Rencontre des acteurs de l'énergie et de l'eau | Cercle du Lac LLN - 14 juin 2022

Orateurs présents : Ana.s, Cebedeau, Fluxys, Hydroscan, Laborelec, Metron, SPGE, Valbiom, Vivaqua, WaFElse

Hydroﬂex
Cercle du Lac LLN - 14 juin 2022

PRODUCTION - #ENERGIESRENOUVELABLES #FLEXIBILITÉ
• Mise en place d’une stratégie énergéGque (producGon, économies,...) de moyen et long terme chez Vivaqua – WaFElse & Vivaqua
• Hydroflex, une collaboraGon entre la SWDE, ULiège et Haulogy visant la mise en place d’un Energy Management System (EMS)
afin d’opGmiser & flexibiliser les opéraGons des pompes
DISTRIBUTION - #DIGITALISATION #RÉSEAUX
• DigitalisaGon des uGliGes - challenges et opportunités des soluGons IT au sein des réseaux d’infrastructures - Metron
• ApplicaGon pour une gesGon opéraGonnelle de l’Eau - Cas des détecGons de fuite en temps réel sur le réseau de distribuGon -
Hydroscan
• ApplicaGons pour une gesGon décentralisée de l’énergie - Laborelec
TRAITEMENT - #EFFICACITÉENERGÉTIQUE #VALORISATION
• Défis énergéGques de l’épuraGon des eaux usées - SPGE
• Traitements des eaux usées & énergie : un potenGel d’innovaGon et d’opGmisaGon – Cebedeau
SESSION SPÉCIFIQUE – GAZ VERT
• Place du gaz vert (biogas, biométhane) en Belgique et en Wallonie - Valbiom & Gas.be
• Gaz - Un atout essenGel pour la flexibilité - Cas praGques dans l’industrie (Beneo Oraai) & dans des staGon d’épuraGon (Aquiris) -
Flexcity
• BiométhanisaGon des eaux usées dans le secteur agro-alimentaire - Ana.s

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1
AG Cluster TWEED du 14/06/2022
Rencontre des acteurs de l’énergie et de l’eau en Wallonie

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2
Parce que chaque situation est unique...
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WattElse,
Une équipe d'experts pluridisciplinaires qui
vous offre une vision réaliste, indépendante et globale de votre
empreinte énergétique et
vous accompagne dans vos projets de transition énergétique.

3
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WattElse prépare et accompagne ses clients à anticiper les changements de demain
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4
Accompagnement de VIVAQUA dans l’élaboration de sa stratégie énergétique
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5
Présentation VIVAQUA
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Entreprise 100% publique, VIVAQUA est à la source de l'eau qui arrive chaque jour au robinet des
consommateurs bruxellois.

6
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Cadre de la mission
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VIVANEXT
(volet énergie)
Autonomie
énergétique
Diminution de
l’empreinte
CO2
10% de couverture de la
consommation énergétique par
des sources renouvelable
7 GWh/an
Réduire de 15 % les émissions
de CO2 de la consommation
énergétique et de la mobilité

7
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Besoins de VIVAQUA
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Optimisation énergétique
•Vision globale des consommations et dépenses énergétiques par site et par
usage énergétique
•Identification de pistes d’économies d’énergie au niveau des process et
bâtiments
•Analyse de rentabilité et planning
Plan de Production de 7 GWh d’énergie verte
•Potentiel de production renouvelable sur les différents sites de VIVAQUA en
Wallonie
•Identification des projets en autoproduction rentables et en injection sur le
réseau
•Etude des solutions de financement des projets

9
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Accompagnement de WattElse – Optimisation énergétique
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Etude de l’amélioration du
rendement/remplacement de certaines
pompes
Etude du remplacement de
la chaudière
Etude de l’isolation de
l’enveloppe

10
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Accompagnement de WattElse – Plan de production énergie verte
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Potentiel de production PV en toiture, au
sol et flottant Potentiel éolien
Turbine de récupération
hydroélectrique

11
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Accompagnement de WattElse – Plan de production énergie verte
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Analyse de la rentabilité des projets
Unité
PV sur sol en site
usine
PV en toiture en
site usine
PV sur petits sites
PV Flottant en
site Goffart
Grand éolien sol en
site Lillois-Spontin
Projet biomasse en
site Tailfer Vedrin
Biométhanisation en
site BdV
Turbine hydroélectrique
en site Mazy
Modèle économique
Autoconsom-
mation
Autoconsom-
mation
Autoconsommation Injection pure Injection pure Autoconsommation Autoconsommation Injection pure
Coût actualisé de l'énergie
LCOE (4%) €/MWh 94,70 € 92,48 € 116,54 € 72,20 € 56,42 € 71,98 € 216,10 € 42,88 €
Indicateurs de rentabilité avec CV
Temps de retour du projet Années 7 7 9 12 10 12 10 14
TRI Projet (Taux de rentabilité interne) % 14% 14% 9% 5% 9% 6% 6% 6%
VAN Projet (4%) € 1.313.607,37 € 638.399,47 € 44.991,80 € 93.398,13 € 3.552.060,68 € 37.049,39 € 901.434,77 € 173.872,99 €
Indicateurs de rentabilité sans CV
Temps de retour du projet (ans) Années 8 9 11 17 Non rentable 12 Non rentable 14
TRI Projet (Taux de rentabilité interne) % 12% 11% 7% 2% Non rentable 6% Non rentable 6%
VAN Projet (4%) € 1.034.010,89 € 456.661,75 € 22.274,59 € 352.191,44 €
- 3.892.373,65 €
- 37.049,39 € 20.650.618,77 €
- 173.872,99 €

12
All rights reserved
Accompagnement de WattElse – Plan stratégique
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Portefeuille de 21 projets à
l’horizon 2030
Potentiel
ENR de 54
GWh/an
11 Actions
EE (Tailfer)
Gain : 5,5
GWh/an
7 GWh d’électricité autoconsommée
Autoconsommation
& injection
Pompage
Ozonation
Suivi des consommations
Rénovation des bâtiments

All rights reserved
13
dont
20 octobre 2017
Merci de votre attention
Frédérique Fauvarque
Head of Energy Strategy Department
frederique@wattelse.be

AG Tweed - Cluster H2O
14.06.2022 - 5 slides
Pierre Granville Energy manager
Projet VIVAnext n°36
Stratégie énergétique
next

15
Le projet
VISION
- Autoproduire 10% de notre
consommation d’électricité
(70 GWh/an)
- Participer à la transition
énergétique belge.
MOYEN
Disposer d’une stratégie globale sur
la consommation et la production
d’énergie. • Débusquer des économies industrielles.
• Etablir une liste de solutions / projets classés
par faisabilité technique et pertinence €.
• Imaginer un financement neutre par rapport
à la facture d’eau.
3 MISSIONS
confiées à WattElse

16
En sortie : Portefeuille de 22 projets
Projets
priorisés par pertinence,
groupés par marché, classés
chronologiquement
1 2 3
>
Court terme
Moyen terme
Long terme
9 projets à court terme ou déjà
en étude
Energie
• 3 GWh/an de production
• 1 GWh/an d’économies
Aspects financiers
• Investissement de 3 M€ (1M€/an)
• ROI prod 10 ans ; ROI écon 20 ans
• (+ éolien)
2025
7 projets à moyen terme
Energie
• 2,2 GWh/an de production
• 0,2 GWh/an d’économies
Aspects financiers
• Investissement de +- 1 M€/an
2030
6 projets / idées à long terme
• Biométhanisation
• PPA
• Législation, ..

Des projets avec diverses finalités
17
Economie d’énergie -2,4 GWh/an
• Pompages
o 90% des consommations
o Entretenir / remplacer / Revamper ?
• Suivi des consommations
• Rénovation de bâtiments
• Ozonation
• Difficulté
o Synchroniser avec autres rénovations
• Financement par OPEX
• Électricité - photovoltaïque
o Toitures des 3 grandes usines et sites
autoconsommateurs
o Sol grandes usines +4 GWh/an
o Fonctionnement / besoin à
synchroniser avec l’autoproduction
• Chaleur - biomasse
o Chaudière à plaquettes à Tailfer
o Biométhanisation +11 GWh/an
• Difficultés
o Permis
o Avoir de l’eau à pomper !
• Financement par CAPEX
Production autoconsommée 3,8 GWh/an Participation à la transition énergétique
Projets complexes ou sans autoconsommation
• Photovoltaïque flottant 7 MWc 5 GWh/an
• Sol 25+ MWc 20 GWh/an
• Éolien : 28 GWh/an
• Hydroélectricité / turbinages 1 GWh/an
• Réflexions PPA avec producteurs
• Flexibilité (R3 d’Elia) en service depuis 2012
• Difficultés
o Marché public : Non discrimination
o Neutres € & techniquement
• Financement par tiers
Quels KPI ? Quels objectifs ?
Economies ? AutoProduction ? Economies CO² ? Transition ? Quel périmètre ?
ex : Flexibilité

Saut quantitatif (5M€ & +5%) avec PV ‘sol’ grandes usines
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Autoproduction et économies d'énergie
Autoproduction autoconsommée (MWh/an) Economies (MWh/an) % (Prod+Eco)/Conso Obj.
PV sol
PV Toitures PV Captages pompés
PV Bloc B
Chaudière
Objectif
Une éolienne
Projets d'économie
% autoproduction (Lignes)
MWh/An (bâtonnets)

19
Eau & Energie : Quelques réflexions
Hors stratégie
1 2 3
>
L’eau est-elle lourde ?
Pompages = Consommations élec mais pas si importantes …
Bon moyen de stocker l’énergie ?
‘Que’ 3 Wh pour élever 1 m³ d’eau d’1 m
Volumes eau - Flexibilité
Importants pour grands sites de production, mais peu nombreux ;
Bcp de petits sites, éloignés des réseaux électriques ;
Déplacement de charge ≠ des barrages où la ‘chute’ est ne doit pas être repompée ;
Ne pas impacter le service final / sécurité d’approvisionnement
Volumes de stockages d’eau sont faibles (qqs heures) et hauteurs pas importantes
kW et pas MW.
Finalement, pour un Energy manager :
Jusqu’où sortir de son métier de base pour aider la transition ?
Comment mettre en commun ses patrimoines / intérêts ?
Jusqu’où faire bouger les lignes ?
Exercice d’ingénierie : un Coo s/Meuse est-il possible ?

20
Coo s/Meuse..
Stockage intraday de 40 MWh
Réservoir bas : la Meuse
Réservoir haut : 130 x 130 m x 6m
100.000 m³
Dénivelé : 150 m
Débit : 20.000 m³/h
P : 10 MW

Rencontre des acteurs de l’énergie et de l’eau
Projet HYDROFLEX
Projet financé par le Service Public de Wallonie – Département de l’énergie et du
Bâtiment durable

3
haulogy
Votre partenaire pour la transition énergétique
Mise en œuvre de la stratégie énergétique en utilisant les plateformes
logicielles et les services d’Haulogy, partenaire de long terme pour
accompagner les défis énergétiques.
Chiffres 2021
130 collaborateurs, 15M€ CA
Présence en Belgique, France et
Pays-Bas
Solutions
Energy Management System, Virtual Power Plant, Gestion Réseaux de
Distribution, Partage d’énergie, Flexibilité, Mobilité électrique (V2H, V2G,
V2B), Facturation Energie, …
Services
Business & Regulatory Consulting
AI Consulting Services
Services IT
Fournisseur de solutions logicielles et services pour le secteur de l’énergie depuis 2005

4
HYDROFLEX - contexte
Réduire l’empreinte carbone globale :
- Améliorer la performance des outils (diminution consommations de 1%/an)
- Augmenter la production d’origine renouvelable (min 1 MW/an installé)
- Améliorer le taux d’autoconsommation → utilisation flexibilité
Maîtrise de la facture d’électricité pour maintenir
un coût vérité distribution « acceptable ».
Bilan Carbone SWDE
Consommation Electrique
• Electricité Haute Tension : 102 GWh/an
• Electricité Basse Tension : 12 GWh/an
Production Electricité
• Hydro-électrique (2,4 MW): 7 GWh/an
• Photovoltaïque (1,3 MW) : 1,3 GWh/an
Bilan Electrique
OBJECTIFS SWDE

5
HYDROFLEX - solution
Projet de recherche soutenu par la RW en 2019 (SWDE, Ulg, Haulogy)
Utilisation de la flexibilité des réservoirs en pilotant les pompes haute-
pression afin de synchroniser leur utilisation avec les prix marché et la
production PV disponible.
Respect de contraintes de sécurité forte
- Fréquence des arrêts-démarrage de pompes
- Hauteurs min et max des réservoirs

6
HYDROFLEX – Détails (1)
1. Identifier le potentiel de flexibilité des réservoirs d’eau
2. Traduire ce potentiel en un déplacement de consommation électrique
3. Anticiper l’évolution des prix à court terme et des processus de traitement d’eau
4. Piloter la flexibilité pour déplacer la consommation des périodes de prix élevés vers les périodes de prix plus faibles
et/ou lorsque la production locale (ER) est disponible
Méthodologie
1. Prévision de la production/demande d’eau
2. Plan d’utilisation des pompes
3. Prévision production ER (PV, hydro, éolien)
4. Nomination solde vers fournisseur
Fonctionnement Day Ahead
1. Contrôle en temps réel afin d’aligner la situation réelle au
plan Day Ahead pour éviter les pénalités de déséquilibre
2. Toutes les 15 minutes, régénération des plans d’utilisation
des pompes sur un horizon roulant de 24h00
3. Envoi des consignes vers les pompes
Fonctionnement Intraday

7
HYDROFLEX – Détails (pilote de Stembert) (2)
FonctionnementDay Ahead
Zones vertes → hausse de la consommation dans des plages de prix favorables
Zones rouges → baisse de la consommation dans des plages de prix défavorables
Profil de consommation avant optimisation day ahead Profil de consommation après optimisation day ahead

8
HYDROFLEX – Détails (3)
Profil de consommation après optimisation (2 jours) Profil de consommation après optimisation (3 semaines)

9
HYDROFLEX – Solution utilisée
La solution de gestion intelligente de la flexibilité a pu être mise en œuvre grâce aux capacités de gestion des
données et d’intelligence artificielle de la plateforme AMEO développée par Haulogy.
Advanced Management of Energy Operations (AMEO)
Community
EMS
Monitoring Forecast
Autres cas d’usage: mobilité électrique (V2H – V2G), maximisation autoconsommation collective/individuelle,
partage d’énergie, maîtrise des consommations, ….

10
Bilan HYDROFLEX
Economies de coût
• Les résultats du site pilote indique que la gestion de la flexibilité permet une économie d’au moins 10% sur la
consommation des processus pilotés, sur base de contraintes fortes.
• Le gain est encore plus marqué en cas de production renouvelable locale sur le site piloté. Le système de gestion de la
flexibilité peut alors déplacer la consommation vers les périodes de production élevée.
• L’outil permettra également de piloter les batteries de stockage présentes sur certains sites.
Pistes d’amélioration
• Court terme
• Utilisation des capacités de stockage disponibles
• Moyen terme
• « Normalisation » des contraintes de sécurité: fréquence arrêt-démarrage et hauteurs de bassin : balance des risques
• Extension au-delà du seul pompage de réservoirs (inclure les processus de traitement d’eau)
• Long Terme
• Se positionner sur les marchés de flexibilité (Elia, réserve tertiaire R3)

11
BernardPEVEE
Expert Energie – Pôle Technique
+32 498 076 946
bernard.pevee@swde.be

DIGITALIZING UTILITY COMPANIES
Challenges & Opportunities
linked to IT & AI
tanguy.detroz@metronlab.com
Deputy CEO

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ITALY
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Moscow
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Louvain
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Neuve

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& OPTIMIZATION MATURITY
BASIC
MANAGEMENT
INTELLIGENT ENERGY
MANAGEMENT
ADVANCED
MANAGEMENT
MACROSCOPIC OVERVIEW
Invoice follow-up
Macro energy meters
Yearly GhG report
Metering Plan
ISO 50001 & 14064
Certification
Punctual energy efficiency
projects (with CAPEX)
Augmented Data
Analytics
Influencing parameters
identification
Real-time drifts detection
(baselines)
Real-time simulations
of optimal energy &
carbon emission
conditions
Intelligent
management of
energy flexibility
Demand response
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VISUALISATION
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ENERGY COST
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ensuring data quality & highest
security standards.
Visualize, measure and benchmark
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forecasting budgets.
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energy optimum and early detect
energy losses.
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ENERGY OPTIMIZATION
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ENERGY MANAGEMENT
Multi-site module
Let’s explore!

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MULTI-SITE ENERGY MANAGEMENT
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ENERGY & CO2 REPORTING
STANDARDIZATION
OF PRACTICES & TOOLS
SUB BILLING
MULTI-SITE
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MANAGEMENT
CO2
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Significant Energy Usage

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Water: Example www.purecontrol.com
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SINGLE LOCATION
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ASYNCHRONOUS
DEMAND & PRODUCTION
SUB BILLING
ARTIFICIAL INTELLIGENCE
CONTROL-COMMAND
PROCESS RELATED
MANAGEMENT
ONTOLOGY BASED
MANAGEMENT

Global optimisation of ENERGY FLOWS
(use case 6 agents interconnected)
• METRON’s optimization : best control parameters for each microgrids (every 10 min over 24h)
12
• When linked together, MG 5 and 4 produces more genset electricity to support MG 6
• MG 6 cuts its genset generation by 2/3 and its grid consumption by 25%
• The total cost is reduced by 2,7% just by linking the micro-grids together

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TO DECARBONIZE
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Digital Twin - Application pour une gestion opérationnelle de l’Eau - Cas
des détections de fuite en temps réel sur le réseau de distribution
Rencontre des acteurs de l’énergie et de l’eau en Wallonie
AG – 14 juin 2022 – Cercle du Lac, Louvain-la-Neuve

2
Présentation d’HydroScan
• Société belge créée en 2003 – Bureaux à Louvain, Gand, Anvers et Gembloux
• Spécialiste et pionnier en modélisations hydrauliques et Asset Management des réseaux
d’eau
• Business transition depuis 2016
• 45 collaborateurs (29 Bioingénieurs / ing. Civil dont 6 PhD’s)
• Expansion à l’international
• Partenaire local en Allemagne– InnoAqua
• Depuis 2019, partenaire local au Vietnam – Lan Anh
• Depuis fin 2021, partenaire local en France - HydrauSoft
• Maroc, Croatie,...
CONSULTANCE SMART WATER SOLUTIONS
Smart Water Management Platforms
avec nos propres solutions logiciels et services associés
Études basées sur la modélisation et
analyse des alertes préventives

Smart Water Solutions pour 4 besoins globaux
Real-time flood
forecasting
Jusqu’à 3 heures à
l’avance au niveau
de la rue
Climate-adaptive
water availability
management
Master planning
Cost-Saving
sewer
asset
management
Reduction of
non-revenue water
Pour les sociétés
d’eau potable

5
Quelles sont les problématiques générales?
Rendement
hétérogène
Infrastructures
vieillissantes
Temps recherche
terrain
Turnover / manque
de personnel
Petites fuites
invisibles

6
Quel est le process de traitement des fuites ?
Monitoring Localisation Réparation
Sous
sectorisation

7
Sur quelles étapes LeakRedux nous aide ?
Monitoring Localisation Réparation
Sous
sectorisation

Empreintes de secteurs
Algorithme
Données temps réel

10
A quoi ressemble l’écran de l’opérateur ?

11
Qu’est ce que permet de voir LeakRedux?
Empreinte unique par secteur
=
Consommation optimale selon le
rendement objectif
Consommation réelle

Volume Critique
=
volume perdu maximum acceptable
Volume cumulé perdu
=
Différence entre consommations
mesurée et optimisée

13
Temps avant intervention
=
Temps avant d’atteindre le volume
critique
Résumé des alertes du secteurs

18
Basé sur l’optimum économique,
priorisation pour la réparation de fuites
Comment faire une priorisation économique ?
Cas d’utilisation de Vivaqua (Bruxelles)

Références
16/06/2022 24
- Bruxelles
- 2 400 km de réseau – 2.2M d’abonnés
- 53 secteurs opérationnels avec LeakRedux en moins de 6 mois
- 2 gestionnaires de réseaux plus petits
- 34 000 km de réseau– 3,3 M d’abonnés
- Objectif : de 75% à 87.5% de rendement d’ici 2025
- Projet sur 3 ans : 100+ secteurs dans LeakRedux
- Intégration dans un portail global (HydroWare Portal)
- 13 000 km de réseau – 1,3 M d’abonnés
- 80 secteurs dans LeakRedux
- 150 secteurs au total

Quelques résultats concrets – detection de petites fuites
16/06/2022
LeakReduxtM 25
Fuite trouvée et réparée
sur le secteur Dame
Blanche
Débit de fuite : 25 m³/h
Volume perdu : 54 500
m³
Client : Vivaqua

Quelques résultats concrets – detection de petites fuites
16/06/2022
LeakReduxtM 26
sur le DMA Harenheyde.
Quartier industriel, fuite
invisible
Débit de fuite : 10 m³/h
Volume perdu : 87 600
m³/an
Gain net : 26 000 €/an
Client : Vivaqua

Quelques résultats concrets – detection grosses fuites
16/06/2022
LeakReduxtM 27
sur secteur Palfijn
Débit de fuite: 105 m³/h
Volume perdu: 1976 m³
Client : Vivaqua

Quelques résultats concrets - Vivaqua
16/06/2022
LeakReduxtM 28
• Démarrage en janvier 2021 –
LeakRedux opérationnel sur l’ensemble
des secteurs en août 2021
• Depuis août 2021, environ 580 000 m³
économisés grâce à LeakRedux (fuites
évitées)
• Réduction de 30 % des pertes en eau
• 180 000 Euros d’économie en 6 mois
• ROI non négligeable et plus
qu’intéressant
Cas d’utilisation de Vivaqua – Chiffres fournis par Vivaqua
• Rendement record de 90,8 % en 2021
• +3,8 % sur la moyenne des 10
dernières années
• +4,6% sur 2020
• Pourquoi autant ?
• Circonstances climatiques
• Autres sociétés belges : ~+1,5 %
• L’utilisation de LeakRedux a eu un
réel impact
• Économie de 2 517 070 m³ sur un an
• Économie de production
• Économie financière

Et la suite, développement en cours et futur?
16/06/2022
LeakReduxtM 29
• Nombreuses améliorations prévues
• Ajout d’une interface cartographique
• Visualisation et customisation des
indicateurs par secteur (ILP)
• Visualisation du positionnement des
compteurs
• Visualisation des compteurs en défaut
• Intégration dans un portail pour
prendre en charge l'ensemble de la
gestion des événements de fuites
d’eau
Water Supply Event based Asset
Management System

Merci pour votre attention !
Grégory Herman
Directeur Business Development
+32 476 79 17 94
gregory.herman@hydroscan.be

PUBLIC INTERNAL RESTRICTED SECRET
14 June 2022
Digital Twin - Applications pour une gestion décentralisée de
l’énergie
Cyril Daniels
Rencontre des acteurs de l'énergie et de l'eau

14 June 2022
● ENGIE Laborelec is a leading expertise and
research center in electrical power technology
with a strong focus on the Energy Transition
and Net Zero Carbon.
● ENGIE Laborelec has a global presence with offices
in Belgium, France, the Netherlands, Germany, Chile and the
Middle-East.
● With a strong focus on high value delivery for ENGIE and for our
external customers, we combine:
● With a highly skilled workforce of more than 335 colleagues
(PhD, engineers, specialized technicians),
● We offer:
Operational
R&D
Specialized
expertise
Tailor-made
global solutions
Expert
knowledge
Operational
experience
State-of-the-art analysis
& measurement capability

14 June 2022
In Belgium
860 MW in 2022
Photovoltaic park has a total
capacity of 4,2 GW worldwide
at 31 December 2021

14 June 2022

14 June 2022
Ø No common definition for each
signal
Ø Different communication protocol
from one PV plant to another
Ø Manual mapping of the signal with
excel file
Manual signal mapping to connect Darwin
Ø Each component of the PV plant has a
unique data model
Ø Each attribute of the data model is well
described and defined
Ø Static (i.e. type and generation of inverter)
and dynamic information (i.e. irradiance)
IEC61850-7-420 data model
Already the case for most of the wind
power plant (IEC 61400-25)
For all the PV plant connected to DARWIN

14 June 2022
Some parts of the standards specifically relate to DERs :

14 June 2022
eDEIE – New solution developped by Enedis
to communicate with DER – IEC61850 MMS Engie Green Solution – Usage of a gateway
to convert IEC61850 MMS to Modbus TCP
Engie Green is willing to reduce the number of communication protocol used in the controller and
having a full IEC61850 PV plant controller

14 June 2022
“Actually our products don’t support IEC 61850 protocol and we didn’t
plan to develop it. We are working on the protocols that are mainly used in
the market like PLC, ModBus TCP or IEC104”
PV inverter manufacturers do not
support IEC61850 and it is not forseen
in the roadmap
Some PV power plant controllers support
IEC61850 MMS communication but in a very
reduced format
• Not possible to load SCL file
• Manual mapping of the signal
• Do not support data model of IEC61850-7-420
No added value to use 61850 without
normative data model for a PV power plant
controller
MODBUS TCP stays the common
practice for communication in a PV
powerplant

14 June 2022
Sunspec Modbus <-> IEC 61850
“The SunSpec Inverter Models are inspired by the IEC
61850 information model To be specific, the SunSpec
specification has adopted IEC 61850 semantics, point
naming, and encoding practices in order to harmonize
SunSpec member product implementations to this
important international standard”
Sunspec enables to use the added value of the IEC61850 data model
and keeping the classical modbus communication protocol

Any questions?
Don’t hesitate to contact
Cyril DANIELS
Multi-disciplinary Project Manager
Business Developer Hybrid Power System | Flexibility | Storage
Power Networks & Renewables
cyril.daniels@engie.com
M +32 475 81 97 36

Investisseur majeur
pour
l’environnement en
Wallonie
Défis énergétiques de
l’assainissement des eaux
usées
Clusters TWEED et H2O
Assemblée Générale
14 juin 2022
1
Ir. Christian DIDY
Responsable du Service Exploitation, Recherche
& Développement de la SPGE

La Société Publique de
Gestion de l’Eau (SPGE)
coordonne et finance le
secteur de l’eau en
Wallonie afin de préserver
la santé publique, protéger
et restaurer les ressources
en eau et les systèmes
aquatiques des pollutions
de toutes origines
Le Cycle
anthropique
de l’eau
Communes &
Intercommunales
Traitement
& stockage
Milieu naturel
Consommation d’eau
potable
Protection & OAA
PRODUCTION DISTRIBUTION ASSAINISSEMENT
ASSAINISSEMENT
COLLECTIF
ASSAINISSEMENT
AUTONOME
EGOUTS COLLECTEURS STATION D’EPURATION
Le secteur de l’eau en Wallonie

50,00%
24,00%
11,50%
9,50%
5,00%
Privés
SFE
(80% SRIW-
20 SWDE)
Aquawal
Socofe
Belfius
Choix d’une structure publique
• La politique de l’assainissement est financée et coordonnée par la SPGE qui délègue à 7
intercommunales agrées par le Gouvernement Wallon l’implémentation et la gestion des
infrastructures
C
o
n
t
e
x
t
e

Contrat d’agglomération
& Fonds Social de l’Eau
Contrat d’assainissement
(20 ans)
communes
Missions déléguées :
• DCE
• Eaux de Baignade
Contrat de collecte et d’épuration
(20 ans) + contrat d’entretien
Contrat de gestion (5 ans)
CPAS
Producteurs /
Distributeurs Epurateurs/
Démergement
Contrat de protection (20
ans)
C
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Relations contractuelles

L’assainissement des eaux usées…
Réseau de Waterloo (inBW)
Collecteur du Pisselet (2008, CRDG)
Déversoirs d’orage
Couvenailles (Jan Nyssen)
Bassins d’orage Stations de pompage/relevage
Vieille Haine (IDEA)
Collecteurs
Égouts (gestion communale)
Une multitude d’ouvrages de collecte…
C
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e

Dégrillage
Dessablage & déshuilage Boues activées Décanteur
… et de traitement
C
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n
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x
t
e
… et de traitement

Ouvrages exploités fin 2021, de l’ordre de :
- 440 systèmes d’épuration (4,4 M EH – 92%),
- plus de 1.200 stations de pompage,
- Plus de 2.500 km de collecteurs,
- Divers ouvrages annexes : unités de traitement de graisses,
bassins d’orage, unités de réception de gadoues, unités de
dépotage et de traitement des PCRA, etc.
A terme :
- 840 systèmes d’épuration (dont traitement approprié),
- 1.500 stations de pompage,
- Plus de 3.400 km de collecteurs,
- Divers ouvrages annexes.
Q
u
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q
u
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s
c
h
i
f
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r
e
s

L’assainissement des eaux usées
3,6 millions
+/-700 industriels
190 GWh
112.000 ± 35.000 tCO2eq*
* Bilan Carbone en cours de finalisation
20.000 k€/an - 20% OPEX
Q
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s

Les grands consommateurs du secteur
Q
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s

Les défis énergétiques du secteur
L
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b
j
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s
c
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m
u
n
s Les objectifs wallons pour la transition
énergétique sont :
Réduction de 55% des émissions de GES,
à l’horizon 2030
Volonté de fixer des trajectoires adaptées
par filière
Utiliser 20% d’énergie renouvelable pour
alimenter le secteur (en 2020 : 13 % min)
Augmenter le taux de rénovation des
bâtiments publics de min 3%/an
jusqu’en 2030

L
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b
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s
Les objectifs du contrat de gestion
sont :
L’accessibilité à l’eau pour tous
La maîtrise des coûts
L’optimisation des process
L’amélioration des performances
énergétiques des bâtiments
le recours aux énergies
renouvelables
Réduire de 20% les émissions de GES

1. Contenir/réduire le coût par kWh
Marchés groupés de fourniture avec une politique d’achat lissée dans le
temps et anticipée
Sourcing en CV (achat et production propres)
Contrat cadre de raccordement
Interruptibilité
Flexibilité
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2. Réduire le nombre de kWh consommés
Audits obligatoires (Directive 2012/27) et volontaires
Comptabilité énergétique (quantifier et suivre)
Mise en œuvre des nombreuses actions résultantes :
- Optimisation du fonctionnement équipements
- Maintenance prédictive et remplacement anticipé
- Isolation des bâtiments
- Elimination des eaux claires parasites
- …
L
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s

3. Produire des kWh renouvelables
Installer des unités PV et éoliennes
Riothermie
Communauté Energies Renouvelables
Utilisation de nos déchets comme biomasse
Autonomisation du secteur afin d’être plus résilient (délestage)
L
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s

4. Flotte de 460 véhicules
Optimiser les tournées (logiciel de tracking)
Smartisation des ouvrages de collecte (télégestion)
Verdissement de la flotte mais vers quels types de véhicules
s’orienter ?
L
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5. Un parc d’ouvrages vieillissant
Contrat de Performance énergétique
Asset Management
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s

Des actions tributaires d’autres éléments et acteurs
1. De facteurs endogènes :
1. Investissements en vue d’augmenter la charge traitée
2. Traitements complémentaires
2. De facteurs exogènes :
1. Des événements météorologiques
2. Des décisions de l’exécutif – Mixte énergétique
C
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n

Fédérer pour faire plus et mieux…
C
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l
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s
i
o
n
Initiative d’Innovation Stratégique « Water
in action »

SPGE
14-16
rue
Stassart
5000
Namur.
Toute
reproduction
est
interdite
sans
consentement
explicite
de
la
SPGE.
Crédit
images/photos
IStock
Merci de votre attention

Traitement des eaux
usées & énergie : un
potentiel d’innovation et
d’optimisation.
Nos perspectives en Région wallonne
Stéphane Nonet (snonet@cebedeau.be)
Cluster TWEED – H20 14 juin 2022

SOMMAIRE
1. Notre situation (STEPs urbaines)
2. Réduire la consommation des STEPs en
améliorant la gestion et les infrastructures.
3. Changer de paradigme : une épuration > 0 en
énergie
4. Conclusions

Who we are
CEBEDEAU is a private Research and Expertise Center for Water founded
in 1947 within the University of Liège.
OUR MISSION :
Provide our partners with concrete solutions that meet their sustainability challenges.
CEBEDEAU : WHO WE ARE

Who we are
OUR COMPANY STRUCTURE
14 Engineers & Scientists
Concepts, process design, advices
12 Technicians
From routine to custom analysis
Lab and pilot testing facility

1. Notre situation
La consommation énergétique des STEPs urbaines

Le parc des stations d’épuration de la SPGE
• Les STEPs de moins de 1000EH
représentent 40% du parc wallon et
environ 3% de la consommation
énergétique
• Alors que les 20% de STEP de plus
10.000 EH totalisent plus de 80% de la
consommation énergétique.
14 juin
2022

14 juin
2022
L’impact de la charge organique et hydraulique
Valeur médiane :
Taux de charge hydraulique : 126 %
Taux de charge organique : 42%

Le choix des filières d’épuration
14 juin
2022
I2 ( kWh/m3) selon la filière et la capacité nominale
Boues activées Biodisques Extensifs
V3 (Taille, EH) N Médiane N Médiane N Médiane
<500 45 1.13 5 0.66 2 0.18
500 – 1000 71 0.59 5 0.29 7 0.40
1000 – 2000 36 0.45 5 0.22 4 0.30
2000 – 5000 51 0.45 6 0.18 5 0.15
5000 – 10000 32 0.43 . . 2 0.18
10000 – 50000 50 0.46 . . 1 0.26
>50000 13 0.43 . . . .
All 298 0.50 21 0.29 21 0.26
R-16/1886 du 20/02/2017 Etude 15/084 51/60
Figure 33 – Matrice de sélection de la filière de traitement
2.000 EH
5.000 EH
10.000 EH
50.000 EH
1.000 EH
500 EH

14 juin
2022
Que pouvons-nous faire ?
Consommer moins
Gagner en efficacité
Produire de l’énergie à partir des eaux
usées

Nous concerter pour innover :
IIS : WATER in ACTION
14 juin
2022
Inspiration
v
v IRT France
Organisation collective Universités – Centres de Recherche –
Entreprises publiques et privées afin de faciliter le transfert
technologique

2. Réduire la
consommation des STEPs
en améliorant la gestion
et les infrastructures.

14 juin
2022
2.1. Gestion optimale des STEPs
SPGE – CEBEDEAU – WideTech
Projet EwatLink : une approche
logicielle pour optimiser la
consommation d’énergie des
STEPS.
Algorithme pour anticiper les
variations des charges polluantes.
STEP de Bastogne avec
monitoring fin des consommations
énergétiques (IDELUX Eau)

14 juin
2022
2.2. Les Equipements : l’aération
Energy consumption in a WWTP (Yifan Gu & al., 2017)
Diffuseurs fines bulles

AERATION PERFORMANTE en Boues Activées :
• Configuration des bassins ;
• Dimensionnement et choix des équipements ;
• Régulation de l’oxygène dissous ;
• Maintenance :
remplacement des diffuseurs.
QUAND ?

14 juin
2022
ANALYSE
D’IMAGES
CALCUL
½
EMPIRIQUE
Performance
Perte
d’efficacité
MAINTENANCE
INASEP - SPGE – CEBEDEAU –
ADSCIAN
Projet IMO2.0 : mesurer
l’efficacité de l’aération par
analyse des images de la surface
des bassins.
Maintenance prédictive

14 juin
2022
Duowei Lu et al. 2021, https://doi.org/10.1080/10643389.2020.1734432
2.3. Choix des procédés : les BIOFILMS
Transférer de l’oxygène dans un
biofilm qui le consomme est 5 à
10 fois plus facile que transférer
l’oxygène dans l’eau.
Biofilm agit comme une
« pompe » à O2.
Comment l’appliquer au
traitement d’eau ?

14 juin
2022
Membrane Biofilm Aerated
Reactor (Oxymem de Dupont)
5 à 10 x supérieur aux fines
bulles
Potentiel d’évolution des Lits
Bactériens et Biodisques

14 juin
2022
Les Boues Granulaires, un procédé performant et moins
énergivore. Gain de l’ordre de 15%

3. Changer de paradigme :
vers une épuration
positive en énergie
Trois exemples très contrastés du point de vue technologique.

EXEMPLE 1 : MICROBIAL FUEL CELL (Rocket Science)
Générer de l’électricité en captant les électrons qui s’échangent dans les réactions
d’oxydo-réduction.
Installation pilote de 1000 L, HES-SO Valais-Wallis. Suisses
Fabian Fisher, 2019
Densité d’énergie :
0,47 kWh/kg DCO
Rendement coulométrique
:14,9%
Rendement énergétique :
12 %
Réduction DCO :
95,6%
14 juin
2022

14 juin
2022
EXEMPLE 2 : POWERSTEP ou repenser l’organisation des technologies existantes
www.powerstep.eu
Des STEPs neutres ou positives en énergie sont possibles avec des
technologies maitrisées (> 25 à 50.000 EH).
Des STEPs neutres en carbone restent un rêve.

Digestion anaérobie sur les effluents industriels
ANATIS – CEBEDEAU
Projet FLUID ANYOLE :
réacteur anaérobie pour la
biométhanisation d’effluents
liquides.
Pilote de démonstration sur
effluents de brasserie et
fromagerie.
Charge moyenne de 700
kgDCO/j, avec des pointes à 1000
kgDCO/j.
Rdt sur DCO : 90%

14 juin
2022
EXEMPLE 3 : SOUSTRAIRE la POLLUTION dans un ESPRIT de
CIRCULARITE : SEPARATION A LA SOURCE ET TRAITEMENT DE
L’URINE
www.eawag.ch
90 % Azote = 30 %
besoins en O2
Gain énergétique :
0,30 * 60 % = 18 %
Opportunité
d’innovation pour la
valorisation du NPK et
Mg provenant de
l’urine.

• Nombreuses possibilités d’améliorer l’efficacité énergétique des
STEPs.
• Opportunités d’innovations technologiques en Région wallonne,
pour les exploitants de STEPs, pour les entreprises privées et
publiques du secteur de l’eau.
à développer de l’activité économique, dont à l’exportation.
• Un enjeu : la mobilisation des acteurs de la recherche et de
l’innovation autours des grands enjeux du secteur de l’eau
è Rôle du Cluster H2O et de l’IIS Water in action

Statut et perspectives du biogaz/biométhane en
Wallonie/Belgique
AG TWEED – 14 juin 2022

v Etude 2019 sur le potentiel de biométhane
injectable en Belgique (Gas.be / Valbiom)
v Deep Dive Study biométhane in Belgium 2021
(Gas.be / Valbiom / Biogas-E / Climact)
ü Roadmap régionale (WP5: Valbiom / Biogas-E )
v Etude bio-CNG / bio-LNG pour transport 2021
(Gas.be / Sia-partner)
v Etude certification en Belgique 2022 (Gas.be /
Sia partner)
v Planifié 2022 ?: activation de la filière de
biométhane en Wallonie
Green Gas Platform BE et études déjà réalisées
2
La « Green Gas Platform » en Belgique a été créée en
2020 pour mieux regrouper le savoir-faire existant
dans les régions, ainsi que pour lancer conjointement
des études et prendre position vis-à-vis des décideurs
politiques, tant au niveau régional que fédéral.
Nous souhaitons renforcer encore cette coopération
avec d'autres partenaires concernés en 2022.

1. Etat des lieux du biogaz/biométhane en Wallonie
2. Contexte actuel régional et européen et perspectives
associées
3. Comment déployer la filière ?
4. Quelques recommandations
Agenda
3

Etat des lieux du biogaz/biométhane en Wallonie

Etat des lieux de la biométhanisation en Wallonie (2021)
5

6

7
~700GWh de biogaz produit,
transformés en:
• 250GWh électriques
• 250 GWh de chaleur
• Consommation GN de distribution
(ORES+RESA) = 21 TWh

Le soutien existant pour le biométhane en “fade out”
non binding - informative
9
v Le coût de production du biométhane
se situe en moyenne entre 70 et 90
euros pour les plus grandes installations.
v Soutien pour le biogaz et le biométhane
produits en Wallonie uniquement
quand utilisés dans un CHP Wallon.
v Soutien en Flandre uniquement pour la
cogénération au biogaz (CHP local)
Tant en Flandre qu'en Wallonie, le
budget des régimes de soutien
aux cogénérations (au biogaz /
biométhane) seront fortement
réduits à partir de 2023 - 2024
Average support and costs

Enveloppes de Certificats Verts par an
10
5.300 CV ~=1 unité de 300kWe/an

Enveloppes de Certificats Verts par an
11
Pourtant, le Plan Air Climat Energie
donne une place importante au
biogaz/biométhane

Contexte actuel européen et perspectives associées

Repower EU: perspectives européennes
13
The potential is strong enough to
deliver 35 bcm in 2030
This scale-up can be done using only
sustainable feedstocks
Equivalent to 10% of
today’s natural gas
demand
20% of gas imports
from Russia
0
5
10
15
20
25
30
35
40
16 bcm
Livestock manure
10 bcm
Agri residues
2 bcm
Food waste
3 bcm
Industrial wastewater
4 bcm
Sequential crops
35 bcm
Scale-up efforts: REPowerEU
350
250
300
200
150
100
50
0
400
Today
FF55
REPowerEU
2030
0
190
165
355
+87%
Today
FF55
REPowerEU
2030
30
150
190
370
+127%
Green hydrogen Biomethane
EBA, REPowerEU: Joint European action for more affordable, secure and sustainable energy, 11/05/2022

REPowerEU : focus Belgique
14
Prévision 2030: 6,3 TWh, soit
2,5x la production actuelle
Basés sur:
• Effluents d’élevage
• Eaux usées industrielles
• Part du potentiel de résidus
agricoles
En TWh

REPowerEU : focus « industrial WW » Belgique
15
EBA, GT sur le potentiel des eaux usées industrielles
En GWh
7 7 13
30
0 5
114
5 8
2
10
42
0
49
0
0
2
3
0
149
392
Cheese
Butter
Ice-cream
Beer
Wine
Spirits
Ethanol
Pulp
Juice
Tomato ketchup and sauces
Meat (bovine)
Meat (pigs)
Meat (sheep)
Frozen potatoes
Crisps
Starch
Flour, etc.
Sugar
Yeast
Veg. oils
Biodiesel

v Malgré l'inclusion du biométhane dans le REpower EU, l'électrification est fortement préconisée pour le chauffage
domestique et le transport à Les directives respectives créent également de nombreux obstacles supplémentaires à
l'utilisation de ces gaz renouvelable
v Les solutions de gaz renouvelables sont principalement envisagées dans les pays en transition et pour les secteurs
difficiles à électrifier (industrie, transport maritime et lourd).
v Pourtant la faisabilité d'une telle électrification (et ses coûts) est de plus en plus remis en question.
Electrification avec ou sans gaz renouvelable
16
Source EBA

17
Le potentiel du gaz vert dans l’énergie (1)
Electricity infrastructure (domestic)
90
Today
60?
-30%
HHP(2)
+
isolation
+ HP switch
+ Rest heat
45?
-20%
Bio-
methane
14?
23?
Green +
recycled
gasses
30%
50 % 80
Today
120 ?
+ EV + HP
- isolation
25
30%
60 ?
50 %
Gas infrastructure (domestic)
RES today RES
tomorrow
• Coût additionnel pour l’infrastructure en
Flandre est estimé à 4-5 bn€
• Pointe consommation est moins impactée (-20%)
• Pas de coût infrastructure additionnelle pour le réseau
Le biométhane et le syngas vert pourront déjà servir le marché domestique sans compter
l’hydrogène (qui sera plutôt destiné à l’industrie)
(1) this figures are only qualitative (not quantitative) in order to show possible future impacts. In order to obtain more exact
figures in depth studies can provide correct answers.
(2) HHP = hybrid heatpump using gas in Winter and electricity for Heat pump

Consommation du gaz en UE et évolution du prix
v Le spot (Day Ahead) se stabilise entre 80 -100 €/MWh
pour 2022
v A l'horizon 2023, autour de 80 €/MWh
v Tout en diminuant en-dessous les 50 €/MWh dans les
années à venir.
v Et se stabilisant à 40 €/MWh vers 2025 (en raison d'une
diminution prévue de la demande de gaz)
Mais personne aujourd'hui n’a de boule de cristal et ne peut prédire
où en seront les prix du gaz en 2025
v En EU la demande est inférieure de 7% au T1 2022 par rapport
au T1 2021.
v La demande industrielle de l’EU a été la plus touchée.
UK -18%, GE -14%, NL -26% . La demande industrielle en
Espagne est restée constante et a augmenté de 23% en Italie
v Alors que l’IEA prévoyait une croissance mondiale de 40
milliards de mètres cubes en 2022, elle s'attend à ce que la
demande baisse d'environ 10 milliards de mètres cubes.

v L'augmentation du prix du gaz crée une
opportunité pour le biométhane, certainement
là où il n'y a pas de soutien.
v Le marché des biocarburants est le plus
disposé à payer, suivi par le ETS
v Le marché intérieur sera alimenté par des GO's
et le soutien pourrait consister en une
obligation de quota renouvelable dans le mix
de livraison.
v Pour les biocarburants et le système ETS, une
aide aux utilisateurs est plus appropriée car
elle peut attirer la production intérieure et
importée à ce soutien pourrait consister en un
contract for difference (CfD energy or CO2
based)
v L’Acheteur de gaz renouvelable cherche un
« fixed price » afin d’éviter la volatilité du prix
de gaz (TTF, ZTP)
19
NEW Evolution: Green gas purchase agreement
Long term (5-10y) purchase of Biomethane P = 80% fixed price + 20% TTF (spot/month/quarter)
Les possibilités pour le biométhane dans le futur
Today
90 €
Gas
price
30 €
Green
10 €
Missing
50 €
Tomorrow
Countries
no support
Gas
price
40 €
Gas
price
30 €
Countries
with support
GO
20 €
BioCH4
cost
Gas
price
40 €
biofuel
40 €
ETS
30 €
Gas
price
40 €
Support ?
Support ?
Support
60 €
Support ?
Production support or user support ?
Subject to EU targets

Comment déployer la filière ?

21
Pas sans le monde agricole…
Agriculture : 80 %
Ø Lisiers/fumiers
Ø Pailles et autres résidus de culture
Ø Cultures (cultures intermédiaires)
Autres : 20 %
Ø Ordures ménagères
Ø Boues de traitement des eaux
Ø Déchets verts

Utilisation des gisements
22
è du potentiel
AGRICOLE à
exploiter

• Historiquement, secteur développé sur déchets agroindustriels è besoin de re-lier
les unités à la terre !
• Agriculteurs:
− Parties prenantes du projet ?
− Gestionnaires des matières organiques? (amont et aval)
• Quelles tailles d’installations ? Vision REPower EU :
Pas sans le monde agricole
23

Comment évaluer les différentes possibilités?
è Il faut d’abord définir sur quelle base évaluer avant de définir un plan raisonné !
Le coût de la tonne de CO2 évitée par la biométhanisation semble pertinent
24
Mc Kinsey

Coût par tonne de CO2 évitée
La filière de biométhanisation
est capable du meilleur
comme du pire.
Combien coûte la tonne de
CO2 évitée par la
biométhanisation ? (en tenant
compte de la grande diversité)
25
15% à 50€/tCO2
30% à 100€/tCO2
75% à 250€/tCO2
100% à 500€/tCO2
?

Coût par tonne de CO2 évitée
26
Coût de production du
biométhane (LCoE)
CAPEX, OPEX et rentabilité inclus
(revenus liés aux digestats déduits)
Energie (indexée sur GN)
Création d’emplois
Economies réseau
électrique (coût de
l’intermittence)
Réductions de GES
La valeur de la tonne de CO2 évitée est la variable
d’ajustement
COÛT BENEFICES
ATTENTION : calculs faits
en 2020-2021 avec gaz à
19€/MWh !

Comment déployer la filière ?
27
Alimentation
?
Valorisation
du biogaz ?
Zone
géographique
Valorisation
du digestat
?
Taille ?
Calculer, simuler et comparer
des configurations. Entre autres
en fonction de:
• La taille des installations
• Le type d’intrants
• Des paramètres techniques
(couverture des stockages de
digestats, combustion des
effluents gazeux, fraicheur des
lisiers…)
• Zone géographique : unité à
Malmedy différente de
Gembloux !

Evaluer pour prioriser: coût par tonne de CO2 évitée
28
• Exemple : effet du type d’alimentation
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
0 20 000 40 000 60 000 80 000 100 000 120 000 140 000 160 000
€/tCO2
eq
Tonnes de MF/an
Coût (€) par t CO2e évitée en fonction de la taille de l'unité (t MF/an)
WAL - TOUT SAUF EFFLUENTS et CIVE-HERBE - INJECT WAL - CIVE-HERBE - INJECT
WAL - MAÏS - INJECT WAL - EFFLUENTS - INJECT - 45j
ATTENTION : calculs
tenant compte gaz
à 19€/MWh !

Evaluer pour prioriser: coût par tonne de CO2 évitée
Besoin de développer la filière de manière raisonnée:
• Quelles matières ? Quels porteurs de projets ? Quelles tailles d’installations ?
Résultats principaux:
• Effet de la biométhanisation à la ferme (sur effluents frais)
• Niche de la biométhanisation à la ferme, mais quelle valorisation du biogaz ?
• Performances identiques aux grosses unités centralisées (>50.000 t/an)
29

v Potentiel en Belgique (Valbiom) = 15,6 TWh
v Un objectif ambitieux serait d'atteindre 10 TWh en 2030
Un objectif ambitieux pour la Belgique
31
Antwerpen
Dendermonde
Bree
Lommel
Geer
Sombreffe
Beerse
Hebronville
Leuven
Bio-LNG
Zeebrugge
Brussel
Quevy
Le bon villers
Leuze
Harelbeke
Gent
Biomethane production
projects being studied
projects with FID
operational
Current = 150 GWh
By 2023 = 350 GWh
By 2025 => 1000 GWh
Ieper
Baudour
Andenne
I
M
P
O
R
T
S
?
?
WALLONIA ~ 6 TWh
or – 0,7 mioT /y
Flanders ~ 5 TWh
or – 1,2 mioT /y
DES MESURES
D’ACTIVATION
SERONT
NECESSAIRES

1. Prise en compte de toutes les réductions d'émissions de gaz à effet de serre provenant de la production et de
l'utilisation du biométhane dans les inventaires officiels fédéraux et régionaux.
2. L'intégration de l'utilisation du biométhane dans les différents scénarios de réduction des émissions de gaz à effet de
serre et de la part des énergies renouvelables inclus dans les plans énergétiques et climatiques
3. S'efforcer d'utiliser les meilleures techniques disponibles dans le développement des projets de biométhane, y compris
l'exploitation et la maintenance d'un site opérationnel. (1)
4. L'introduction de la production de biogaz et de l'injection de biométhane en tant que partie intégrante de la politique
agricole afin de boucler les différents cycles de matières et d'énergie au niveau local.
5. Mise en place des mécanismes de soutien dynamique pour activer le potentiel identifié et contribuer à la rentabilité
des projets.
6. Harmonisation du système de certification des gaz verts afin de permettre aux acteurs de la filière de valoriser les
réductions d'émissions de gaz à effet de serre issues de la production de biométhane au niveau national et européen.
7. L'introduction d'une obligation d'inclure le gaz vert dans les contrats de fourniture de gaz pour les clients domestiques,
sur le modèle de l'obligation introduite pour le secteur des transports dans le cadre de REDII.
8. Évaluation du potentiel des autres gaz verts (méthanation, pyrolyse, power-to-gas, etc.). Cela pourrait au moins doubler
le potentiel du biométhane.
Recommendations
32
(1) Les émissions de gaz à effet de serre qui peuvent résulter de la production de biométhane
sont compensées dans une très large mesure par les émissions de CO2 évitées

Gaz
Un atout essentiel pour la flexibilité
Cas pratiques dans l’industrie (Beneo Orafti) &
station d’épuration (Aquiris)
14 Juin 2022
Lien Van Schepdael

2
© 2022 Flexcity - confidential
En étant disponibles au bon moment
Vous êtes récompensés pour soutenir le réseau
Être flexible au bon moment
€
Gagnez jusqu’à plus de 200 000 € par MW flexible par an

3
La flexibilité électrique
Principes de fonctionnement
Hausse partielle
Baisse partielle Démarrage complet
Derated Pnom
Pnom
Pmin
Activation
Pnom
Activation
Pnom
Pmin
Activation
Baisse de la production
Hausse de la consommation
Hausse de la production
Baisse de la consommation
Hausse de la production
Baisse de la consommation

4

5
INTEGRER LES
RENOUVELABLES
EN MODULANT LE GAZ

6
1. Expertise
2. Technologie
Flexcity
L’interface vers les services ELIA

7
Principe de fonctionnement
Les enchères journalières permettent d’adapter l’offre à vos disponibilités
6 blocs de 4 heures par jour
Planifier les disponibilités flexibles au jour le jour
Informer en cas de disponibilité ou d’indisponibilité
NON-OFFERT
20:00
0:00 4:00 8:00
MW
Bloc 1
16:00
12:00
Bloc 2 Bloc 3 Bloc 4 Bloc 5 Bloc 6
.OFFERT. .OFFERT.

8
Pour fournir ce service, il faut pouvoir
suivre un signal linéaire en diminuant sa production
4 sec 4 sec ... 4 sec 4 sec 4 sec ... 4 sec 4 sec
4 sec
7,5 min
Pnom
Pmin
Puissance
flexible
Temps
4 sec ... 4 sec
7,5 min
Fréquence d’activation
Technologie
7.5 min
Rampe linéaire
Temps de réaction
Activation
Automatique via
Flexcity Box
0 à 50%
Contrôle continu

9
Vous êtes rémunérés pour votre disponibilité et par activation
Rémunération de DISPONIBILITÉ
Fixe (€/MW/h)
Rémunération d’ACTIVATION
Variable (€/MWh)
NON OFFERT
20:00
0:00 4:00 8:00
MW
Bloc 1
16:00
12:00
Bloc 2 Bloc 3 Bloc 4 Bloc 5 Bloc 6
OFFERT OFFERT
24:00
Fixée par le marché
Enchères journalières
MW
€/MWh
Choisie et couvre les coûts d’activation
Détermine la durée et la fréquence des activations
2 types de Rémunération

10
Signal
d’activation
Modulation
automatisée
Flexcity
box
Flexcity
cloud
La Technologie Flexcity

11
Une marge d’erreur de 15% de la puissance flexible est acceptée
Des corrections sont appliquées en cas de dépassement
Temps
aFRR fourni
aFRR demandé
Marge de tolérance
Divergence d’énergie aFRR
Ramp rate
(kW/min) =
Puissance flexible (kW)
7,5 min

Beneo Orafti accorde sa
confiance à Flexcity pour
valoriser sa turbine à gaz
Beneo Orafti
flexibilise sa
turbine à gaz
Industrie, Agroalimentaire
Participation en
aFRR (R2)
Depuis 2020
5MW - turbine à
gaz

Beneo Orafti
flexibilise sa
turbine à gaz
Participation en
aFRR (R2)
Depuis 2020
5MW - turbine à
gaz
• Optimisation de la turbine à gaz.

Beneo Orafti
flexibilise sa
turbine à gaz
Participation en
aFRR (R2)
Depuis 2020
5MW - turbine à
gaz
• Génération de revenus supplémentaires chaque année.

Beneo Orafti
flexibilise sa
turbine à gaz
Participation en
aFRR (R2)
Depuis 2020
5MW - turbine à
gaz
• Action supplémentaire à leur programme d’efficacité
énergétique.

Beneo Orafti
flexibilise sa
turbine à gaz
Participation en
aFRR (R2)
Depuis 2020
5MW - turbine à
gaz
énergétique.
• Contribution à l’équilibre du réseau belge et européen &
soutien à la transition énergétique.

Beneo Orafti
flexibilise sa
turbine à gaz
Participation en
aFRR (R2)
Depuis 2020
5MW - turbine à
gaz
énergétique.
• Contribution à l’équilibre du réseau belge et européen &
soutien à la transition énergétique.
• La turbine à gaz Beneo Orafti a été la première unité de
production décentralisée à soutenir le réseau belge via le
marché aFRR.

20
Aquiris valorise sa cogénération et ses groupes de secours à travers
les services aFRR et mFRR.

21
les services aFRR et mFRR. Création de deux
nouvelles sources de
rémunération.
Soutien au réseau
électrique et à la
transition énergétique
Optimisation des
groupes électrogènes
(qui ne sont pas
utilisés) et de la
cogénération.

22
I SOLUTION
Depuis 2019, Flexcity valorise le potentiel flexible d’Aquiris pour en renforcer les
programmes d’efficacité énergétique et leur reverser des rémunérations
additionnelles.
● Aquiris réduit journalièrement la production électrique de sa cogénération à
travers l’aFRR (R2) pour compenser les petits déséquilibres du réseau.
● Flexcity installe un boîtier de contrôle intelligent sur le site, la Flexcity Box.
Création de deux
rémunération.
Soutien au réseau
Optimisation des
(qui ne sont pas
utilisés) et de la
cogénération.

23
I SOLUTION
Depuis 2019, Flexcity valorise le potentiel flexible d’Aquiris pour en renforcer les
programmes d’efficacité énergétique et leur reverser des rémunérations
additionnelles.
● Aquiris réduit journalièrement la production électrique de sa cogénération à
travers l’aFRR (R2) pour compenser les petits déséquilibres du réseau.
● Flexcity installe un boîtier de contrôle intelligent sur le site, la Flexcity Box.
Les solutions de Flexcity n’impactent pas l’activité d’Aquiris.
Création de deux
rémunération.
Soutien au réseau
Optimisation des
(qui ne sont pas
utilisés) et de la
cogénération.

25
Contact :
Lien Van Schepdael
Country manager (Ir.)
lien.van-schepdael@flexcity.energy
+32 (0) 4 78 97 63 72

la solution naturelle qui traite et valorise
vos rejets industriels liquides

Une expertise qui se construit depuis 2012
ANATIS
Systèmes brevetés
Solution pour l’agriculture
Solution pour l’agro-alimentaire
L’équipe
Partenaires

Industrie
agro-
alimentaire
Déchets liquides
organiques
Station
d’épuration
Egouts
Production électrique (10 à 100
kW) et thermique directement
bénéfique à l’industrie
et garantissant l’autonomie du
système
Tampon gaz et
désulfuration
Intégration sur site industriel
modulable et à faible
empreinte foncière

✓ Réduction conséquente de la
charge organique/DCO
✓ Déchargement des stations
d’épuration en aval
✓ Internalisation traitement de
certains déchets
✓ Diminution globale des coûts
de traitements de l’industrie
✓ Production d’énergie verte
(électrique et calorifique)
✓ Subsides et certificats verts
✓ Économie circulaire (Europe
2050 « Climate Strategy »)
D’une source de coût
à un traitement
vert et rentable

La technologie
✓ Rendement épuratoire élevé : diminution de 80% à 90% de la
DCO, rétention des boues
✓ Autonomie du système : énergétique grâce au biogaz produit et
d’exploitation via l’automate
✓ Robustesse & simplicité d’exploitation : repose sur la gestion de
paramètres et appareillages simples
Fluid-Anyole est un système de traitement et
de valorisation des eaux résiduelles
industrielles chargées organiquement (< 12 %
matières sèches).
Sa technologie est basé sur le principe de
biométhanisation anaérobie à chicane (type
ABR bi-phasique – deux étages métaboliques).
Grâce à sa gamme de réacteurs modulaires
de petites et moyennes capacités, il permet un
traitement efficace pour des charges
journalières entre 300 à 2.500 kg de DCO.
Fluid-Anyole peut donc être installé seul ou en
parfait complément d’une station d’épuration
selon le besoin de l’industrie.

RÉALISATION au sein de la
Brasserie – Fromagerie d’Orval

Solution sur-mesure :
➢ Respectant les contraintes locale (zone Natura 2000, passage de camions, respect de l’habitat naturel)
➢ Traitement journalier de 50 m3 d’effluents de l’industrie : 100% lactosérum, 40% des ERI de la fromagerie et jusqu’à 20% des
ERI de brasserie
Retour sur investissement :
✓ Diminution d’environ 80% de la DCO : soulage la station d’épuration du site en aval, et diminue la consommation électrique
✓ Unité de cogénération avec production électrique et calorifique directement utilisable par l’industrie : économie circulaire,
autonomie du système et rentable
✓ Diminution des boues et traitement (ré-) internalisé d’effluents : suppression des coûts des traitements des déchets
auparavant externalisés comme le lactosérum ou la levure
✓ Amélioration de la performance énergétique globale de l’entreprise : contribution instantanée aux efforts en matière
environnementales fixés par les autorités et l’industrie elle-même
Installation d’une station de biométhanisation FLUID-ANYOLE®
avec unité de cogénération de 57 kW

Parcours général des effluents
B201
B202
FA2A FA2B
FA1B
FA1A
FA3
B206
Poche
B205
B203
Effluent brasserie
Effluent
fromagerie

Parcours général du biogaz
FA2A FA2B
F12B
FA1A
FA3
Poche
C
h
a
u
f
f
e
r
i
e
C
o
g
e
n
Système de mesure gaz à la sortie des cuves FA
Système de disconnexion gaz (incendie)
Non dangereux : système fermé avec pression de 5 mbar, maintenue grâce à des soupapes de sécurité

Avril 2021 - Finalisation des travaux

àCaractérisation des effluents
àDimensionnement de Fluid-Anyole et son intégration dans l’environnement
local
àAccompagnement aux démarches administratives
àMise-en-œuvre de l’installation et de son automatisation
àDémarrage
àSuivi du fonctionnement
àMonitoring
Anatis accompagne son client,
de l’étude préliminaire jusqu’au suivi du
fonctionnement de la station Fluid-Anyole.

Rencontre des acteurs de l'énergie et de l'eau | Cercle du Lac LLN - 14 juin 2022

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