et citernes existent aujourd’hui en mélange avec des gaz fossiles (20% de ‘bio’ pour 80% de fossile).
La solution miracle ?
Le principal frein au développement du biométhane aujourd’hui semble être son potentiel limité. Une étude de Valbiom réalisée en 2019((Valbiom (2019). Quelle place pour le biométhane injectable en Belgique ?)) fait le point sur la place du biométhane injectable en Belgique. Qu’y lit-on ?
Le potentiel de production en Belgique serait de 15,6 TWhPCS par an, dont 8,3 en Wallonie. C’est assez proche des 13 TWhPCI((Déduit de : ICEDD (2022). Bilan énergétique de la Wallonie 2019.)) de consommation finale de gaz utilisé en 2019 par le secteur domestique wallon. Un potentiel non négligeable donc, mais qu’il faudra partager avec l’industrie, la production d’engrais, etc.
Si le biométhane est injecté dans le réseau de distribution de gaz naturel, il faut tenir compte du recouvrement imparfait entre zones de production et zones de consommations pour limiter les transports de matière organique sur de longues distantes. A ce compte, la Wallonie est mal lotie, avec ses larges zones agricoles dépourvue de réseau gaz. Il existe néanmoins quelques poches, telles que Rochefort, Dinant ou Bastogne, qui disposent à la fois du réseau de distribution et d’un potentiel de production important.
Ces zones pré- sentent à la fois des consommations plus faibles de gaz et des gisements importants en milieu rural. La consommation essentiellement résidentielle de ces zones conduit également à une saisonnalité de consommation forte, menant à une capacité d’accueil réduite. Ces dernières pourraient donc subvenir à leurs propres besoins, devenant des « communes gaz vert ».((Valbiom (2019). Quelle place pour le biométhane injectable en Belgique ?))
Selon les acteurs de la filière, les freins actuels au développement du biométhane comme combustible sont à chercher dans le cadre réglementaire plus que dans la ressource ou la technologie((Green Gas Platform (2024). Biométhane : la biomasse comme source d’énergie pour une transition durable pour tous.)). Le biométhane étant plus cher que le gaz naturel, un soutien public et un cadre facilitant est, selon eux, nécessaire pour que les acteurs se lancent.
Pour une analyse approfondie du biométhane en tant qu’alternative au gaz fossile et des perspectives de développement, consultez l’article de Renouvelle :
« Le biométhane, une alternative au gaz fossile ».
En conclusion
Une fois les freins économiques et administratifs levés, le potentiel du biométhane pourra se déployer, mais avec quelques bémols :
Comme pour les autres biocarburants, il y a un risque de concurrence sur les sols entre la production nourricière et la production a finalité énergétique, avec les débats connus sur le modèle agricole induit. Le biométhane devrait, a priori, rester une forme de valorisation de déchets : effluents d’élevage, boues de stations d’épuration, huiles domestiques, graisses animales, etc. La ressource n’est donc pas infinie.
Ce gaz vert, rien ne dit qu’il finira dans nos chaudières. Différentes applications industrielles requièrent des combustions et n’auront pas d’autre alternative que les biogaz. Il y a dès lors fort à parier que les besoins domestiques passeront derrière ces gros consommateurs.
Le processus présente des risques de fuites (d’ammoniac notamment) à certaines étapes, qui doivent être maîtrisées faute de déteriorer le bénéfice climatique de cette filière.
Dès lors, faut-il compte sur le biométhane à l’avenir ? oui, certainement. Mais pas partout, et pas en remplacement de tout le gaz aujourd’hui consommé. Il ne faut donc voir cette piste comme une solution miracle, mais comme un élément important d’une stratégie de diversification des solutions bas carbone. Une piste à suivre donc, pour laquelle le site de Valbiom est une mine d’informations.
L’hydrogène est un gaz qui peut être utilisé comme combustible, en alternative au gaz « naturel ». La combustion de celui-ci n’entraine aucune émission de CO2, vu que l’association de hydrogène à l’oxygène donne… de l’eau : 2 H2 + 02 => 2 H20. Pour autant que sa production et son transport soient eux-aussi décarbonés, nous tenons donc là une réelle piste d’alternative aux combustibles fossiles.
Produire de l’hydrogène vert
Selon le type de production, on distingue différents hydrogènes auxquels sont attribués une couleur.
L’hydrogène vert est issus d’énergie renouvelable électrique, utilisée pour réaliser une électrolyse((L’électrolyse est la décomposition d’une molécule en sous-produits par application d’un courant électrique)) de l’eau, et peut donc présenter un bilan carbone très intéressant. On parle alors de « power to gas » pour présenter ce principe comme une forme de stockage d’énergie électrique excédentaire lors des pics de production renouvelable. Malheureusement, cette électrolyse nécessite énormément d’énergie électrique: chimiquement, 40 kWh par kg d’hydrogène produit, auxquels il faut ajouter les rendements imparfaits des équipements. Comptons aujourd’hui de l’ordre de 60 kWh électrique((Fulcheri, L. (2022).« L’hydrogène turquoise », une solution viable sans CO2 ?. Polytechnique insights.)) par kilo produit, alors que le PCI de l’hydrogène est de 33 kWh/kg. On a donc grosso-modo une perte de 50% de l’énergie introduite dans le processus.
Les autres formes d’hydrogène sont issues du gaz naturel, c’est-à-dire essentiellement de méthane (CH4), ou de biométhane. Carbone et hydrogène peuvent dans ce cas être séparés de deux façons. La première est le reformage : la combinaison du méthane avec de la vapeur d’eau, permettant de dissocier H et CO2, ce dernier étant dégagé dans l’atmosphère (hydrogène gris) ou capturé en partie (hydrogène bleu). La seconde est la pyrolyse((La pyrolyse consiste à monter à très haute température (1000 à 2000°C) pour décomposer les molécules enautres produits.)) (hydrogène turquoise), utilisant de l’eau et de l’électricité (mais moins que l’électrolyse), avec comme résidu du carbone sous forme solide, non émis dans l’atmosphère donc. Cerise sur le gâteau ? Le noir de carbone produit par la pyrolyse a une haute valeur ajoutée, ce qui rend la piste industriellement intéressante.
Le gouvernement fédéral belge s’est doté en 2021 d’une stratégie de développement de l’hydrogène, mise à jour en 2022((Gouvernement fédéral belge (2022). Vision et stratégie Hydrogène)). Une partie de celle-ci concerne les bâtiments. On peut y lire notamment :
Actuellement, les bâtiments sont principalement chauffés au gaz naturel et au pétrole. Les pompes à chaleur électriques réchauffent et refroidissent avec une très grande efficacité et peuvent utiliser directement de l’électricité renouvelable. Les réseaux de chaleur offrent également de bonnes possibilités de synergies. Cependant, ils ne peuvent pas être installés partout et il est clair que certains bâtiments continueront à utiliser un combustible (tel que le biogaz, l’hydrogène ou le e-méthane) pour se chauffer. Le gouvernement fédéral ne considère pas ce secteur comme une priorité pour l’application de l’hydrogène..
Que le secteur du bâtiment ne soit pas prioritaire du point de vue du secteur de l’hydrogène ne signifie cependant pas que la réciproque soit vraie, car une partie du parc n’aura pas de possibilités de rénovation profonde (à court terme) et/ou de basculement vers les technologies électriques ou biomasse (approvisionnement sous pressions). Pour cette part du parc bâti, une solution de combustible gazeux pas ou peu émetteur de CO2 parait idéale…
De l’hydrogène dans ma chaudière ?
Concentrons-nous sur les cas de bâtiments pour qui les pompes à chaleur et/ou la rénovation énergétique ne sont pas des solutions pertinentes. Comment pourraient-ils utiliser de l’hydrogène (une fois celui-ci disponible sur la marché)? La première possibilité est tout simplement de le brûler, pur ou en mélange avec du gaz naturel.
Pour des part d’hydrogène réduites, peu d’adaptations aux chaudières sont nécessaires, et des homologations existent déjà pour des taux de l’ordre de 20 à 30% d’hydrogène, si l’on en croit les sites des fabricants. Pour des part plus importantes, l’affaire se corse et les technologies sont encore en développement. Notamment, les brûleurs doivent être adaptés, l’usure accrue due à la température élevée et à la réactivité de l’hydrogène devant être gérées, et le risque d’explosion parfaitement maîtrisé.
Mais le 100% hydrogène n’est pas utopique à court terme. En réalité, le principal frein sera la mise en place d’un réseau d’alimentation. Difficile d’imaginer un réseau hydrogène parallèle à celui existant ! Tout comme il semble illusoire d’attendre un remplacement de toutes les chaudière actuelles par des équipement « hydrogène compatible ».
Les deux pistes les plus crédible sont donc :
l’injection à moyen terme d’une part d’hydrogène dans le réseau actuel, ou des branches de celui-ci, après un effort important pour rendre compatibles tous les équipements connectés. Un peu comme l’effort de conversion en cours du gaz pauvre au gaz riche. On voit que c’est lent, et pour un impact limité, puisque seul une part du combustible sera décarboné.
La conversion vers le 100% hydrogène, mais alimenté indépendamment du réseau de gaz. On trouve déjà par exemple des groupe électrogènes alimentés 100% en hydrogène. Se pose alors la question du stockage de celui-ci et du système d’approvisionnement. L’hydrogène peut se stocker sous forme liquide, à -253°C (difficile à imaginer dans un bâtiment), ou sous forme comprimée. On est alors dans un scénario proche de celui du propane actuellement, avec alimentation par camions… qui réduisent l’intérêt carbone de ce combustible.
Passer à la pile à combustible ?
Une autre piste est de passer de la chaudière à la pile à combustible. L’intérêt ? Le même que la cogénération : profiter à la fois de chaleur et d’électricité. En fait, entre cogénération et pile à combustible, on est simplement face à deux façon de convertir le gaz (ici, l’hydrogène) en énergie électrique. Là où la cogénération classique se base sur une combustion en moteur pour entrainer une génératrice, la pile à combustible mise sur un principe d’oxydation/réduction catalytique. Du point de vue de l’utilisateur, il n’y a pas grande différence.
Notons néanmoins un rendement globalement mauvais : Entre la production d’hydrogène par électrolyse et la production d’électricité dans la pile à combustible (rendement de 50 à 70% et de 50% respectivement((https://cleanpower.org/facts/clean-energy-storage/hydrogen-energy-storage/))), on a un processus complet qui n’atteint que 25 à 35% de rendement environ. Soit plus de deux tiers de perte d’électricité, pour la récupération d’un peu de chaleur.
En outre, le problème d’approvisionnement reste le même que dans la piste de conversion des chaudières.
Faire l’électrolyse à domicile ?
Si le transport de l’hydrogène est difficile, pourquoi ne pas le produire chez soi, en utilisant l’électricité et l’eau des réseau publics pour faire l’électrolyse ? Et en poussant l’idée, pourquoi ne pas utiliser l’hydrogène comme solution de stockage de nos excédents photovoltaïques? Le stockage d’énergie saisonnier serait-il en vue ?
Des électrolyseurs et solutions de stockage à petite échelle existent en effet déjà. Alimentés par la surproduction de PV, combinée à des chaudières 100% hydrogène et des solutions de récupérations de chaleur vers des ballons d’ECS par exemple, on aurait là une solution totalement décarbonée.
Mais outre la complexité (qui implique de réfléchir cela à une échelle suffisamment grande, telle qu’un réseau de chaleur urbain, pour assurer une gestion efficace) et la limite en rendement et en capacité de stockage, on risque avec ces solutions de rencontrer le même problème qu’avec l’eau chaude solaire : une désynchronisation entre source d’énergie (ici, le PV en été) et usage (chaleur en hiver), couplée à un rendement global peu intéressant.
Miroir aux alouettes ?
Si l’injection d’une part d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel semble réaliste à terme et contribuera à réduire nos émissions de carbone, beaucoup de freins apparaissent lorsque l’on envisage un recours plus important à cette molécule pour le chauffage, principalement au niveau du stockage de grandes quantités d’hydrogène dans des bâtiments non industriels. Une décarbonation totale de la chaleur d’un bâtiment tertiaires par ce moyen impliquerait à ce jour une complexité a priori exagérée.
A ce stade l’hydrogène apparait donc comme moins intéressant pour le chauffage que l’électrification ou la biomasse. Autant privilégier son développement dans les applications industrielles nécessitant des hautes températures atteintes par combustion, et en capacité de gérer les processus d’électrolyse et/ou de stockage indispensables.
La pompe à chaleur air-air ou air-eau est une technologie qui émet un fond bruyant. En effet, les pièces mécaniques en mouvement, la circulation d’air, etc., occasionnent un niveau sonore qui sera d’autant plus élevé que les conditions extérieures sont mauvaises (la PAC fonctionne au maximum de ses performances par temps froid). Les compresseurs et ventilateurs sont en l’occurrence, les éléments fautifs…
L’unité extérieure d’une pompe à chaleur émet entre 50 et 60 décibels à 1 mètre et environ 40 dB à 5 mètres. Une telle installation ne sera tolérable que si elle n’occasionne pas de gêne sonore pour les occupants de l’immeuble et pour le voisinage. Comment minimiser ce risque ? Pour les petites installations, une note de Buildwize fait un point très clair. Cette page s’en inspire et complète de quelques points d’attention pour les installations de plus grande puissance.
Exigences à respecter
Les exigences à respecter concernent tant la source de bruit que l’incidence dans le bâtiment équipé et sur les parcelles voisines.
Les limites d’émission sonore des PAC sont fixées par le règlement (UE) n° 813/2013. Le niveau de puissance sonore LWA des unités extérieures dépend de la puissance calorifique de l’installation :
Puissance thermique nominale
Niveau de puissance acoustique (LWA) à l’intérieur
Niveau de puissance acoustique (LWA) à l’extérieur
≤ 6 KW
60 dB
65 dB
> 6 et ≤12 kW
65 dB
70 dB
> 12 et ≤30 kW
70 dB
78 dB
> 30 et ≤70 kW
80 dB
88 dB
Par ailleurs, lorsque les pompes à chaleur (ou machines frigorifiques) tombent sous le coup des procédures de déclaration environnementale ou de permis d’environnement, la règle générale s’applique((Arrêté du Gouvernement wallon du 4 juillet 2002 relatif à la procédure et à diverses mesures d’exécution du décret du 11 mars 1999 relatif au permis d’environnement : http://environnement.wallonie.be/legis/pe/pe004.htm)), avec le respect des valeurs limites générales de niveaux de bruit ci-dessous. Ces seuils portent sur le niveau de pression sonore LpA, qui exprime l’immission sonore (c’est-à-dire le son perçu à une distance déterminée de la pompe). Il se mesure à la limite de la parcelle.
Zone d’immission dans laquelle les mesures sont effectuées
Valeurs limites (dB(A))
Jour
7h-19h
Transition
6h-7h
19h-22h
Nuit
22h-6h
I. Toutes zones, lorsque le point de mesure est situé à moins de 500 m de la zone d’extraction, de dépendances d’extraction, d’activité économique industrielle ou d’activité économique spécifique, ou, à moins de 200 m de la zone d’activité économique mixte, dans laquelle est situé l’établissement
55 dB
50 dB
45 dB
II. Zones d’habitat, zone d’enjeu communal et d’habitat à caractère rural, sauf I
50 dB
45 dB
40 dB
III. Zones agricoles, forestières, d’espaces verts, naturelles, de parcs, sauf I
50 dB
45 dB
40 dB
IV. Zones de loisirs, de services publics et d’équipements communautaires
55 dB
50 dB
45 dB
Les PAC soumises à déclaration sont celles tombant dans la rubrique 40.30.02.01, à savoir celles dont la puissance frigorifique nominale utile est ≥ à 12 kW et < 300 kW ou contenant plus de 3 kg d’agent réfrigérant fluoré. Les PAC soumises à permis d’environnement sont celles tombant dans la rubrique 40.30.02.02 du fait d’une puissance supérieure ou égale à 300 kW. Si votre PAC ne tombe pas dans ces rubrique et se trouve donc dispensée de permis, aucune exigence régionale ne s’applique. Il se peut cependant que des exigences locales soit présentes, dans le cadre de permis de bâtir ou de règlements de police.
Il peut aussi être utile de consulter la nouvelle version de la norme NBN S 01-400-1 consacrée aux immeubles d’habitation (une norme pour les bâtiments tertiaires est en cours de préparation : NBN S 01-400-3). Elle a été amendée pour que les exigences relatives au bruit des installations placées à l’intérieur de l’habitation s’applique désormais également aux installations placées en dehors de l’habitation. Elle reprend également le seuil de 40 dB de rayonnement acoustique des installations à la limite de la propriété voisine.
Enfin, notons qu’il n’y a pas actuellement en Wallonie d’exigence spécifique sur les bruits émergents liés aux pompes à chaleur, mais que cela existe dans les région avoisinantes, notamment en Région de Bruxelles-Capitale((https://environnement.brussels/citoyen/reglementation/obligations-et-autorisations/quels-sont-les-seuils-de-bruit-pour-les-installations-classees)) et en France((https://www.legifrance.gouv.fr/codes/article_lc/LEGIARTI000035425946)).
Limiter le bruit à la source
Choix de la technologie
A l’évidence, les solutions évitant la présence de ventilateurs à l’extérieur seront les moins problématiques. Les installations géothermiques présentent donc un avantage évident, en plus de l’intérêt énergétique.
En cas d’échangeur aéraulique, le choix du matériel aura un rôle à jouer. Quelques conseils peuvent être trouvés dans notre page sur les condenseurs d’installations de refroidissement. Au-delà, gardez en tête que dimensionner largement les échangeurs permet de réduire la vitesse de rotation des ventilateurs. Consultez les catalogues pour identifier la pression acoustique en fonction de la vitesse, et donc de la puissance thermique. Les réductions de nuisances peuvent être très importantes :
Exemple de caractéristiques acoustiques d’un aéro refroidisseur pour PAC
Tension de contrôle
2.8 V
4 V
Puissance
15.9 kW
33.1 kW
Débit d’air
4500 m3/h
9450 m3/h
Niveau de pression acoustique (à 1 m)
39 dB(A)
53 dB(A)
Bien placer l’unité extérieure
Le choix de l’emplacement pour limiter les nuisances sonores de la PAC doit prendre en compte différents paramètres :
être éloigné au maximum de la limite de propriété ;
se positionner des pièces de vie occupées ;
respecter une distance entre le mur ou le sol et l’unité extérieure afin de limiter les vibrations ou la résonance ;
ne pas diriger la ventilation de l’unité extérieure vers les fenêtres des voisins ;
éviter de placer l’unité extérieure dans un coin qui va concentrer l’onde acoustique dans une direction : le facteur de directivité Q passant de 2 pour une émission hémisphérique (source au sol dans un espace dégagé) à 4 pour une source contre un mur et 8 pour une source dans un coin. Or, le niveau de pression sonore s’exprime selon l’équation ci-dessous, avec LW la puissance à la source et r la distance à la source.
Lp=Lw+10*log(Q/(4.π.r2))
respecter une distance de suffisante avec les habitations voisines. Pour comprendre l’importance de ce dernier point, il est important de réaliser que la pression acoustique diminue de 6 dB (soit une perception divisée par 4) pour chaque doublement de la distance à la source. Ainsi, si la pression acoustique est de 70 dB à 1 m de la source, il faudra un peu moins de 20m pour atteindre le seuil de 40 dB.
Dégressivité de la pression acoustique selon la distance à la source, pour un facteur de directivité de 4 (source accolée à un mur)
Bien placer l’unité intérieure
D’un point de vue acoustique, si l’unité principale d’une pompe à chaleur se trouve à l’intérieur du bâtiment, elle doit être placée dans un local suffisamment éloigné des pièces calmes. On la pose sur des plots antivibratiles (dans le cas où la PAC est bruyante), eux-mêmes placés sur une plateforme stable en béton ou en fer. Les parois du local peuvent également être construites dans des matériaux spéciaux qui atténuent la réverbération des sons. Et l’installation d’une PAC doit évidemment répondre aux spécifications du constructeur.
Corriger le bruit émis
Quelques solutions existent pour limiter l’émission de bruit d’une PAC données :
Réaliser un coffrage antibruit pour l’unité extérieure. Des caissons d’insonorisation préfabriqués existent, au moins pour les plus petites unités extérieures. La fiche technique renseigne alors sur une réduction de pression acoustique, allant souvent de -10 à -20 dB, voir -30 dB. Des dispositifs d’insonorisation peuvent également être construits sur mesure, avec des performances variable. Attention à maintenir une ventilation suffisante pour les besoins thermiques de l’évaporateur ou de l’échangeur. Il ne s’agirait pas de pénaliser la performance thermique.
A défaut de caissons ou locaux englobant totalement l’unité extérieur ou l’aéro refroidisseur, on peut envisager de monter des baffles acoustiques, jouant sur l’absorption et diffusion des ondes sonores. Leur performance dépendra du dimensionnement et de leur implantation exacte par rapport aux sources de bruit. Elle sera a priori moindre que celle d’un caisson complet.
Exemple de rehausse acoustique autour d’un aéro refroidisseur. (Source : Delaunay acoustique)
Pour limiter les transmissions de bruit vers l’intérieur du bâtiment, poser l’unité sur une dalle en béton et des plots anti-vibratiles en caoutchouc (« silentblocs ») pour l’écarter du sol, ou sur des équerres pour la distancer du mur de pose.
Vous l’avez certainement entendu des centaines de fois : les pompes à chaleur ne fonctionnent que pour du chauffage à bas régime de température. Impossible donc d’installer une PAC dans un bâtiment non rénové !
Cette affirmation mérite quelques nuances…
Quelle température d’eau maximale ?
Les PAC sont parfois conçues de telle façon qu’un régime de température élevé ne soit pas possible. Selon les modèles, un régime maximal de température peut en effet être spécifié. On trouve facilement dans les catalogues des températures annoncée de 60 ou 70°. En cherchant bien, on tombe sur des PAC assurant des régime dits « haute température », de l’ordre de 90°C. Attention toutefois à interpréter ces chiffres correctement :
Ces hautes températures sont parfois disponible uniquement pour des PAC de puissance limitées, destinées à des usages domestiques ou tertiaires après rénovation de l’enveloppe. Espérons que de nouvelles gammes, de plus haute puissance, apparaitrons avec le temps.
Des températures très élevées sont parfois annoncées, mais pour des conditions très spécifiques du côté de la source froide. Typiquement, lorsque la PAC est destinée à valoriser de la chaleur fatale ou une source froide à température élevées. Par exemple pour faire de l’ECS en valorisant la chaleur résiduelle du circuit de retour de chauffage (voir le principe de « boosters« ).
Dans le cas des PAC air-eau, ces températures élevées ne sont pas nécessairement atteintes pour des conditions extérieures « de dimensionnement ». Or, c’est bien cela qu’il faut regarder pour étudier la possibilité de remplacer une chaudière par une PAC. Le régime de température assuré par des PAC peut décroitre lorsque la température de la source froide chute. Cependant, on s’oriente progressivement vers des technologies où la température d’eau en sortie est garantie, mais au prix d’une perte de performance notamment due à la consommation liée au dégivrage des échangeurs.
Illustration de la chute de température d’eau produite lors des baisses de température extérieure pour une Pac Air-Eau. (Source : Viessmann)
Si une PAC peut fonctionner à haute température, l’efficacité énergétique reste dépendante de l’écart de température entre sa source froide et sa source chaude. Il convient donc de s’interroger sur la nécessiter de monter à un haute régime de température, en gardant en tête que la pompe à chaleur :
perd de son intérêt énergétique si son COP annuel est inférieur au coefficient de conversion en énergie primaire de l’électricité, qui est de 2,5.
perd de son intérêt « carbone » si son COP annuel est inférieur au ratio d’impact climatique entre électricité et gaz , soit 0.290 kg CO2/kWh pour l’électricité divisé par 0.198 kg CO2/kWh pour le gaz, soit un COPA devant être supérieur à 1,46.
perd de son intérêt économique si son COP annuel est inférieur au ratio de coût entre électricité et gaz. A évaluer sur base de vos factures, mais typiquement de l’ordre de trois à quatre ces dernières années.
Attention : ces ordres de grandeur ne prennent pas en compte une alimentation électrique renouvelable, qui favorise la PAC. Notez aussi que l’on indique bien ici COP annuel, ou COPA, car ce qui compte n’est pas que la pompe à chaleur soit plus performante que la chaudière gaz à tout moment, mais bien globalement. Si pendant quelques heures ou journées particulièrement froides elle est peu efficace au vu des conditions extérieures, c’est tout à fait acceptable tant que le bilan global est positif.
Alors, où se place la limite ? Nos contact auprès des fournisseurs la placent différemment selon que l’on parle de chauffage ou d’eau chaude:
pour un chauffage, la limite serait vers un régime de température de 50°C. En-decà de ce seuil, des PAC peuvent assurer le service seul. Au-delà, une hybridation avec une chaudière est, selon eux, à considérer.
pour l’eau chaude : la limite peut être plus haute, car l’installation fonctionnant toute l’année, la perte de performance en hiver (grand écart de température à combler) est compensée par le bon fonctionnement en été (faible écart de température à combler), et l’on a une performance moyenne annuelle correcte. Ce qui ne serait pas le cas avec une installation ne tournant qu’en hiver.
Il y a cependant une évolution à noter : les changements dans les fluides frigorigènes (le CO2 notamment) facilitent le franchissement de grands écarts de température sans trop pénaliser la performance énergétique. Certains fabriquent promettent de l’eau chaude à 90°C avec des COP intéressants pour des températures sous 0. A l’heure actuelle, ces PAC sont développées pour les situations impliquant un grand besoin d’eau chaude sanitaire notamment. Une technologie à suivre pour les applications en chauffage.
Faut-il vraiment de l’eau à plus de 50°C ?
Avant de considérer l’hybridation entre une PAC et une chaudière, prenons le temps de remettre en question le besoin d’un régime de température élevé dans un bâtiment.
Quantifier la perte de puissance
Si les émetteurs sont alimenté à un régime de température plus bas que celui anticipé lors de leur dimensionnement, ils vont perdre en puissance. Et cette perte est plutôt rapide, puisqu’elle dépend grosso-modo de la réduction du régime de température exposant 1,3. Passer d’un régime 90/70 à un régime 60/45 par exemple nous fait perdre environ 43% de puissance. Même en considérant des PAC qui monteraient à de très hautes températures, de l’ordre de 75°C, au prix d’une perte de performance, la perte de puissance reste d’un peu plus de 20% environ. Ce qui reste non négligeable, mais peut correspondre aux marges de sécurités intégrées dans le calcul de dimensionnement initial.
Il convient donc de se poser quelques questions :
L’ensemble de la puissance prévue était-elle utile ? Les calculs de dimensionnement sont parfois assez grossiers, et peuvent inclure des marges importante pour de la relance par exemple, laquelle n’est pas toujours utile.
Le bâtiment a pu connaître des modifications au fil du temps : nouveaux châssis, post-isolation,… qui réduisent le besoin de puissance.
Refaire un calcul fin de la puissance nécessaire dans les différents locaux est donc utile avant de renoncer à un projet pompe à chaleur. Il est tout à fait possible que la réduction du régime de température ne soit pas si problématique. Pour faire ce calcul, vous pouvez vous tourner vers les outils de Buildwize((ce lien pointe vers un tableur détaillé et, pour le résidentiel, un outil de calcul sur basée sur le certificat PEB ou les consommations réelles des dernières années)), ou ceux d’Energie+ (simplifiés).
Buildwize a également produit une video spécifiquement sur la question des émetteurs lors du passage à une pompe à chaleur en rénovation, ainsi qu’une application pour calculer la puissance d’un radiateur selon son régime de température.
Replacer cette perte de puissance dans le temps
Les pertes thermique du bâtiment dépendent des conditions météorologiques. Pour autant que l’on ait une régulation en température glissante, le régime de température maximal ne sera donc atteint que dans des conditions extrêmes.
Il peut donc être éclairant d’examiner la fréquence d’occurrence des températures extérieures et de croiser cette information avec la courbe de chauffe de son installation, pour examiner la fréquence d’un régime de température dépassant le seuil de pertinence de la pompe à chaleur. Dans l’idéal, cela se fait en établissant la monotone de puissance réelle de l’installation existante. Faute de données, celle-ci peut être calculée avec des modèles numériques plus ou moins simples.
L’exemple ci-dessous se base uniquement sur une courbe de chauffe théorique et les données climatiques d’Uccle. Il illustre deux choses : d’une part que nous n’avons que très rarement besoin de toute la puissance, mais d’autre part, que la monotone ne descend pas si vite que cela. Compter uniquement sur la baisse de régime de température (hors surdimensionnement historique) pour faire passer un projet de pompe à chaleur reste donc risqué en termes de confort, et une réflexion sur un appoint de puissance va souvent s’avérer utile.
Exemple.
Considérons la courbe de chauffe classique ci-dessous, avec une température de départ de 90°C pour -10°C extérieur et un abaissement quasi linéaire jusqu’au point 30°C pour 20°C extérieur.
Considérons également la monotone de distribution des températures extérieures pour Uccle (climat actuel):
En combinant les deux, nous pouvons tracer la distribution des températures de départ effectivement demandées, ainsi que distribution de la fraction de la puissance nominale demandée aux émetteurs, partant du principe qu’ils donnent 100% de leur puissance à 90°C :
On y voit qu’une température de départ supérieure à 80°C n’est quasiment jamais appelée. En conséquence, une perte de 20% de la puissance nominale est virtuellement sans conséquence. Mais au-delà, cela se corse : si le passage à la pompe à chaleur nous bride à une température de départ de, disons, 65°C, nous n’aurons que 50% de la puissance nominale, et seront en défaut de puissance pendant environ 2000h. Loin d’être négligeable.
On pourrait pousser un peu plus l’analyse et ne pas considérer les heures d’inoccupation nocturne, qui sont souvent les plus froides, mais il faudrait également ajouter à l’analyse les pincements au niveau des échangeurs, …
Restons donc sur l’idée que réduire le régime de température de 20 ou 30°C ne sera pas sans conséquence sur la capacité à maintenir les ambiances intérieures… Il faudra donc soit agir au niveau des émetteurs, soit trouve un solution pour combiner PAC et haute température.
Et l’eau chaude?
Comment ça pas plus de 50°C pour une PAC seule ? Et l’eau chaude alors ?
La question de l’eau chaude se pose un peu différemment du chauffage : puisqu’on la produit a priori toute l’année, on peut calibrer les performances de la PAC sur des conditions assez favorables (l’été et la mi-saison), et compléter par un apport de puissance via une résistance électrique pour les conditions plus défavorables (typiquement, 20% de la puissance totale). Le bilan global reste positif tout en assurant une température d’eau chaude conforme aux exigences sanitaires.
Booster le régime de température
La solution évidente pour combiner les avantages de la PAC à un besoin d’une eau à relativement haute températures, c’est l’hybridation. Si théoriquement on pourrait imaginer deux PAC en cascade, chacune avec un COP optimisé sur une gamme de température donnée, cette solution est peu rencontrée en pratique. Selon les fabriquants, les consommations des accessoires (pompes, …) et les pincements à chaque échangeur réduisent le bilan théorique. Le coût total à l’achat est également rédhibitoire face à l’alternative classique : l’hybridation de la PAC avec une chaudière.
Lorsque l’on combine PAC et chaudière, l’idée est bien sûr de valoriser au maximum la PAC. Selon que l’objectif et un optimum économique ou énergétique, on dimensionnera la PAC pour couvrir environ 30 ou 60% de la puissance maximale respectivement. Elle assurera alors 70 ou 90% du besoin en chaleur respectivement, la chaudière couvrant le solde. Le mode de régulation a également son importance. Deux solutions sont possibles, reprise sous le terme de fonctionnement bivalent. : soit les équipement sont placés en parallèle pour que la chaudière ou la PAC travaillent seules selon les conditions extérieures (basculer vers la chaudière lorsqu’il fait trop froid, mais cela implique une puissance totale installée élevée), soit ils sont placés « en série » quand les deux fonctionnent en série sur des gammes de température différentes (la chaudière vient apporter les degrés manquants. La puissance totale est maîtrisée, mais l’hydraulique et la gestion est plus complexe).
Exemple de schéma hydraulique d’une montage hybride entre PAC air-eau et chaudière
Cette solution d’hybridation a deux gros bémols : elle ne permet pas d’éviter totalement les combustibles fossiles, vu la persistance de l’appoint gaz, et elle implique une liaison hydraulique adaptée et soigneusement étudiée (il ne faudrait pas que l’action de la chaudière entraine un retour d’eau à trop haute température vers la PAC…). Mais elle a également deux avantages :
la possibilité de ne pas intervenir sur les émetteurs et le circuit de distribution;
la possibilité de conserver une partie des accessoires : pas de modification des pincements des échangeurs dans des ballons par exemple.
Reste la contrainte de place en chaufferie, mais qui peut, dans certain cas, se résoudre par une vanne trois voie et une PAC déportée vers la toiture ou tout autre espace disponible.
Booster les émetteurs
Si un abaissement du régime de température est nécessaire pour justifier le passage à une pompe à chaleur, mais que cet abaissement implique une perte de puissance inacceptable aux niveau des émetteurs, il convient d’envisager une intervention sur ceux-ci.
Il peut s’agir soit :
De l’ajout d’un radiateur supplémentaire sur le circuit existant
D’un remplacement par un modèle plus puissant (et donc plus gros)
D’un remplacement par une autre technologie, telle que les ventilo-convecteurs
D’adjoindre à vos radiateur un ventilateur pour augmenter le débit d’air et donc la puissance de l’émetteur : en augmentant le mouvement d’air au sein du radiateur, on augmente le coefficient de convection entre le métal et l’air. Ils permettent donc de de réduire la température d’eau sans perte de confort. Mais à quel point ? Si certains sites de vente en ligne promettent des 50 à 80% d’augmentation de puissance, il faut raison garder: une conservation de puissance pour une réduction de 10 à 15°C sur le régime de température parait un objectif plus réaliste. Et qui peut tout à fait rendre possible une installation : si votre installation de chauffage ne date pas de Mathusalem, il est probable qu’elle ait été dimensionnée sur un régime 75/65. Comptez là-dessus une réduction possible de 15°C par des boosters, et quelques degrés « inutile » vu la tendance à surdimensionner les installations (par des facteurs de relance généreux notamment), et le compte est bon pour la PAC.
Principe d’un booster de radiateur par ventilateur. Source photo: Hornbach
Si rien de tout cela n’est possible, l’ajout d’un chauffage d’appoint électrique, ou de systèmes de chauffage de proximité, peut aussi être envisagé.
La réduction des consommations par la rénovation énergétique, c’est bien, c’est indispensable même, mais cela a ses limites. Si l’on veut atteindre une décarbonation (quasi) totale de sa chaleur, il faut également s’interroger sur la source de cette chaleur.
Bonne nouvelle : il y a des alternatives au gaz naturel et au fuel. Bémol : elles ne sont pas disponibles à volonté, ni sans conséquences lorsqu’il s’agit de les implémenter dans un bâtiment existant. Faisons le point.
Scénario de décarbonation de la chaleur en Belgique, indiquant le rôle des différents moyens d’action sur l’effacement des 6 MtCO2e émisses annuellement en Belgique : efficacité énergétique de l’enveloppe, performance et conversion des systèmes de chauffage, production de combustibles « bas carbones ». Sources : Climact et Deplasse((Climact et Deplasse, Towards carbon-free heating of buildings and improved air quality in Belgium, 2020))
Des alternatives gaz ?
Dans la beaucoup de cas, on part d’une installation de chauffage et/ou d’eau chaude sanitaire alimentée par une chaufferie gaz. Il est donc assez naturel de s’interroger sur la possibilité de « simplement » changer de gaz. Deux possibilités existent : le biométhane et l’hydrogène vert. Mais ce n’est pas simple. Pourquoi ?
Le biométhane est a priori idéal, car il peut remplacer le gaz naturel sans changement au niveau du bâtiment. Mais pour cela, il faut développer des infrastructures de production de ce gaz, issus de déchets agricoles, et d’injection dans le réseau de distribution. Le potentiel est réel, mais a priori limité aux territoires combinant une production agricole conséquente et une urbanisation assez forte que pour justifier un réseau de gaz. Le bilan environnemental intéressant de la filière est en effet conditionné à une limitation des distances de transports des déchets agricoles. Si ces territoires ne sont pas légions, quelques sites existent néanmoins ou sont en projet. Technologie à suivre donc.
L’hydrogène vert, c’est plus compliqué : il implique une modification des chaudières avant de pouvoir injecter des part conséquentes dans le réseaux, ce qui va constituer un énorme frein au développement de cette piste. Et s’il existe des technologies de production d’hydrogène sur site, pour utilisation en pile à combustible, qui permettent a priori un fonctionnement en autonomie du bâtiment équipé (moyennant une alimentation électrique), cela requiert à ce stade un niveau de suivi déraisonnable, vu l’existence d’alternatives.
Valoriser de la chaleur fatale dans un réseau de chaleur ?
Autre ressources réelle : la chaleur dégagée par des processus industriels, valorisée au travers de réseaux de chaleur. Cette piste est pertinente dans les sites densément construits et présentant une diversités de profils de consommateurs (industriel, tertiaire et résidentiel), pour limiter les fluctuations saisonnières de demande de chaleur. Le projet Heat Roadmap Belgium((Paardekooper, S., Lund, R. S., Mathiesen, B. V., Chang, M., Petersen, U. R., Grundahl, L., David, A., Dahlbæk, J., Kapetanakis, I. A., Lund, H., Bertelsen, N., Hansen, K., Drysdale, D. W., & Persson, U. (2018). Heat Roadmap Belgium: Quantifying the Impact of Low-Carbon Heating and Cooling Roadmaps.)) estime que les réseaux de chaleur pourraient couvrir entre 15 et 55% des besoins de chaleur belge (on est à 1 ou 2% aujourd’hui), plus de 23% de cette chaleur pouvant être de la chaleur fatale (les chiffres pour la Wallonne seraient plus proche de 15%((Stratégie chaleur actée par le Gouvernement wallon le 11 mars 2021)), le reste venant principalement d’unités de cogénération.
The expansion of thermal grids is crucial to redesign the energy system and enable better integration of renewable energy and excess heat sources, from around 2% of the heating for the built environment (excluding for industry) today to at least 37% of the heating market in 2050. This is the value retained for the modelling, knowing that from an economic perspective the market share could be within 20% and up to 54%. (…)
Excess heat recovery from industry and heat from power production is key to an efficient and resilient heating and cooling sector, and has the potential to support local industries, economies, and employment. This should cover at least 23% of the district heat production, and requires a concerted change in planning practices for local industries, waste incineration, future fuel production sites, and potentially also data centres, sewage treatment facilities and other types of non-conventional excess heat.((Paardekooper, S., Lund, R. S., Mathiesen, B. V., Chang, M., Petersen, U. R., Grundahl, L., David, A., Dahlbæk, J., Kapetanakis, I. A., Lund, H., Bertelsen, N., Hansen, K., Drysdale, D. W., & Persson, U. (2018). Heat Roadmap Belgium: Quantifying the Impact of Low-Carbon Heating and Cooling Roadmaps.))
La difficulté est la nécessité de présence d’une source de chaleur fatale en quantité et stabilité suffisante, dans une région en reconversion industrielle. Le géoportail de Wallonie inclut une couche((appelée « Réseaux d’énergie thermique en Wallonie – Sites de production d’énergie thermique alimentant un réseau« )) qui permet d’identifier au moins une partie des réseaux de chaleur présents sur le territoire, et de les classer selon leur source d’énergie. On y repère notamment des installations biomasse (p.e. le quartier Trasenster à Ougrée, le quartier Bella Vita à Waterloo) ou liées à des sites de biométhanisation (p.e. à Fleurus et Surice). Il existe bien sûr aussi (bien que non repris sur le Géoportail) le réseau de chauffage urbain de Louvain-la-Neuve, alimenté par une cogénération gaz et, bientôt, biomasse. Mais aucun site de valorisation de chaleur fatale n’est actuellement répertorié. Un problème de mise à jour probablement, vu l’inauguration du réseau de Herstal, alimenté par l’incinérateur Intradel-Uvélia. D’autres projets sont à l’étude, le plus important semblant être Porte Ouest à Charleroi.
La carte ci-dessous présente le potentiel de chaleur fatal. Elle indique un potentiel dépassant largement 100% sur de nombreuses communes, notamment sur toute la dorsale wallonne, ce qui montre l’intérêt de cette piste !
Carte localisation les zones avec un potentiel de valorisation de chaleur fatale. Source : SPW Energie
Brûler de la biomasse ?
Lorsque les deux pistes précédentes ne sont pas envisageables, pourquoi ne pas se tourner vers la biomasse ? Les technologies de chaudières ou de cogénérateurs biomasse sont éprouvées, et cela n’implique a priori que très peu de modifications aux circuits de distribution et d’émission. Sauf si on choisit de se tourner vers un réseau de chauffage urbain, auquel cas l’installation de chaque bâtiment.. se simplifie.
Oui, mais : même si c’est de la biomasse, cela émet du CO2 non ? Oui en effet. Mais sur un cycle temporel court, qui fait que dans le cadre de calcul PEB, la biomasse est supposée ne pas émettre de carbone. La logique et celle du carbone biogénique, appliquée également dans les analyses de cycle de vie : le carbone émis lors de la fin de vie de la biomasse est équivalent à celui absorbé lors de la croissance des plantes. Bilan nul donc, pour autant que l’on néglige le coût énergétique, et l’impact carbone associé, de la transformation du bois. Et ces transformations ne sont pas toujours négligeables : on parle de 23,4 g CO2eq / kWh pour le biométhane, et près de 40 g CO2eq / kWh pour du bois cultivé à finalité énergétique. C’est une approche qu’on peut discuter, car elle présuppose que la biomasse consommée soit équivalente à la biomasse régénérée, ce qui n’est pas forcément le cas, et ne tient pas compte de la dynamique des émissions de CO2 face au changement climatique : les émissions actuelles, même compensées à l’avenir par une capture en quantités équivalente, auront eu un effet d’échauffement pendant les années qui viennent, qui seront cruciales pour notre trajectoire climatique.
Ces quelques éléments étant posés, les points d’attention pour un passage à la biomasse seront, au niveau du bâtiment, le type de brûleur (buche, plaquette, pellets,…) et le volume de stockage. C’est surtout ce volume qui sera difficile à intégrer en rénovation. Heureusement, il est possible d’opter pour des chaufferies et volumes de stockage « hors bâtiment », en containers, connectés hydrauliquement au système de distribution existant.
A côté des volumes, la question de la sécurité d’approvisionnement en combustible sera également cruciale. Car si l’on se fournit en bois venant de forêts primaires de l’autre côté du monde, le bilan carbone et environnemental s’écroule, bien évidemment. S’il faut brûler, brûlons local !
On le voit, moyennant quelques points d’attention, il y a un véritable potentiel pour la biomasse, mais elle ne peut à elle seule constituer la solution. Le gisement n’est pas suffisant, et l’application dans certains contextes pose question. A privilégier donc dans une logique de réseaux d’acteurs locaux et pour des bâtiment éloignés des centres urbains.
Une pompe à chaleur en rénovation ?
Vu les limites des solutions biomasse, la pompe a chaleur parait un complément idéal : pas d’émissions polluante sur site, disposant d’une alimentation en énergie a priori garantie, … Nous la plaçons cependant en dernière position dans la réflexion développée ici. En voici la raison : le réseau électrique sera soumis à d’énorme tensions par la transition énergétique, tant au niveau des productions (multiplications des productions électriques décentralisées) que des consommations (électromobilité notamment). Il est dès lors raisonnable de limiter le transfert vers l’énergie électrique lorsque des alternatives sont possibles, pour ne pas aggraver cette tension. Vivent les pompes à chaleur donc, mais d’abord là où le biométhane, le bois-énergie durable ou la valorisation de chaleur fatale ne sont pas disponibles.
Les PAC elle n’en posent pas moins quelques challenges, dont voici les principaux :
Des PAC à hautes températures, impossible ? Cela mérite quelques nuances : les températures d’eau en sorite de PAC ne sont pas nécessairement insuffisantes pour des bâtiments non rénovés. Et des solutions d’appoint existent.
Comment gérer les nuisances acoustiques ? Par le dimensionnement des unités extérieures et des dispositifs d’aténuation acoustique (baffles ou caissons), ou par le choix d’une géothermie.
Des forages géothermiques en site existant, impossible ? Pas nécessairement. Il ne faut pas exagérer l’encombrement des technologies existantes sur le marché : bien que volumineuses, les machines de forage peuvent souvent se glisser dans des cours arrières ou fonds de parcelles. N’hésitez pas à contacter un foreur agréé pour lui décrire votre situation et avoir un premier avis. Il ne faut pas non plus dramatiser les difficultés posées par les autres usages du sous-sol (les canalisations d’eau, égout, data). Elle sont gênantes bien-sûr, car il faudra préserver une distance de sécurité avec elles, tout comme avec les mitoyens, … mais elles sont peu nombreuses sur les parcelles privées. Enfin, les outils se multiplient pour avancer sur les premières étapes d’une étude de faisabilité, comme le géoportail de la wallonie, ou BrugeoTool, qui lui vous dira tout sur le sous-sol bruxellois.
Notez également que passer d’une chaudière à une PAC, ce n’est pas que remplacer une machine par une autre. Des adaptations en chaufferie seront nécessaire.
D’abord parce que la PAC requière de minimiser les écarts de températures à tous les niveaux. Cela a un impact sur le dimensionnement de tous les échangeurs : si un pincement de plus de 20°C est souvent considéré dans une installation à haute température, on va chercher à limiter ceux-ci entre 5 et 7°C dans le cas d’une PAC. Il sera donc nécessaire de remplacer tous les ballons et échangeurs par des modèles qui, pour une même puissance, seront bien plus volumineux.. ou moins puissant pour un volume conservé (on parle d’une division par trois de la puissance de l’échangeur pour un tel changement de DT). Au point que la place limitée en chaufferie est un réel facteur limitant la conversion vers les PAC en rénovation ! Il peut même s’avérer que le réseau de distribution lui-même soit insuffisamment puissant si ramené, pour un débit constant, à un DT de 5°C au lieu de 10 ou 15.
La solution ?
Des PAC déportées vers un autre local ou la toiture, et connectées à la chaufferie par un circuit hydraulique uniquement. Attention que même même dans ce cas il y a des contraintes : distances de sécurité autour des échangeurs extérieurs (surtout si alimentés en fluides de type hydrocarbures), charges sur la toiture, conflit entre la nécessité de limiter l’emprise (esthétique, encombrement) et l’envie d’un surdimensionnement limitant les nuisances acoustiques, …
Notons que l’on peut être tenté de garder la PAC à l’intérieur pour des raisons acoustiques notamment, et de la lier à des aéro-refroidisseurs extérieurs pour la prise d’énergie. Mais attention : cela ajoute un pincement, menant en plein hiver à des régimes de température très bas au niveau de la PAC (-20°C !), avec perte de puissance de la PAC, augmentation sensible du risque de givre sur les échangeurs, surconsommation du dégivrage (si fait par résistance électrique) ou durée trop longue de celui-ci (si fait par inversion de cycle),… Bref, une fausse bonne idée. C’est bien toute la PAC qui doit être déportée vers l’extérieur.
Ensuite, parce que la PAC nécessite une alimentation électrique conséquente. Des adaptations et remises aux normes électrique seront nécessaire pour les installations de grosse puissance. Il sera nécessaire de passer au triphasé, et parfois de prévoir une cabine moyenne tension, dont il faudra intégrer le coût dans le bilan.
Considérons une puissance thermique à fournir de 100 kW. Avec une PAC dont le COP est de 3, la puissance électrique absorbée sera d’environ 33 kW. Pour une alimentation en 230 V, l’ampérage sera donc de :
Puissance = tension * courant
33 000 W = 230 V * A
A=143 Ampères !
Etes vous sûr d’avoir une telle capacité sur votre tableau ?
Arrêter de chauffer?
Bon, dit comme cela, c’est un peu radical… Mais l’idée peut être développée un peu en pointant deux situations.
D’une part, en y regardant de près, il y a souvent un série de locaux dont le chauffage n’est pas indispensable : espaces de circulation, sas d’entrée, cages d’escalier ou autre. La première mesure pour décarboner sa chaleur doit rester celle de la rationalisation de la demande. C’est l’idée rappelée par la campagne « abus de chauffage » lancée par le mouvement Slowheat : identifions tous ces lieux qu’on chauffe par habitude, ou sans que personne n’en ait fait la demande explicite. Et en cas de doute, rien n’empêche d’essayer de déconnecter un radiateur ou l’autre pendant quelques temps, pour voir si quelqu’un le remarque.
Heat people, not corridors
D’autre part, il y a tous les lieux qui ont parfois besoin de chaleur, mais ne sont utilisés que ponctuellement : certaines salles de réunion, des bureaux surnuméraires depuis le développement du télétravail, des lieux d’exception qu’on n’investi que pour des événements particuliers, … ou tout autre espace qui pourrait n’être, en règle générale, pas chauffé (ou indirectement par les locaux voisins), mais nécessite parfois un « coup de chaleur » pour une raison particulière. Dans ce cas, il peut être pertinent de déconnecter des lieux de l’installation de chauffage central (soit en enlevant les émetteurs, soit en les équipant de vannes thermostatiques institutionnelles réglées sur une température minimale) et d’y prévoir des dispositifs locaux. Il peut s’agir :
d’émetteurs électriques largement dimensionnés pour assurer, par leur grande réactivité, une remontée en température suffisamment rapide lorsque nécessaire. C’est du chauffage par grille-pain avec un impact négatif en énergie primaire ? C’est vrai, mais dans ce cas précis, cela évite la tenue en température de locaux souvent vides, et les pertes sur systèmes de chauffage central qui y sont associées.
de pompes à chaleur split ou multi-split, pour garder une performance énergétique élevée. Il faut cependant que ces locaux soient utilisés suffisamment régulièrement pour justifier l’investissement, ou qu’un besoin de refroidissement soit également présent.
Outre le bénéfice énergétique évident, remettre en question la nécessité de chauffer l’ensemble des bâtiments permet de réduire la puissance totale demandée à l’installation, et donc toute une série de nuisances associées : encombrement, bruit, … et investissement !
