L’industrie représente près d’un quart de la richesse de la Wallonie. Elle concentre aussi environ un tiers de la consommation finale d’énergie et 30 % des émissions de gaz à effet de serre. À mesure que les procédés s’électrifient et que de nouveaux usages apparaissent, les besoins de puissance augmentent aussi sur les réseaux. Dans les zones industrielles, une piste consiste à regarder ce qui pourrait être partagé entre entreprises voisines, qu’il s’agisse d’électricité, de chaleur, de stockage ou de capacités de production.
Début septembre, le Cluster TWEED, qui fédère en Wallonie les entreprises, centres de recherche et acteurs publics actifs dans l’énergie durable, a réuni à Namur près de 170 spécialistes du secteur à l’occasion de son Indian Summer Event. Une délégation suisse emmenée par la Fondation The Ark et Smart Energy Portal y participait dans le cadre d’une Learning Expedition en Belgique. Plusieurs retours d’expérience ont permis de voir ce que ces approches collectives donnent une fois confrontées aux réalités industrielles, économiques et réglementaires.
Deux zones industrielles avec des résultats très différents
Parmi les retours d’expérience présentés, deux zones industrielles, à Antoing et à Engis, ont permis d’examiner de près les possibilités de partage d’énergie entre entreprises voisines. Deux consortiums ont été chargés d’analyser ces possibilités dans le cadre du programme Collective Energy for Industry, CE4I. L’objectif était de partir des consommations, des productions et des besoins futurs pour déterminer quelles mutualisations pouvaient réellement améliorer l’utilisation locale de l’énergie, réduire les coûts ou répondre aux contraintes du site.
Les deux études aboutissent à des conclusions assez différentes. À Antoing, plusieurs échanges d’électricité et de chaleur présentent un potentiel intéressant. À Engis, les analyses font surtout ressortir la future contrainte électrique du site et conduisent à écarter certaines solutions qui semblaient pourtant envisageables au départ.
Antoing, quels flux peuvent être partagés ?
À Antoing, cinq industriels présentant des profils différents de consommation et de production électrique ont été étudiés. Les simulations estiment que 6’117 MWh pourraient déjà être partagés chaque année entre eux, soit 7,4 % de leurs besoins, pour un gain financier global proche de 168’000 euros par an. Avec 15 MWc de photovoltaïque supplémentaires installés sur trois sites, le volume partagé pourrait atteindre environ 6’780 MWh par an.
Le potentiel ne peut toutefois pas être exploité entièrement aujourd’hui. L’un des principaux consommateurs est raccordé directement au réseau de transport d’Elia, tandis que ses voisins utilisent le réseau de distribution. Le cadre wallon ne permet pas de partager l’électricité entre ces deux niveaux de réseau, une évolution du cadre est nécessaire pour libérer le plein potentiel de la communauté. Les profils peuvent donc être complémentaires sans que l’échange soit juridiquement possible.
La chaleur offre une autre piste. Un industriel rejette environ 30 MW de chaleur sous forme d’eau à 40-45 °C, aujourd’hui refroidie, alors qu’une autre entreprise située à 3,2 kilomètres utilise de la vapeur à 120-135 °C. Le scénario analysé associe récupération de cette chaleur, pompes à chaleur et stockage thermique. Il pourrait couvrir environ 200 GWh de besoins annuels et éviter près de 40’000 tonnes de CO₂.
Le potentiel est important, mais l’investissement l’est aussi. Il est estimé à environ 68 millions d’euros, avec un retour sur investissement de l’ordre de 14 ans, et plusieurs hypothèses doivent encore être confirmées avec les industriels.
À Antoing, l’enjeu n’est donc plus seulement de trouver des synergies énergétiques, mais de déterminer lesquelles peuvent devenir des projets suffisamment robustes pour engager plusieurs entreprises sur la durée.
À Engis, comment préparer l’électrification du site ?
À Engis, les industriels ont travaillé davantage sur l’évolution de leurs besoins à l’horizon 2035 et 2050. Les scénarios intègrent notamment l’électrification progressive des procédés, la récupération de chaleur et le développement de nouvelles productions renouvelables. Plusieurs solutions de production, de stockage et de partage ont ensuite été comparées.
Le principal résultat concerne la puissance électrique disponible. Avec l’électrification des besoins thermiques, le prélèvement sur le réseau pourrait être multiplié par quatre d’ici 2050, ce qui rendrait les raccordements actuels insuffisants. Un projet éolien ressort comme une piste économiquement intéressante sous réserve d’un raccordement en ligne directe, alors qu’un réseau thermique semble moins adapté aux besoins du site, notamment en raison des températures nécessaires aux procédés industriels.
L’étude a également examiné différents montages pour partager l’électricité. Certaines configurations peuvent être envisagées dans le cadre actuel, tandis que d’autres, notamment avec un stockage communautaire, nécessitent encore un travail juridique. Le site d’Engis montre ainsi l’autre utilité d’une analyse collective, qui n’est pas seulement de trouver de nouvelles solutions, mais aussi d’écarter rapidement celles qui correspondent mal au site.
Antoing et Engis mettent finalement en évidence un point essentiel. La proximité entre plusieurs entreprises ne suffit pas à justifier un hub énergétique. Les profils de consommation, les niveaux de température, les infrastructures existantes et les projets d’investissement déterminent ce qu’il est pertinent de mutualiser, tandis que le cadre réglementaire peut encore limiter certaines configurations pourtant intéressantes sur le plan technique.
Savoir rapidement si une piste mérite d’être approfondie
Les deux projets menés à Antoing et à Engis ont aussi servi à développer un outil méthodologique destiné à évaluer rapidement le potentiel de partage d’énergie sur d’autres sites industriels. Développé par RaySun et Resolia, avec les contributions de Delpower et Janson, il permet d’examiner la pertinence technique d’un scénario, d’en estimer les effets financiers et d’identifier les formes de gouvernance compatibles avec le cadre réglementaire.
L’objectif est de disposer d’un premier filtre avant de lancer une étude de faisabilité complète. L’outil permet notamment de tester la mutualisation de productions renouvelables, de comparer plusieurs scénarios et d’identifier les points qui devront ensuite être approfondis.
Du potentiel au projet, le rôle des mécanismes de soutien
Les dispositifs présentés à Namur montrent aussi la diversité des soutiens mobilisables pour faire avancer un projet énergétique. Certains interviennent lorsqu’il faut encore identifier un potentiel ou vérifier la faisabilité d’une solution. Les aides AMUREBA peuvent par exemple financer jusqu’à 75 % de certaines études, tandis que le projet transfrontalier H2Hubs accompagne des entreprises de la région Meuse-Rhin avec des audits énergétiques, la recherche de synergies entre sites voisins et l’analyse des solutions et financements envisageables.
À un stade plus avancé, Wallonie Entreprendre dispose également de mécanismes destinés aux projets techniquement mûrs dont l’équation économique reste insuffisante pour déclencher l’investissement. Au-delà des dispositifs propres à la Belgique, le message est plus large. Le développement de nouvelles solutions énergétiques suppose aussi de réduire le risque à chaque étape, depuis l’identification d’une opportunité jusqu’à sa mise en œuvre.
