géothermie et échelles de territoire - étude des micro...

Géothermie et échelles de territoire - étude des micro-réseaux de chaleur

Rapport final

RP-59967-FR mars 2011

Géothermie et échelles de territoire - étude des micro-réseaux de chaleur

Rapport final

RP-59967-FR Mars 2011

A.C. Impens*, A. Poux Avec la collaboration de

M.Chartier, M.Jorio (*ALTO Ingénierie)

Réalisé dans le cadre de la convention ADEME-BRGM n°09 05 C 0016

Vérificateur :

Nom : DESPLAN Alain

Date : 25/06/2011

Signature :

Approbateur :

Nom : VERNIER Romain

Date : 25/06/2011

Signature :

En l’absence de signature, notamment pour les rapports diffusés en version numérique, l’original signé est disponible aux Archives du BRGM.

Le système de management de la qualité du BRGM est certifié AFAQ ISO 9001:2008.

I

M 003 - AVRIL 05

Mots clés : Géothermie, Urbanisme, Micro-réseaux de chaleur. En bibliographie, ce rapport sera cité de la façon suivante : Impens A.C. (ALTO Ingénierie), Poux A. avec la collaboration de Chartier M., Jorio M. (2011) – Géothermie et échelles de territoire – étude des micro-réseaux de chaleur. Rapport final. BRGM/RC-59967-FR. 147 p., 6 fig., 4 ann. © BRGM, 2011, ce document ne peut être reproduit en totalité ou en partie sans l’autorisation expresse du BRGM.

Planification énergétique et géothermie

BRGM/RP-59967-FR – Rapport final 3

Synthèse

Ce rapport intitulé « Planification énergétique et géothermie - étude des micro-réseaux de chaleur » constitue le rapport final du projet n° 15 « Géothermie et échelles de territoire – étude des micro-réseaux de chaleur » de la convention ADEME-BRGM n° 0905C0016 notifiée le 28/12/2009.

Il s’inscrit dans la dynamique des lois issues du Grenelle de l’Environnement (loi de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle, dite loi « Grenelle 1 » et la loi portant engagement national pour l’environnement, dite « loi Grenelle 2 ») qui, entre autres, poussent au développement des énergies renouvelables, dans l’objectif d’atteindre les 23 % de production d’énergies renouvelables en 2020. Concernant la production d’énergie géothermique, l’objectif est une multiplication par 6 par rapport à la production de 2006.

La thématique énergétique se veut transversale : les actions en faveur du développement des énergies renouvelables se retrouvent dans les différents ateliers du Grenelle, comme ceux liés aux bâtiments mais également à l’aménagement, l’urbanisme et la gouvernance. Sur ce dernier point, la loi Grenelle 2 a consacré, dans son article 8, le principe de lutte contre le changement climatique et de maîtrise de la demande d’énergie parmi les objectifs assignés aux collectivités territoriales.

Les collectivités ont en effet un rôle clé à jouer dans la gestion de l’énergie, non seulement parce qu’elles consomment elles-mêmes de l’énergie, mais aussi parce qu’elles ont la compétence pour développer des systèmes de production et de distribution de chaleur centralisée que sont des réseaux de chaleur, élément structurant pour une collectivité.

Ce rapport a donc pour objectif de mettre en parallèle les enjeux liés au développement territorial et à la production d’énergie géothermique à partir des ressources locales. Il souligne l’importance d’étudier très en amont la question de la géothermie, car certaines de ses spécificités -énergie locale non transportable, variabilité géographique et multiplicité de la ressource et des techniques, coût des études préalables- rendent nécessaire l’évaluation de la possibilité d’utiliser la géothermie dès la toute première phase d’un projet d’aménagement ou de construction.

Le fait qu’elle ne puisse être transportée implique qu’il y ait adéquation entre les besoins thermiques de l’utilisateur potentiel et des ressources géothermales au droit du site. L’angle de vue adopté cible donc deux approches :

- lorsqu’un projet de développement est déjà défini (création d’une ZAC par exemple), le processus de développement est donc dans une dynamique d’urbanisme opérationnel. La mise en place d’une solution de géothermie dépendra principalement des ressources existantes, de ses conditions d’accès et des contraintes d’utilisation. Les caractéristiques du projet vont influencer la faisabilité


4 BRGM/RP-59967-FR – Rapport final

des projets (compacité de l’aménagement, espace disponible en surface, mixité ou non des fonctions…) ;

- la collectivité peut également étudier en amont son potentiel énergétique, incitée en cela par la loi Grenelle 2 qui impose l’élaboration de Schémas Régionaux Climat Air Énergie ainsi que des Plan Climat Énergie Territoriaux pour les collectivités de plus de 50 000 habitants.

L’intérêt d’une réflexion énergétique territoriale amont réside dans la possibilité d’engager une réflexion sur le choix de la solution énergétique, et notamment la mise en place de solutions mutualisées, comme le sont les réseaux de chaleur.

En effet, la mise en place d’un réseau de chaleur est un choix structurant pour l’aménagement, qui ne peut être pris qu’à un stade amont de la réflexion. Cette attitude est également pertinente pour la géothermie pour laquelle des solutions « géothermiques » existent pour les différentes échelles souhaitées, de l’échelle de la maison individuelle à l’échelle du quartier (solution mutualisée), voire de la petite agglomération à travers les réseaux de chaleur (solution mutualisée, voire centralisée).

Ainsi, le rapport aborde dans un second temps la question de la mutualisation, et plus particulièrement l’étude du micro-réseau de chaleur.

Le micro-réseau de chaleur est considéré ici comme un réseau de chaleur de plus faible puissance que les grands réseaux de la région Île-de-France alimentés par géothermie depuis les années 1980 (essentiellement orientés vers le chauffage de grands logements résidentiels collectifs). Il peut être alimenté par une ressource géothermique très basse énergie avec utilisation d’une ou plusieurs pompes à chaleur (PAC), en chaleur comme en froid, et donc pour différents types d’utilisateurs.

Pour illustrer les solutions apportées par les micro-réseaux, une étude spécifique de la pertinence d’un micro-réseau de chaleur alimenté par géothermie a été confiée au bureau d’études thermiques ALTO Ingénierie. L’étude a été menée sur deux types d’aménagement représentatifs des réalisations actuelles : rénovation d’ensemble de logements anciens, écoquartiers avec mixité de fonctions.

Trois solutions d’alimentation énergétique sont étudiées :

- une solution de référence : production par bâtiment utilisant des énergies fossiles (chaudières gaz et groupes froids) ;

- une solution où chaque bâtiment est équipé d’une pompe à chaleur fonctionnant sur un micro-réseau d’eau de nappe, et d’un appoint électrique pour l’eau chaude sanitaire (ECS) ;

- une solution où les bâtiments sont raccordés à des réseaux de chaleur et de froid alimentés par une pompe à chaleur centralisée et, en appoint, une chaudière gaz et des groupes froids ; un appoint électrique au niveau des bâtiments fournit un complément pour l’ECS.



Il est difficile de conclure de manière catégorique sur l’utilisation des micro-réseaux de chaleur alimentés par PAC sur aquifères superficiels d’autant que les critères d’évaluation (économique, énergétique, environnemental) sont variés. Cependant, cette étude souligne que cette solution peut devenir pertinente lorsqu’il existe des besoins de chaud et de froid. La question doit être étudiée au cas par cas pour des utilisations de chaleur uniquement, les besoins tendant globalement à diminuer et l’eau chaude sanitaire ne pouvant en général être totalement satisfaite par l’utilisation de pompes à chaleur.

Les études de sensibilité montrent cependant l’impact de la densité énergétique et de la proportion de bureaux dans l’écoquartier, ce qui souligne l’importance du lien entre choix énergétiques et urbanisme. L’analyse globale d’une solution énergétique doit donc porter à la fois sur les besoins énergétiques de l’ensemble des bâtiments, les formes urbaines retenues et l’adéquation avec les ressources géothermales disponibles. Ces deux éléments mis en parallèle doivent permettre de trouver une taille d’ilot adéquate : cet ilot peut être réduit à un bâtiment dans le cas où la ressource n’est pas adéquate et/ou le réseau de chaleur n’est pas pertinent.

Ce rapport montre l’intérêt technico-économique d’étudier la mise en place d’un micro-réseau de chaleur géothermique, et de comparer cette option à d’autres solutions énergétiques, qu’elles soient renouvelables ou non. Cependant, soulignons encore que cela nécessite une réflexion le plus en amont possible de tout projet d’aménagement ou de réhabilitation, et cela à cause des spécificités de l’énergie géothermique, mais également pour se donner la possibilité de réaliser un réseau de chaleur.

Géothermie et échelles de territoire


Sommaire

1. Introduction ............................................................................................................ 9

2. La prise en compte de la géothermie à différentes échelles de territoire et de temps ............................................................................................................... 11

2.1. URBANISME OPÉRATIONNEL ...................................................................... 12

2.1.1. L’intégration de la géothermie dans un projet d’aménagement ............... 12

2.1.2. Démarches d’aménagement durable : vers un géo quartier ................... 15

2.2. PLANIFICATION ÉNERGÉTIQUE................................................................... 17

2.2.1. Démarches territoriales et énergies renouvelables ................................. 17

2.2.2. Les outils mis à disposition par la loi Grenelle 2 : les Schémas Régionaux Climat Air Énergie et les Plan Climat Énergie Territoriaux .... 19

3. Les micro-réseaux de chaleur alimentés par géothermie ou la question de la mutualisation du système énergétique .......................................................... 23

3.1. ENJEUX DE LA MUTUALISATION DU SYSTÈME DE PRODUCTION GÉOTHERMIQUE ........................................................................................... 23

3.2. QUELQUES ÉLÉMENTS GÉNÉRAUX SUR LES MICRO-RÉSEAUX DE CHALEUR ....................................................................................................... 25

3.3. ÉTUDE DE L’INTÉRÊT DES MICRO-RÉSEAUX ALIMENTÉS PAR UNE POMPE À CHALEUR ...................................................................................... 27

3.3.1. Objectifs de l’étude réalisée par ALTO Ingénierie ................................... 27

3.3.2. Zones types étudiées et évaluation des besoins .................................... 28

3.3.3. Description des solutions comparées ..................................................... 29

3.3.4. Dimensionnement des solutions ............................................................. 31

3.3.5. Bilan énergétique et environnemental .................................................... 33

3.3.6. Bilan économique ................................................................................... 36

3.3.7. Analyses de sensibilité ........................................................................... 41

3.3.8. Conclusion de la synthèse ...................................................................... 47

3.4. DISCUSSION ET PISTES D’APPROFONDISSEMENT .................................. 48

4. Conclusion ........................................................................................................... 51

5. Bibliographie ........................................................................................................ 53



Liste des illustrations

Figure 1 - Les différentes échelles de projet (Source : CETE de l’Ouest – MC Renard). ........... 10

Figure 2 - Les étapes clés d’une opération d’aménagement. ..................................................... 13

Figure 3 - Déroulement type d’une opération de type lotissement. ............................................. 14

Figure 3 - Déroulement d’une démarche AEU : exemple de la ZAC. ......................................... 16

Figure 4 - Modulations morphologiques de la densité (Source : IAURIF). .................................. 17

Figure 5 - Coordination des démarches territoriales. .................................................................. 18

Figure 6 - Mesures d’optimisation des systèmes géothermiques centralisés (source www.aqme.org). ......................................................................................................... 24

Liste des annexes

Annexe 1 Étude des micro-réseaux de chaleur Note technique ALTO Ingénierie .................... 55

Annexe 2 Lignes directrices pour l’établissement d’un cahier des charges sur l’évaluation du potentiel de développement de la géothermie ................................................... 127

Annexe 3 Lois Grenelle et géothermie ..................................................................................... 137

Annexe 4 Glossaire .................................................................................................................. 145



1. Introduction

Les règlementations thermiques qui se succèdent et se durcissent depuis 1975 ont permis de faire diminuer les consommations énergétiques des bâtiments ; le Grenelle de l’Environnement a permis d’élargir les thématiques traitées, en intégrant celles liées à l’urbanisme qui peuvent avoir un impact sur l’impact environnemental d’une ville, la ville devant être envisagée dans son ensemble et pas comme une somme de bâtiments consommateurs.

Comme le note le SER (Syndicat des Énergies Renouvelables), « la gravité de la situation et la perspective de bâtiments à énergie positive ont conduit les pouvoirs publics à accélérer le mouvement à la fois par le biais de la fiscalité, des tarifs d’achat, d’aides budgétaires, des outils dont disposent les collectivités territoriales mais aussi de la législation propre au secteur de la construction, de l’habitat et de l’urbanisme. »

De plus, les lois issues du Grenelle de l’Environnement (loi de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle, dite loi « Grenelle 1 » et la loi portant engagement national pour l’environnement, dite « loi Grenelle 2 ») inscrivent pleinement les collectivités au cœur de la question. Notamment, la loi Grenelle 2 a consacré, dans son article 8, le principe de lutte contre le changement climatique et de maîtrise de la demande d’énergie parmi les objectifs assignés aux collectivités territoriales.

Les collectivités ont en effet un rôle clé à jouer dans la gestion de l’énergie, non seulement parce qu’elles consomment elles-mêmes de l’énergie, mais aussi parce qu’elles ont la compétence pour développer des systèmes de production et de distribution de chaleur centralisée que sont des réseaux de chaleur, élément structurant pour une collectivité.

La question de la mise en place d’un réseau de chaleur, tout comme les nouveaux enjeux posés par la mise en place de la règlementation thermique 2012 (changement de paradigme énergétique) pose la question de l’échelle de gestion de l’énergie (solutions individualisées versus solution mutualisée).

Cette question est d’autant plus pertinente pour la géothermie, car des solutions de géothermie existent pour les différentes échelles souhaitées, de l’échelle de la maison individuelle à l’échelle du quartier (solution mutualisée), voire de la petite agglomération à travers les réseaux de chaleur (solution mutualisée, voire centralisée).

Ce rapport a pour objectif de mettre en avant l’importance d’étudier très en amont la question de la géothermie afin de multiplier les possibilités et donc les intérêts que peuvent offrir la géothermie. Pour cela, ce rapport fait le lien, dans un première partie, entre les différentes échelles de gestion du territoire et de projets, et cible, dans une seconde partie, la question de la mutualisation, et plus particulièrement l’étude du micro-réseau de chaleur. Une étude spécifique de la pertinence d’un micro-réseau de chaleur alimenté par géothermie a été confiée à un bureau d’études thermiques.



Le micro-réseau de chaleur est considéré ici comme un réseau de chaleur de faible puissance pouvant être alimenté par de la géothermie très basse énergie (avec utilisation de pompe à chaleur). Cela permet d’étendre géographiquement les possibilités de création de réseaux de chaleur.

Ce rapport s‘inscrit dans le cadre d’un projet de service public de la convention nationale ADEME-BRGM (convention n° 0905C0016).

Figure 1 - Les différentes échelles de projet (Source : CETE de l’Ouest Ŕ MC Renard).



2. La prise en compte de la géothermie à différentes échelles de territoire et de temps

La prise en compte du contexte local (entre autres, caractéristiques territoriales et ressources énergétiques) est particulièrement importante dans le cas de l’énergie géothermique. En effet, le critère essentiel de faisabilité lors de la mise en place d’une solution de géothermie est l’adéquation entre les ressources géothermales et les besoins thermiques en surface. Or, si le territoire national est abondamment pourvu en aquifères, notamment dans les contextes sédimentaires, ceux-ci présentent une grande variabilité géographique. Cette disparité au niveau national se retrouve également au niveau régional et infrarégional. De même, les conditions règlementaires et administratives d’utilisation de ces ressources varient en fonction de la zone de territoire concernée (en fonction notamment des usages et des objectifs de gestion qualitative et quantitative de la ressource aquifère).

C’est pourquoi, il est nécessaire de distinguer deux approches dans cette partie. Elles seront déterminantes pour la prise en compte de l’énergie géothermique :

- Le terrain où la solution de géothermie doit être envisagée est fixé et la question se pose de l’utilisation de la géothermie : la possibilité de faire de la géothermie dépend du sous-sol, et notamment de la présence ou non d’un aquifère, et de ses propriétés. S’il n’y a pas d’aquifère, les solutions de systèmes à boucle fermée sont à étudier. Il s’agit ici d’une logique d’urbanisme opérationnel.

- La collectivité choisit de définir en amont une stratégie énergétique, qui n’est pas sans lien avec celle de l’aménagement du territoire et de l’urbanisme. Il s’agit alors de réfléchir en amont sur le potentiel énergétique de son territoire: cette démarche conduit à un deuxième type d’approche qui consisterait à confronter l’urbanisation aux ressources disponibles et à leurs possibilités d’utilisation, pour en tirer des conclusions en matière d’équipements énergétiques (réseaux de chaleur par exemple) et d’urbanisme (stratégie de développement urbain, par les documents d’urbanisme, la définition de projets d’aménagement…). Ceci est particulièrement pertinent pour l’énergie géothermique pour laquelle l’identification des ressources et leur cartographie en amont est un enjeu de promotion1 qui suppose des travaux spécifiques. Il s’agit alors d’une planification énergétique, qui commence à être mise en place dans le cadre du Grenelle de l’Environnement.

1 L’ADEME et le BRGM ont réalisé, en partenariat avec les collectivités locales, et ce depuis quelques années, des

travaux d’inventaires de la ressources des aquifères superficiels pour la géothermie. Ces outils permettent de pré qualifier la ressource, sous forme de Système d’Information Géographique, afin que tout maître d’ouvrage, maître d’œuvre ou bureau d’études puisse rapidement identifier, pour un projet donné, si la solution de géothermie sur aquifère superficiel est à considérer ou non. Cet atlas n’a pas encore été réalisé dans l’ensemble des régions.



2.1. URBANISME OPÉRATIONNEL

2.1.1. L’intégration de la géothermie dans un projet d’aménagement

La géothermie peut s’adapter à différentes échelles de projets : des solutions existent pour une maison individuelle, pour des bâtiments collectif et tertiaire (solutions individuelles), mais également à des échelles plus importantes, comme les réseaux de chaleur alimentés par géothermie profonde, capables d’alimenter l’ensemble d’un quartier.

Concernant la faisabilité de l’opération, la première étape passe par un diagnostic des ressources disponibles et par l’identification des contraintes du site auquel le projet devra nécessairement s’adapter. Il peut exister plusieurs techniques de géothermie adaptées au projet. Certaines contraintes peuvent privilégier le choix d’une solution par rapport à une autre2. Il s’agit particulièrement :

- des conditions techniques d’accès à cette ressource géothermale, et notamment de l’occupation du sol et du sous-sol, mais également de la nature géologique de ce dernier ;

- des conditions règlementaires d’accès à la ressource et notamment :

· les mesures générales de protection de la ressource en eau, liées aux Schéma d’Aménagement et de Gestion des Eaux (SAGE), Zones de Répartition des Eaux (ZRE) et périmètres de protection des captages d’Alimentation en Eau Potable (AEP) et de sources,

· les compatibilités avec les documents d’urbanisme.

In fine, les réflexions sur le choix de la solution, et notamment celle de la mise en place éventuelle d’un réseau de chaleur, vont être intégrées en amont du projet d’aménagement, afin d’identifier l’ensemble de ces contraintes et évaluer les solutions disponibles. Pour ce faire, il faut se donner les moyens de pouvoir anticiper la question énergétique, et l’intégration des énergies renouvelables, et ce au plus tôt dans le projet.

Le schéma ci-après (fig. 2) présente les étapes clés d’un projet d’aménagement (exemple de la ville de Paris).

Différentes procédures opérationnelles existent, comme le permis de construire, le permis d’aménager ou bien encore la ZAC (Zone d’Aménagement Concertée). Le ministère du développement durable précise que « La Zone d’Aménagement Concerté (ZAC) est une procédure adaptée aux projets structurants nécessitant de recomposer le foncier et de partager les coûts des aménagements et des équipements. Le recours à cet outil est possible à la double condition que le projet prévoie des équipements

2 L’ensemble de ces contraintes sont présentées en détail dans le rapport BRGM/RP-59048-FR

La géothermie en Rhône-Alpes : comparatif technique et mesures d’encadrement.



publics et qu’il corresponde à un réel effort d’agencement et d’organisation d’une portion du territoire. La ZAC qui est toujours d’initiative publique, peut être réalisée par un aménageur public ou privé. […] en organisant les rapports entre les différents partenaires de l’aménagement, [elle] offre un cadre réglementaire intéressant pour les municipalités désireuses d’introduire les préoccupations énergétiques et de développement durable. »3.

Figure 2 - Les étapes clés d’une opération d’aménagement. (Source : Un aménagement durable pour Paris).

À ce stade, des incitations de la part de la collectivité peuvent être intégrées dans des documents de type cahier des charges de cession de terrain, qui lie l’aménageur et le promoteur. L’article L.311-6 du Code de l’Urbanisme précise que « les cessions ou concessions d’usage de terrain à l’intérieur des ZAC font l’objet d’un cahier des charges qui indique le nombre de m² de Surface Hors Œuvre Nette (SHON) dont la construction est autorisée sur la parcelle cédée. Le cahier des charges peut en outre fixer des prescriptions techniques, urbanistiques et architecturales imposées pour la durée de la réalisation de la zone ».

Ensuite, au moment de la programmation d’un bâtiment, il existe des mesures règlementaires (règlementations thermiques) et incitatives pour promouvoir l’utilisation d’énergie renouvelable, comme la nécessité pour les maîtres d’ouvrage de bâtiments

3 D’après «Urbanisme opérationnel et aménagement durable, Bonnes pratiques et références », Ministère

du développement durable.



de plus de 1 000 m2 de réaliser « une étude de faisabilité technique et économique des diverses solutions d’approvisionnement en énergie pour le chauffage, la ventilation, le refroidissement, la production d’eau chaude sanitaire et l’éclairage des locaux» (décret n° 2007-363 du 19 mars 20074).

Figure 3 - Déroulement type d’une opération de type lotissement. (Source : Méthodologie pour une démarche de qualité environnementale sur les opérations

d’aménagement dans une perspective de développement durable, étude menée par SETUR).

4 Décret relatif aux études de faisabilité des approvisionnements en énergie, aux caractéristiques

thermiques et à la performance énergétique des bâtiments existants et à l'affichage du diagnostic de performance énergétique.



Cependant ces incitations, qui arrivent à un stade avancé dans le projet (après les cessations de terrain) ne laissent plus la place à la question de solutions centralisées à l’échelle du quartier (mise en place d’un réseau de chaleur).

C’est l’objet d’une nouvelle disposition issue du Grenelle de l’Environnement dans l’article 8 de la Section : Dispositions relatives à l’urbanisme et au patrimoine de la loi Grenelle 1, qui ajoute au Code de l’Urbanisme l’article L. 128-4 suivant « toute action ou opération d'aménagement telle que définie à l'article L. 300-1 et faisant l'objet d'une étude d'impact doit faire l'objet d'une étude de faisabilité sur le potentiel de développement en énergies renouvelables de la zone, en particulier sur l'opportunité de la création ou du raccordement à un réseau de chaleur ou de froid ayant recours aux énergies renouvelables et de récupération. ».

Cette analyse préliminaire est essentielle car elle permet de poser la question énergétique très en amont et donc de mettre en place les mesures nécessaires permettant de développer éventuellement des solutions géothermiques qui nécessitent des études préalables conséquentes (coût non négligeable à anticiper).

2.1.2. Démarches d’aménagement durable : vers un géo quartier

Une fois la procédure d’aménagement choisie, la mise en place d’une opération durable va pouvoir faire appel à de méthodes développées en ce sens. Proposées initialement à l’échelle d’un bâtiment, ces méthodes se sont transposées à l’échelle d’un quartier (voire même d’une procédure d’urbanisme) pour développer une vision plus globale plus uniquement centrée sur le bâtiment. Nous pouvons citer, entre autres, les démarches HQE aménagement, AEU (Approche Environnementale de l’Urbanisme) mise en place par l’ADEME…

Ces démarches ont pour but de traiter non seulement la problématique énergétique mais plus globalement d’appliquer les principes du développement durable à la mise en place du projet. Elles permettent, par exemple, de passer du stade de quartier performant énergétiquement à l’écoquartier.

Il est alors intéressant de noter les interactions entre les différentes thématiques environnementales : la question de l’intégration de la géothermie se pose en lien avec la thématique énergie. Mais d’autres composantes de la composition d’un écoquartier peuvent être déterminantes pour le choix de la mise en place d’une opération de géothermie. Citons notamment les enjeux de densification, la mixité des fonctions et des formes urbaines, porteurs d’autres enjeux environnementaux et urbains (fonctionnalité du quartier, développement de transports en commun…).

La mixité fonctionnelle consiste à associer dans un même quartier des bâtiments à finalités différentes (bureaux, logements, commerces). Cette mixité fonctionnelle va induire une mixité des besoins thermiques, notamment des besoins de chauffage et de rafraichissement, ce qui peut, dans certains cas optimiser le dimensionnement du système de production. Cela est particulièrement vrai pour les systèmes géothermiques qui peuvent produire du chaud et du froid alternativement (pompe à chaleur en mode réversible) mais également simultanément (en thermo-frigo-pompe).



Figure 4 - Déroulement d’une démarche AEU : exemple de la ZAC. (Source : AEU Plaquette ADEME L’Approche Environnementale de l’Urbanisme,

pour concilier urbanisme et environnement)

La morphologie urbaine peut avoir un impact sur la consommation des bâtiments en eux-mêmes (notion de compacité) mais également sur le choix du système de production/distribution adéquate.

En effet, la densité de bâtiments permet de développer des solutions en réseau pertinentes (d’un point de vue technique, pour limiter les pertes, d’un point de vue économique, pour limiter la longueur de réseau).

De plus, comme illustré sur la figure 4, la question de la densité permet de rendre compte de l’espace disponible en surface, notamment pour l’implantation de systèmes de production. Et la question de l’emprise au sol est une contrainte significative pour faire un choix des différentes solutions de géothermie.

Cette notion d’utilisation de l’espace renvoie également à la notion d’espace public : l’espace utilisé « sous terre » permet de laisser l’espace libre en surface.



Figure 5 - Modulations morphologiques de la densité (Source : IAURIF).

Ainsi, pour favoriser le développement d’énergies renouvelables, et plus particulièrement l’utilisation de géothermie, une analyse préalable et très en amont doit être favorisée. Il s’agit alors de ne plus étudier la question énergétique uniquement à l’échelle du bâtiment mais également à l’échelle d’un ensemble de bâtiments, d’un quartier. Plus particulièrement, la mise en place d’un réseau de chaleur nécessite une réflexion dès les premières phases de la mise en place d’un projet d’aménagement, puisqu’elle est en lien avec de nombreux enjeux du programme de l’aménagement. Cependant, pour faciliter le diagnostic amont, des études de potentiel à plus large échelle doivent être réalisées. C’est l’objet de la planification énergétique.

2.2. PLANIFICATION ÉNERGÉTIQUE

2.2.1. Démarches territoriales et énergies renouvelables

Des dispositions existent pour prendre en compte les principes de développement durable (notamment sur les thématiques énergies renouvelables) dans les documents d’urbanisme ou d’orientation, comme le montrent les différents documents suivants :

- la Charte d’aménagement et de développement durable, élément constitutif du SRADDT (Schéma Régional d’Aménagement et de Développement Durable du Territoire) mais qui n’est pas un document d’urbanisme à proprement parler ;

- à l’échelle du département, les DTADD (Directives Territoriales d’Aménagement et de Développement Durable) fixent des orientations en matière de Développement Durable ;

- à l’échelle de plusieurs communes, le SCOT (Schéma de Cohérence Territorial, à l’échelle de l’EPCI ou de la commune) comprend un Projet d’Aménagement et de Développement Durable (article L122-1-3 du Code de l’Urbanisme) ;



- le Projet d’Aménagement et de Développement Durable (PADD) est également un élément constitutif d’un PLU (Plan Local d’Urbanisme), qui peut inciter à l’utilisation d’énergies renouvelables ;

- le cahier de recommandations environnementales est placé en annexe du PLU (Plan Local d’Urbanisme).

La prise en compte de la question énergétique en reste cependant au stade d’orientations générales, incitatives mais non prescriptives (Dormoy, 2008).

Figure 6 - Coordination des démarches territoriales. (Guide pour la co-élaboration des SRCAE, publié par le ministère de l’Écologie,

de l’Énergie, du Développement Durable et de la Mer, en septembre 2010)

Les lois issues du Grenelle de l’Environnement ont cependant mis en place de nouveaux outils pour favoriser la prise en compte des énergies renouvelables dans les documents de planification existants. Par exemple, l’article 14 de la loi Grenelle 2 qui modifie l’article L. 121-1 du code de l'urbanisme, permet aux collectivités territoriales de déterminer, dans les schémas de cohérence territoriale, dans les plans locaux d’urbanisme (PLU) et les cartes communales, « les conditions permettant d’assurer, dans le respect des objectifs du développement durable, […] la réduction des émissions de gaz à effet de serre , la maîtrise de l’énergie et la production énergétique à partir de sources renouvelables ».

http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=010E03C09393594DB6B8B32B3133C0BE.tpdjo06v_2?cidTexte=LEGITEXT000006074075&dateTexte=20101207



La loi Grenelle 2 crée également un nouvel outil, le Schéma Régional du Climat, de l’Air et de l’Energie (SRCAE) et impose aux collectivités de plus de 50.000 habitants de se doter d’un Plan Climat Energie Territorial (PCET).

Des articulations entre ces différents schémas sont prévues, comme le montre le schéma ci-contre.

2.2.2. Les outils mis à disposition par la loi Grenelle 2 : les Schémas Régionaux Climat Air Énergie et les Plan Climat Énergie Territoriaux

Schéma Régional du Climat de l’Air et de l’Énergie (SRCAE)

L’article 23 de la loi d’engagement national pour l’environnement, dite « loi Grenelle 2 » met en place le Schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE). Ce schéma traite des actions :

- d’efficacité et d’économie d’énergie,

- de la fixation de normes de la qualité de l'air pour prévenir, réduire ou atténuer les effets de la pollution atmosphérique,

- des objectifs qualitatifs et quantitatifs à atteindre sur la valorisation énergétique terrestre, renouvelable et de récupération,

- de l'atténuation et de l'adaptation aux effets du changement climatique dans l'objectif d'une division par 4 de l'émission des Gaz à Effet de Serre entre 1990 et 2050.

Concernant les énergies renouvelables, il fixe « par zones géographiques, les objectifs

qualitatifs et quantitatifs à atteindre en matière de valorisation du potentiel énergétique

terrestre, renouvelable et de récupération et en matière de mise en œuvre de

techniques performantes d'efficacité énergétique telles que les unités de cogénération,

notamment alimentées à partir de biomasse, conformément aux objectifs issus de la

législation européenne relative à l'énergie et au climat. À ce titre, le schéma régional du

climat, de l'air et de l'énergie vaut schéma régional des énergies renouvelables au

sens du III de l'article 19 de la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation

relative à la mise en œuvre du Grenelle de l'environnement. Un schéma régional éolien

qui constitue un volet annexé à ce document définit, en cohérence avec les objectifs

issus de la législation européenne relative à l'énergie et au climat, les parties du

territoire favorables au développement de l'énergie éolienne » (Article 68, Chapitre I,

Titre III : Énergie et Climat, de la loi du 12 juillet 2010 portant engagement national

pour l’environnement).

Contrairement à l’éolien, ce schéma est un document prospectif (et non prescriptif)

pour la géothermie. Il permet cependant de donner une vision territorialisée du

potentiel.



Le BRGM, en partenariat avec l’ADEME et les collectivités territoriales concernées,

s’est engagé depuis 2009 sur la méthodologie de réalisation d’un schéma régional de

développement de la géothermie et sur son application à quelques régions : les

particularités de l’énergie géothermique font qu’elle mérite une attention spécifique. En

effet, on l’a déjà vu, la prise en compte de la notion de territoire est particulièrement

importante dans le cas de l’énergie géothermique.

En 2010, le BRGM a publié un rapport financé dans le cadre des actions publiques avec l’ADEME, sur la « Méthodologie d’élaboration d’un schéma régional de développement de la géothermie ».

Le BRGM a participé à des discussions avec le ministère pour la prise en compte de la géothermie dans les schémas régionaux et a notamment rédigé un projet de fiche méthodologique « Lignes directrices pour l’établissement d’un cahier des charges sur l’évaluation du potentiel de développement de la géothermie ». Cette dernière est présentée en annexe de ce rapport.

Différents sujets de réflexion sont à approfondir en 2011, comme notamment les priorités à donner aux différentes solutions de géothermie. En effet, les critères de décision sont assez complexes et difficiles à appréhender au niveau régional. In fine, seule une étude technico-économique prenant en compte l’ensemble des contraintes du site permettra d’arbitrer.

À ce stade, la réflexion se joue à deux niveaux : à court terme, pour la réalisation des schémas, à partir de ce que l’on sait à l’heure actuelle sur les choix réalisés par les différents acteurs (intégration de critères simplifiés mais cohérents pour l’échelle de travail étudiée) ; à plus long terme, il s’agit d’effectuer un travail prospectif, de discuter des intérêts des différentes solutions et de mettre à jour des éléments qu’il manque à la compréhension des mécanismes de décision.

Plan Climat Énergie Territorial

Comme le présente l’ADEME sur son site consacré au PCET, « le Plan Climat-Energie Territorial (PCET) est un projet territorial de développement durable dont la finalité première est la lutte contre le changement climatique. Institué par le Plan Climat National et repris par les lois Grenelle 1 et le projet de loi Grenelle 2, il constitue un cadre d’engagement pour le territoire. Le PCET vise deux objectifs :

- atténuation / réduction des émissions de Gaz à Effet de Serre, il s’agit de limiter l’impact du territoire sur le climat en réduisant les émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la perspective du facteur 4 (diviser par 4 les émissions d’ici 2050) ;

- adaptation au changement climatique, il s’agit de réduire la vulnérabilité du territoire puisqu’il est désormais établi que les impacts du changement climatique ne pourront plus être intégralement évités.

Un PCET se caractérise également par des ambitions chiffrées de réduction des émissions de GES et par la définition dorénavant d’une stratégie d’adaptation du



territoire (basée sur des orientations fortes en termes de réduction de la vulnérabilité et de créations d’opportunités), dans des contraintes de temps. ».

Ces PCET ont l’intérêt, même s’ils sont limités aux questions d’émissions des gaz à effet de serre, de mettre en parallèle les différentes compétences de la collectivité concernées, et notamment la question de l’urbanisme et de l’énergie.



3. Les micro-réseaux de chaleur alimentés par géothermie ou la question de la mutualisation

du système énergétique

3.1. ENJEUX DE LA MUTUALISATION DU SYSTÈME DE PRODUCTION GÉOTHERMIQUE

La question de la mutualisation du système énergétique est au cœur des débats énergétiques actuels. Citons par exemple un extrait de la synthèse « Feuille de route sur les bâtiments et îlots à énergie positive et à bilan carbone minimum », exercice de prospective réalisée par l’ADEME avec l’appui d’experts de la recherche publique et de l’industrie en amont des appels à manifestation d’intérêt sur les nouvelles technologies de l’énergie : « Quatre options sont proposées pour atteindre les objectifs fixés en 2050. Elles sont à l’échelle du bâtiment ou de l’îlot et selon les cas portent plutôt sur le neuf ou sur l’existant. […] La deuxième vision propose cette même réhabilitation massive, optimisée cette fois à l’échelle de l’îlot pour mutualiser les équipements de production et de consommation d’énergie, voire les réseaux de chaleur et de froid, et les utiliser de façon optimale selon les types de bâtiments, résidentiels ou tertiaires. ».

S’il est difficile de juger a priori de l’intérêt de la mutualisation d’un point de vue technico-économique, énergétique et environnemental (en termes d’émissions de GES notamment), nous pouvons noter cependant des éléments qui laissent à penser que la question de la mutualisation peut être pertinente et mérite d’être étudiée, en ce qui concerne les systèmes géothermiques.

D’un point de vue technique, la mutualisation permet :

- de faciliter la gestion de systèmes complexes, comme des systèmes avec stockages de chaleur ou multi-énergies ;

- d’optimiser le dimensionnement du système en prenant en compte les besoins de chaud et de froid de différents bâtiments.

En matière de géothermie, le tableau ci-dessous présente quelques exemples de mesures d’optimisation des systèmes centralisés.

D’un point de vue environnemental, la mutualisation du système de production facilite la gestion des impacts et des conflits d’usages : Si a priori la question des impacts est un sujet et un enjeu en soi (études en cours au BRGM), la mutualisation du système géothermique permet de limiter l’impact (sans le préjuger positif ou négatif) de l’opération de forage sur le sous-sol, puisque l’on réduit le nombre de puits et que l’on se donne la possibilité de mobiliser des compétences d’ingénierie supérieures.



Figure 7 - Mesures d’optimisation des systèmes géothermiques centralisés (source www.aqme.org).

D’un point de vue économique, la mutualisation va influencer le montage du projet: la maîtrise d’ouvrage, et donc les types d’aides associées, peuvent être différents. La création d’un réseau de chaleur par exemple doit être prise en charge par la collectivité.

Enfin, pourraient se rajouter ici les avantages de la mise en place de réseaux de chaleur. Nous n’allons pas insister dans cette partie sur les avantages et inconvénients intrinsèques des réseaux de chaleur (qu’il soit micro ou non). En effet, si les réseaux de chaleur sont particulièrement mis en avant dans les objectifs issus du Grenelle de l’Environnement5, des questions subsistent quant aux conditions de leur pertinence face aux nouveaux enjeux énergétiques dans le bâtiment basse consommation (fortes diminutions des besoins de chaleur pour le bâtiment et donc augmentation relative du poids des pertes réseaux, par exemple).

Le bureau d’études Izuba6 souligne que « pour juger de la viabilité des réseaux, il convient cependant d’adapter les méthodes d’analyses au nouveau contexte énergétique et économique : le dimensionnement des éléments de production de chaleur doit être établi à partir de l’analyse dynamique des consommations. Les ratios traditionnellement employés pour ce type de dimensionnement : 50 % de la puissance utile couvre 80 % des besoins énergétiques ne sont plus forcément adaptés aux futurs quartiers […] L’analyse fine de l’ensemble des flux énergétiques (chaud et froid à tout niveau de température et électrique) du quartier comprenant logements, bureaux, commerces et autres activités économiques doit permettre la naissance de nouveaux types de réseaux travaillant à une température moyenne équilibrée sur l’année. Dans

5 L’annexe 3 recense les mesures en faveur du développement des réseaux de chaleur suites aux lois

Grenelle.

6 Cler Infos, septembre-octobre 2010.



ce cadre, la mise en place de pompes à chaleur fonctionnant à des COP très élevés est une des solutions d’avenir des réseaux de chaleur urbains ».

Ainsi, face à ces différentes questions, le BRGM a décidé de travailler avec ALTO Ingénierie sur la question des micro-réseaux de chaleur géothermiques à travers l’étude de deux exemples de quartier : un quartier mixte neuf et un quartier de logements en rénovation.

La synthèse de ces travaux est présentée dans le paragraphe qui suit. L’étude détaillée réalisée par ALTO Ingénierie est présentée intégralement en annexe.

3.2. QUELQUES ÉLÉMENTS GÉNÉRAUX SUR LES MICRO-RÉSEAUX DE CHALEUR

L’objectif de cette partie n’est pas de faire un état de l’art ni une liste bibliographique sur les réseaux de chaleur en général, mais l’idée est de se focaliser sur la prise en compte des micro-réseaux de chaleur géothermique. Dans l’étude présentée ici ciblée sur la géothermie nous considérons le micro-réseau de chaleur comme un réseau de chaleur alimenté par une pompe à chaleur, et ce par opposition aux réseaux de chaleur géothermiques qui se sont développés dès les années 1970 dans le Bassin parisien7.

Le document réalisé dans le cadre du PREBAT8 aborde spécifiquement la thématique des micro-réseaux de chaleur. Ce dernier est déterminé en fonction « d’une limite approximative de l’ordre de 3MW qui a été choisie arbitrairement ».

La définition donnée du micro-réseau de chaleur dans ce document correspond à celle d’un réseau de chaleur « Le principe de base du micro-réseau de chaleur : il s’agit d’un système de production d’énergie central qui dessert, par l’intermédiaire d’un réseau (distribution), un grand nombre de bâtiments individuels (connexions d’utilisateurs) de telle manière que ces bâtiments n'exigent pas leur propre installation de chauffage. N'importe quelle source d'énergie peut être utilisée au système central et la puissance globale est souvent suffisante pour utiliser les technologies qui ne pouvaient pas efficacement fonctionner au niveau d’un seul bâtiment. En particulier, ceci permet d’utiliser un système à haute performance énergétique. ».

Les combustibles les plus courants varient en fonction des pays. Il s’agit de la biomasse pour la Suède, la cogénération à gaz, biomasse et géothermie, pour les Pays-Bas, la biomasse et cogénération (gaz ou fuel) pour Canada, la cogénération à gaz, biomasse et biogaz pour l’Allemagne, et enfin la cogénération à gaz pour le Royaume-Uni. Les micro-réseaux de chaleur alimentés par géothermie sont évoqués. Il faut également remarquer les micro-réseaux de chaleur basés sur la géothermie et

7 Pour plus d’informations sur ces réseaux de chaleur géothermiques, est sorti en 2010 un guide co-édité

par l’ADEME et le BRGM, « Réseaux de chaleur géothermiques, le guide du maître d’ouvrage ».

8 Comparaison internationale Bâtiment et Énergie / Décembre 2007 / ADEME-PUCA-CSTB, C12-micro-

réseaux de chaleur



l’énergie solaire. Par exemple aux Pays-Bas, une croissance des micro-réseaux de chaleur combinée avec la géothermie est observée. Les retours concernant les micro-réseaux de chaleur sont positifs « mais les aspects d’organisation et le besoin de capital suffisant empêchent le progrès », défauts souvent reconnus des réseaux de chaleur.

Notons qu’en matière de recherche, des programmes sont définis dans le cadre du programme « District Heating and Cooling » de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE). Des projets récents incluent des projets sur les bénéfices des (micro) réseaux de chaleur, l’intégration du froid, l’utilisation de systèmes innovants de métrologie, l’intégration de nouvelles technologies de stockage dans les réseaux, etc. Notons également le workshop organisé dans le cadre de la plateforme technologique européenne Renewable Heating and Cooling « Contribution of Renewable Heating and Cooling Technologies to Smart Cities » au cours de laquelle le sujet des « smart thermal grids » a été développé mais rarement avec l’utilisation d’énergie géothermique.

Le rapport de MM. Jean Orselli et Henri Prevot (Ministère de l’Industrie) sur les réseaux de chaleur ne distingue pas spécifiquement les micro-réseaux de chaleur. Cependant, il constate que « depuis quelques années, sous l’impulsion de l’ADEME et des collectivités locales, des réseaux de chaleur au bois dont certains sont très petits se créent. La plupart des réseaux ont une puissance de 1 à 3 MW, dans des petites villes de quelques milliers d’habitants ». Cela concerne cependant plus spécifiquement l’alimentation par la biomasse, « nombreux sont les projets et les réalisations de tout petits réseaux où la capacité de la chaudière à bois est de l’ordre du mégawatt, voire moins. » Il existerait pour ce type de réseau un potentiel fort de développement, notamment dans les villes de 5 à 30 000 habitants, et encore plus pour celles qui ne sont pas desservies par le gaz. La géothermie est mentionnée mais plutôt au titre des réseaux de chaleur « classiques » alimentés par usage direct. Notons enfin que l’approche économique réalisée dans ce rapport distingue les gros des petits réseaux de chaleur pour lesquels il peut y avoir des enjeux d’échelle.

Le BRGM a participé à des travaux de recherche sur la thématique micro réseaux de chaleur dans le secteur du logement individuel groupé (lotissements). Le projet a été retenu dans le cadre de l’appel à propositions ADEME/PUCA – session 2004. Il consistait à imaginer et à étudier des solutions de chauffage thermodynamique géothermal techniquement et économiquement applicables dans le domaine de l’habitat groupé. Les principaux éléments de l’étude sont résumés ci-dessous (extraits de la synthèse du document) :

À partir des plans et données d’un lotissement réel comprenant 23 pavillons, nous avons pu proposer une conception et un dimensionnement pour une solution de pompes à chaleur eau/eau individuelles sur boucle d’eau. Le cas de la boucle d’eau associée à des sondes géothermiques verticales ainsi que l’association à un échangeur sur eau de nappe ont été étudiés. Cette étude a confirmé le fait que la diminution des besoins de chauffage dans les constructions neuves rendait nécessaire le développement d’équipements de plus faible puissance par rapport à l’offre actuelle.



L’intérêt énergétique de ces solutions a été confirmé avec des consommations de pompes à chaleur entre 30 à 35 kWh/m².an (hors auxiliaires) pour le cas de référence. Il faut cependant souligner que la consommation des auxiliaires augmente ce total de près de 30 %.

Il restait donc ensuite à déterminer la faisabilité de ces solutions. L’idée initiale du projet était de réserver une parcelle du lotissement pour réaliser un champ de sondes. Mais il s’est vite avéré que la pression foncière rendait difficilement réalisable cette configuration dans de nombreuses régions. Nous avons donc envisagé la possibilité de placer les sondes géothermiques sous les parties communes du lotissement et notamment la voirie. Cette analyse a abouti à la définition d’un critère déterminant la faisabilité technique du projet : la longueur de voirie disponible sur les besoins de chauffage de l’ensemble des pavillons du lotissement. Pour le cas de référence, ce ratio a été évalué à 0,86 m/MWh. En faisant varier des paramètres des modèles (tels que la conductivité du sol ou la valeur des besoins de chauffage), nous avons obtenu des valeurs de ratio comprises entre 0,59 m/MWh et 2,76m/MWh. L’étendue de cette plage confirme le fait que la faisabilité de chaque cas doive faire l’objet d’une étude précise.

Extrait de la synthèse du rapport Chauffage géothermal en maison individuelles groupées, juin 2007, réalisée par le COSTIC et le BRGM, dans le cadre de l’appel à propositions

ADEME/PUCA.

Peu de micro réseaux de chaleur en France sont connus à ce jour. Notons cependant celui présenté dans le rapport présenté ci-dessus : Il s’agit d’un lotissement, constitué de 28 logements, alimenté par un mini-réseau de chaleur dont la production est assurée par deux PAC raccordées à 11 sondes géothermiques verticales. Cette opération a été réalisée en 2002 par l’OPHLM du Doubs.

Le bilan du Fonds Chaleur, présenté lors de la rencontre nationale des réseaux de chaleur organisée par AMORCE montre la subvention d’un réseau de chaleur alimenté par une PAC (à comparer aux 33 liées à la création d’une chaufferie bois, chiffre issu uniquement des opérations subventionnées dans le cadre du Fonds Chaleur).

Cette opération sera donc à suivre lorsque l’ADEME disposera des premiers résultats de suivi.

3.3. ÉTUDE DE L’INTÉRÊT DES MICRO-RÉSEAUX ALIMENTÉS PAR UNE POMPE À CHALEUR

Pour aller plus loin sur l’intérêt du micro réseau de chaleur, une étude a été confiée au bureau d’études ALTO Ingénierie.

3.3.1. Objectifs de l’étude réalisée par ALTO Ingénierie

Cette étude vise à donner, en fonction des contextes locaux, des indications sur la pertinence de solutions de type micro-réseaux utilisant la géothermie.



Dans ce but ont été comparées, d’une part pour un éco-quartier typique et, d’autre part pour une zone de logements rénovés, trois solutions :

- une solution de référence : production par bâtiment utilisant des énergies fossiles (chaudières gaz et groupes froids) ;

- une solution où chaque bâtiment est équipé d’une pompe à chaleur fonctionnant sur un micro-réseau d’eau de nappe, et d’un appoint électrique pour l’eau chaude sanitaire (ECS) ;

- une solution où les bâtiments sont raccordés à des réseaux de chaleur et de froid alimentés par une pompe à chaleur centralisée et, en appoint, une chaudière gaz et des groupes froids ; un appoint électrique au niveau des bâtiments fournit un complément pour l’ECS.

3.3.2. Zones types étudiées et évaluation des besoins

Définition des zones typiques considérées

Éco-quartier

On considère un éco-quartier de 50 000 m² SHON regroupant les programmes suivants :

Surface (m² SHON) Proportion

Logements 30 000 60 %

Bureaux 15 000 30 %

Commerces 5 000 10 %

Total 50 000 100 %

On considère que ces programmes sont répartis sur 13 bâtiments, 3 plus grands (nommés B) composés principalement de bureaux et 10 (nommés L) principalement de logements. Des commerces sont implantés en pied de ces bâtiments. Afin de déterminer la longueur et la configuration du réseau, on considère que ces bâtiments sont implantés selon le schéma suivant. Il en résulte un réseau de 520 m (aller+retour/2) environ.

Chau

fferie

Logements rénovés

On considère une zone de logements de 10 000 m² SHON constituée de 5 bâtiments identiques. Le réseau a une longueur d’environ 175 m.



Chauff-

-erie

Estimation des besoins et puissances

Le niveau de performance considéré est le niveau BBC pour l’éco-quartier et BBC Rénovation pour les logements rénovés. Sur la base de simulations thermiques dynamiques pour des bâtiments des différents types, on détermine les profils de consommations, consommations annuelles et puissances requises, à l’échelle des bâtiments et du quartier.

Le tableau ci-dessous résume les données caractéristiques obtenues :

Besoins annuels

Puissances Densité du

réseau

Ecoquartier - chauffage 799 MWh/an 1 675 kW 2,9 MWh/ml

Ecoquartier - ECS 867 MWh/an 450 kW

Ecoquartier - froid 406 MWh/an 1 175 kW 0,8 MWh/ml

Logements rénovés - chauffage 225 MWh/an 319 kW 2,5 MWh/ml

Logements rénovés - ECS 257 MWh/an 150 kW

On considère que le réseau de chaleur couvre le chauffage et 80% des besoins d’ECS (préchauffage).

On notera que les besoins d’ECS sont majoritaires. Dans l’éco-quartier, les besoins de froid représentent environ 25 % des besoins de chaleur.

Les quartiers étudiés présentent donc une densité en besoins de chaud moyenne (rappelons que le seuil minimal pour l’obtention des subventions ADEME est de 1,5 MWh/ml). La densité des besoins de froid dans l’éco-quartier est par contre faible ce qui tient au fait que les logements y sont majoritaires.

L’analyse du profil global des besoins en chaud et en froid de l’éco-quartier montre la présence de besoins simultanés en été (climatisation et ECS).

3.3.3. Description des solutions comparées

Description des solutions

Les points relatifs à la production de froid ne concernent bien sûr que l’éco-quartier.



- La solution 1, ou solution de référence utilise des énergies fossiles (chaudières gaz et groupes froids), sans micro-réseau (l’utilisation d’un réseau ne présente généralement pas d’intérêt si on fait appel exclusivement à des énergies fossiles).

- Dans la solution 2, chaque bâtiment est alimenté par une pompe à chaleur (PAC), ces PAC puisant les calories/frigories dans un micro-réseau d’eau commun alimenté par une nappe superficielle. Un appoint électrique est utilisé pour l’ECS car la PAC ne permet pas d’obtenir une température suffisante (à moins de dégrader fortement son rendement). Au vu des régimes d’eau, 80 % des besoins d’ECS sont couverts par la PAC, 20 % par l’appoint électrique. La pompe à chaleur permet la production simultanée de chaleur et de froid à l’échelle d’un bâtiment (par exemple production d’ECS et refroidissement des commerces). Le rafraîchissement direct (sans utilisation de la PAC) est privilégié pour assurer les besoins de froid qui ne requièrent pas d’eau glacée : besoins assurés par des plafonds rayonnants dans les bureaux. Lorsque ces besoins de froid sont importants il reste néanmoins nécessaire de recourir à la PAC pour augmenter la différence de température entre puisage et rejet de manière à puiser plus de frigories sur la nappe. D’autre part une partie des besoins de froid des bureaux ainsi que les besoins de froid des commerces ne peuvent être couverts qu’avec la PAC car les émetteurs utilisés requièrent de l’eau glacée. Notons qu’il s’agit d’une solution où les bâtiments restent relativement indépendants, la présence du réseau d’eau ne sert qu’à diminuer le coût d’accès à la ressource ; une solution sans réseau d’eau conduira, cet élément de coût mis à part, à des résultats très similaires.

- Dans la solution 3, les bâtiments sont raccordés à des micro-réseaux de chaleur/froid alimentés par une pompe à chaleur centralisée puisant ses calories/frigories sur une nappe superficielle. Cette pompe à chaleur permet la production de chaleur et de froid simultanée à l’échelle de la zone. On considère que des appoints utilisant les énergies fossiles (gaz et groupe froids électriques) au niveau du réseau sont utilisés afin de limiter le débit d’eau nécessaire sur la nappe. En effet, à part à considérer des quartiers présentant d’importants besoins de chaleur et de froid simultanés, cette solution serait sans appoint moins intéressante que la solution précédente (en raison de la présence de deux réseaux qui doivent être calorifugés et entraînent des déperditions). De plus, de même que dans la solution précédente, un appoint électrique est utilisé au niveau des bâtiments pour l’ECS. Nous considérons que les réseaux sont constitués de tubes pré-isolés en matériaux composites, et évaluons les déperditions énergétiques et les pertes de charge (dont découlent les consommations des auxiliaires) sur cette base.

Notons que nous avons considéré la présence d’un réseau de froid sur toute la zone afin d’étudier l’intérêt d’exploiter la simultanéité des besoins de chaleur et de froid sur le plan énergétique. Néanmoins nous avons vu que la densité des besoins de froid était très faible sur notre exemple, de telle sorte que dans la réalité la mise en place d’un réseau de froid ne se justifierait que pour les bâtiments proches et ayant des besoins de froid importants (bureaux dans notre exemple), les bâtiments de besoins faibles ne se connecteraient que s’ils sont sur le passage du réseau.



L’analyse détaillée, présente en annexe, décrit de manière plus détaillée pour les 3 solutions étudiées le principe de fonctionnement, l’impact architectural, les contraintes réglementaires, les contraintes relatives au positionnement des forages.

Contraintes particulières aux logements rénovés

Dans le cas des logements rénovés, si les émetteurs existants sont en suffisamment bon état pour être conservés, leur adéquation avec une production de chaleur par PAC à basse température doit être regardée de près. Une étude pour un bâtiment type des années 1970, équipé de radiateurs 2 tubes fonctionnant dans des conditions classiques pour cette époque, montre qu’il est en général possible de conserver les émetteurs présents.

Cependant si les émetteurs existants ont été dimensionnés à l’origine sur un ratio inférieur à une valeur seuil de 100 W/m² et pour un régime d’eau classique 90/70 °C, même après une réhabilitation type BBC rénovation, ils ne fourniront pas une puissance suffisante après passage de la distribution en basse température. Dans ce cas, même si les installations sont en bon état, il sera nécessaire de procéder à une modification complète des équipements d’émission de chaleur. Ce problème a plus de risques de se poser dans les bâtiments relativement récents (années 1980-1990).

3.3.4. Dimensionnement des solutions

Hypothèses sur la ressource hydrogéologique

En accord avec le BRGM, on considère les hypothèses suivantes sur la ressource disponible :

- 50 m3/h ;

- température moyenne de 12 °C et possibilité d’obtenir une différence de température entre puisage et rejet de 6 °C en mode chauffage, de 11 °C en mode froid ;

- profondeur : 50 m.

Ces hypothèses font l’objet d’une analyse de sensibilité.

Dimensionnement

Le dimensionnement a pour but de permettre l’évaluation quantitative des consommations énergétiques et des coûts. Sont précisés la puissance des équipements, leurs rendements, le nombre de forages nécessaires, les débits circulant dans les différents réseaux.

Dans les deux premières solutions, en termes de puissances totales installées, on retrouve les puissances précisées lors du bilan réalisé précédemment, au facteur de



sécurité près pour la solution de référence (installation de 2 * 2/3 de la puissance pour le chauffage des logements).

Dans la solution 2 (PAC par bâtiment), le débit nécessaire est de :

- 200 m3/h pour l’éco-quartier soit 4 forages ;

- 50 m3/h pour la zone de logements rénovés soit 1 seul forage.

La mise en place d’un réseau d’eau est donc très intéressante pour la zone de logements rénovés. Pour l’éco-quartier on pourrait imaginer de grouper les bâtiments en plusieurs ensembles ayant chacun leur forage mais le débit étant ici parfaitement utilisé, a minima un forage supplémentaire serait nécessaire.

Notons que l’on a tenu compte pour l’estimation du débit nécessaire du fait que la relance et la production d’ECS, qui a lieu en semi-accumulation, pouvaient être décalées de manière à réduire les débits nécessaires.

Le diamètre des réseaux d’eau principaux est de 225 mm pour l’éco-quartier, 125 mm pour la zone de logements rénovés.

Dans la solution 3, on estime le débit d’eau de nappe nécessaire pour couvrir au moins 85 % des besoins de chaleur (chauffage et préchauffage ECS), en utilisant le profil de besoins établi par simulation. Dans le cas des logements rénovés, nous avons vu qu’un forage permettait de couvrir l’ensemble des besoins, il n’est donc pas nécessaire au vu de la surface considérée d’avoir recours à un appoint dans le cas étudié en base. Un forage est cette fois également suffisant pour l’éco-quartier ; on aboutit aux dimensionnements et taux de couverture suivants :

Chauffage et préchauffage ECS Froid

Puissance (kW) 435 kW 510 kW

Taux de couverture des besoins (compris déperditions)

89 % 96 %

Appoint (kW) 1 253 kW 668 kW

Les débits et puissances des PAC ont donc été divisés par 4 par rapport à la solution précédente. Notons que les puissances d’appoint sont très importantes, alors que les pompes à chaleur permettent déjà de couvrir la majeure partie des besoins. Cela tient aux surpuissances prises en compte pour la relance, et au fait que les systèmes doivent assurer le chauffage ou la climatisation y compris dans des cas très défavorables qui n’arrivent que rarement (grand froid et apports internes presque nuls par exemple). Cela confirme l’intérêt d’avoir recours à des solutions d’appoint « traditionnelles » : dans la mesure où ces capacités installées sont très peu utilisées, il n’est pas gênant qu’elles soient moins performantes, et il est préférable de réduire leur coût d’investissement.

Le diamètre moyen des réseaux est de l’ordre de 150 mm pour les réseaux de l’éco-quartier, 125 mm pour ceux des logements rénovés. En considérant ce diamètre et la longueur des réseaux, et en tenant compte de déperditions en sous stations, estimées à 1 % de l’énergie fournie, on peut d’ores et déjà évaluer les déperditions énergétiques



au niveau des réseaux. Elles représentent 10 % des besoins de chaleur pour l’éco-quartier (11 % pour les logements rénovés) et 4 % des besoins de froid (bien que la densité énergétique soit faible, les pertes sont plus limités car l’écart avec la température du sol est moins élevé sur les réseaux de froid).

3.3.5. Bilan énergétique et environnemental

Nous disposons donc maintenant de l’ensemble des éléments nécessaires pour :

- d’une part évaluer au pas de temps horaire les consommations dans les différentes solutions, pour chacun des éléments (production principale de froid et de chaud des différents bâtiments, appoints, auxiliaires), et en déduire le bilan énergétique puis environnemental des solutions ;

- d’autre part évaluer les coûts d’investissement et de maintenance/gros entretien-renouvellement.

Bilan énergétique (énergie primaire)

Bilan global

0

500

1000

1500

2000

2500

Solution 1 - Référence : chaufferies gaz + groupes

froids par bâtiment

Solution 2 - Réseau d'eau avec PAC par bâtiment

Solution 3 - Réseaux de chaleur et de froid avec

PAC centralisée et

appoints

éco-quartier

0

100

200

300

400

500

600





PAC centralisée et

appoints

logements rénovés

MWhEP

MWhEP



o Éco-quartier

Du point de vue énergétique, la solution la plus performante pour l’éco-quartier est la solution réseau d’eau avec PAC par bâtiment (solution 2). La solution PAC centralisée avec réseaux de chaleur et de froid (solution 3) est similaire à la référence (en énergie primaire).

Par rapport à la solution 3 « réseaux de chaleur avec PAC centralisée et appoints », la solution 2 permet de réduire les consommations des pompes et surtout aucun appoint n’est utilisé pour le chauffage. Elle ne permet pas de récupération de chaleur sur la production de froid à l’échelle de la zone, mais pour les bâtiments qui ne comportent pas de process, l’intérêt de cette récupération est minime.

Les solutions 1 et 3 amènent à des consommations en énergie primaire très similaires : les gains dus au COP de la PAC et à la meilleure efficacité de la production de froid (EER supérieur, absence de consommations d’aéro-réfrigérants) sont contrebalancés par l’utilisation d’un appoint électrique pour l’ECS, qui a un fort impact en énergie primaire, et les consommations des pompes.

En énergie finale par contre les consommations des solutions 2 et 3 sont beaucoup plus faibles que celles de la solution de référence.

o Logements rénovés

Pour les logements rénovés, la solution de référence et la solution 2 présentent un bilan en énergie primaire similaire. La solution 3 est légèrement moins performante.

Le coefficient de conversion en énergie primaire de l’électricité de 2.58 et l’ajout de consommations de pompes liées au forage et au réseau contrebalancent le meilleur coefficient de performance des solutions 2 et 3.

La solution 2 présente l’avantage d’utiliser un réseau entraînant peu de déperditions thermiques, ce qui la classe devant la solution 3.

Détail de la répartition des consommations dans le cas de l’éco-quartier

o Solution 1 (Solution de référence)

La forte majorité des consommations correspond au chauffage gaz, ce qui est dû d’une part au fait que les besoins de chaleur sont majoritaires sur l’éco-quartier, d’autre part au fait que le rendement de la production de froid est supérieur au rendement de la production de chaleur.

o Solution 2 (Réseau eau de nappe avec pompes à chaleur par bâtiment)

La majeure partie (50 %) des consommations correspond à la production de chaleur par la PAC, mais l’appoint électrique pour la production d’ECS représente près du



quart des consommations, bien qu’il ne couvre que 20 % des besoins d’ECS, soit environ 10 % seulement des besoins de chaleur.

Les besoins de froid qui ne nécessitent pas d’être satisfaits par de l’eau glacée peuvent presque toujours être couverts par le rafraîchissement direct. En conséquence, les consommations pour la production de froid sont limitées (14 %). Les consommations des auxiliaires ont un poids significatif, puisqu’elles représentent 11 % du total.

o Solution 3 (Réseaux de chaleur et de froid avec pompe à chaleur centralisée)

La répartition est comparable à la solution 2. Le gaz qui couvre 11 % des besoins de chaleur du réseau, représente 9 % des consommations totales. Les consommations des auxiliaires ont un poids plus important encore dans cette solution (18 %). L’appoint froid n’est presque jamais utilisé, les consommations pour le froid restent donc presque identiques à la solution précédente.

Bilan environnemental

Les solutions utilisant la géothermie sur nappe permettent de réduire très fortement les émissions de CO2 comme le montrent les graphiques ci-dessous :

En contrepartie, les solutions 2 et 3 utilisent de l’énergie électrique dont l’impact environnemental varie en fonction du mode de production.

Nota : les émissions de gaz à effet de serre liées aux fuites de fluides réfrigérant ne sont pas prises en compte, cependant les conclusions ne seraient pas fondamentalement modifiées en les intégrant puisque le gain par rapport à la référence est très élevé.

0 tCO2/an50 tCO2/an

100 tCO2/an150 tCO2/an200 tCO2/an250 tCO2/an300 tCO2/an350 tCO2/an400 tCO2/an450 tCO2/an

Solution 1 - Référence : chaufferies gaz + groupes froids par

bâtiment

Solution 2 - Réseau d'eau avec PAC par

bâtiment

Solution 3 - Réseaux de chaleur et de froid avec PAC centralisée

et appoints

éco-quartier



0

20

40

60

80

100

120





PAC centralisée et

appoints

logements rénovés

3.3.6. Bilan économique

Les solutions sont comparées sur la base d’une analyse en coût global, c'est-à-dire incluant les coûts énergétiques (P1), les coûts de maintenance (P2), de gros entretien (P3) et d’investissement (P4).

On évalue le coût global de l’ensemble de ces postes sur 25 ans, en tenant compte des coûts financiers via un taux d’actualisation de 4 %, de l’évolution générale des prix via un taux d’inflation de 2 %, et de l’évolution des coûts énergétiques (hors abonnement). On estime également le niveau d’aide qu’il est envisageable d’obtenir.

On détermine dans les différentes solutions les tarifs gaz et électricité les plus adaptés. Sur la base des évolutions récentes, on considère que le prix du gaz augmente de 9 %/an, celui de l’électricité de 5 %/an. Ce point fait l’objet d’une analyse de sensibilité. La durée considérée correspond à la durée typique d’une concession, néanmoins les réseaux ont une durée de vie plus longue.

Résultats pour l’éco-quartier

Coût global d’exploitation à l’année 1

Aux coûts actuels de l’énergie, la solution de référence présente le coût d’exploitation le moins élevé. Les solutions 2 et 3 entraînent un surcoût modéré de, respectivement, + 12 % et + 16 %. Avec les aides de l’ADEME estimées, ces surcoûts sont ramenés à + 6 % et + 1 %.

La solution la moins coûteuse en termes de coût total d’exploitation, hors investissement (P4), est la solution 3.

La solution la plus performante en termes de coûts énergétiques est la solution 3, du fait :

- de consommations en énergie finale réduites par rapport à la solution 1 ;

tCO2/an



- de coûts d’abonnements très réduits par l’utilisation d’une solution centralisée en comparaison avec la solution 2.

0 €

50 000 €

100 000 €

150 000 €

200 000 €

250 000 €

300 000 €

350 000 €

Solution 1 - Référence : chaufferies gaz +

groupes froids par

bâtiment


bâtiment


PAC centralisée et

appoints

Coût total d'exploitation - année 1

P4 - Investissement (Annuité fixe sur 25 ans)

P2/P3- Maintenance/Gros entretien/Renouvellement

P1 - Energie

Coût total exploitation avec aides ADEME

La solution 2 reste nettement moins coûteuse en termes de coûts énergétiques que la solution 1.

Au niveau de la maintenance/gros entretien, la solution 3, centralisée, est la moins coûteuse du fait d’un nombre réduit d’équipements, et ce malgré les coûts liés aux réseaux et sous-stations. La solution 2 est significativement plus coûteuse du fait du coût élevé d’entretien des pompes à chaleur de petite puissance.

La solution de référence est de loin la moins coûteuse à l’investissement, même si l’on tient compte des aides de l’ADEME à leur niveau maximal.

Dans la solution 2 le surcoût provient des forages essentiellement et des réseaux dans une moindre mesure ; une optimisation économique doit être réalisée au cas par cas pour évaluer s’il est plus intéressant d’installer un réseau d’eau global ou des forages par ilots, quitte à avoir un forage supplémentaire. La mutualisation des productions de chaleur et de froid compense partiellement ces surcoûts.

Dans la solution 3 le fait d’utiliser des appoints permet de limiter les coûts de production et notamment de forages. Les réseaux et sous-stations entraînent néanmoins un surcoût très important du fait du doublement des réseaux (chaud et froid) et de la nécessité d’utiliser un calorifuge ; pour le réseau de froid, on pourrait imaginer a minima supprimer la partie Ouest qui ne dessert que les commerces, surfaces trop faibles pour justifier la mise en place d’un tel réseau.

Analyse différenciée chaleur/froid

Si l’on analyse de manière différenciée les coûts liés à la production de chaleur et les coûts liés à la production de froid, on s’aperçoit que :



- Pour la chaleur, la solution la moins coûteuse reste la solution de référence ; la solution 3 est la moins coûteuse en termes de coût d’exploitation hors investissement, et elle peut devenir plus intéressante que la solution de référence avec les aides ADEME (-5 %). La solution 2 est par contre mal placée du fait du poids des abonnements électriques et des coûts de maintenance élevés qui viennent s’ajouter à l’investissement.

- Pour le froid c’est au contraire la solution 2 qui est la plus intéressante, y compris lorsque l’on tient compte de l’investissement. Ceci s’explique par le fait que l’investissement est similaire à celui de la solution de référence : le surcoût lié aux forages et réseaux est compensé par le fait que les équipements sont également utilisés pour la production de chaleur ; l’abonnement électrique, moins coûteux en été, n’a plus un poids aussi important et le coût de maintenance est réduit par le fait qu’il est réparti entre production de chaud et de froid, ce qui n’est pas le cas dans la solution de référence et partiellement seulement dans la solution 3. La solution 3 est la moins intéressante, ce qui tient au coût élevé des réseaux et en partie à la faible densité de besoins de froid.

La répartition entre besoins de chaud et besoins de froid sur la zone a donc un impact important, elle fait l’objet d’une analyse de sensibilité.

Coût du MWh pour l’utilisateur final

Une analyse de ces résultats en termes de coût de la chaleur a également été réalisée. Les valeurs obtenues doivent être considérée avec précaution du fait notamment de l’impact du montage financier, qui n’a pas fait l’objet d’une analyse détaillée ici, sur le prix final proposé à l’utilisateur, notamment dans les solutions 2 et 3 où l’investissement est important.

Le fait que les taxes soient abaissées pour les réseaux de chaleur utilisant les énergies renouvelables (5,5 % au lieu de 19,6 % sur la partie consommations énergétiques) conduit au fait que le prix de la chaleur dans la solution 3 est plus intéressant que dans la solution de référence. Si l’on tient compte des aides, la solution 2 est proche de la solution de référence (+ 6 %). Or ces solutions sont plus intéressantes pour la production de froid. Le coût global pour l’utilisateur toutes taxes comprises pour la vente de chaleur et de froid devient très proche dans les différentes solutions (écart < 1 %).

Coût global sur 25 ans

À la différence de l’analyse précédente, l’analyse du coût global sur 25 ans permet de tenir compte des évolutions probables du coût de l’énergie. Ces évolutions jouent en faveur des solutions 2 et 3 car la part des coûts énergétiques, qui sont ceux qui évoluent le plus vite, est plus faible dans ce solutions et car les coûts du gaz augmentent plus vite que les coûts de l’électricité.



- €

1 000 000 €

2 000 000 €

3 000 000 €

4 000 000 €

5 000 000 €

6 000 000 €

7 000 000 €

8 000 000 €

9 000 000 €


bâtiment


bâtiment


et appoints

Coût global sur 25 ans (hors aides)

Chaud

Froid

Total

La solution la plus intéressante sur 25 ans, pour le froid comme pour la chaleur, est la solution 2, suivie de près par la solution 3. Leur coût global est inférieur de, respectivement, 11 % et 9 % par rapport à la solution de référence. Cet effet est encore accentué si l’on tient compte des aides.

L’amélioration du bilan de la solution 2 pour la chaleur notamment tient au fait que les coûts d’abonnement et de maintenance, inconvénients de la solution 2 par rapport à la solution 3, pèsent relativement moins sur 25 ans car ils évoluent moins vite que les coûts énergétiques, qui sont eux légèrement plus faibles dans la solution 2 que dans la solution 3. Il faut 10 ans pour que le coût du MWh de chaleur vendu devienne plus compétitif dans la solution 2 (mais par un montage financier adéquat il est possible de rendre ce coût plus faible plus rapidement, voire immédiatement si des aides sont octroyées).

Résultats pour les logements rénovés

Coût global d’exploitation à l’année 1

Dans le cas des logements rénovés, on a uniquement de la vente de chaleur, et aucun effet de réduction des coûts du fait d’une mutualisation des équipements de production de chaleur et de froid.

Les solutions 2 et 3 permettent de fortes économies d’énergies ce qui réduit les coûts énergétiques ; de plus ces coûts sont pour une part importante des coûts d’abonnement, stables. Les coûts de maintenance sont néanmoins beaucoup plus élevés dans ces solutions, plus complexes techniquement. Ils sont supérieurs dans la solution 2 du fait du nombre important d’équipements. En conséquence la solution la moins coûteuse à l’exploitation, même hors P4, reste la solution de référence.



0 €

10 000 €

20 000 €

30 000 €

40 000 €

50 000 €

60 000 €

70 000 €

80 000 €

90 000 €

100 000 €

Solution 1 - Référence : chaufferies gaz +

groupes froids par

bâtiment


bâtiment


PAC centralisée et

appoints

Coût total d'exploitation - année 1

P4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)


P1 - Energie


Le coût d’investissement est cette fois beaucoup moins élevé dans la solution de référence (absence de réseau, solution plus simple techniquement). La solution 3 est plus onéreuse que la 2 du fait de la présence du réseau de chaleur et des sous-stations.

Le coût total d’exploitation est beaucoup plus faible dans la solution de référence, même si l’on tient compte des aides ADEME.

Coût du MWh pour l’utilisateur final

Il en résulte un coût du MWh beaucoup plus élevé pour l’utilisateur final dans les solutions géothermie, même en tenant compte de la TVA à taux réduit.


- €200 000 €400 000 €600 000 €800 000 €

1 000 000 €1 200 000 €1 400 000 €1 600 000 €1 800 000 €2 000 000 €


bâtiment


bâtiment


et appoints

Coût global actualisé à 4% sur 25 ans

Sur 25 ans, du fait de l’augmentation du coût des énergies qui représentent une part plus importante dans la solution de référence, l’écart entre les solutions se réduit fortement. Avec aides, la solution 2 entraîne un surcoût de 13 %, la solution 3 de 6 %.



3.3.7. Analyses de sensibilité

Choix des indicateurs et paramètres de sensibilité

Indicateurs retenus

Les solutions utilisant la géothermie sur nappe permettent de réduire très fortement les émissions de CO2. Ce bilan environnemental n’est pas susceptible d’être modifié par le contexte du projet au vu des écarts très importants entre les solutions.

En conséquence, nous nous intéresserons uniquement à l’impact des différents paramètres sur le bilan en énergie primaire et le classement des solutions d’un point de vue économique, en coût global sur 25 ans.

Pour l’éco-quartier, nous n’intégrons pas d’aides ni le différentiel de TVA entre les solutions. Dans le cas des logements, nous intégrons des aides pour évaluer si ces solutions peuvent devenir intéressantes.

Rappelons que, selon ces indicateurs, la solution 2 (PAC/bâtiment sur réseau d’eau) est la plus intéressante pour l’éco-quartier, tant sur le plan énergétique qu’économique ; pour les logements rénovés, les solutions géothermie ne sont meilleures que sur le plan environnemental (pour l’exemple étudié ici).

Paramètres de sensibilités étudiés

Le coût des énergies est délicat à prévoir, il est donc important de vérifier si des hypothèses différentes peuvent faire varier les conclusions.

La densité énergétique, le coût d’accès à la ressource géothermique, la proportion de bureaux varient selon les projets, et ont un impact sensible sur les résultats ; l’analyse ci-dessous permet de vérifier, lorsque le projet diffère fortement du cas de base pour un paramètre, comment les conclusions sont susceptibles d’être modifiées.

Sensibilité au coût des énergies

Préliminaire

Deux indicateurs indépendants sont importants :

- l’évolution relative du coût du gaz et de l’électricité ; plus le gaz augmente vite par rapport à l’électricité, plus les solutions géothermie, pas ou peu consommatrices de gaz, sont favorisées ;

- le niveau global d’évolution des coûts de l’énergie, et plus particulièrement celui du gaz du fait que les consommations de gaz sont bien supérieures à celles d’électricité, a un impact prépondérant ; plus les coûts de l’énergie augmentent vite, plus les solutions géothermie, moins consommatrices, sont favorisées.



Nous évaluons principalement l’impact de valeurs d’évolutions du coût du gaz et de l’électricité plus faibles : évolution de 3 % du coût de l’électricité, 7 % du coût du gaz (contre 5 et 9 % en base), ce qui correspond aux tendances sur des périodes un peu plus longues que celles considérées en base.

Résultats pour l’éco-quartier

Abaisser uniquement le taux d’évolution du coût de l’électricité est, sans surprise, favorable aux solutions géothermie et ne modifie donc pas les conclusions.

Un taux d’évolution de 7 % sur le gaz, qui réduit l’écart relatif entre les taux d’évolution gaz et électricité (maintenu à 5 %), rend les différentes solutions équivalentes d’un point de vue économique. Les solutions géothermie ne deviendraient donc plus coûteuses que s’il y avait moins de 2 % d’écart entre le taux d’évolution du coût du gaz et le taux d’évolution du coût de l’électricité, ce qui est très peu probable car la production d’électricité peut faire appel à différentes sources énergétiques alors qu’il y a peu d’alternatives au gaz.

Nous avons vu qu’abaisser conjointement les taux est favorable à la solution de référence. Il faut les abaisser de 3 % pour que les différentes solutions redeviennent équivalentes (notons que cela nous ramène à des taux correspondant à l’évolution moyenne depuis 2000, l’évolution récente étant plus à la hausse).

Même si les coûts des énergies évoluent à un rythme plus modéré que celui considéré en base, les solutions géothermie restent au moins aussi intéressantes économiquement que la solution de référence. Il en est de même si le taux d’évolution du coût du gaz se rapproche de celui de l’électricité.

Résultats pour les logements rénovés

Abaisser le taux d’évolution du coût de l’électricité à 3 % réduit le surcoût des solutions géothermie (6 % dans la solution 3,13 % dans la 2). Il faudrait donc un écart très important (> 6 %) entre les taux d’évolution du coût de l’électricité et du gaz pour que les solutions géothermie deviennent préférables économiquement, dans les hypothèses du cas de base. Un tel écart paraît peu plausible à court terme.

À l’inverse, une réduction de 2 % de l’écart entre gaz et électricité augmente significativement le surcoût dans les solutions 2 et 3 (qui dépasse 30 %).

Les conclusions pour les logements sont au contraire très sensibles à l’écart entre les taux d’évolution du coût du gaz et de l’électricité. Notons qu’il semble plus probable que l’écart ne se creuse plutôt qu’il se réduise, et donc que les conclusions évoluent dans un sens favorable par rapport au cas de base.



Impact de la densité énergétique

Préliminaire

Une variation de la densité énergétique (la quantité de besoins énergétiques par mètre de réseau) a un impact sur le coût des réseaux, les consommations des pompes et, dans le cas de la solution 3, les déperditions énergétiques.

La densité considérée en base correspond pour la chaleur à un milieu urbain. Rappelons que la densité énergétique minimale permettant d’obtenir l’aide de l’ADEME est de 1,5 MWh/ml.

Cas de l’éco-quartier

o Diminution de la densité énergétique pour les réseaux de chaleur et de froid

Ce cas correspond à une zone de configuration similaire à la zone de référence, mais dans laquelle les bâtiments seraient plus éloignés les uns des autres.

- Bilan énergétique

Pour la solution 3, l’éco-quartier de référence, de densité en chaud 2,9 MWh/ml et en froid 0,8 MWh/ml correspond déjà à des densités minimales.

Il faudrait une densité extrêmement faible, de 0,2 MWh/ml en chaud, pour que la solution 2 ne soit plus meilleure que la solution de référence sur le plan énergétique.

- Bilan économique

Ce n’est que dans des zones très peu denses – densité de chaud inférieure à 1 MWh/ml (et densité de froid inférieure à 0,3 MWh/ml) - que la solution 2 devient moins intéressante économiquement que la solution de référence.

La solution 3 devient équivalente à la solution de référence pour une densité de 2 MWh/ml en chaud (et 0,55 MWh/ml en froid).

o Augmentation de la densité sur le réseau de froid

Si les bâtiments consommant du froid sont plus regroupés dans la zone, le réseau de froid de la solution peut être plus court que le réseau de chaleur, ce qui se traduit par une densité de froid plus importante. La solution 2, dans laquelle le réseau est en tous les cas réalisé pour la production de chaleur, reste inchangée.

Sur le plan énergétique, l’impact est minime. La solution 3 reste moins performante que la solution 2. Sur le plan économique par contre, au-delà d’une densité de froid seuil de 1MWh/ml, la solution 3 devient plus intéressante que la solution 2.



Si les besoins de froid du quartier sont essentiellement concentrés dans une zone relativement dense, il peut donc être intéressant pour des raisons économiques d’utiliser la solution 3 (réseaux de chaleur et froid) plutôt que la solution 2 (réseau d’eau) du fait des économies que cela permet, même si la performance énergétique et environnementale est moindre.

Cas des logements rénovés

Plus la densité énergétique est faible, plus l’écart en termes de coût global de la solution de référence avec les solutions 2 et 3 augmente, et inversement.

La valeur de densité énergétique correspondant à l’aide ADEME conduit à des conclusions similaires à celles identifiées précédemment.

Impact des hypothèses sur la ressource hydrogéologique

Préliminaire

Le caractère favorable ou non de la ressource dépend :

- de la profondeur, qui impacte le coût du forage et les consommations des pompes ;

- du coût des forages, qui dépend d’une part de l’adéquation du débit avec les besoins, qui impacte le nombre de forages à réaliser, d’autre part de la nature du terrain à forer et de sa localisation. Pour évaluer si la ressource est favorable ou non on utilisera un indicateur de coût d’accès à la ressource : Coût total des forages / débit nécessaire pour alimenter la zone.

Cas de l’éco-quartier

o Bilan énergétique

La variation de la profondeur de la nappe a un impact important sur les consommations des pompes, mais modéré sur le bilan énergétique global.

La solution 2 est toujours la meilleure sur le plan énergétique. La variation de profondeur suffit tout de même à rendre la solution 3 plus ou moins intéressante que la référence (- 3 % à + 8 % pour une variation de 10 à 100 m), ces deux solutions présentant des bilans proches.

o Bilan économique

L’impact de la profondeur sur les coûts énergétiques est faible, l’indicateur « coût du m3/h puisé » (coût de forage / nombre de m3/h disponible) suffit donc à caractériser le « coût » de la ressource. Le poids des forages dans l’investissement est bien plus important dans la solution 2 que dans la solution 3, le coût de celle-ci évolue donc beaucoup plus rapidement avec le coût de la ressource.



Le graphique ci-dessous permet de déterminer la solution la plus intéressante économiquement en fonction de ce paramètre :

60

70

80

90

100

110

120

130

140

Co

ût

glo

bal

su

r 2

5 a

ns

(in

dic

e)

Coût de la ressource( €/(m3/h)

Impact du coût de la ressource hydrogéologique sur la rentabilité des solutions

Solution 1 - Référence : chaufferies gaz

+ groupes froids par bâtiment


Solution 3 - Réseaux de chaleur et de froid avec PAC centralisée et appoints

Note : les coûts globaux sont divisés par le coût de la solution de référence et multipliés par 100.

Note : dans le cas de base, le coût du m3/h était estimé à 3 000 €.

La solution 2 (PAC par bâtiment sur réseau d’eau) n’est plus intéressante que la solution 3 (réseaux de chaleur et froid) sur le plan économique que pour un coût de la ressource relativement faible (< 3 500 €/m3/h). Au-delà, la solution 3 devient plus intéressante. Cette solution reste plus intéressante que la référence y compris pour un coût de la ressource élevé (jusqu’à 12 500 €/m3/h).

Pour affiner cette approche il faut tenir compte du coût du m3/h utile. Ce point est particulièrement important pour des projets de petite taille (10-15 000 m² pour la solution 2, < 25 000 m² pour la solution 3). Pour une zone de composition similaire à la zone étudiée, on pourra évaluer en première approche le débit nécessaire en utilisant une valeur de 4 m3/h pour 1 000 m² dans la solution 2, 1 m3/h pour 1 000 m² dans la solution 3, et déterminer le nombre de forages nécessaires puis estimer leur coût (par exemple sur la base d’une valeur de 3 000 €/ml de forage puisage+rejet en l’absence de données détaillées). Notons que l’adéquation ressource-besoin sera différente selon la solution, ce qui influera sur la solution préférable.

Cas des logements rénovés

Pour un coût de la ressource faible (inférieur à environ 800 €/(m3/h nécessaire), la solution 3 avec aides ADEME devient aussi intéressante économiquement que la solution de référence.

Le surcoût de la solution 2 est réduit (+ 10 % environ).



Impact de la part de bureaux dans l’éco-quartier

Bilan énergétique

Les besoins énergétiques au m² sont moins importants et surtout moins constants dans le cas de bureaux, en l’absence de process, que dans le cas de logements (les logements n’ont pas de besoins de froid mais ont des besoins de chauffage plus importants et surtout d’importants besoins d’ECS tout au long de l’année). La géothermie est donc moins bien valorisée pour des bureaux et les pompes sont amenées à fonctionner plus fréquemment à un taux de charge faible conduisant à des rendements dégradés. Cependant l’appoint électrique pour l’ECS en logement dégrade le rendement global. Dans la solution 2 le dernier effet l’emporte, tandis que dans la solution 3 les premiers dominent.

La solution 2 reste la meilleure quelle que soit la proportion de bureaux. Le gain est d’autant plus important que la proportion de bureaux est forte. Au contraire, la solution 3 devient moins intéressante que la solution de référence à partir d’une proportion de 20 % de bureaux.

Notons cependant que nous ne prenons pas en compte de talon froid lié à la présence de process (serveurs informatiques…) dans le cas des bureaux. Un tel talon, qui permettrait en outre de la récupération d’énergie, serait favorable à la solution 3.

Bilan économique

Dans les bureaux, les pompes à chaleur remplacent à la fois la production de chaleur et la production de froid. Le surinvestissement pour les équipements de production, hors forages, est donc beaucoup plus limité qu’en logement. Cependant dans la solution 3, pour une proportion de bureaux plus élevée, du fait que les besoins sont plus variables sur l’année en bureaux, il faut augmenter fortement le débit nécessaire pour conserver le même taux de couverture des besoins par la géothermie.

60

70

80

90

100

110

120

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Co

ût

glo

bal

su

r 25

an

s (i

nd

ice)

Proportion de bureaux

Impact de la proportion de bureaux sur la rentabilité des solutions

Solution 1 - Référence : chaufferies gaz

+ groupes froids par bâtiment


bâtiment

Solution 3 - Réseaux de chaleur et de froid avec PAC centralisée et appoints

Indice de coût global : coût global/coût global de la solution de référence * 100



Le graphique ci-dessous permet de déterminer le classement des solutions en termes de coût global en fonction de la proportion de bureaux :

En deçà de 30 % de bureaux, la solution 3 est la plus intéressante économiquement. Au-delà, la solution 2 est la plus économique. Notons que la solution 2 est préférable à la référence quelle que soit la proportion de bureaux.

3.3.8. Conclusion de la synthèse

Du point de vue environnemental, l’exploitation de la géothermie sur nappe permet de réduire très fortement les émissions de CO2. La solution PAC par bâtiment sur réseau d’eau (solution 2) est plus intéressante que la solution PAC centralisée avec réseau de chaleur et de froid (solution 3), qui fait appel aux énergies fossiles en appoint.

Du point de vue énergétique, en énergie primaire les gains sont moindres ; les bilans sont très proches de la référence, parfois légèrement supérieurs. Seule la solution PAC par bâtiment sur réseau d’eau pour l’éco-quartier permet des gains significatifs (environ 15 % par rapport à la référence). Ces conclusions sont peu sensibles au contexte du projet : la variation de la profondeur de la nappe et la densité énergétique modifient les consommations des auxiliaires mais ont un impact globalement limité sur le bilan énergétique. Pour l’éco-quartier, la solution 2 est d’autant plus intéressante que la proportion de bureaux est élevée, alors que la solution 3 l’est d’autant moins.

Du point de vue économique, dans le cas de base, pour l’éco-quartier si l’on fait le bilan à l’année 1, la solution de référence est la moins coûteuse. Le poids plus fort de l’investissement (supposé financé par un prêt à annuités constantes) les premières années n’est pas encore intégralement compensé par les gains sur les coûts énergétiques, les tarifs de l’énergie étant encore modérés. Les surcoûts dans les solutions géothermie restent néanmoins acceptables (environ 15 % sans aides, inférieurs à 5 % avec), d’autant qu’avec l’abaissement de TVA pour les réseaux utilisant des énergies renouvelables, le prix de l’énergie pour l’utilisateur devient pratiquement identique dans les différentes solutions. En coût global sur 25 ans, les solutions géothermie, hors aides, sont plus intéressantes (gain de 10 % environ).

Pour les logements rénovés le coût d’exploitation à l’année 1 est beaucoup plus faible dans la solution de référence, même si l’on tient compte d’aides, mais sur 25 ans l’écart se réduit fortement et, avec aides, le surcoût des solutions géothermie devient acceptable : environ 15 % dans la solution 2, 5 % dans la solution 3.

Ces conclusions sont peu sensibles à l’évolution du coût des énergies (dans des limites raisonnables) pour l’éco-quartier. Dans le cas des logements rénovés, l’écart entre le taux d’évolution du coût de l’électricité et celui du gaz est par contre déterminant ; nous l’avons pris égal à l’écart sur les dernières années en base (4 %), et il semble plus probable que l’écart ne se creuse plutôt qu’il se réduise, donc que les conclusions évoluent dans un sens favorable.

La densité énergétique en chaud modifie peu les conclusions pour l’éco-quartier. Ce n’est que dans des zones très peu denses (densité de besoins de chaud inférieure à



1 MWh/ml) que la solution de référence est la plus intéressante économiquement. Par contre si les besoins de froid du quartier sont essentiellement concentrés dans une zone relativement dense, il peut être plus intéressant d’utiliser la solution 3 que la solution 2. Pour les logements rénovés, plus la densité énergétique est faible, plus le surcoût dans les solutions géothermie se creuse, et inversement. Rappelons que les densités considérées en base correspondent à des milieux urbains.

Les caractéristiques de la ressource hydrogéologique, plus précisément le coût des forages au regard des besoins, modifient fortement les résultats de l’analyse économique et sont donc à évaluer avec attention pour chaque projet. Pour l’éco-quartier, la solution 2 est la plus intéressante économiquement pour un coût de la ressource relativement faible (< 3 500 €/m3/h) mais au-delà, la solution 3 devient plus intéressante ; les solutions géothermie (du moins la solution 3) restent plus intéressantes que la référence y compris pour un coût de la ressource élevé (jusqu’à 12 500 €/(m3/h)). Pour les logements rénovés, un coût de la ressource faible (inférieur à 800 €/(m3/h) environ) rend la solution 3 rentable à condition d’obtenir des aides.

La proportion de bureaux dans l’éco-quartier modifie également fortement l’intérêt économique des solutions : les solutions géothermie (du moins la solution 2) sont toujours préférables à la référence mais pour une proportion faible (inférieure à 30% environ), la solution 3 est la plus intéressante, tandis qu’au-delà, la solution 2 l’emporte.

Si le projet considéré diffère fortement du cas de base sur plusieurs paramètres, une analyse plus fine peut être nécessaire pour conclure.

3.4. DISCUSSION ET PISTES D’APPROFONDISSEMENT

Cette analyse est basée sur un exemple précis, les résultats doivent donc être analysés avec précautions.

Les études de sensibilité montrent cependant l’impact de la densité énergétique et de la proportion de bureaux dans l’écoquartier, ce qui souligne l’importance du lien entre choix énergétiques et urbanisme.

Il est cependant difficile de tirer des conclusions génériques sur les typologies de projet d’aménagement les plus favorables à une solution de géothermie sur micro-réseau de chaleur car cela va dépendre également des ressources géothermales disponibles. Citons notamment l’optimisation possible en faisant appel à des mutualisations à l’échelle d’un ilot de taille adaptée : celui-ci doit être déterminé en recherchant une répartition favorable pour les besoins de chaud et de froid, mais également en tenant compte de la ressource disponible (un ilot serait alors alimenté par un unique doublet). Ceci est particulièrement vrai pour l’utilisation de solutions sur aquifères : dans le cas de solutions sur sondes, à priori, le nombre de sondes s’adaptera au projet. La question de la mutualisation se voit différemment pour les sondes (qui se multiplient en fonction du besoin du réseau) alors que pour les aquifères, on a intérêt à exploiter au mieux le débit disponible (adaptation de la taille du réseau).



Des sujets pourraient être approfondis, comme l’optimisation de l’utilisation de la ressource et de la disposition des forages, mais également l’alimentation du micro-réseau de chaleur alimenté par des sondes géothermiques verticales, solution étudiée pour un lotissement de pavillons individuels.

Enfin, l’évolution des constructions (phasage de construction dans une ZAC par exemple) peut également impacter le choix et la taille de l’ilot. Et notons qu’à partir de certains tailles de quartier, il pourrait se poser la question d’utilisation d’un aquifère plus profond, et ce à étudier par rapport à la multiplication de solutions à l’ilot (autre échelle de mutualisation). Le cas des réseaux intermédiaires sur des aquifères intermédiaires, comme l’Albien et le Néocomien en région Île-de-France pourrait également être étudié. Des projets sont en cours à l’heure actuelle pour utiliser ces aquifères.



4. Conclusion

L’objectif de ce rapport était de montrer que la question énergétique, et plus particulièrement lorsqu’elle concerne la géothermie, gagne à être abordée à une échelle plus large que celle d’un bâtiment, d’un ensemble de bâtiments ou d’ilots. En effet, la réflexion à l’échelle du quartier permet notamment d’avoir une vision globale de l’énergie et de proposer des solutions mutualisées.

L’intérêt de ces solutions mutualisées doit être étudié au cas par cas, comme le montre l’étude spécifique menée par ALTO Ingénierie sur l’intérêt des micro-réseaux de chaleur pour deux quartiers types : un éco quartier mixte (logements, bureaux, commerces) et un ensemble de logements en rénovation.

Il est difficile de conclure de manière générique sur l’utilisation des micro-réseaux de chaleur bien que celle-ci semble pertinente avec de la géothermie lorsqu’il existe des besoins de chaud et de froid. La question doit être étudiée au cas par cas pour des utilisations de chaleur uniquement, les besoins tendant globalement à diminuer et l’eau chaude sanitaire ne pouvant en général être totalement satisfaite par l’utilisation de pompes à chaleur.

Ainsi, l’analyse doit porter à la fois sur les besoins énergétiques de l’ensemble des bâtiments, les formes urbaines retenues et l’adéquation avec les ressources géothermales disponibles. Ces deux éléments mis en parallèle doivent permettre de trouver une taille d’ilot adéquate : cet ilot peut être réduit à un bâtiment dans le cas où la ressource n’est pas adéquate et/ou le réseau de chaleur n’est pas pertinent.

Ces réflexions doivent être menées en amont du développement de l’aménagement, non seulement pour anticiper la mise en place de solutions de géothermie mais également pour intégrer la mise en place d’un réseau de chaleur, qui peut devenir un élément structurant de l’aménagement.

Pour réussir cette anticipation, le Grenelle a mis en place de nouveaux outils qui permettent d’intégrer la composante énergétique dans les documents d’urbanisme, mais également de développer une vision globale des ressources énergétiques des territoires. C’est le cas des SRCAE (Schémas Régionaux Climat Air Energie) qui sont en train de se mettre en place dans l’ensemble des régions.

Ce travail de cartographie des ressources et du potentiel est particulièrement important dans le cas de l’énergie géothermique dont le développement passe par une approche extrêmement territorialisée.



5. Bibliographie

ADEME-LE MONITEUR (2006). Réussir un projet d’urbanisme durable, Méthode en 100 fiches pour une approche environnementale de l’urbanisme.

BRGM-ADEME (2010). La géothermie et les réseaux de chaleur, Guide du maître d’ouvrage. Guides techniques BRGM-ADEME.

BRGM-COSTIC (2007). Chauffage géothermal en maison individuelles groupées, juin 2007, réalisée par le COSTIC et le BRGM, dans le cadre de l’appel à propositions ADEME/PUCA.

ADEME-PUCA-CSTB (2007). C12-micro-réseaux de chaleur. Comparaison internationale Bâtiment et Energie.

A. Bel, S. Bezelgues-Courtade, M. Philippe, M. Jorio, A. Poux (2010). La géothermie en Rhône-Alpes : comparatif technique et mesures d’encadrement. Rapport final. BRGM/RP-59048-FR. 109 p., 21 fig., 5 annexes

CLIP (2010). Etude d’une réduction des émissions de CO2 liées au confort thermiques dans l’habitat à l’horizon 2050. Les cahiers du Club d’Ingénierie Prospective Energie et Environnement (Cahier n°20).

M. Maïza (2006). « Energie, réseaux et Formes Urbaines ». Cahiers de l’IAURIF

E. Charmes (2010). Effet de mode ou solution durables ? La densification en débat .Etudes foncières.

H. Prevot, J. Orselli (2006).Les réseaux de chaleur. Rapport réalisé en réponse à une demande de Monsieur le Ministre de l’Industrie.

Ministère du Logement et de la Ville (2010).Urbanisme Opérationnel et aménagement Durable. Bonnes pratiques et références.

SER (Syndicat des Energies Renouvelables) (2010). « Les énergies renouvelables dans les codes de la construction et de l’urbanisme. »

Cler Infos n°78 (2010) « Quels réseaux énergétiques pour demain ? »



Annexe 1

Étude des micro-réseaux de chaleur Note technique ALTO Ingénierie

BRGM – GTH/DMCG 3 avenue Claude Guillemin

BP 6009 45060 Orléans Cedex 2

ALTO Ingénierie S.A 1 avenue du Gué Langlois

77 600 BUSSY SAINT MARTIN Tél. 01 64 68 18 50 – Fax 01 64 68 17 29

Rédaction : PPU/ACI Validation : FC Diffusion : ACI

BRGM

NOTE TECHNIQUE Etude Micro-réseaux de chaleur

Note : NT01 Indice : D Nombre de pages : 84

DIFFUSION

BRGM

T. 02 38 64 46 94 Adeline POUX [email protected]

M

BRGM Micro-réseaux de chaleur

ALTO Ingénierie Mars 2011 Page 2

SOMMAIRE

1 PREAMBULE ............................................................................................................................... 3

1.1 Contexte et objet de l’étude .......................................................................................................... 3

2 DEFINITION DES ZONES TYPIQUES CONSIDEREES ............................................................. 5

2.1 Éco-quartier ................................................................................................................................... 5 2.2 Zone de logements rénovés ......................................................................................................... 6

3 ESTIMATION DES BESOINS ET PUISSANCES ........................................................................ 7

3.1 Éco-quartier typique ...................................................................................................................... 7 3.2 Ensemble de logements rénovés ................................................................................................. 8

4 DESCRIPTION DES SOLUTIONS ENVISAGEES .................................................................... 10

4.1 Solutions étudiées ....................................................................................................................... 10 4.2 Solution de référence : chaufferies gaz à condensation et groupe froids .................................. 10 4.3 Réseau d’eau avec pompes à chaleur individuelles par bâtiment ............................................. 11 4.4 Réseau de chaleur avec production centralisée par pompe à chaleur et appoint électrique ..... 15

5 DIMENSIONNEMENT ................................................................................................................ 17

5.1 Hypothèse sur la ressource en eau de nappe ............................................................................ 17 5.2 Éco-quartier type ......................................................................................................................... 17 5.3 Zone de logements rénovés ....................................................................................................... 20 5.4 Dimensionnement des pompes dans les différentes solutions .................................................. 22 5.5 Synthèse ..................................................................................................................................... 23

6 ANALYSE ET COMPARAISON ENERGETIQUE ET ENVIRONNEMENTALE ........................ 24

6.1 Préliminaire ................................................................................................................................. 24 6.2 Éco-quartier ................................................................................................................................. 24 6.3 Logements rénovés .................................................................................................................... 28

7 ANALYSE ET COMPARAISON ECONOMIQUE....................................................................... 31

7.1 Bases de calcul ........................................................................................................................... 31 7.2 Éco-quartier ................................................................................................................................. 34 7.3 Logements rénovés .................................................................................................................... 41

8 ANALYSE DE SENSIBILITE ...................................................................................................... 45

8.1 Synthèse des analyses précédentes .......................................................................................... 45 8.2 Choix des analyses de sensibilité effectuées ............................................................................. 49 8.3 Sensibilité aux coûts des énergies ............................................................................................. 49 8.4 Impact de la densité énergétique ................................................................................................ 51 8.5 Impact des hypothèses sur la ressource hydrogéologique ........................................................ 53 8.6 Impact de la part de bureaux dans l’éco-quartier ....................................................................... 57

9 CONCLUSION ............................................................................................................................ 60

10 ANNEXE 1 : DENSITE ENERGETIQUE - EXEMPLES ............................................................. 61

11 ANNEXE 2 : ABAQUESDE DIMENSIONNEMENT HYDRAULIQUE ....................................... 62

12 ANNEXE 3 : PRECISIONS RELATIVES AUX DIFFERENTES SOLUTIONS .......................... 64

13 ANNEXE 4 : BILANS DETAILLES POUR L’ECO-QUARTIER ................................................. 67

14 ANNEXE 5 : ADEQUATION RESSOURCE/PROJET SELON LES SOLUTIONS ................... 69



1 PREAMBULE

1.1 Contexte et objet de l’étude Le BRGM intervient pour le compte de partenaires publics et privés afin de communiquer des éléments sur le potentiel géothermique disponible sur le territoire national. Les études menées par le BRGM confrontent l’ensemble des ressources disponibles avec les perspectives de renouvellement et de développement de chaque territoire. Le département géothermie du BRGM procède, en partenariat avec l’ADEME, à une réflexion sur la prise en compte de la géothermie dans les processus d’aménagement. Il s’agit notamment de donner, en fonction des contextes locaux, des indications permettant de faire des choix parmi les multiples solutions de géothermie possibles. Cette étude porte plus particulièrement sur la pertinence des micro-réseaux. Il s’agit de répondre à des questions du type : Quand promouvoir les solutions de géothermie sur réseaux, et sous quelles conditions ? Pour quels types d’aménagement ? De quelle manière est-il préférable d’exploiter la géothermie ? Par micro-réseaux on entend des réseaux alimentant des îlots de bâtiments ou des petits quartiers, totalisant des surfaces totales comprises entre 5000 (pour un groupe de petits bâtiments) à 100 000m² environ (pour un ensemble de bâtiments de taille plus conséquente). Les puissances thermiques en jeu sont donc de quelques centaines de kW à quelques MW. Ceci exclut les solutions de géothermies profondes qui ne sont rentables qu’à des échelles plus importantes. Les solutions utilisant des sondes géothermiques ont également été écartées car elles semblaient peu pertinentes pour alimenter des réseaux eu égard notamment à l’espace nécessaire pour les implanter. Cette étude se concentre donc sur les solutions de géothermie sur nappes superficielles. D’autre part la réflexion porte plus particulièrement sur deux types d’ensemble distincts : - D’une part les quartiers neufs à haute qualité environnementale ou « éco-quartiers » ; pour ces

quartiers le poids des besoins d’eau chaude sanitaire, auxquels la géothermie peut difficilement répondre entièrement, et les faibles besoins, défavorables à des solutions à faible coût d’opération mais fort coût d’investissement telles que les réseaux de chaleur, pose la question de la pertinence ou non de micro-réseaux basés sur la géothermie ;

- D’autre part le parc existant ; pour ces bâtiments se pose notamment la question de l’adéquation des équipements des bâtiments, prévus initialement pour fonctionner à des niveaux de température que les pompes à chaleur ne permettent pas d’atteindre.

Méthodologie adoptée Description des zones et évaluation des besoins Dans un premier temps on définit de manière plus détaillée les zones types étudiées, afin de disposer de bases pour réaliser des évaluations chiffrées. Conformément au cahier des charges, on considère des zones en région parisienne : - D’une part un éco-quartier neuf comportant des logements, des bureaux et des commerces,

dans des proportions faisant l’objet d’une analyse de sensibilité ; - D’autre part une zone constituée de bâtiments existants dont on considère qu’elle comporte des

logements uniquement, rénovés avec un niveau de performance correspondant au niveau BBC Rénovation. Notons qu’il est préférable de rénover (et donc notamment d’isoler) les bâtiments avant la mise en place de solutions énergétiquement performantes, c’est pourquoi l’on ne s’intéresse pas à l’alimentation d’une zone non rénovée. C’est d’autant plus vrai dans le cas de la géothermie qui requiert des niveaux de température limités.

Sur la base des caractéristiques définies, on estime les besoins énergétiques pour ces zones (puissances à installer, consommations annuelles).



Description des solutions et dimensionnement On décrit ensuite les solutions qui seront comparées : - Une solution de référence utilisant des énergies fossiles (chaudières gaz et groupes froids),

sans micro-réseau (l’utilisation d’un réseau ne présente généralement pas d’intérêt si on fait appel exclusivement à des énergies fossiles) ;

- Une solution où chaque bâtiment est alimenté par une PAC, ces PAC puisant les calories/frigories dans un micro-réseau commun alimenté par une nappe superficielle ; un appoint électrique est utilisé pour l’ECS (la PAC ne permettant pas d’obtenir une température suffisante) ;

- Une solution de micro-réseaux de chaleur/froid alimentés par une pompe à chaleur centralisée puisant ses calories/frigories sur une nappe superficielle ; dans cette solution, on considère que des appoints utilisant les énergies fossiles (gaz et groupe froids électriques) au niveau du réseau sont utilisés afin de limiter le débit d’eau nécessaire sur la nappe. En effet, à part à considérer des quartiers présentant d’importants besoins de chaleur et de froid simultanés, cette solution est sans appoint moins intéressante que la solution précédente (en raison de la présence de deux réseaux qui doivent être calorifugés et entraînent des déperditions). De plus, de même que dans la solution précédente, un appoint électrique est utilisé au niveau des bâtiments pour l’ECS.

Les équipements techniques nécessaires pour la mise en œuvre de ces solutions sont ensuite dimensionnés. Comparaison des solutions avec analyse de sensibilité Ensuite une simulation du fonctionnement de ces équipements est réalisée pour déterminer les consommations énergétiques annuelles dans les différentes solutions, et les impacts environnementaux associés. Une analyse en coût global tenant compte des coûts d’investissement, des coûts de maintenance, des coûts énergétiques, est réalisée de manière à comparer ces solutions sur le plan économique. Enfin, afin d’évaluer l’impact des hypothèses prises et de pouvoir adapter les conclusions aux différents cas qui sont susceptibles d’être rencontrées, une analyse de sensibilité est réalisée. Elle porte sur : - L’évolution des coûts des énergies ; - La densité énergétique de la zone (liée à l’espacement des bâtiments et l’importance de leurs

besoins de chaleur ou froid); - L’adéquation entre la ressource hydrogéologique et les besoins de la zone ; - La nature des bâtiments dans l’éco-quartier qui a un impact sur la répartition des besoins de

chaleur et de froid.



2 DEFINITION DES ZONES TYPIQUES CONSIDEREES

2.1 Éco-quartier On considère dans un premier temps un éco-quartier mixte d’une surface de 50 000m² présentant les typologies suivantes : Surface (m² SHON) ProportionLogements 30000 60%Bureaux 15000 30%Commerces 5000 10%Total 50000 100% Cette surface et cette répartition feront l’objet d’analyses de sensibilité (plus précisément pour la surface, l’analyse portera sur le rapport entre ressource et besoins, qui découlent notamment de la surface). Afin d’évaluer le nombre de sous-stations correspondant sur le réseau on considère que l’éco-quartier est constitué de bâtiments types : - 3 de type B : Bureaux 5000m² + Commerces en pied d’immeuble 550m² - 10 de type L : Logements 3000 m² + Commerces en pied d’immeuble 335m² Pour estimer la longueur de réseau correspondante on considère que les bâtiments occupent environ 50% de la surface au sol de la zone et possèdent 3 étages (soit un COS d’environ 2 correspondant à un milieu urbain). Pour évaluer l’étendue de la zone et donc du réseau, on place les bâtiments sur des parcelles carrées de 2 fois leur emprise au sol. Emprise au sol

estimative (m²) Surface parcelle (m²) Longueur parcelle (m)

B 1400 2800 55 L 850 1700 40 On suppose que les parcelles sont séparées par une rue de 20m de largeur. Représentation schématique de l’éco-quartier Linéaire de réseau sur cette base (aller+retour/2) : environ 520m (250m le long des parcelles + piquages vers sous stations 140m jusqu’en bord de parcelle + 130m sur les parcelles correspondant à 10m/bâtiment du bord de la parcelle jusqu’en sous-station). Bien sûr cette représentation est schématique et essentiellement destinée à permettre de visualiser l’exemple pris. Elle permet cependant de retrouver des valeurs raisonnables par rapport à un tracé sur des éco-quartiers réels (voir annexe).

Chaufferie



2.2 Zone de logements rénovés On considère la zone de logements dont la surface totale de 10 000m²SHON est répartie suivant 5 bâtiments type de 2000 m²SHON comprenant 5 niveaux chacun. De la même façon que pour l’éco-quartier, pour estimer la longueur de réseau correspondante on considère que les bâtiments occupent environ 50% de la surface au sol de la zone. Pour évaluer l’étendue de la zone et donc du réseau, on place les bâtiments sur des parcelles carrées de 2 fois leur emprise au sol.

Emprise au sol estimative (m²)

Surface parcelle (m²) Longueur parcelle (m)

390 780 28 On suppose que les parcelles sont séparées par une rue de 20m de largeur. Représentation schématique de l’éco-quartier Linéaire de réseau sur cette base (aller+retour/2) : environ 176m

• 56m le long des parcelles ; • 60m depuis le collecteur principal jusqu’en bord de parcelle ; • 60m sur les parcelles correspondant à 10m/bâtiment du bord de la parcelle jusqu’en sous-

station).

• La branche la plus longue (dimensionnante pour les pertes de charges) est de 86m.

Cette représentation est schématique et essentiellement destinée à permettre de visualiser l’exemple pris.

Chauff--erie



3 ESTIMATION DES BESOINS ET PUISSANCES

3.1 Éco-quartier typique

3.1.1 Calcul des besoins Les besoins et puissances sont estimés pour les différentes typologies sur la base de simulations thermiques dynamiques réalisées sur des bâtiments en région parisienne, de niveau BBC. Le logiciel utilisé pour réaliser les simulations est Virtual Environment développé par la société IES. Les rendements pris en compte pour les systèmes de distribution et émission dans le bâtiment en aval des sous-stations sont les suivants :

- Rendement de distribution : 90% - Rendement d’émission : 95% - Rendement de régulation : 95% - Rendement de stockage et de distribution d’ECS : 81%

Besoins en pied d’immeuble : Chauffage ECS Froid Logements 19 kWh/m² 23 kWh/m² 0 kWh/m² Bureaux 11 kWh/m² 0 kWh/m² 9 kWh/m² Commerces 4 kWh/m² 0 kWh/m² 38 kWh/m²

Puissances requises : Chauffage ECS Froid Logements 25 W/m² 15 W/m² 0 W/m²Bureaux 45 W/m² 0 W/m² 45 W/m²Commerces 50 W/m² 0 W/m² 100 W/m² Ces valeurs de puissance et besoins tiennent compte des déperditions au sein des bâtiments. Les besoins d’ECS des commerces et bureaux, faibles, qui seront produits de manière décentralisée, n’impactent pas le choix du mode de production. Ils ne sont pas pris en compte. Par ailleurs, la répartition par typologie des logements considérée au sein des bâtiments est la suivante (cette répartition a un impact sur les besoins d’ECS) :

Répartition typologiqueT1 T2 T3 T4 T5 6% 21% 36% 31% 6%

Notes : - La puissance nécessaire pour la production d’ECS dépend du volume de stockage ; le ratio

considéré ici correspond à une production en semi-accumulation ; - Les consommations des commerces sont très variables selon leur type et notamment en

fonction de l’intensité de l’éclairage de mise en valeur, du fait qu’ils laissent ou non leur porte ouverte en hiver ; le profil de consommation considéré ici corresponde à un commerce avec un éclairage modéré et conservant ses portes fermées. On tient néanmoins compte d’un besoin de puissance un peu supérieur en froid à ce qui serait imposé par le profil, correspondant à des apports un peu plus élevés.

- Les puissances installées sont supérieures aux puissances maximales appelées selon la simulation notamment du fait que les installations sont dimensionnées pour assurer le chauffage des locaux sans apports internes ou externes, alors que la simulation tient compte de ces apports.



3.1.2 Analyse de la simultanéité des besoins Le graphique ci-dessous présente l’évolution annuelle des besoins de chaleur et de froid sur l’ensemble de l’éco-quartier :

0

200

400

600

800

1000

1200

kWBesoins de chaleur et de froid

Chauffage + ECS (kW) Froid (kW)

On constate qu’il y a très peu de besoins de froid en période de chauffe, du moins lorsque l’on ne tient pas compte des serveurs informatiques et autres process particuliers comme c’est le cas ici. Il existe néanmoins des besoins de chaleur et de froid simultanés du fait de la production d’ECS pour les logements tout au long de l’année.

3.1.3 Analyse de la densité thermique du réseau On considère que le réseau de chaleur, qui sera à basse température, couvre les besoins de chauffage et 80% des besoins d’eau chaude sanitaire (voir partie 4). Les besoins de chaleur couverts sur la zone s’élèvent à 1493 MWh ce qui conduit à une densité énergétique de 2,9 MWh/ml. Cette valeur se situe légèrement au dessus de la limite imposée par l’ADEME pour l’obtention de subventions dans le cadre du fonds chaleur. Les besoins de froid s’élèvent quant à eux à 406 MWh/an ce qui conduit à une densité de besoins très faible de 0,8 MWh/ml. Si on limite le réseau de froid à la zone Est du quartier où sont concentrés les bureaux, la longueur de réseau est divisée par deux ce qui permet d’obtenir une densité plus acceptable, mais encore faible.

3.2 Ensemble de logements rénovés

3.2.1 Estimation des besoins Les besoins sont estimés pour des logements de niveau BBC Rénovation. Des simulations thermiques dynamiques ont permis d’identifier les besoins et puissances thermiques à mettre en œuvre pour des logements répondant à cet objectif énergétique. Pour cela, les caractéristiques thermiques principales suivantes ont été prises en compte:

Désignation Valeur attribuée Umur extérieur 0.25 W/m².K Uplancher bas 0.32 W/m².K Utoiture 0.23 W/m².K Ufenêtre / FS / TL 1.7 W/m².K / 63% / 80% Infiltrations 0.04 vol/h



Débits de ventilation

T1 T2 T3 T4 T5 7l/s.m² 11.2l/s.m² 15.7l/s.m² 16.4l/s.m² 20.4l/s.m²

La répartition par typologie des logements considérée est la même que dans le cas de l’éco-quartier. Les rendements pris en compte au niveau de la distribution et de l’émission sont les mêmes que pour les bâtiments neufs. Le bilan thermique aboutit aux résultats ci-dessous :

Chauffage ECS Besoins au pied d’immeuble 22.5 kWh/m² 29 kWh/m² Puissance requise 38 W/m² 15 W/m²

La puissance requise pour la partie chauffage, intègre une surpuissance de 6W/m², qui représente 24% de la puissance dimensionnée sur la température de base en régime stationnaire et sans apports internes/externes.

3.2.2 Résultats Le graphique ci-dessous présente l’évolution annuelle des besoins de chaleur sur l’ensemble du quartier rénové :

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

Besoins énergétiques en chauffage et en ECS [kW]

Besoins énergétiques en chauffage et en refroidissement

On peut en particulier, constater le « talon » de consommation en été.

3.2.3 Analyse de la densité thermique du réseau Comme pour l’éco-quartier, il est considéré que le réseau de chaleur, qui sera à basse température, couvre les besoins de chauffage et 80% des besoins d’eau chaude sanitaire (voir partie 4). Les besoins de chaleur couverts sur le quartier réhabilité s’élèvent à 482 MWh soit une valeur de densité énergétique équivalente à 2,5 MWh/ml. Cette valeur se situe au dessus la limite imposée par l’ADEME pour l’obtention de subventions dans le cadre du fonds chaleur.



4 DESCRIPTION DES SOLUTIONS ENVISAGEES

4.1 Solutions étudiées Deux solutions sont envisageables pour exploiter la géothermie sur nappe superficielle : - réaliser la production de chaleur et de froid au niveau des bâtiments, celles-ci puisant ou rejetant

de l’énergie au niveau de différents forages ; - réaliser la production de chaleur et de froid de manière centralisée et distribuer la chaleur et le

froid par des réseaux jusqu’aux différents bâtiments. Ces solutions seront comparées à une solution de référence classique, ne faisant pas appel à un réseau et utilisant les énergies fossiles : chauffage et production d’eau chaude sanitaire au gaz et production de froid par groupes frigorifiques électriques refroidis par des aéro-réfrigérants pour les bâtiments qui le nécessitent. Ces 3 solutions sont comparées d’abord dans le cas de l’éco-quartier, puis dans le cas des logements rénovés.

4.2 Solution de référence : chaufferies gaz à condensation et groupe froids

4.2.1 Principe Dans cette solution, chaque bâtiment est équipé : . d’une chaufferie gaz à condensation permettant de couvrir les besoins de chauffage et eau

chaude sanitaire, et . lorsqu’il y a des besoins de froid, de groupes froids électriques refroidis par des aéro-

réfrigérants.

4.2.2 Autres éléments 4.2.2.1 Impact architectural

Une chaufferie devra accueillir les chaudières et équipements afférents et, ce qui est plus impactant, le bâtiment devra intégrer un conduit d’évacuation des gaz brûlés. Les principaux éléments compris dans la chaufferie et les principales règles relatives au dimensionnement des conduits d’évacuation et cheminées sont repris en annexe.

GF Alimentation gaz

Dry-cooler

Conduit d’évacuation des

fumées

Façade ensoleillée

1,20 m



Dans le cas où le bâtiment présente des besoins de froid, un local technique devra accueillir les groupes froids. La chaleur du circuit de refroidissement des groupes devra être évacuée, généralement par des aéro-réfrigérants situés en toiture des bâtiments. Nota : Vues les surfaces considérées, des solutions indépendantes dans les différents commerces, de type VRV, sont également envisageables. Dans ce cas pour la production de froid des unités en toiture restent nécessaires, mais les unités intérieures sont intégrées dans les commerces sans qu’un local technique spécifique soit nécessaire.

4.2.2.2 Contraintes réglementaires

La production de chaleur par chaufferie gaz est soumise à divers arrêtés dont une liste, non exhaustive, est reprise en annexe.

4.3 Réseau d’eau avec pompes à chaleur individuelles par bâtiment

4.3.1 Principe Dans cette solution, un réseau d’eau de nappe alimente les différents bâtiments. Chaque bâtiment est équipé d’une pompe à chaleur qui assure la production de chaleur et de froid au sein du bâtiment. Notons que selon la configuration des bâtiments et la ressource disponible, on peut également imaginer ne pas avoir de réseau d’eau mais un doublet par bâtiment ou pour deux ou trois bâtiments, sans que les doublets n’alimentent un réseau. Techniquement la solution restera très similaire. En termes de coût, il s’agit d’une optimisation entre le coût de l’ajout éventuel d’un ou plusieurs forages, et le coût du réseau d’eau. Pour les bâtiments de logements, la température obtenue avec les pompes à chaleur n’étant pas suffisante, la PAC assure seulement le préchauffage de l’ECS. On considère que l’appoint est réalisé par une solution classique, ce qui conduit à considérer une solution électrique. L’utilisation du gaz paraît en effet plus délicate : d’une part les besoins restant, limités, ne permettraient pas d’assurer la rentabilité de la mise en place d’un réseau gaz pour le concessionnaire ; d’autre part la mise en place de chaufferies gaz est plus contraignante (cheminées…). On suppose que la part des besoins d’ECS couverte par la PAC est de 80% (valeur obtenue en tenant compte d’une température d’eau fournie par la PAC de 50°C, et d’une température d’eau froide moyenne de 11°C). La pompe à chaleur permet la production simultanée de chaleur et de froid à l’échelle d’un bâtiment (par exemple production d’ECS et refroidissement des commerces dans un bâtiment de type L). D’autre part, pour assurer les besoins de froid, le rafraîchissement direct est privilégié. On considère que les bureaux sont équipés de plafonds rayonnants qui permettent de mettre cette possibilité à profit. On tient compte néanmoins du fait qu’une partie des besoins de froid doit être assurée obligatoirement par de l’eau glacée (locaux particuliers et alimentation des batteries froides des centrales de traitement d’air : dans certains espaces où les apports sont importants l’utilisation de plafonds n’est pas adaptée et lorsque l’humidité de l’air est trop importante, la température des plafonds doit être augmentée pour éviter tout risque de condensation, ce qui réduit la puissance disponible et impose d’amener une partie du rafraîchissement par l’air). On estime que cette part est de 30%. De plus, le débit nécessaire sur la nappe pour couvrir les besoins de froid en rafraîchissement direct est très supérieur au débit nécessaire en climatisation (différence entre puisage et rejet plus faible en rafraîchissement direct), lorsque le débit de la nappe n’est pas suffisant il peut donc être nécessaire d’utiliser la PAC y compris pour alimenter les plafonds rayonnants. Dans les commerces, les plafonds rayonnants ne sont pas une solution adaptée (puissance fournie insuffisante), on considère donc qu’il n’y a pas de rafraîchissement direct.



Un seul bâtiment est représenté ici ; la nappe alimente en réalité un réseau d’eau sur lequel viennent se connecter les différents bâtiments, toujours selon le même principe.

4.3.2 Réseaux d’eau de nappe La température du sol est relativement stable tout au long de l’année. Pour cette raison, il n’est pas nécessaire de calorifuger les réseaux horizontaux qui peuvent être réalisés en tube non isolé. On considèrera que les déperditions liées au réseau d’eau de nappe sont quasi nulles en posant l’hypothèse d’un réseau enterré à 1m de profondeur et donc peu sensible aux variations de températures extérieures, avec un « léger » déphasage vis à vis de ces dernières.

4.3.3 Autres éléments 4.3.3.1 Contraintes relatives au positionnement des forages

La création d'un "doublet" de forages (prélèvement et réinjection) ne doit pas influencer de manière significative le milieu naturel ou le fonctionnement des ouvrages existants. Une étude d’impact (donnant lieu à la rédaction d’une notice d’incidence) doit justifier de cette absence de perturbation. Pour la réalisation du doublet il convient de s'assurer : - du sens d’écoulement de la nappe, les ouvrages de prélèvement (puits de captage) devant être

implantés à ‘’l’amont hydraulique’’ par rapport à la réinjection afin d’éviter le recyclage thermique1. - des distances minimales entre :

- les forages et des ouvrages existants (fondations, parois moulées) susceptibles d’influencer les écoulements (notion de limite étanche d'un aquifère);

- les différents forages afin de s’affranchir de tout risque d'interférences ; - les forages de prélèvement et les forages de réinjection.

Ces distances doivent être déterminées en fonction des résultats d’une étude hydrogéologique. Nota : Dans la suite de l’étude, nous supposons que les doublets peuvent être positionnés suffisamment à proximité du réseau d’eau pour qu’il n’y ait pas de surcoût significatif ; en pratique, le coût du forage est en général dominant en tous les cas.

1 Recyclage thermique = influence par un rejet de la température de l’eau puisée.

PAC

Façade ensoleillée

Echangeur de chaleur destiné à évacuer

l’excédent d’énergie ou puiser l’énergie supplémentaire

nécessaire

Nappe souterraine

Transferts énergétiques

Rafraîchissement direct



4.3.3.2 Impact architectural

Dans chaque bâtiment, un local technique devra accueillir la pompe à chaleur. Cette solution présente l’avantage de n’avoir qu’un faible impact architectural : absence de cheminée, d’aéro-réfrigérants en toiture…Par ailleurs, elle permet de n’avoir qu’un seul local de taille réduite pour la production de chaud et le froid.

4.3.3.3 Contraintes réglementaires

Les principales contraintes réglementaires liées à l’utilisation d’eau de nappe sont décrites en annexe.

4.3.3.4 Fonctionnement

Comme pour les réseaux de chaleur, il existe divers montages juridiques possibles. Un mode de fonctionnement possible est que l’exploitant du réseau soit également propriétaire des pompes à chaleur et assure la vente de chaleur/froid.

4.3.4 Contraintes spécifiques aux logements rénovés Une réhabilitation énergétique implique la modification du bilan thermique du bâtiment et la possibilité de changer de système de production de chaleur. L’adéquation de la distribution et des émetteurs existants avec une production de chaleur à basse température, ce qui comme déjà signalé est le cas des pompes à chaleur si l’on veut conserver des performances intéressantes, doit alors être regardée de près. Deux cas peuvent se présenter suite à un diagnostic préalable du réseau de distribution et des émetteurs (étude de l’historique de l’installation, examen de l’état des canalisations, analyse des dépôts de boues prélevés en plusieurs points bas du circuit).

• Dans le 1er cas, les installations présentes sont en état de corrosion avancée et le remplacement intégral de la distribution et des émetteurs s’impose.

• Dans le 2nd cas, l’état de la distribution et des émetteurs est viable. Dans l’hypothèse que le second cas soit celui qui nous concerne, il faut vérifier que les émetteurs et la distribution peuvent fonctionner dans les conditions imposées par la mise en place de pompes à chaleur : température de distribution de 50°C au maximum, écart de température de 10°C avec le retour. Nous avons évalué si c’était ou non le cas pour un bâtiment type des années 70, équipé de radiateurs 2 tubes fonctionnant dans des conditions classiques pour cette époque. Dans cet objectif, une simulation thermique dynamique a permis d’évaluer le bilan thermique d’un bâtiment type (répartition typologique et compacité identique au cas de base) des années 70. Les caractéristiques principales considérées pour ce bâtiment sont les suivantes :

Désignation Valeur attribuée Umur extérieur 1 W/m².K Uplancher bas 1.45 W/m².K Utoiture 0.75 W/m².K Ufenêtre / FS / TL 4.5 W/m².K / 63% / 80% Infiltrations 0.1 vol/h Ces valeurs typiques de l’époque et issues de la méthode 3CL (hormis pour les infiltrations) ont abouti à un bilan thermique nécessitant un besoin pour le chauffage au pied de l’immeuble de 80W/m². Les puissances fréquemment installées à cette époque, étaient de l’ordre de 100 à 150W/m². Nous avons identifié un émetteur répondant à ce besoin : LAMELLA - 95/700 (profondeur = 957mm ; hauteur = 700mm ; coefficient n=1,327) raccordé à un DN12/17 et composé de 32 éléments (longueur l=964mm).



Le tableau comparatif ci-dessous permet d’apprécier la transition entre les deux fonctionnements pour une pièce de 20m² à 19°C:

Configuration existant Configuration rénové Besoin de chauffage 100W/m² - 2kW 31W/m² - 620W Puissance émetteur 2058W 653W T°C d’entrée du fluide 90°C 50°C T°C d’entrée de sortie 70°C 40°C Débit d’eau 88.6 l/h 56.2l/h Perte de charge 4.5daPa <2daPa On constate que la puissance fournie par les émetteurs d’origine du bâtiment typique conçu dans les années 70 considéré est suffisante pour répondre aux besoins après rénovation (653W>620W). Cet exercice permet aussi d’identifier une seconde source d’économie sur le poste de pompage (diminution des pertes de charges après rénovation grâce à une réduction du débit). Par contre, si les émetteurs existants ont été dimensionnés à l’origine sur un ratio inférieur à une valeur seuil de 100W/m², même après une réhabilitation type BBC rénovation, ils ne fourniront pas une puissance suffisante après passage de la distribution en basse température (nécessaire pour une solution géothermie). Dans ce cas, même si les installations sont en bon état, il serait nécessaire de procéder à une modification complète des équipements d’émission de chaleur.



4.4 Réseau de chaleur avec production centralisée par pompe à chaleur et appoint électrique

4.4.1 Principe Dans cette solution, la production de chaleur et la production de froid sont réalisées par une pompe à chaleur de manière centralisée. Cette pompe à chaleur alimente ensuite un réseau de chaleur d’une part, un réseau de froid d’autre part. Afin d’optimiser les rendements des pompes à chaleur et de limiter les pertes de chaleur, les réseaux fonctionneront à basse température ; la température au niveau de la production sera au maximum de 50°C. La tarification du réseau sera prévue de manière à favoriser des températures de retour les plus basses possibles. Le régime d’eau considéré sera de 50°C/40°C. Cette température n’est pas suffisante pour assurer la production d’eau chaude sanitaire, pour laquelle un appoint sera nécessaire. On suppose que cet appoint est réalisé électriquement. Avantages et inconvénients L’intérêt de cette solution est : - De permettre la production simultanée de chaud et de froid s’il existe des besoins de froid

constants sur la zone ; - De permettre de limiter le nombre de forages nécessaires tout en couvrant une part importante

des besoins via la géothermie. Par rapport à la solution précédente, les coûts de réseaux sont augmentés d’une part en raison de la nécessité de calorifuger les réseaux, et d’autre part du fait de la présence de réseaux spécifiques pour le froid et le chaud.

4.4.2 Réseaux de chaleur et froid 4.4.2.1 Matériaux utilisés

Différents types de tuyauteries peuvent être utilisés : acier, acier-pré-isolé, et composites ou « plastique » pré-isolés. La tendance est à l’utilisation de ces derniers. Ces tubes présentent en effet de nombreux avantages, notamment : - leurs surfaces permettent de réduire sensiblement les pertes de charge par rapport à l’acier ; - les pertes de chaleur sont très faibles ; - ils peuvent se placer en pleine terre, il n’est pas nécessaire d’installer un caniveau ; - ils présentent une excellente résistance à la corrosion et une longue durée de vie, ce qui réduit

fortement les risques de fuite.

La technologie choisie est en conséquence un réseau préisolé en matériaux composites (polybutène type Thermaflex Flexalen ou PER type Calpex).

Pour des petits diamètres, les tubes aller et retour peuvent être isolés dans la même gaine.

Ligne simple Ligne double

Mousse isolante

Tube caloporteur en polybutène



Les dimensions des tranchées sont telles que les canalisations aller et retour soient écartées de 10 cm entre eux et des bords de la tranchée. Les canalisations sont posées sur un lit de sable de 10 cm, et recouvertes de même. Ensuite, elles sont recouvertes sous 50 cm, ou sous 80 cm sous une zone de circulation routière. Il est également envisageable d’utiliser des tubes caloporteurs en résine époxy (Technologie SMT tube Epocal par exemple). Ce matériau résiste à des pressions plus importantes, mais il nécessite lors de la mise en œuvre de prendre en compte la dilatation. De plus, il n’existe pas de ligne double pour ce type de tube. Les tubes en résine époxy présentent les mêmes avantages que ceux en polybutène (corrosion, pertes de chaleur, pertes de charges). Le chiffrage est équivalent.

4.4.2.2 Evaluation des pertes sur les réseaux

Les pertes liées aux réseaux de distribution sont fonction de l’épaisseur d’isolant et du diamètre de canalisation, de la température du fluide ainsi que de la température de la terre en contact avec la tuyauterie. Ci-dessous, un tableau présente les déperditions engendrées par un mètre linéaire de tuyauterie préisolée type Calpex UNO pour différentes températures de fluide. L’hypothèse prise par le constructeur et retenue dans l’étude est le maintien de la température quelque soit la saison dans l’année. Cette hypothèse est valable à condition que les canalisations soient mises en œuvre à une profondeur suffisante, dans des conditions telles qu’indiquées par la coupe de principe.

Note : les hypothèses retenues pour l’évaluation des valeurs ci-dessus sont les suivantes :

Sur la base de ces données, on évalue en tenant compte des linéaires de réseaux et des températures de fonctionnement (aller et retour) les pertes énergétiques sur le réseau de chaleur. Les pertes en sous stations sont estimées à 1% de l’énergie fournie au niveau de l’échangeur (pertes au niveau de l’échangeur à plaques).

4.4.3 Contraintes réglementaires Les contraintes liées à l’utilisation de l’eau de nappe sont les mêmes que dans la solution précédente.



5 DIMENSIONNEMENT

5.1 Hypothèse sur la ressource en eau de nappe En accord avec le BRGM, on considère les hypothèses suivantes sur la ressource disponible :

- 50 m3/h, - Température moyenne de 12°C et possibilité d’obtenir une différence de température entre

puisage et rejet de 6°C en mode chauffage, de 11°C en mode froid - Profondeur : 50m

Une analyse de sensibilité sera réalisée de manière à évaluer l’impact des caractéristiques de la ressource au regard des besoins (profondeur et débit disponible).

5.2 Éco-quartier type

5.2.1 Solution de référence : chaufferies gaz à condensation et groupes froids On considère dans le cas des logements, une couverture totale des besoins de chaud par 2 chaudières gaz à condensation dimensionnées sur les 2/3 de la puissance et sans tenir compte de la puissance de relance. Cette configuration aboutit à une puissance installée bien supérieure à celle requise par le bâtiment, cependant elle permet de palier au besoin de chaleur en cas de panne de l’une ou l’autre des chaudières et surtout de fournir une continuité de la production de chaleur pendant les périodes d’arrêt nécessaires à la maintenance.

Chauffage

+ ECS Froid

Puissance bâtiment type B 253 kW 280 kWPuissance bâtiment type L 68 kW x 2 34 kWPuissance totale 2 125 kW 1 175 kW Nota : on suppose pour simplifier que la production de froid des commerces est commune à l’ensemble du bâtiment, des attentes eau glacée et eau chaude étant fournies. Les rendements pris en compte pour l’évaluation des besoins sont :

- Rendement annuel de génération : 95% - Un EER annuel de 3.5 pour les groupes froids - Des consommations électriques au niveau des aéro-réfrigérants égales à 5% de la chaleur

évacuée.

5.2.2 Réseau d’eau avec pompes à chaleur individuelles par bâtiment Pompes à chaleur Les puissances nécessaires sont, pour les deux typologies de bâtiment considérées:

Puissance chaud (chauffage et préchauffage ECS) Puissance froid

B 253 kW 280 kWL 128 kW 34 kWTotal zone 2035 kW 1175 kW

Nota : Pour les logements, les PAC ne sont pas dimensionnées en 2*2/3 à la différence de la solution de référence ; par contre la puissance intègre une surpuissance de 6W/m². Puisages On considère les performances suivantes pour les pompes à chaleur :

o COP : 4 o EER : 4

Les débits nécessaires sont donc :



Débit nécessaire pour la production de chaud

Débit nécessaire pour la production de froid

Débit maximal nécessaire

B 29m3/h 27m3/h 29m3/h L 14m3/h 3m3/h 14m3/h Total zone 219m3/h 115m3/h 220m3/h Lorsque les besoins de chaleur sont maximaux, il n’y a pas de besoins de froid, comme le montre le graphique en §3.1.2 - en réalité il peut exister un talon de froid, pour la climatisation de locaux serveurs par exemples, mais hors process particuliers, ces besoins restent limités de telle sorte qu’ en général ils peuvent être assurés par production simultanée de chaud et de froid au sein du bâtiment, et qu’il n’y a pas besoin de débit supplémentaire. Le débit total nécessaire pour la zone est donc maximal en hiver ; il est de 220 m3/h, ce qui nécessiterait la mise en place de 5 doublets de puisage/rejet. Néanmoins, les besoins maximaux ne sont pas simultanés, ce qui permet de réduire le nombre de doublets nécessaires ; notamment la relance du chauffage et la production d’ECS, en semi-accumulation, peuvent être décalées. Cela permet de réduire de 6W/m² (puissance de relance) la puissance maximale nécessaire dans les logements et de réduire le débit global nécessaire de 20 m3/h, et de n’utiliser ainsi que 4 doublets. Nota : un tel nombre de doublets et déjà relativement important, néanmoins si la ressource est plus importante le nombre de doublets nécessaires sera réduit. Le diamètre nominal des réseaux principaux sera de 225mm (diamètre pouvant être réduit en bout de ligne), de 100mm pour le raccordement des bâtiments type B, de 65mm pour le raccordement des bâtiments type L. Les pertes de charges seront limitées à 15mmCE/m. Note : pour l’évaluation des consommations nous supposerons les COP et EER fixes : les variations liées aux taux de charge de la PAC ou au changement des régimes de température (régulation des températures de départ en fonction des températures extérieures) sont négligées. Lorsque la PAC est en mode récupération, l’EER est néanmoins abaissé à 3, le COP demeurant de 4.

5.2.3 Réseau de chaleur avec production centralisée par pompe à chaleur et appoint électrique Production On évalue la puissance nécessaire pour couvrir 85% des besoins de chaleur (chauffage et préchauffage ECS) en utilisant le profil de besoins établi par simulation. Cette puissance est de 400kW, ce qui correspond à un débit de 46 m3/h. Avec un tel débit, on obtient une puissance froid de 470kW, ce qui permet de couvrir 98% des besoins de froid d’après le profil de besoins établi. On choisit donc de réaliser un puisage dont on suppose toujours qu’il fournit 50 m3/h. Il en résulte le dimensionnement suivant, en tenant compte des déperditions qui sont évaluées ci-dessous : Chauffage et

préchauffage ECS Froid

Puissance (kW) 435 kW 510 kW Taux de couverture des besoins (compris déperditions)

89% 96%

Appoint (kW) 1253 kW 668 kW On observe que les puissances d’appoint sont très importantes, alors que les pompes à chaleur permettent déjà de couvrir la majeure partie des besoins. Cela tient pour le chauffage aux



surpuissances importantes prises en compte pour les logements (valeur par m² fixée par la réglementation), au fait que les installations sont prévues pour assurer le chauffage en l’absence d’apports internes, cas qu’il est nécessaire de prévoir mais qui n’arrive que rarement (jamais dans notre profil), et au fait que les pics de puissance pour le chauffage ne correspondent pas aux pics de puissance pour l’ECS (voir aussi explication détaillée dans le cas de logements en § 5.3.3). Pour le froid, cela tient à la non simultanéité des pics de puissance commerce et bureaux, et au fait que pour les bureaux nous considérons une réserve de puissance pour pouvoir alimenter des commerces plus consommateurs que ceux considérés dans le profil. Dimensionnement du réseau On suppose que le régime d’eau des réseaux est de :

- 50/40°C pour le réseau de chaleur ; - 12°C/6°C pour le réseau de froid.

Les rendements des PAC centralisées sont supposés égaux à ceux considérés dans la solution précédente, et de même on les considérera fixes pour l’évaluation des consommations, hormis en mode récupération. Les débits nécessaires et les diamètres de réseaux associés sont donc les suivants :

Chaud - Débit

Chaud - Diamètre nominal réseau (mm)

Perte de charge réseau

Froid - Débit

Froid - Diamètre nominal réseau (mm)

Perte de charge réseau

B 22m3/h Φ80 190 Pa/m 40m3/h Φ125 150 Pa/m L 10m3/h Φ65 130 Pa/m 5m3/h Φ50 90 Pa/m Total 164m3/h Φ225 150 Pa/m 169m3/h Φ225 150 Pa/m

Les diamètres de tubes sont indiqués à titre indicatif. Ils sont sélectionnés sur la base de l’abaque pour le matériel CALPEX UNO placée en annexe, en limitant les pertes de charges à moins de 200 Pa/m, sauf pour le débit maximal. On constate en effet que pour le débit maximal il serait préférable de sélectionner des tubes de dimensions plus importantes que la dimension maximale disponible. Néanmoins la partie de réseau sur laquelle la totalité du débit est nécessaire est limitée, les diamètres de tubes disponibles pour ce matériel sont donc suffisants en première approche. Notons que pour un débit égal à la moitié du débit maximal de 80m3/h, les pertes de charge sont de 160 Pa/m pour une canalisation de DN150. Les déperditions sur le réseau sont estimées également sur la base de matériel CALPEX ; en considérant un diamètre moyen de DN150, leur valeur est de 0,318 W/mK (cf 4.4.2.2). On considère une température moyenne de 10°C de la terre pour le réseau de chaleur, et de 13°C pour le réseau de froid1. On tient compte également de 15% de pertes supplémentaires liées aux jonctions entre tubes, vannes, etc. Il en résulte :

- Pour le réseau de chaleur, pour un régime d’eau de 50°C/40°C des pertes de 11 kW - Pour le réseau de froid, pour un régime d’eau de 6°C/12°C des pertes de 2 kW.

Ces déperditions sont constantes (en négligeant la variation de température de la terre et l’éventuelle variation du régime d’eau du réseau), et ont lieu dès que le réseau est en fonctionnement. Par ailleurs, on estime des déperditions liées aux sous stations à 1% de la chaleur consommée.

1 Le réseau de froid est dans notre cas de base utilisé toute l’année, la température de référence de la terre devrait donc être la même, cependant en hiver il est possible que la terre vienne refroidir inutilement le retour du réseau de froid, alors qu’en été le réchauffement du réseau par la terre correspond à des pertes bien réelles ; on ne peut donc se contenter d’une moyenne, et on considère une température de 13°C, conduisant à des résultats plus réalistes.



On en déduit que les déperditions représentent 10% des besoins de chaleur, 4% des besoins de froid.

5.3 Zone de logements rénovés

5.3.1 Solution de référence : chaufferies gaz à condensation De même que pour les logements neufs, on considère une couverture totale des besoins de chaud par 2 chaudières gaz à condensation dimensionnées sur les 2/3 de la puissance et sans tenir compte de la puissance de relance.

Puissance par

bâtiment Puissance totale

Chauffage 41 kW x 2 410 kW ECS 20 kW x 2 200 kW Global (Chauffage+ ECS) 122 kW 610 kW

5.3.2 Réseau d’eau avec pompes à chaleur individuelles par bâtiment De même que pour l’éco-quartier, on considère un COP annuel équivalent à 4, on détermine un débit d’eau de nappe à partir des hypothèses suivantes :

- Température d’eau de nappe : 12°C ; - Différence de température générée par le puisage thermique : 6°C ; - Couverture des besoins d’ECS : 80%.

Puissance par


PAC - Chauffage 74 kW 370 kW PAC - ECS 24 kW 120 kW Global (Chauffage+ ECS) 98 kW 490 kW Débit d’eau de nappe 11 m3/h 54 m3/h Diamètre de canalisation Φ50 Φ110 Appoint ECS 6 kW +7kW 30 kW +33kW

Le débit maximum nécessaire atteint par cette configuration est de 54m3/h. L’hypothèse de départ étant qu’un doublet de forage permet de fournir jusqu’à 50 m3/h, ce dernier peut paraître insuffisant. Cependant le débit maximal correspond à la puissance nécessaire dans des conditions très défavorables (conditions de dimensionnement), n’est nécessaire qu’exceptionnellement (et même jamais sur nos profils). La différence entre la puissance obtenue avec la ressource disponible et la puissance de dimensionnement représente 33kW soit 6.6kW/bâtiment ; elle peut être ajoutée par sécurité à la puissance nécessaire pour l’appoint ECS. Notons de plus que la puissance « manquante » est inférieure à la surpuissance prévue au niveau de la PAC (12kW/bâtiment), hors relance la puissance disponible sur la nappe est donc toujours suffisante.

5.3.3 Réseau de chaleur avec production centralisée par pompe à chaleur

Dans le cas considéré, un seul forage est suffisant pour couvrir la puissance totale en chauffage et 80% sur l’ECS à condition, comme dans le cas précédent, de mettre en place une puissance supplémentaire au niveau de l’appoint ECS afin de compenser la différence de puissance entre la ressource disponible et la puissance de dimensionnement.



Le tableau ci-dessous permet d’apprécier les valeurs de puissance et de débit nécessaires dans le cas d’un dimensionnement sur la totalité des besoins en tenant compte des déperditions du réseau.

Puissance par


PAC - Chauffage + déperditions - 385kW

PAC - ECS 120kW

Part de déperditions du réseau - 8kW Débit d’eau de nappe correspondant - 55 m3/h

Diamètre de canalisation du réseau principal et départ/retour bâtiment

Φ50 Φ125

Appoint ECS par bâtiment 6kW +10kW 30 kW +48kW Un écart de 5 m3/h, ou 48kW existe entre le débit ressource et celui de dimensionnement. Il sera donc nécessaire d’installer une puissance supplémentaire au niveau de l’ECS à hauteur de 10kW par bâtiment. Comme dans le cas précédent, il est intéressant de constater que cette puissance est inférieure à la surpuissance mise en œuvre au niveau de la PAC. En conséquence, la puissance supplémentaire installée au niveau de l’appoint ECS des bâtiments ne sera sollicitée que dans des cas exceptionnels.

Les déperditions sur le réseau de chaleur ont été estimées à partir de la documentation constructeur pour le matériel CALPEX UNO, dont les valeurs sont mentionnées au 4.4.2.2. Les déperditions sont évaluées pour un réseau à 50°C sur l’aller et 40°C sur le retour soit des valeurs respectives de 14.6 W/ml et 10.9 W/ml de réseau pour un DN moyen de 125 sélectionné à partir de l’abaque en annexe. A ces déperditions constantes s’ajoutent des déperditions au niveau des sous stations qui n’ont lieu que lorsqu’il y a une consommation d’énergie, estimées à 1% des consommations. Les déperditions totales représentent 11% de la production de chaleur. Observations sur les rapports besoins / puissances de dimensionnement : On peut observer pour des raisons d’inertie du bâtiment, du caractère continu de l’occupation des logements et de production d’ECS en semi accumulation permettant de déphaser la période de consommation de la période de production, les puissances de dimensionnement sont très rarement atteintes et se présentent dans des cas particulièrement défavorables et cumulés (ex : épisode climatique hivernal froid + relance de température après une période d’inoccupation + pic de puissance d’appel d’ECS en simultané). En conséquence, le pic de dimensionnement ne correspond pas au pic de consommation. Dans notre cas, le pic de consommation est de 317kW (34 m3/h) contre 512kW (55 m3/h) pour le dimensionnement, soit un écart de 38% entre les deux valeurs. Ci-dessous la distribution annuelle des appels de puissances en ordres décroissant :



02468

10121416182022242628303234363840424446

0 2000 4000 6000 8000

Distribution annuelle de puissance

Appel de puissance en W/m²

Dans notre cas, on n’utilise pas d’appoint centralisé, car la ressource est disponible et il est préférable de l’utiliser pour optimiser le rendement de l’installation.

5.4 Dimensionnement des pompes dans les différentes solutions Les consommations au niveau de la production ont été évaluées à partir des hypothèses mentionnées relativement aux besoins, déperditions sur les réseaux, rendement de génération et modes de fonctionnement. Les pompes des forages sont dimensionnées en tenant compte pour chaque forage d’un débit maximal de 50m3/h et de pertes de charge de 50mCE (profondeur supposée de la nappe 50m), auxquelles s’ajoutent les pertes de charge de l’échangeur sur la PAC (estimées à 60kPa) et dans le cas de la solution avec réseau d’eau les pertes de charge du réseau d’eau. On considère que chaque forage est équipé d’une pompe : ces pompes se déclenchent en cascade selon l’ampleur des besoins dans le cas du réseau de l’éco-quartier. Les pertes de charge des réseaux sont évaluées sur la base des hypothèses suivantes :

- Pertes moyennes de 200 Pa/ml (supposées égales sur les différents réseaux) conduisant à des pertes de charge de 62 kPa pour le réseau éco-quartier (distance maximale chaufferie-sous station de 155 m) et de 34.4 kPa pour le réseau logements rénovés (distance maximale chaufferie-sous station de 86m).

- Perte de charge sous-station la plus élevée : 60 kPa ; on considère que cette sous-station se situe en bout de ligne (*2 dans le cas du réseau d’eau : échangeur PAC + rafraîchissement direct)

- Perte de charge échangeur PAC centralisée dans le cas des réseaux de chaleur et froid : 60 kPa

En tenant compte de ces valeurs et des débits des différents réseaux les puissances nominales des pompes sont évaluées à :

Débit maximal (m3/h)

Perte de charge considérée [kPA]

Dimensionnement pompes (kW)

Forage seul 50 560 11Forage + réseau d'eau éco-quartier 50 682 13Forage + réseau d'eau logements rénovés 50 594 12

Réseau de chaleur éco-quartier 17

7 182 13

Réseau de froid éco-quartier 16

9 182 12Réseau de chaleur logements rénovés 44 94 2

Puissance de dimensionnement

Pic de consommation

Dimensionnement sur 80% des besoins



On considère que l’ensemble des pompes est à débit variable et on tient compte pour évaluer les consommations de l’évolution du rendement en fonction du taux de charge de la pompe traduite par le tableau et le graphique ci-dessous, le taux de charge minimal considéré étant de 28%.

Taux de charge Rendement28% 0,4634% 0,5440% 0,5950% 0,6760% 0,7370% 0,7780% 0,7990% 0,8100% 0,8

(Valeurs correspondant à une pompe de type SALMSON S4.09 de débit nominal 50 m3/h)

5.5 Synthèse Cette partie a permis de préciser quantitativement les caractéristiques des solutions. Dans les deux premières solutions, en termes de puissances totales installées, on retrouve les puissances précisées lors du bilan réalisé précédemment, au facteur de sécurité près pour la solution de référence (installation de 2 * 2/3 de la puissance pour le chauffage des logements). Dans la solution 2 (PAC par bâtiment), le débit nécessaire est de :

- 200 m3/h pour l’éco-quartier soit 4 forages ; - 50 m3/h pour la zone de logements rénovés soit 1 seul forage.

La mise en place d’un réseau d’eau est donc très intéressante pour la zone de logements rénovés, pour l’éco-quartier on pourrait imaginer de grouper les bâtiments en plusieurs ensembles ayant chacun leur forage mais le débit étant ici parfaitement utilisé, a minima un forage supplémentaire serait nécessaire. Notons que l’on a tenu compte du fait que la relance et la production d’ECS, qui a lieu en semi-accumulation, pouvaient être décalées de manière à réduire les débits nécessaires. Le diamètre des réseaux d’eau principaux est de 225mm pour l’éco-quartier, 125 mm pour la zone de logements rénovés. Dans la solution 3, on estime le débit d’eau de nappe nécessaire pour couvrir au moins 85% des besoins de chaleur (chauffage et préchauffage ECS) en utilisant le profil de besoins établi par simulation. Dans le cas des logements rénovés, nous avons vu qu’un forage permettait de couvrir l’ensemble des besoins, il n’est donc pas nécessaire au vu de la surface considérée d’avoir recours à un appoint. On constate qu’un forage est cette fois également suffisant pour l’éco-quartier. On observe que les puissances d’appoint sont très importantes, alors que les pompes à chaleur permettent déjà de couvrir la majeure partie des besoins. Cela confirme l’intérêt d’avoir recours à des solutions d’appoint « traditionnelles » : dans la mesure où ces capacités installées sont très peu utilisées, il n’est pas gênant qu’elles soient moins performantes, et il est préférable de réduire leur coût d’investissement. Le diamètre moyen des réseaux est de l’ordre de 150mm pour les réseaux de l’éco-quartier, 125 mm pour ceux des logements rénovés. En considérant ce diamètre et la longueur des réseaux, et en tenant compte de déperditions en sous stations, estimées à 1% de l’énergie fournie, on peut d’ores et déjà évaluer les déperditions énergétiques au niveau des réseaux. Elles représentent 10% des besoins de chaleur pour l’éco-quartier (11% pour les logements rénovés) et 4% des besoins de froid (bien que la densité énergétique soit faible, les pertes sont plus limités car l’écart avec la température du sol est moins élevé sur les réseaux de froid).



6 ANALYSE ET COMPARAISON ENERGETIQUE ET ENVIRONNEMENTALE

6.1 Préliminaire Sur la base des caractéristiques définies en partie 2, la partie 3 a permis de définir les profils de besoins énergétiques de l’éco-quartier et de la zone de logements rénovés. Les caractéristiques des solutions que l’on souhaite comparer et leurs modes de fonctionnement ont été détaillés en partie 4. Dans la partie précédente les solutions ont été caractérisées quantitativement : la puissance des équipements, leurs rendements, le nombre de forages nécessaires, les débits circulant dans les différents réseaux ont été définis. Nous disposons donc maintenant de l’ensemble des éléments nécessaires pour :

- D’une part modéliser au pas de temps horaires les consommations dans les différentes solutions, pour chacun des éléments (production principale de froid et de chaud des différents bâtiments, appoints, auxiliaires), et en déduire le bilan énergétique puis environnemental des solutions ; c’est l’objet de cette partie.

- D’autre part évaluer le coût de ces solutions, en termes d’investissement et de maintenance, ce qui fera l’objet de la partie suivante.

Nous serons donc à même de comparer les solutions sur ces différents aspects.

6.2 Éco-quartier

6.2.1 Résultats globaux

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz + groupes froids par bâtiment

Solution 2 ‐ Réseau d'eau avec PAC par bâtiment

Solution 3 ‐ Réseaux de chaleur et de froid avec PAC centralisée et appoints

Consommation par poste, énergie finaleChauffage + ECS ‐ gaz (MWh PCI) 1754 0 186Chauffage + ECS ‐ PAC (MWh élec) 0 347 328ECS Appoint électrique (MWh élec) 0 173 173Froid ‐ Groupe froid et aéro. (MWh élec) 138 0 6Froid ‐ PAC (MWh élec) 0 98 98Pompes forages et réseaux collectifs (MWh élec) 0 80 154

Bilan par énergie, énergie finaleGaz (MWh PCI) 1754 0 186Electricité (MWh) 138 698 759Total (MWh) 1892 698 945

Bilan en énergie primaireTotal (MWh ep) 2110 1800 2145 Note : on a compté dans les consommations « Froid – PAC » les consommations du compresseur pour la production simultanée de chaleur et de froid (elles auraient alternativement pu être comptabilisées dans le poste « Chaud-PAC »). On constate que du point de vue énergétique, la solution la plus performante est la solution réseau d’eau avec PAC par bâtiment. Par rapport à la solution 3 « réseaux de chaleur avec PAC centralisée et appoints », elle ne permet pas de récupération de chaleur sur la production de froid, mais pour les bâtiments qui ne comportent pas de process, l’intérêt de cette récupération est minime. Elle permet de réduire les consommations des pompes et surtout aucun appoint n’est utilisé pour le chauffage.



Les solutions 1 et 3 amènent à des consommations en énergie primaire très similaires : les gains dus au COP de la PAC et à la meilleure efficacité de la production de froid (EER supérieur, absence de consommations d’aéro-réfrigérants) sont contrebalancés par l’utilisation d’un appoint électrique pour l’ECS, qui a un fort impact en énergie primaire, et les consommations des pompes. En énergie finale par contre les consommations des solutions 2 et 3 sont beaucoup plus faibles que celles de la solution de référence.

6.2.2 Détail de la répartition des consommations (énergie primaire) Solution de référence

83%

17%

Chauffage + ECS ‐ gaz (MWh PCI)

Froid ‐Groupe froid et aéro. (MWh élec)

La forte majorité des consommations correspond au chauffage gaz, ce qui est dû d’une part au fait que les besoins de chaleur sont majoritaires sur l’éco-quartier, d’autre part au fait que le rendement de la production de froid est supérieur au rendement de la production de chaleur. Réseau eau de nappe avec pompes à chaleur par bâtiment

50%

25%

14%

11%Chauffage + ECS ‐ PAC (MWh élec)

ECS Appoint électrique (MWh élec)

Froid ‐ PAC (MWh élec)

Pompes forages et réseaux collectifs (MWh élec)

La majeure partie des consommations correspond au chauffage par la PAC, mais l’appoint électrique pour la production d’ECS représente près du quart des consommations, bien qu’il ne couvre que 20% des besoins d’ECS, soit environ 10% seulement des besoins de chaleur. Notons que dans le cas des bureaux, il n’y a avec les profils de consommation établis – qui n’incluent pas la climatisation de locaux informatiques type serveur ou des process particulier- aucune simultanéité entre besoins de chaleur et besoins de froid. D’autre part, la puissance nécessaire pour les besoins de froid pouvant être couverts par le rafraîchissement direct est presque toujours inférieure à la puissance disponible sur la nappe, ce



qui fait que le rafraîchissement direct couvre la quasi-totalité de ces besoins. En conséquence, les consommations pour la production de froid sont limitées. Les consommations des auxiliaires ont un poids significatif, puisqu’elles représentent 11% du total. Réseaux de chaleur et de froid avec pompe à chaleur centralisée

9%

39%

21%

1%

12%

18%Chauffage + ECS ‐ gaz (MWh PCI)

Chauffage + ECS ‐ PAC (MWh élec)


Froid ‐Groupe froid et aéro. (MWh élec)

Froid ‐ PAC (MWh élec)


Le gaz qui couvre 11% des besoins de chaleur du réseau, représente 9% des consommations totales. On constate par rapport à la solution précédente que les consommations des auxiliaires ont un poids plus important encore. L’appoint froid n’est presque jamais utilisé, les consommations pour le froid restent donc presque identiques à la solution précédente.

6.2.3 Bilan environnemental 6.2.3.1 Emissions de CO2

Les hypothèses retenues pour les émissions de CO2 sont :

- 234gCO2/kWh pour le gaz en chauffage et en production d’ECS - 180gCO2/kWh pour l’électricité en chauffage - 40gCO2/kWh pour l’électricité en production d’ECS et de froid - 110gC02/kWh pour les auxiliaires.

(valeurs issues de l’arrêté du 18 décembre 2007 relatif aux études de faisabilité des approvisionnements en énergie des bâtiments neufs, hormis la valeur pour les auxiliaires, que l’on choisit intermédiaire entre les valeurs précédentes). Note : dans ce paragraphe comme dans les deux suivants, les coefficients pris comme hypothèses sont indiqués pour des kWh d’énergie finale.




Emissions de CO2 totales 416 tCO2/an 60 tCO2/an 109 tCO2/anEmissions de CO2/kWh besoin de chaleur 246 gCO2/kWh 32 gCO2/kWh 61 gCO2/kWhEmissions de CO2/kWh besoin de froid 14 gCO2/kWh 14 gCO2/kWh 19 gCO2/kWh Les solutions 2 et 3 permettent de réduire très nettement les émissions de gaz à effet de serre par rapport à la solution de référence. La solution 3 est un peu moins performante que la solution 2 du fait de l’utilisation d’un appoint au gaz, énergie fortement carbonée.



6.2.3.2 Déchets nucléaires

L’indicateur retenu est la masse de déchets radioactifs générée annuellement (indépendamment de leur niveau de radioactivité). On retiendra une valeur de 0,06g/kWh d’électricité. (cet indicateur est issu du référentiel HQE, de même que la valeur utilisée)




Déchets nucléaires générés 8 kg déchets/an 42 kg déchets/an 46 kg déchets/anDéchets nucléaires/kWh besoin de chaleur 0,00 g déchets/kWh 0,02 g déchets/kWh 0,02 g déchets/kWhDéchets nucléaires/kWh besoin de froid 0,02 g déchets/kWh 0,02 g déchets/kWh 0,02 g déchets/kWh En contrepartie de leur bilan favorable en émissions de gaz à effet de serre, les solutions 2 et 3 génèrent plus de déchets nucléaires que la solution de référence.

6.2.3.3 Potentiel d’acidification

Les consommations énergétiques sont également à l’origine de l’émission de polluants atmosphériques. Les émissions de SO2 et NOx entraînent l’acidification atmosphérique qui est à l’origine de pluies acides. Les pluies acides sont nocives pour la faune et la flore. Nous considérons ici uniquement ces deux polluants, qui sont agrégés sous la forme d’un indicateur exprimé en masse de SO2 équivalent. Les coefficients de conversion utilisés sont les suivants :

- Gaz naturel : 0.12 g SO2eq/kWh - Electricité (chauffage) : 1.22 g SO2eq/kWh - Electricité (autres usages) : 0.51 g SO2eq/kWh

(l’indicateur est issu du référentiel HQE, de même que les valeurs utilisées)




Emissions de CO2 totales 281 kg SO2eq/an 488 kg SO2eq/an 534 kg SO2eq/anEmissions de CO2/kWh besoin de chaleur 0,13 g SO2eq/kWh 0,26 g SO2eq/kWh 0,28 g SO2eq/kWhEmissions de CO2/kWh besoin de froid 0,17 g SO2eq/kWh 0,14 g SO2eq/kWh 0,17 g SO2eq/kWh Le potentiel d’acidification est plus important dans le cas des solutions 2 et 3 car l’électricité du réseau français, en particulier produite en hiver en raison de l’utilisation de charbon et de fuel lourd, a un plus fort potentiel acide que le gaz (qui n’émet que des NOx, pas de SO2).



6.3 Logements rénovés

6.3.1 Résultats globaux

Solution 1 ‐ Référence :

chaufferies gaz

Solution 2 ‐ Réseau d'eau avec PAC par

bâtiment

Solution 3 ‐ Réseaux de chaleur et de froid avec PAC centralisée

et appoints

Consommation par poste, énergie finaleChauffage ‐ gaz (MWh PCI) 213 0 0ECS ‐ gaz (MWh PCI) 274 0 0Chauffage ‐ PAC (MWh élec) 0 56 67

ECS ‐ PAC (MWh élec) 0 58 58ECS Appoint électrique (MWh élec) 0 58 58Pompes forages et réseaux collectifs (MWh élec) 0 17 20

Consommation par poste, énergie primaireChauffage ‐ gaz (MWh PCI) 213 0 0ECS ‐ gaz (MWh PCI) 274 0 0Chauffage ‐ PAC (MWh élec) 0 145 173ECS ‐ PAC (MWh élec) 0 149 149ECS Appoint électrique (MWh élec) 0 149 149Pompes forages et réseaux collectifs (MWh élec) 0 44 52

Bilan par énergie, énergie finaleGaz (MWh PCI) 487 0 0

Electricité (MWh) 0 189 203Total (MWh) 487 189 203

Bilan en énergie primaire

Total (MWh ep) 487 487 524 La solution 1 et la solution 2 présentent un bilan similaire. Le coefficient de conversion en énergie primaire de l’électricité de 2.58 et l’ajout de consommations de pompes liées au forage et au réseau contrebalancent le meilleur coefficient de performance des solutions 2 et 3. La solution 2 présente l’avantage d’utiliser un réseau entraînant peu de déperditions thermiques, ce qui la classe devant la solution 3.

6.3.2 Détail de la répartition des consommations (énergie finale) Solution de référence

44%

56%

Situation de référence

Chauffage ‐ gaz (MWh PCI)

ECS ‐ gaz (MWh PCI)



On peut observer sur le camembert ci-dessus, la proportion de la production de chaleur destinée à la fourniture d’ECS. Sur des bâtiments de logements performants, ce poste est le plus important, comme on peut le constater. Par ailleurs cette donnée est forte de sens du fait que l’on souhaite créer un réseau de chaleur nécessitant (dans les cas étudiés) du fait des niveaux de température, un appoint afin de fournir 20% des besoins d’ECS. Réseau eau de nappe avec pompes à chaleur par bâtiment

30%

30%

31%

9%

PAC sur réseau d'eau de nappe

Chauffage ‐ PAC (MWh élec)

ECS ‐ PAC (MWh élec)



On peut constater pour cette seconde configuration une toute autre répartition suivant 4 parts. On voit notamment apparaître une consommation de pompes pour le forage et le réseau d’eau de nappe à hauteur de 9%. Les autres postes de consommations sont répartis de façon équitable et la proportion de consommation liée à la consommation d’ECS tend à se conserver. A contrario, la consommation liée à la production de chauffage est réduite d’un tiers. « L’égalité » entre les deux parts de consommations d’ECS est due à l’effet de COP et au taux de couverture d’ECS par la PAC. Réseau de chaleur avec pompe à chaleur centralisée

33%

29%

28%

10%

PAC sur réseau d'eau de nappe

Chauffage ‐ PAC (MWh élec)

ECS ‐ PAC (MWh élec)



Les observations faites pour la solution 2 par rapport à la solution 1 sont valables pour la solution 3. On peut néanmoins constater que la part de chauffage, qui intègre la production de la chaleur nécessaire à combattre les déperditions du réseau de chaleur, est plus importante ce qui tend à diminuer la part liée à la production d’ECS.



6.3.3 Bilan environnemental Les hypothèses retenues sont les mêmes que pour l’éco-quartier.

6.3.3.1 Emissions de CO2

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz



Emissions de CO2 totales 114 tCO2/an 16,6 tCO2/an 18,9 tCO2/anEmissions de CO2/kWh besoin de chaleur 228 gCO2/kWh 33,2 gCO2/kWh 37,9 gCO2/kWh

Les solutions utilisant la géothermie permettent de réduire très fortement les émissions de gaz à effet de serre. La solution la plus performante en termes d’émissions de CO2 est la solution 2 du fait de ses performances en énergie finale et de facteurs d’émissions de CO2 plus favorable en électricité qu’en gaz. La solution 3 atteint des performances légèrement moins bonnes du fait des déperditions sur les réseaux de chaleur.

6.3.3.2 Déchets nucléaires




Déchets nucléaires générés 0 kg déchets/an 11 kg déchets/an 12 kg déchets/anDéchets nucléaires/kWh besoin de chaleur 0,00 g déchets/kWh 0,02 g déchets/kWh 0,02 g déchets/kWh Dans les solutions 2 et 3, la consommation d’électricité entraîne la production de déchets nucléaires. Cette production reste limitée rapportée au kWh du fait des performances des PAC.

6.3.3.3 Potentiel d’acidification




Emissions de CO2 totales 58 kg SO2eq/an 137 kg SO2eq/an 152 kg SO2eq/anEmissions de CO2/kWh besoin de chaleur 0,12 g SO2eq/kWh 0,27 g SO2eq/kWh 0,30 g SO2eq/kWh De même que dans le cas de l’éco-quartier, les solutions 2 et 3 ont un impact plus important sur l’acidification de l’atmosphère.



7 ANALYSE ET COMPARAISON ECONOMIQUE

7.1 Bases de calcul

7.1.1 Hypothèses financières On considère un taux d’actualisation de 4% et un taux d’inflation de 2%. On suppose que l’investissement correspond en totalité à un emprunt réalisé à un taux d’intérêt de 4%, et que celui-ci est remboursé par annuités constantes. Le coût de la chaleur est évalué de telle sorte que chaque année les comptes soient à l’équilibre (le poids de l’investissement, qui est fixe, devient donc de plus en plus faible dans le coût du MWh, puisque les autres coûts évoluent au moins autant que l’inflation, et généralement plus, les coûts énergétiques évoluant plus vite que l’inflation).

7.1.2 Tarifs énergétiques 7.1.2.1 Tarifs actuels

Sur la base des profils horaires de consommation établis et des puissances souscrites, on détermine le tarif le plus approprié. Gaz Le tarif considéré est :

- Le tarif réglementé B2I pour les bâtiments type B de l’éco-quartier et les logements rénovés dans la solution de référence, l’appoint centralisé dans la solution PAC+réseaux de chaleur et de froid pour l’éco-quartier soit :

o Abonnement : 146,40 € HT o Energie : 0,04289 € HT/kWh (+0,00119€/kWh TICGN dans le cas des clients non

résidentiels) - Le tarif réglementé B2S dans le cas des bâtiments type L de l’éco-quartier soit :

o Abonnement : 916,32 € o Energie : 0,02825 €HT/kWh en été, 0,04288 €HT/kWh en hiver (+0,00119€/kWh

TICGN, en considérant le tarif clients non résidentiels) Electricité Etant donnée la taille des bâtiments, le tarif sera un tarif jaune, hormis dans le cas d’une PAC centralisée avec réseau de chaleur et de froid. On considère dans chaque cas l’option la plus intéressante entre tarif jaune UM et tarif jaune UL. En général, pour ce type de bâtiments la puissance souscrite est la même en heures de pointe hiver, heures pleines hiver et heures creuses hiver. L’option de calcul de la prime fixe la plus intéressante du tarif UL lorsque la consommation maximale est la plus importante en été est la troisième option (dans les autres cas les 3 options sont équivalentes). On compare donc cette possibilité avec un tarif jaune UM. Cette optimisation aboutit à considérer les tarifs suivants:

- Un tarif jaune UM pour chaque bâtiment de l’éco-quartier dans le cas d’une alimentation par PAC/bâtiment sur réseau d’eau et pour l’appoint ECS dans le cas d’une PAC centralisée

- Un tarif jaune UL pour chaque bâtiment de l’éco-quartier dans la solution de référence et pour les logements rénovés (solutions PAC/bâtiment et centralisée)

(Nota : en réalité le profil de consommation du bâtiment interviendrait également dans le choix du tarif pour les bâtiments.)



Dans le cas de la solution PAC centralisée pour l’éco-quartier, la puissance souscrite est supérieure à 250 kVA en raison de l’importance de l’appoint froid, ce qui amène à considérer un tarif vert. L’option la plus intéressante est un Tarif Vert A5 MU.

On tient compte de la CSPE, qui est de 7,5€/MWh.

7.1.2.2 Evolution des coûts de l’énergie

On considère l’évolution suivante des coûts des énergies, sur la part énergie : - Evolution du coût de l’électricité : 5%/an - Evolution du coût du gaz : 9%/an

On considère que le coût de l’abonnement évolue avec l’inflation. Ces taux d’évolution ont été sélectionnés à partir de données disponibles sur le site du gouvernement 1 Courbe d’évolution du prix de l’électricité entre 2000 et 2009 :

4,4

4,5

4,6

4,7

4,8

4,9

5

5,1

5,2

5,3

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Evolution du prix de l'électricité

Série1

1 http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/article.php3?id_article=1315



Coût moyen de 100kWh en tarif jaune en euros hors prime fixe On suppose que la période la plus récente, qui correspond à l’ouverture des marchés, et la plus significative et on retient un taux de 5% (évolution entre 2007 et 2009). Courbe d’évolution du prix du gaz entre 2000 et 2010 :

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

Evolution du prix du gaz

Série1

Coût moyen de 100kWh en tarif B2I hors prime fixe

On considère un taux d’évolution de 9% qui correspond à l’évolution entre 2004 et 2010.

7.1.3 Entretien courant (P2) et gros entretien (P3) Chaufferie gaz

- P2 : 4% du montant d’investissement par an ; 2 à 3 visites annuelles - P3 : 9€/kW/an ; changement de brûleur tout les 5 ans

Pompes à chaleur et groupes frigorifiques

- P2 : 15% du montant d’investissement correspondant au PAC pour les faibles puissances, 4500€/an pour une puissance comprise entre 100 et 200kW thermiques, 5500€ entre 200 et 400kW thermiques, 7000€/an pour une puissance comprise entre 400 et 600kW thermiques, 10 000€ entre 600 et 800 kW thermiques ; 2 à 4 visites par an

- P3 : 16€/kW thermique ; pièces et recharge en fluide frigorigène

Aéro-réfrigérants P2 : 4% du montant d’investissement P3 : 3,4% du montant d’investissement (provisions pour renouvellement pièces) Sous-stations P2/P3 : 4% du montant d’investissement par an ; 2 à 3 visites annuelles Forages P2/P3 : 2200€/forage/an ; 2 visites annuelles et des prestations occasionnelles d’examen endoscopique, de dépose des pompes et des colonnes et éventuellement un détartrage Réseau

- P2 : 5000 € ; contrôles du réseau - P3 : 1,8% du montant d’investissement par an ; changement de vannes…

7.1.4 Aides financières Les montants d’aides sont déterminés au cas par cas, l’objectif étant d’atteindre un coût de la chaleur renouvelable pour l’usager inférieur de 5% à celui obtenu avec une solution conventionnelle. L’ADEME indique néanmoins un ordre de grandeur de cette aide (document méthode de calcul du niveau d’aide 2010 datant du 09/07/2010). Nous nous sommes appuyés sur ces éléments pour estimer le niveau d’aide qu’il est envisageable d’obtenir. Cependant il ne peut s’agir que de premières estimations et les mécanismes d’aide sont susceptibles d’être révisés, ces données sont donc à considérer avec précaution.



Pour la partie PAC sur eau de nappe Principales conditions d’éligibilité au fonds chaleur : - puissance thermique délivrée par la PAC d’au moins 50 kW - COP machine égal ou supérieur à 4,0 L’aide peut couvrir de l’ordre de 40% des dépenses éligibles, c’est à dire la différence entre les dépenses liées à l’opération et les dépenses pour une installation classique à combustible fossile couvrant les mêmes besoins. Il est indiqué que cela correspond à un niveau d’aide compris entre 1000 et 2500 €/tep sortie installation/an. Pour la partie réseau de chaleur

- Alimentation par au moins 50% d’énergie renouvelable ou de récupération, telles que la géothermie

- Densité thermique du réseau d’au moins 1,5 MWh/an.mètre.linéaire (au niveau des sous-stations)

Le soutien au réseau est une aide à l'investissement qui s’élève à 60% de l’investissement réseau avec un plafond de 600 € /mètre linéaire de canalisation -((aller + retour)/2 (soit une assiette maximale de 1000€/ml). Les équipements pris en compte dans l'assiette de l'aide au réseau sont les pompes en chaufferie qui alimentent le réseau, le système de régulation de température et débit du réseau, le génie civil pour les tranchées, les tuyaux isolés, les équipements.

7.2 Éco-quartier

7.2.1 Bilan des coûts d’investissement et d’exploitation 7.2.1.1 Analyse globale

Le tableau ci-dessous détaille les coûts d’investissement dans les différentes solutions :




Locaux Génie Civil Locaux techniques 385 000 € 322 000 € 420 000 €Chaudières Gaz 318 750 € 0 € 137 840 €Groupes frigorifiques + aéroréfrigérants 562 321 € 0 € 318 978 €PAC 0 € 712 250 € 178 500 €Forages 0 € 600 000 € 150 000 €Matériaux posés 0 € 130 000 € 676 000 €Génie civil 0 104 000 € 208 000 €

Sous stations 0 € 39 000 € 192 600 €1 266 071 € 1 907 250 € 2 281 918 €

PAC 0 € 281 671 € 0 €Réseau 0 € 0 € 265 200 €

1 266 071 € 1 625 579 € 2 016 718 €

Aides ADEME

Réseau

Production

Total investissement avec aides

Total (HT) investissement

Investissement

Note : ces valeurs intègrent tous les équipements nécessaires en amont de la distribution secondaire (circuits primaires et équipements associés, conduit d’évacuation des gaz pour les chaufferies gaz, etc.). On constate que la solution de référence est de loin la moins coûteuse à l’investissement, même si l’on tient compte des aides de l’ADEME à leur niveau maximal. On constate que :

- dans la solution 2 o le surcoût provient des forages essentiellement et des réseaux dans une moindre

mesure ; une optimisation économique doit être réalisée au cas par cas s’il est plus intéressant d’installer un réseau d’eau global ou des forages par ilôts, quitte à en avoir un supplémentaire.

o une économie importante du fait de la mutualisation des productions de chaleur et de froid compense partiellement ces surcoûts ;

- dans la solution 3



o le fait d’utiliser des appoints permet de limiter les coûts de production et notamment de forages, même si ces appoints ont un coût important pour une utilisation marginale dans le cas des groupes frigorifiques ; on pourrait considérer un coefficient de foisonnement à l’échelle du quartier de manière à réduire les appoints ;

o Les réseaux et sous-stations entraînent néanmoins un surcoût très important du fait du doublement des réseaux (chaud et froid) et de la nécessité d’utiliser un calorifuge ; pour le réseau de froid, nous avons considéré pour simplifier que l’ensemble de la zone était desservi, mais il serait plus intéressant de supprimer les zones dans lesquelles la densité énergétique est trop faible ; la partie Ouest qui ne dessert que les commerces, dans notre exemple.

Remarque : dans le cas des PAC on a calculé l’aide sur la base de 40% de la différence avec la solution de référence en incluant le réseau d’eau dans la solution 2, mais sans inclure les réseaux dans la solution 3, car ceux-ci font l’objet d’une subvention distincte. De ce fait il n’y a pas d’aide pour les PAC dans le cas de la solution 3 car cette solution hors réseaux est moins coûteuse à l’investissement que la solution de référence : le surcoût du forage est compensé par les gains réalisés du fait que la PAC sert à la fois à la production de chaleur et de froid. Le tableau ci-dessous détaille les coûts d’exploitation dans les différentes solutions :




Abonnement 9 602 € 0 € 146 €Energie 79 479 € 0 € 7 980 €Abonnement 4 298 € 27 379 € 11 017 €Energie 6 560 € 51 254 € 48 996 €

Total (Hors TVA) 99 939 € 78 633 € 68 140 €

Chaudières gaz 31 875 € 0 € 16 791 €Groupes frigorifiques + aéroréfrigérants 64 067 € 0 € 27 006 €PAC 0 € 94 060 € 15 160 €Forages 0 € 8 800 € 2 200 €Réseau 0 € 9 277 € 21 158 €Sous stations 0 € 1 560 € 7 704 €

95 942 € 113 697 € 90 019 €

81 044 € 122 087 € 146 070 €

81 044 € 104 056 € 129 094 €

195 881 € 192 330 € 158 159 €

276 924 € 314 417 € 304 230 €

276 924 € 296 386 € 287 254 €

P1 - Energie

Coût total exploitation avec remboursement prêt

P4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)

Coût total exploitation sans remboursement prêt

Total (HT) P2/P3

P4' - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans) avec aides ADEME

Coût total exploitation avec remboursement prêt et aides ADEME

Gaz

Electricité

Production

Réseau


On constate que la solution la moins coûteuse en termes de coût total d’exploitation, hors P4, est la solution 3. Cependant si l’on inclut le coût lié à l’investissement (P4), c’est, aux coûts actuels de l’énergie, la solution de référence qui présente le coût d’exploitation le moins élevé. Les solutions 2 et 3 entraînent un surcoût modéré de, respectivement, +12% et +16%. Avec les aides de l’ADEME, ces surcoûts sont ramenés à +6% et +1%. La solution la plus performante en termes de coûts énergétiques est la solution 3, du fait

- de consommations en énergie finale réduites par rapport à la solution 1 ; - de coûts d’abonnements très réduits par l’utilisation d’une solution centralisée en

comparaison avec la solution 2 ; nota : les coûts de consommations électriques hors abonnement sont également légèrement inférieurs à ceux de la solution 2 malgré une consommation légèrement supérieure grâce au passage en tarif vert.

La solution 2 reste nettement moins coûteuse en termes de coûts énergétiques que la solution 1. Au niveau de la maintenance/gros entretien, la solution 3, centralisée, est la moins coûteuse du fait d’un nombre réduit d’équipements, ce qui la place légèrement devant la solution 1, malgré les



coûts liés aux réseaux et sous-stations. La solution 2 est significativement plus coûteuse du fait du coût élevé d’entretien des pompes à chaleur de petite puissance.

7.2.1.2 Analyse chaleur / froid

Afin notamment d’évaluer dans un second temps de manière différenciée le coût de la chaleur et du froid, nous répartissons les coûts attribuables à la chaleur et au froid. Dans les solutions 2 et 3, les coûts communs sont répartis au prorata de ce qu’auraient été les coûts pour des solutions de chaleur uniquement ou de froid uniquement (exemple : coût des forages répartis au prorata des débits nécessaires pour la chaleur et le froid). Les bilans détaillés sont indiqués en annexe. Ces bilans simplifiés montrent les principaux résultats :

BILAN CHALEUR




566 667 € 1 228 164 € 1 078 419 €89 081 € 65 872 € 55 429 €31 875 € 72 508 € 42 276 €36 273 € 78 617 € 69 032 €36 273 € 60 587 € 52 056 €

120 956 € 138 380 € 97 706 €157 229 € 216 997 € 166 737 €157 229 € 198 966 € 149 761 €

Coût total exploitation avec remboursement prêtCoût total exploitation avec aides ADEME

Total (HT) investissementP1 - EnergieP2/P3- Maintenance/Gros entretien/RenouvellementP4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)P4' - Annuité avec aides ADEMECoût total exploitation sans remboursement prêt

Du fait de coûts énergétiques très réduits, la solution 3 est la moins coûteuse en termes d’exploitation (hors investissement), malgré un coût de maintenance supérieur à la solution de référence. En tenant compte de l’investissement, elle devient cependant légèrement plus coûteuse (+6%) sans aide de l’ADEME. Avec les aides, cette solution reste la plus intéressante (-5% par rapport à la référence). Dans la solution 2, les gains sur les coûts énergétiques sont moindres du fait du poids des abonnements électriques ; ils ne parviennent pas à contrebalancer les coûts d’investissement et de maintenance plus élevés (très supérieurs à ceux de la solution 3), et cette solution est la plus coûteuse, y compris si l’on tient compte des aides de l’ADEME.

BILAN FROID




10 858 € 12 761 € 12 711 €64 067 € 41 190 € 47 743 €44 770 € 43 470 € 77 038 €44 770 € 43 470 € 77 038 €74 925 € 53 950 € 60 454 €

119 695 € 97 420 € 137 492 €119 695 € 97 420 € 137 492 €

P1 - EnergieP2/P3- Maintenance/Gros entretien/RenouvellementP4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)P4' - Annuité avec aides ADEMECoût total exploitation sans remboursement prêtCoût total exploitation avec remboursement prêtCoût total exploitation avec aides ADEME

Les conclusions sont très différentes lorsque l’on s’intéresse au bilan sur le froid : c’est cette fois la solution 2 qui est la plus intéressante, y compris lorsque l’on tient compte de l’investissement. Ceci s’explique par le fait que :

- Le poids de l’abonnement électrique n’est plus aussi important (on tient compte dans la répartition du poids de l’abonnement entre production de chaud et froid que le tarif le plus intéressant pour la production de froid serait un tarif UL pour lequel la prime fixe été est limitée) ;

- Le coût de maintenance est réduit par le fait qu’il est réparti entre production de chaud et de froid, ce qui n’est pas le cas dans la solution de référence, ni dans la solution 3 pour la part appoint ;



- L’investissement est similaire à celui de la solution de référence (légèrement plus faible) : le surcoût lié aux forages et réseaux est compensé par le fait que les équipements sont également utilisés pour la production de chaleur.

La solution 3 est intéressante en termes de coûts d’exploitation, mais le surcoût lié au réseau de froid la rend très peu intéressante en termes de coût global. Notons que même si ce point pourrait être amélioré en ne connectant pas au réseau de froid les bâtiments qui ne présentent que de faibles besoins de froid et ne se situent pas déjà sur le tracé du réseau (partie Ouest dans notre exemple), cela ne suffirait pas à rendre cette solution moins intéressante (en effet la moins-value sur l’investissement peut être évaluée à 200k€ en tenant compte du gain sur les réseaux et du surcoût sur la production des commerces ce qui ne suffit pas à modifier significativement les résultats même si l’on néglige les légers surcoûts qui apparaîtraient sur la maintenance et l’énergie). Nota : Les aides ADEME n’ont aucun impact au niveau du froid (pas d’aide pour le réseau de froid, et pas d’aide pour la PAC car du fait de la mutualisation avec la production de chaleur, cette solution, hors réseaux, est moins coûteuse que la solution de référence). Cette analyse montre que la répartition entre besoins de chaud et de froid sur la zone a un impact important sur les conclusions. Des besoins de chaleur plus élevés favoriseront, hors prise en compte de l’évolution du coût des énergies, la solution de référence ; des aides peuvent néanmoins rendre une solution de type micro-réseau de chaleur intéressante. Des besoins de froid plus élevés rendront la solution 2 plus intéressante, même sans aide. Cette répartition fait l’objet d’une analyse de sensibilité dans la suite de l’étude.

7.2.2 Coût de vente de la chaleur et du froid 7.2.2.1 Note préliminaire relative aux hypothèses sur le montage financier

A ce stade nous considérons le remboursement d’annuités identiques chaque année, ce qui conduit au fait que le poids de l’investissement tend à décroître (une même somme payée dans 10 ans a un poids moindre, les autres coûts ayant augmenté avec l’inflation et l’évolution du coût des énergies). Une répartition différente pourrait permettre de conserver un poids de l’investissement plus stable, et d’obtenir des coûts initiaux plus faibles. Nous considérons que la totalité de l’investissement doit être rentabilisée sur 25 ans, ce qui correspond à la durée typique d’une concession. Cependant le réseau a une durée de vie plus longue, et cette hypothèse est donc défavorable aux solutions réseaux. On peut imaginer des durées de rentabilisation plus longues, par exemple dans le cas où l’investissement est pris en charge par les collectivités. Nous avons vu que la solution la plus intéressante n’est pas la même selon que l’on s’intéresse à la production de chaleur ou de froid. Pour ne pas pénaliser les utilisateurs de froid si la solution la plus intéressante pour la production de chaleur est sélectionnée et inversement, on peut imaginer une répartition différente des coûts fixes entre chaleur et froid. Nous négligeons dans les bilans les frais de gestion des réseaux. Une optimisation du montage financier est ainsi envisageable de manière à obtenir des solutions plus favorables aux réseaux.

7.2.2.2 Résultats

On évalue le coût de vente de la chaleur et du froid sur la base des bilans établis, en considérant que le bilan doit être équilibré chaque année. Le coût pour chacune des solutions se déduit directement des bilans établis en les divisant par le nombre de MWh délivrés. Le classement des solutions est en conséquence le même que dans le § 7.2.1. Nous porterons ici notre attention sur la valeur obtenue en comparaison avec des coûts classiquement observés sur des réseaux, et sur le poids des différents postes dans ce coût.



CHALEUR




53 € 40 € 33 €19 € 44 € 25 €22 € 47 € 41 €22 € 36 € 31 €94 € 130 € 100 €94 € 119 € 90 €

P2/P3- Maintenance/Gros entretien/RenouvellementP4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)P4' - Annuité avec aides ADEMECoût du MWh sans aidesCoût du MWh avec aides ADEME

P1 - Energie

Les coûts évalués correspondent à la fourchette haute des coûts observés sur des réseaux de chaleur, y compris pour la solution de référence. Cela tient en partie au fait que le montage financier n’est pas optimisé. Le poids des différents postes dans le coût du MWh est très variable selon les solutions, comme le montrent les graphiques ci-dessous :

53 €; 57%

19 €; 20%

22 €; 23%

1 ‐ Référence

40 €; 30%

44 €; 34%

47 €; 36%

2 ‐ PAC/bât

33 €; 33%

25 €; 25%

41 €; 42%

3 ‐ PAC centralisée

P1 ‐ Energie

P2/P3‐ Maintenance/Gros entretien/Renouvellement

P4 ‐ Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)

La part liée aux consommations énergétiques est faible dans les solutions 2 et 3, ce qui signifie que les coûts seront relativement stables même si les prix des énergies évoluent rapidement. C’est d’autant plus vrai qu’une part non négligeable de ce coût correspond à des coûts d’abonnement, qui n’évoluent pas aussi vite que les coûts énergétiques. Les coûts présentés ci-dessus sont des coûts hors taxes. Cependant les réseaux de chaleur bénéficient d’une TVA allégée de 5,5%, inférieure à celle de la solution de référence qui est de 19,6% sur l’énergie et de 5,5% sur l’abonnement1. Les coûts de chaleur TTC sont les suivants :




119 € 137 € 106 €119 € 126 € 95 €Coût du MWh Chaleur TTC avec aides ADEME

Coût du MWh Chaleur TTC

La solution 3 devient donc la plus intéressante. Si l’on tient compte des aides, la solution 2 est proche de la solution de référence (+6%).

1 L’article 73 de la loi n° 2008-1443 du 30 décembre 2008 de finances rectificative pour 2008 (Journal Officiel de la République Française du 31 décembre 2008) étend, à compter du 1er mars 2009, le bénéfice du taux réduit aux livraisons de chaleur lorsqu’elle est produite au moins à 50 % à partir de la biomasse, de la géothermie, des déchets et d'énergie de récupération. (BOI - Circulaire 3C-1-09 n°8 du 22 janvier 2009)



FROID




27 € 31 € 31 €158 € 101 € 118 €110 € 107 € 190 €110 € 107 € 190 €295 € 240 € 339 €295 € 240 € 339 €

P2/P3- Maintenance/Gros entretien/RenouvellementP4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)P4' - Annuité avec aides ADEMECoût du MWh sans aidesCoût du MWh avec aides ADEME

P1 - Energie

On constate que les coûts obtenus dans le bilan froid sont extrêmement élevés dans toutes les solutions, et qu’il s’agit essentiellement de coûts fixes (87% à 91% selon les solutions). Ce point découle comme pour la chaleur en partie du montage financier supposé, mais aussi du dimensionnement, qui conduit à des puissances élevées pour des consommations modérées. Le fait que les taxes soient abaissées pour les réseaux de chaleur utilisant les énergies renouvelables (5,5% au lieu de 19,6% sur la partie consommations énergétiques) conduit au fait que le prix de la chaleur dans la solution 3 est plus intéressant que dans la solution de référence. Si l’on tient compte des aides, la solution 2 est proche de la solution de référence (+6%). Or ces solutions sont plus intéressantes pour la production de froid. Le coût global pour l’utilisateur toutes taxes comprises pour la vente de chaleur et de froid devient très proche dans les différentes solutions (écart <1%).

7.2.3 Prise en compte de l’évolution des coûts 7.2.3.1 Coût global sur 25 ans

A la différence de l’analyse précédente, l’analyse du coût global sur 25 ans permet de tenir compte des évolutions probables du coût de l’énergie. Ces évolutions jouent en faveur des solutions 2 et 3 car les coûts du gaz augmentent plus vite que les coûts de l’électricité (cf § 7.1.2.2)

‐ €

1 000 000 €

2 000 000 €

3 000 000 €

4 000 000 €

5 000 000 €

6 000 000 €

7 000 000 €

8 000 000 €

9 000 000 €

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz + groupes froids par

bâtiment


bâtiment


et appoints


Chaud

Froid

Total

On constate que la solution la plus intéressante sur 25 ans, avec les hypothèses d’évolution des coûts énoncées plus haut, est la solution 2, suivie de près par la solution 3. Leur coût global est inférieur de, respectivement, 11% et 9% par rapport à la solution de référence. Cet effet est encore accentué si l’on tient compte des aides (coûts 16% et 15% inférieurs). L’amélioration du bilan de la solution 2 tient au fait que les coûts d’abonnement et de maintenance, inconvénients de la solution 2 par rapport à la solution 3, pèsent relativement moins sur 25 ans car ils évoluent moins vite que les coûts énergétiques, qui sont eux au contraire légèrement plus faibles dans la solution 2 que dans la solution 3.



Ces points conduisent au fait que la solution 2 est plus intéressante que la solution de référence y compris si l’on s’intéresse à la chaleur seule, et que la solution 2, déjà initialement plus intéressante pour le froid, est globalement plus intéressante que la solution 3. Notons néanmoins que la solution 3, particulièrement intéressante pour la chaleur, reste peu intéressante pour le froid sur 25 ans du fait du coût élevé des réseaux de froid. Les bilans chiffrés sont indiqués en annexe.

7.2.3.2 Evolution des coûts de vente

Les graphiques ci-dessous présentent l’évolution des coûts de vente de la chaleur et du froid hors taxes selon les solutions :

70 €

90 €

110 €

130 €

150 €

170 €

190 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Années

Evolution du coût du MWh de chaleur

Solution de référence

PAC par bâtiment

PAC centralisée

PAC par bâtiment avec aides

PAC centralisée avec aides

Note : Les valeurs présentées sont des valeurs actualisées à un taux de 4%, ce qui explique que les coûts puissent décroître : la part d’investissement, fixe, et la part d’abonnement énergétique et de maintenance/gros entretien, qui n’évoluent qu’à 2%, décroissent. On constate que dans la solution de référence, les coûts augmentent très rapidement, tandis qu’ils sont stables (avec aides) voire décroissent (sans aides) dans les solutions avec géothermie. Nous avions déjà vu que la solution PAC centralisée avec aides était plus intéressante pour la chaleur que la solution de référence ; sans aides elle devient moins chère au bout de 3 ans. La solution PAC par bâtiment permet quant à elle de fournir de la chaleur à un prix plus compétitif au bout de 9 ans sans aides, 11 ans avec.



150 €

170 €

190 €

210 €

230 €

250 €

270 €

290 €

310 €

330 €

350 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Années

Evolution du coût du MWh de froid


PAC par bâtiment

PAC centralisée

Dans toutes les solutions, la part des coûts fixes étant très importante, le coût tend à décroître. Du fait que toutes les solutions utilisent la même énergie (l’électricité), le classement des solutions en terme de coût du MWh ne se modifie que peu.

7.3 Logements rénovés

7.3.1 Bilan des coûts d’investissement et d’exploitation Le tableau ci-dessous détaille les coûts d’investissement dans les différentes solutions :

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz + groupes



Solution 3 ‐ Réseaux de chaleur et de froid avec PAC

centralisée et appoints

Locaux Génie Civil Locaux techniques 105 000 € 105 000 € 119 000 €

Chaudières Gaz 93 831 € 0 € 0 €

PAC 0 € 173 973 € 179 284 €

Forages 0 € 150 000 € 150 000 €

Matériaux posés 0 € 70 400 € 96 800 €

Génie civil 0 € 35 200 € 35 200 €

Sous stations 0 € 0 € 75 698 €198 831 € 534 573 € 655 982 €

PAC 0 € 0 € 79 200 €Réseau 0 € 92 057 € 68 278 €

198 831 € 442 516 € 508 504 €

Production


Investissement

Réseau


Aides ADEME

Plusieurs remarques peuvent être formulées à l’égard du tableau ci dessus :

- La solution gaz est la moins coûteuse à l’investissement suivie des solutions 2 puis 3. Cette solution « locale » est moins onéreuse par rapport aux deux autres du fait que le coût d’une chaudière gaz est moins important que celui d’une PAC eau/eau et de l’absence de réseau.

- la différence d’investissement entre la seconde solution et la troisième solution provient : o d’un léger surcoût à la production dû aux déperditions du réseau de la solution 3 ; o d’un coût de réseau plus élevé pour la solution 3 du fait de la nécessité du

calorifuge ;



o de l’ajout d’un coût de sous-station par bâtiment pour la solution 3, inclus dans la partie « PAC » pour la seconde solution ;

o d’un coût de génie civil dédié à la construction d’un clos/couvert accueillant la production centralisée de la solution 3.

- le coût de la solution 1, même après aides de l’ADEME reste plus de 2 fois inférieur à celui de la solution 2 et de la solution 3.

Remarque : dans le cas de la solution 3, considérer une aide égale à 40% du surcoût par rapport à la solution de référence conduisait à une valeur de 2900€/tep, supérieur au niveau d’aide typique maximal indiqué. Il a été considéré dans l’étude une aide correspondant à cette valeur maximum typique soit 2500€/tep. L’aide pour le réseau de chaleur, évaluée 60% du montant de l’investissement, représente 450€/ml ((A+R)/2). L’aide concernant les PAC pour la solution 3 est de à 2328€/tep. Le tableau ci-dessous détaille les coûts d’exploitation dans les différentes solutions :

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz + groupes froids

par bâtiment



et appoints

Abonnement 732 € 0 € 0 €

Energie 22 545 €Abonnement 0 € 4 229 € 4 313 €Energie 8 614 € 9 335 €

Total (HT) 23 277 € 12 843 € 13 648 €

Chaudières gaz 9 383 € 0 € 0 €PAC 0 € 30 453 € 15 196 €Forages 0 € 2 200 € 2 200 €

Réseau 0 € 6 901 € 7 376 €

Sous stations 0 € 0 € 3 028 €9 383 € 39 554 € 27 800 €

318 189 € 855 477 € 1 049 768 € 318 189 € 708 158 € 813 759 €

32 660 € 52 397 € 41 448 €

45 387 € 86 616 € 83 439 €45 387 € 80 723 € 73 999 €


Coût total exploitation avec remboursement prêtADEME

Production

Réseau

Total (HT) P2/P3

P4 - Montant remboursement prêt (sur 25 ans) avec aides ADEME

P1 - Energie

Gaz

Electricité


Le tableau des coûts d’exploitation ci dessus, permet d’identifier les solutions les plus performantes sur plusieurs niveaux :

- En termes énergétiques :

o La solution la plus coûteuse est la solution 1 du fait notamment de la forte consommation d’énergie finale. ;

o On peut remarquer que pour les solutions les plus performantes, la prime fixe représente une part important du coût énergétique (environ 50% dans la solution 2, 45% dans la solution 3) contre moins de 30% pour la solution 1.

- En termes de maintenance et d’exploitation :

o La solution la plus performante est la solution gaz, 4 fois inférieure à la solution 2 et

quasiment 3 fois inférieure à la solution 3. C’est principalement la simplicité technologique de la solution 1 qui explique un écart aussi important ;

o La solution 2 est plus coûteuse que la solution 3. Cela s’explique par la différence de prestation de maintenance entre une sous-station constituée par échangeur ou par une PAC eau/eau.



- En termes de remboursement de prêt :

o La solution 1 étant la moins onéreuse, c’est elle qui est la plus performante sur les

annuités de remboursement de prêt ; o Les aides ADEME, bien qu’elles permettent de réduire significativement le montant

des annuités des solutions 2 et 3 ne permettent pas de « rivaliser » avec la solution 1. On notera cependant qu’avec les aides, la solution 3 devient plus performante que la solution 2.

- En termes de coût total d’exploitation :

o Le coût total d’exploitation le plus intéressant est celui de la solution 1. o Sans considérer l’aide ADEME la solution 2 présente des écarts importants avec la

solution 1 et 3 du fait de coûts de maintenance élevés. o L’aide ADEME permet de réduire de 7% le coût total d’exploitation de la solution 2

et de 11% en considérant le remboursement du prêt.

7.3.2 Coût de vente de la chaleur En tenant compte de ces divers paramètres il est possible de dégager un coût du MWh pour la première année de vente de chaleur. Les aides ADEME sont incluses dans les coûts présentés ci-dessous.




Solution 3 ‐ Réseaux de chaleur et de froid avec PAC

centralisée et appointsP1 ‐ Energie 47 €/MWh 26 €/MWh 27 €/MWhP2/P3‐ Maintenance/Gros 19 €/MWh 79 €/MWh 56 €/MWh

P4 ‐ annuité investissement avec aide ADEME 25 €/MWh 57 €/MWh 65 €/MWhCoût à l'équilibre du MWh 91 €/MWh 162 €/MWh 148 €/MWh Il apparait des coûts au MWh très importants, qui peuvent s’expliquer de différentes façons :

- Premièrement, l’investissement (poste P4) a un poids important, surtout dans les solutions 2 et 3 : il représente près de 27% pour la solution 1 ; 35% pour la solution 2 et 46% pour la solution 3. Pour indication, le coût du MWh sans ce poste serait de 66€/MWh pour la solution 1 ; 105€/MWh pour la solution 2 et de 83€/MWh pour la solution 3. C’est en partie dû au fait que des surpuissances importantes, rarement utilisées, sont mises en œuvre afin de garantir que le chauffage est assuré y compris lors d’événements occasionnels et particuliers ;

- De plus, la maintenance alourdit aussi fortement le coût du MWh pour la solution 2 où elle

représente 47% du coût total du MWh vendu.

- Enfin le montage financier supposé a un impact important : on considère que l’investissement doit être remboursé sur 25 ans, alors que la durée de vie des réseaux est supérieure, et que les annuités sont identiques chaque année, ce qui fait que le poids de l’investissement est relativement plus lourd les premières années (les années suivantes, l’actualisation diminue le poids de l’investissement).

Prix pour l’utilisateur Pour obtenir le prix pour l’utilisateur, on ajoute la TVA, qui est comme nous l’avons mentionné abaissée dans les solutions 2 et 3. Il en résulte le coût suivant :

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz + groupes froids

par bâtiment



et appoints

Prix du MWh Chaleur TTC (avec aides ADEME) 108 € 170 € 156 € Cela ne suffit pas à rendre les solutions utilisant la géothermie sur nappe plus intéressantes.



7.3.3 Coût global sur 25 ans et analyse de l’évolution des coûts 7.3.3.1 Analyse avec aides de l’ADEME

‐ €200 000 €400 000 €600 000 €800 000 €

1 000 000 €1 200 000 €1 400 000 €1 600 000 €1 800 000 €2 000 000 €


bâtiment


bâtiment


et appoints


Les graphiques ci-dessus permettent d’apprécier le positionnement des solutions les unes par rapport aux autres vis à vis des coûts d’exploitations totaux cumulés au bout de 25 ans, ainsi que l’évolution du coût du MWh. On observe que la solution la plus performante en termes de coût d’exploitation au bout de 25 ans est la solution gaz puis la solution 3 qui l’égalise à 12k€ près. Le coût du MWh dans la solution 1 devient moins intéressant au bout de 13 ans, principalement du fait de l’hypothèse prise sur l’évolution du prix du gaz. Cette hypothèse est le sujet d’une variante par la suite. On peut aussi constater que la solution 2 a un coût supérieur aux autres solutions du fait d’un coût de maintenance élevé.

7.3.3.2 Analyse sans aides de l’ADEME

1 600 000 €1 650 000 €1 700 000 €1 750 000 €1 800 000 €1 850 000 €1 900 000 €1 950 000 €2 000 000 €2 050 000 €2 100 000 €

1 2 3

Coût global actualiséà 4% sur 25 ans

Coût de fonctionnement actualisé sur 25 ans avec remboursement du projet

‐ €

50 €

100 €

150 €

200 €

250 €

0 5 10 15 20 25 30

VAN du prix de revente du MWh avec remboursement du prêt sans aides de l'ADEME

Situation de référence Situation PAC sur réseau d'eau de nappe

Situation réseau de chaleur

Les graphiques ci-dessus permettent de constater que sans aides économiques de l’ADEME, les projets de type réseau avec PAC sur nappe ne sont pas viables économiquement face à des solutions de type chaufferies gaz. Au bout de 25 ans, bien que le prix du gaz ait augmenté plus vite que celui de l’électricité, cette solution reste toujours intéressante du fait du poids de l’investissement dans les solutions 2 et 3. On observe aussi que l’absence d’aides financières de l’ADEME, impacte fortement le prix de revient du MWh. Les solutions 2 et 3 ne deviennent plus intéressantes par rapport à la solution 1 qu’au bout de 16,5 ans au lieu de 13 années.



7.3.3.3 Analyse sans le poste investissement

La solution 2 présente un coût de revient du MWh plus intéressant que celui de la solution 1 au bout de 5 ans, la solution 3 au bout de 10 ans. On peut aussi observer que l’écart entre la solution 3 et la solution 2 tend à se réduire du fait que cet écart est lié principalement au coût de maintenance dans la solution 2, dont le poids devient de moins en moins élevé par rapport aux coûts énergétiques.

8 ANALYSE DE SENSIBILITE

8.1 Synthèse des analyses précédentes Bilan énergétique En termes de consommation d’énergie primaire, seule la solution 2 (PAC par bâtiment) dans le cas de l’éco-quartier est significativement plus performante que la solution de référence. La solution 3 pour l’éco-quartier est très proche et la solution 2 pour les logements rénovés sont très proches de la référence, la solution 3 pour les logements rénovés est même légèrement moins performante.

0

500

1000

1500

2000

2500




Solution 3 ‐ Réseaux de chaleur et de froid avec

PAC centralisée et appoints

éco‐quartier

0

100

200

300

400

500

600






logements rénovés

Le gain sur les performances des solutions (COP/EER et production simultanée de chaleur et de froid dans le cas de l’éco-quartier) est contrebalancé par le coefficient de conversion en énergie primaire de l’électricité (2,58) – qui est notamment utilisée en appoint pour l’ECS des logements, les consommations des auxiliaires et les déperditions énergétiques sur les réseaux. Les paramètres suivants sont susceptibles de modifier ces conclusions : - La densité énergétique, liée à la géométrie du projet et à l’efficacité énergétique des bâtiments ; - La proportion d’ECS dans les besoins, liée à la part de logements et à leur efficacité énergétique ; - La répartition entre besoins de chaleur et de froid, liée au type de bâtiments principalement ; - L’importance de la simultanéité entre besoins de chaleur et de froid, liée au type de bâtiments, et notamment à la présence de process ou non (ex : serveurs informatiques, chaleur pour un centre hospitalier…).

‐ €

20 €

40 €

60 €

80 €

100 €

120 €

140 €

160 €

180 €

200 €

0 5 10 15 20 25 30

VAN du prix de revente du MWh avec remboursement du prêt sans aides de l'ADEME

Situation de référence Situation PAC sur réseau d'eau de nappe

Situation réseau de chaleur



Notons qu’en énergie finale les consommations dans les solutions utilisant la géothermie sont par contre beaucoup plus faibles, et l’écart est tel que cette conclusion est peu susceptible de varier. Bilan environnemental Les solutions utilisant la géothermie sur nappe permettent de réduire très fortement les émissions de CO2 comme le montrent les graphiques ci-dessous :

0 tCO2/an50 tCO2/an

100 tCO2/an150 tCO2/an200 tCO2/an250 tCO2/an300 tCO2/an350 tCO2/an400 tCO2/an450 tCO2/an


bâtiment


bâtiment


et appoints

éco‐quartier

0

20

40

60

80

100

120






logements rénovés

En contrepartie, les solutions 2 et 3 entraînent la production de déchets nucléaires et ont un impact plus important sur l’acidification de l’atmosphère. Ce bilan environnemental n’est pas susceptible d’être modifié par le contexte du projet au vu des écarts très importants entre les solutions. Bilan économique Résultats pour l’éco-quartier Aux coûts actuels de l’énergie, la solution de référence présente le coût d’exploitation le moins élevé. Les solutions 2 et 3 entraînent un surcoût modéré de, respectivement, +12% et +16%. Avec les aides de l’ADEME, ces surcoûts sont ramenés à +6% et +1%.

0 €

50 000 €

100 000 €

150 000 €

200 000 €

250 000 €

300 000 €

350 000 €

Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz +

groupes froids par bâtiment


bâtiment



Coût total d'exploitation ‐ année 1

P4 ‐ Investissement (Annuité fixe sur 25 ans)

P2/P3‐Maintenance/Gros entretien/Renouvellement

P1 ‐ Energie


Le fait que les taxes soient abaissées pour les réseaux de chaleur utilisant les énergies renouvelables (5,5% au lieu de 19,6% sur la partie consommations énergétiques) conduit au fait que le prix de la chaleur dans la solution 3 est plus intéressant que dans la solution de référence. Si l’on tient compte des aides, la solution 2 est proche de la solution de référence (+6%). Or ces solutions sont plus intéressantes pour la production de froid. Le coût global pour l’utilisateur



toutes taxes comprises pour la vente de chaleur et de froid est très proche dans les différentes solutions (écart <1%). Dans la solution 2 le surcoût provient des forages essentiellement et des réseaux dans une moindre mesure ; une optimisation économique doit être réalisée au cas par cas s’il est plus intéressant d’installer un réseau d’eau global ou des forages par ilôts, quitte à en avoir un supplémentaire. La mutualisation des productions de chaleur et de froid compense partiellement ces surcoûts. Dans la solution 3 les réseaux et sous-stations entraînent un surcoût très important du fait du doublement des réseaux (chaud et froid) et de la nécessité d’utiliser un calorifuge Les paramètres susceptibles de modifier les conclusions sont donc : - La densité énergétique - Le coût d’accès à la ressource - Le niveau d’aides de l’ADEME Analyse différenciée chaleur/froid Pour la chaleur, la solution la moins coûteuse reste la solution de référence ; la solution 3 peut cependant devenir plus intéressante que la solution de référence avec les aides ADEME (-5%). La solution 2 est par contre mal placée du fait du poids des abonnements électriques et des coûts de maintenance élevés qui viennent s’ajouter à l’investissement. Pour le froid c’est au contraire la solution 2 qui est la plus intéressante, devant la solution de référence. La solution 3 est la moins intéressante, ce qui tient au coût élevé des réseaux est en partie à la faible densité de besoins de froid. La répartition entre besoins de chaud et besoins de froid sur la zone a donc un impact important. Coût global sur 25 ans A la différence de l’analyse précédente, l’analyse du coût global sur 25 ans permet de tenir compte des évolutions probables du coût de l’énergie. Ces évolutions jouent en faveur des solutions 2 et 3 car la part des coûts énergétiques, qui sont ceux qui évoluent le plus vite, est plus faible dans ce solutions et car les coûts du gaz augmentent plus vite que les coûts de l’électricité.

‐ €

1 000 000 €

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8 000 000 €

9 000 000 €


bâtiment


bâtiment


et appoints


Chaud

Froid

Total

La solution la plus intéressante sur 25 ans, pour le froid comme pour la chaleur, est la solution 2, suivie de près par la solution 3. Leur coût global est inférieur de, respectivement, 11% et 9% par rapport à la solution de référence. Cet effet est encore accentué si l’on tient compte des aides.

L’évolution du coût des énergies considérées a également un impact sur les conclusions.



Résultats pour les logements rénovés Dans le cas des logements rénovés, on a uniquement de la vente de chaleur, et aucun effet de réduction des coûts du fait d’une mutualisation des équipements de production de chaleur et de froid. Le coût d’investissement est donc cette fois beaucoup moins élevé dans la solution de référence (absence de réseau, solution plus simple techniquement). Les coûts de maintenance sont également beaucoup plus faibles.

0 €

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Solution 1 ‐ Référence : chaufferies gaz +

groupes froids par bâtiment


bâtiment



Coût total d'exploitation ‐ année 1

P4 ‐ Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)

P2/P3‐Maintenance/Gros entretien/Renouvellement

P1 ‐ Energie


Le coût total d’exploitation est en conséquence beaucoup plus faible dans la solution de référence, même si l’on tient compte des aides ADEME. Il en résulte un coût du MWh beaucoup plus élevé pour l’utilisateur final, même en tenant compte de la TVA à taux réduit. Cependant les solutions 2 et 3 permettent de fortes économies d’énergies ce qui réduit la part des coûts énergétiques ; il en résulte des coûts beaucoup plus stables.

‐ €200 000 €400 000 €600 000 €800 000 €

1 000 000 €1 200 000 €1 400 000 €1 600 000 €1 800 000 €2 000 000 €


bâtiment


bâtiment


et appoints


Sur 25 ans, du fait de l’augmentation du coût des énergies qui représentent une part plus importante dans la solution de référence, l’écart entre les solutions se réduit fortement. Avec aides, la solution 2 entraîne un surcoût de 13%, la solution 3 de 6%.

Le principal paramètre susceptible d’influencer les résultats est l’évolution des coûts de

l’énergie. La densité énergétique et le coût d’accès à la ressource jouent également un rôle dans la

mesure où ils modifient les coûts d’investissement.



8.2 Choix des analyses de sensibilité effectuées En conséquence, nous nous intéresserons à l’impact des différents paramètres sur : - Le bilan en énergie primaire ; - Le classement des solutions d’un point de vue économique. Afin de simplifier la lecture des conclusions, nous ne retiendrons en général pour l’analyse économique que le paramètre qui nous paraît le plus pertinent, à savoir le coût global sur 25 ans. Nous faisons le choix pour l’éco-quartier, dans lequel les solutions géothermie sont intéressantes en base, de comparer les solutions en coût réel, c'est-à-dire sans intégrer, et sans intégrer le différentiel de TVA entre les solutions. Notons que ces deux points joueraient en faveur des solutions géothermie. Dans le cas des logements, nous intégrons des aides pour évaluer si ces solutions peuvent devenir intéressantes. Rappelons que, selon ces indicateurs : - Dans le cas de l’éco-quartier :

la solution 2 est la plus performante énergétiquement tandis que la solution 3 est similaire à la solution de référence ; les solutions 2 et 3 sont meilleures que la solution de référence, la meilleure étant la 2.

La solution 2 (PAC/bâtiment sur réseau d’eau) semble donc la plus intéressante. - Dans le cas des logements rénovés :

la solution 2 est similaire sur le plan énergétique à la solution de référence, la solution 3 est moins bonne que la référence ; les solutions 2 et 3 sont plus coûteuses que la solution de référence, la 3 étant plus proche

de celle-ci. Les solutions géothermie se justifient sur le plan environnemental mais pas sur le plan

énergétique ni économique. Les paramètres de sensibilité retenus sont : - L’évolution du coût des énergies ; - La densité énergétique ; - Le coût d’accès à la ressource géothermique ; - La répartition entre besoins de chaleur et besoins de froid ; - L’importance de la simultanéité des besoins (éco-quartier). Nous avons mentionné le fait que la part des besoins d’ECS dans les besoins de chaleur avait également un impact. Néanmoins si l’on s’en tient à la seule typologie retenue qui utilise de l’ECS en quantité significative, à savoir les logements, cette part est relativement constante si l’on se fixe la performance du bâti. Le niveau de performance considéré, BBC Rénovation, est relativement élevé et conduit à une part d’ECS élevée, plutôt défavorable à la solution géothermie. Cependant dans le cadre d’une rénovation légère, l’analyse réalisée en §4.3.4 montre qu’il ne sera en général pas possible d’utiliser les émetteurs existants en basse température, donc de faire appel à la géothermie ; or changer l’ensemble des émetteurs implique un coût important qui viendra largement contrebalancer le « bénéfice » d’un moindre poids des besoins d’ECS. Une analyse de sensibilité sur ce point n’a en conséquence pas paru nécessaire.

8.3 Sensibilité aux coûts des énergies

8.3.1 Cas étudiés Résultats impactés Ces hypothèses vont modifier l’analyse économique en coût global. Deux points ont un impact : - L’évolution relative du coût du gaz et de l’électricité ; plus le gaz augmente vite par rapport à

l’électricité, plus les solutions géothermie sont favorisées ; - Le niveau global d’évolution des coûts de l’énergie ; plus les coûts de l’énergie augmentent vite,

plus les solutions géothermie, moins consommatrices, sont favorisées. Cas étudiés Les cas possibles sont donc divers. Nous choisissons de tester un autre scénario qui nous paraît plausible. Les valeurs dans le cas de base ont été calées par rapport aux évolutions récentes des



coûts du gaz et de l’électricité. Si nous nous intéressons à la tendance évaluée sur une période plus longue, les taux d’évolution sont plus bas. Variation du taux d’évolution du coût de l’électricité Comme indiqué au 7.1.2.2 sur le graphique de l’évolution du coût pour 100kWh, le coût de l’électricité a subi une forte augmentation entre les années 2008 et 2009. C’est cette hypothèse, d’un taux d’évolution du prix de l’électricité à 5%, qui a été prise en compte dans le cas de base. La variante suivante se base sur une variation du coût de l’électricité plus faible, de 3%, correspondant au niveau d’évolution durant la période 2007-2009, période de l’ouverture du marché de l’électricité (1er juillet 2007 pour le résidentiel). Variation du taux d’évolution du coût du gaz Comme indiqué au 7.1.2.2 sur le graphique de l’évolution du coût pour 100kWh, le coût du gaz a subi une forte augmentation (+9%/an en moyenne) sur la période 2005-2010. Si l’on s’intéresse à la période 2000-2010, cette évolution a cependant été légèrement plus faible : + 7%/an en moyenne. C’est cette valeur qui est prise en compte dans la variante ci-dessous.

8.3.2 Éco-quartier 8.3.2.1 Variation du taux d’évolution du coût de l’électricité

On peut déjà prévoir que la conclusion sera inchangée puisque ce cas est favorable aux solutions géothermie. Le gain est cette fois de 14% dans la solution 2 (11% initialement), 13% dans la solution 3 (9% initialement).

8.3.2.2 Variation du taux d’évolution du coût du gaz

Ce cas est favorable à la solution de référence. Un taux d’évolution de 7% sur le gaz rend les différentes solutions équivalentes d’un point de vue économique (même coût pour les différentes solutions à 1% près).

8.3.2.3 Variation conjointe des deux taux

La variation conjointe des deux taux est plus défavorable que le cas de base. Néanmoins les solutions géothermie restent plus intéressantes (respectivement -4% et -3% pour les solutions 2 et 3). Si l’on abaisse les taux d’évolution à 2% pour l’électricité et 6% pour le gaz, les différentes solutions deviennent équivalentes. Notons que ces taux correspondent à l’évolution moyenne depuis 2000 (mais l’évolution récente est comme nous l’avons signalé, plus à la hausse).

8.3.2.4 Conclusion

Même si les coûts des énergies évoluent à un rythme modéré, les solutions géothermie restent au moins aussi intéressantes économiquement que la solution de référence. Il en est de même si le taux d’évolution du coût du gaz se rapproche de celui de l’électricité. Les solutions géothermie ne deviendraient plus coûteuses que s’il y avait moins de 2% d’écart entre le taux d’évolution du coût du gaz et le taux d’évolution du coût de l’électricité, ce qui est très peu probable car la production d’électricité peut faire appel à différentes sources ce qui n’est pas le cas des usages spécifiques du gaz (demande moins élastique, en termes économiques).

8.3.3 Logements rénovés Pour les logements, on peut déjà prévoir que ces solutions ne seront pas intéressantes si l’on abaisse les taux d’évolution du coût des énergies, il s’agit d’évaluer mieux leur surcoût (pour évaluer par exemple quelle aide serait nécessaire pour les rendre rentable, ou si le bénéfice environnemental justifie un tel surcoût).

8.3.3.1 Variation du taux d’évolution du coût de l’électricité

Les facteurs changeants sont mentionnés ci-dessous :




Solution PAC sur réseau d'eau

Solution réseau de chaleur

Coût global avec un taux à 5% sur l'électricité sur 25ans 1 568 000 € 1 826 000 € 1 718 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 16,5% 9,6%Coût global avec un taux à 3% sur l'électricité sur 25ans 1 568 000 € 1 776 000 € 1 664 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 13,3% 6,1% Le taux de variation du coût de l’électricité (vu à la baisse) ne change pas les conclusions de l’étude. L’hypothèse d’un taux plus faible amène une réduction du coût d’exploitation des solutions 2 et 3 et plus particulièrement de la partie P1 d’exploitation ce qui tend à rendre ces solutions plus attractives économiquement en comparaison avec la solution de référence. Néanmoins, cet écart reste relativement faible du fait de la faible proportion du coût énergétique dans le coût global d’exploitation des solutions 2 et 3.

8.3.3.2 Variation du taux d’évolution du coût du gaz




Coût global avec un taux à 9% sur le gaz sur 25ans 1 568 000 € 1 826 000 € 1 718 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 16,5% 9,6%Coût global avec un taux à 7% sur le gaz sur 25ans 1 330 000 € 1 826 000 € 1 718 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 37,3% 29,2% Le taux de variation du coût du gaz (vu à la baisse) ne change pas non plus les conclusions de l’étude. L’hypothèse d’un taux plus faible amène une réduction du coût d’exploitation de la solution de référence et plus particulièrement de la partie P1 d’exploitation ce qui tend à rendre les solutions 2 et 3 beaucoup moins attractives économiquement. En effet, contrairement à l’analyse faite sur la variation du taux d’évolution du coût de l’électricité, une variation de 2% à la baisse du taux d’évolution du coût du gaz implique des écarts beaucoup plus importants entre la solution de référence et les solutions 2 et 3, sans changer les conclusions générales de l’étude. Cela s’explique par l’importance du coût énergétique dans le coût d’exploitation global de la solution de référence, qui est prépondérant (52%) et induit en conséquence un écart important avec les solutions 2 et 3.

8.3.3.3 Conclusion

Des hypothèses différentes (en particulier abaisser le taux d’évolution du coût de l’électricité) dans une mesure qui nous paraît plausible ne suffisent pas à rendre les solutions géothermie plus intéressantes.

8.4 Impact de la densité énergétique

8.4.1 Cas étudiés La densité considérée en base correspond à un milieu urbain. On étudie ce qui se passe avec une densité moins élevée correspondant à une zone où les bâtiments sont plus écartés, ou positionnés dans une configuration moins favorable. On étudie un cas limite correspondant à la densité énergétique minimale permettant d’obtenir l’aide de l’ADEME (1.5MWh/ml).

Modélisation Pour une zone identique à la zone de référence on fait varier la longueur de réseau. Résultats impactés Cela a un impact sur :

- Le coût des réseaux ; - Les consommations des pompes ; - Les déperditions énergétiques dans le cas de la solution 3.



On évalue si ces variations modifient ou non d’une part l’intérêt sur le plan énergétique des solutions, d’autre part leur rentabilité (coût d’exploitation total lors de la première année et coût global sur 25 ans).

8.4.2 Éco-quartier Pour l’éco-quartier la densité énergétique peut varier :

- Soit à la fois pour la chaleur et le froid : ce cas correspond à une zone de configuration similaire à la zone de référence, mais dans laquelle les bâtiments seraient plus éloignés les uns des autres.

- Soit uniquement pour l’un des deux ; on s’intéresse à une augmentation de la densité de froid correspondant à un cas où les bâtiments consommant du froid sont plus regroupés dans la zone, de telle sorte que le réseau de froid peut être plus court que le réseau de chaleur (bâtiments tertiaires regroupés, présence d’un centre commercial plutôt que de petits commerces en pied d’immeuble par exemple).

8.4.2.1 Diminution de la densité énergétique pour les réseaux de chaleur et de froid

Bilan énergétique La modification des densités énergétiques n’a pas d’impact sur le classement des solutions 2 et 3 : la solution 2 reste plus performante. On recherche la valeur de densité minimale pour que la solution 2 soit plus performante que la solution de référence en énergie primaire (pour la solution 3, l’éco-quartier de référence, de densité en chaud 2,9MWh/ml et en froid 0,8 MWh/ml correspond déjà à des densités minimales). Pour une densité de 1,5MWh/ml en chaud (et 0,4 MWh/ml en froid), la solution 2 reste 14% moins consommatrice d’énergie primaire que la solution de référence. Il faudrait une densité extrêmement faible, de 0,2 MWh/ml en chaud, pour que les deux solutions soient équivalentes du point de vue énergétique. Bilan économique Il s’agit de déterminer quelle densité minimale on doit avoir pour que les solutions géothermie soient intéressantes économiquement. La solution 3 devient équivalente à la solution de référence en termes de coût global sur 25 ans pour une densité de 2MWh/ml en chaud (et 0,55MWh/ml en froid). Il faut abaisser la densité à 1 MWh/ml en chaud (et 0,3 MWh/ml en froid) pour que la solution 2 ait un coût global sur 25 ans aussi élevé que la solution de référence. Nota : dans le cas de la solution 2, c’est à la densité en chaleur qu’on s’intéresse, car ce sont avant tout les besoins de chaleur, plus élevés, qui justifient la mise en place du réseau.

8.4.2.2 Augmentation de la densité sur le réseau de froid

La densité de froid est faible sur l’éco-quartier considéré en référence, ce qui tient comme nous l’avons vu au fait que nous avons connecté sur le réseau de froid les petits commerces, peu consommateurs, même lorsqu’ils étaient éloignés du réseau. Cela n’a pas d’impact sur la solution 2 dans lequel le réseau est en tous les cas réalisé pour la production de chaleur, mais a un impact sur la solution 3, dans lequel le réseau un réseau de froid spécifique est réalisé. On peut donc se demander si à partir d’une certaine densité de besoins de froid, la solution 3 devient plus intéressante. Nous avons vu que ne pas connecter les commerces situés en partie Ouest n’était pas suffisant pour rendre la solution attractive, cependant dans ce cas la densité de froid reste faible (environ 1,5 MWh/ml) et l’on a tenu compte d’un surcoût pour la mise en place de solutions de froid indépendantes dans les commerces. L’analyse faite ici est différente, on suppose que la configuration des bâtiments sur la zone est simplement plus favorable. Sur le plan énergétique, l’impact sur les déperditions dans les réseaux est négligeable (elles sont faibles pour le froid) ; il y a un impact au niveau de la consommation des auxiliaires, mais celui-ci reste limité : en considérant une densité très élevée de 8MWh/ml, les consommations des auxiliaires passent de 18% à 17% de la consommation d’énergie primaire. La solution 3 reste



équivalente à la solution de référence : sur le plan énergétique, augmenter la densité de froid a peu d’impact ; la solution 3 reste moins performante que la solution 2. Sur le plan économique, la solution 3 est en référence 3% plus coûteuse que la solution 2. Elle devient équivalente pour une densité de froid de 1 MWh/ml. Pour une densité de froid de 1,5 MWh/ml (seuil ADEME pour la chaleur), elle devient 4% moins coûteuse, pour une densité de 3MWh/ml 7% moins coûteuse (une densité de 3MWh/ml correspond à la densité que l’on a en référence sur les besoins de chaleur, et il est tout à fait possible de l’obtenir pour les besoins de froid si l’on ne connecte que des bâtiments tertiaires, ceux-ci consommant généralement plus de froid que de chaleur). Au-delà, l’augmentation de la densité n’a plus beaucoup d’impact. Sur le plan économique, au-delà d’une densité seuil de 1MWh/ml, la solution 3 devient plus intéressante que la solution 2. Si les besoins de froid du quartier sont essentiellement concentrés dans une zone relativement dense, il peut donc être intéressant pour des raisons économiques d’utiliser la solution 3 (réseaux de chaleur et froid) plutôt que la solution 2 (réseau d’eau) du fait des économies que cela permet, même si la performance énergétique est un peu moindre. Le gain est lié à l’utilisation d’appoints qui permet de réduire le nombre de forage, néanmoins le fait d’utiliser ces appoints dégrade la performance environnementale de manière significative : les émissions de CO2 sont près de 2 fois plus élevées.

8.4.3 Logements rénovés




Coût global avec densité énergétique de référence 1 568 000 € 1 826 000 € 1 718 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 16,5% 9,6%Coût global avec densité énergétique aide ADEME 1 568 000 € 2 045 000 € 1 886 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 30,4% 20,3% La diminution de la densité énergétique implique une augmentation des consommations des auxiliaires (pertes de charges plus importantes) et des déperditions thermiques ainsi qu’un surinvestisssement important en raison de l’augmentation du linéaire de réseau. Cela conduit à une augmentation du coût global d’exploitation. La valeur de densité énergétique correspondant à l’aide ADEME conduit à des conclusions similaires à celles identifiées précédemment, cependant on notera que cette valeur conduit à un écart plus important entre les solutions 2 et 3, à savoir 10% contre 7% initialement. En conséquence, plus la densité énergétique est faible, plus l’écart du coût global de la solution de référence avec les solutions 2 et 3 augmente, et inversement.

8.5 Impact des hypothèses sur la ressource hydrogéologique

8.5.1 Cas étudiés Le caractère favorable ou non de la ressource dépend :

- De la profondeur, qui impacte le coût du forage et les consommations des pompes ; - Du coût d’accès, qui dépend d’une part de l’adéquation du débit avec les besoins, qui

impacte le nombre de forages à réaliser, d’autre part de la nature du terrain à forer et de sa localisation.

Modélisation On fait varier dans le modèle : - soit la profondeur du forage ; - soit uniquement le coût du forage. De manière à permettre de savoir rapidement pour un autre projet si la ressource est favorable ou non on utilisera un indicateur de coût d’accès à la ressource : Coût total des forages / débit nécessaire pour alimenter la zone Résultats impactés



On vérifie si l’analyse énergétique est modifiée de manière significative, et comment la rentabilité des solutions est modifiée.

8.5.2 Éco-quartier 8.5.2.1 Impact de la variation de la ressource sur le bilan énergétique

La variation du débit disponible n’a pas d’impact : le nombre de forages ne modifie pas les pertes de charge, et on puise toujours uniquement le débit utile. La variation de la profondeur de forage a un impact important sur les consommations des pompes : pour une profondeur de 100m elles représentent 18% (contre 11% à 50m) des consommations dans la solution 2, 23% dans la solution 3 (18% à 50m). Les conclusions ne sont néanmoins pas fondamentalement modifiées :

- La solution 2 est toujours la meilleure. - La solution 3 et la solution de référence sont proches ; pour cette raison, la variation

de profondeur suffit à rendre la solution 3 plus ou moins intéressante que la référence (-3% à +8%).

0

500

1000

1500

2000

2500

10m 50m 100m




8.5.2.2 Impact de la variation de la ressource sur le bilan économique

Impact de la profondeur sur les coûts énergétiques La variation de la profondeur a un impact sur les consommations énergétiques donc sur les coûts associés. Cependant cet impact est limité : pour une profondeur variant de 10 à 100m, +/-2% sur le coût global de la solution 2 et +/-1% sur celui de la solution 3. Détermination des ressources exploitables (indépendamment du projet) Dans la suite, on néglige cet impact et on considère que l’indicateur « coût du m3/h puisé » (coût de forage / nombre de m3/h disponible) suffit à caractériser le « coût » de la ressource a priori, avant croisement avec les besoins du projet. On considère dans la suite une profondeur « moyenne » de 50m. Le tableau ci-dessous donne quelques exemples, en supposant un coût de 1500€/ml pour chaque forage (*2 pour un doublet). débit (m3/h) profondeur (m) coût (€/m3 dispo)

30 10 100030 100 1000050 50 3000

100 30 90015 50 10000

On considère que le coût de la ressource peut varier raisonnablement de 1000 à 10000€/m3/h. On suppose dans un premier temps que l’ensemble de la ressource est exploité. On fait varier en conséquence le coût des forages dans notre modèle et on évalue le coût global résultant. Notons



que dans notre cas de base (ressource de 50 m3/h à 50m), le coût du m3/h est de 3000€, donc plutôt faible.

60

70

80

90

100

110

120

130

140

Coût

glo

bal s

ur 2

5 an

s (in

dice

)

Coût de la ressource( €/(m3/h)

Impact du coût de la ressource hydrogéologique sur la rentabilité des solutions




Note : les coûts globaux sont divisés par le coût de la solution de référence et multipliés par 100. Le poids des forages dans l’investissement est bien plus important dans la solution 2 que dans la solution 3, le coût de celle-ci évolue donc beaucoup plus rapidement. On voit apparaître les seuils suivants : - La solution 2 reste plus intéressante que la solution 3 jusqu’à un coût de 3500 €/m3/h. Au-

delà la solution 3 est plus intéressante économiquement (mais reste par ailleurs moins performante sur le plan environnemental) ;

- Au-delà de 6000 €/(m3/h), la solution 2 n’est plus rentable économiquement par rapport à la solution de référence ;

- La solution 3 reste par contre rentable par rapport à la solution de référence jusqu’à un coût très élevé, de 12 500 €/(m3/h).

Prise en compte de l’adéquation ressource besoins Ce qui compte réellement, c’est le coût payé pour obtenir le nombre de m3/h requis pour le projet. En général, il sera nécessaire de réaliser des forages donnant accès à plus de débit que ce qui est nécessaire et, une partie des m3/h n’étant pas utilisée, le coût par m3/h utile sera supérieur au coût par m3/h disponible évalué ci-dessus. Notons que dans les cas étudiés en base, l’adéquation ressource-besoin est très forte (près de 100% des m3/h disponibles sont nécessaires dans la solution 2, 92% dans la solution 3 pour un taux de couverture des besoins de chaleur par la géothermie de 80%). Il faut pour prendre ce point en compte calculer le coût/(m3/h) en fonction de la ressource mais aussi du projet. Ce point est particulièrement important pour des projets de petite taille (10-15 000m² pour la solution 2, <25 000 m² pour la solution 3) – voir annexe 5 pour des explications plus détaillées. Pour une zone comprenant de composition similaire à la zone étudiée, on pourra évaluer simplement en première approche le débit nécessaire en utilisant les ratios suivants :

- 4m3/h pour 1000m² dans la solution 2 (=200/50); - 1 m3/h pour 1000m² dans la solution 3 (=50/50).

On en déduira le coût du m3/h utile, ce qui permettra de déterminer quelle solution est la plus intéressante économiquement en utilisant le graphique ci-dessus. Notons que

- l’adéquation ressource-besoin sera différente selon la solution, ce qui influera sur la solution préférable.

- dans la solution 3, il est possible de se « contenter » d’un débit un peu moindre (et donc d’un taux de couverture par la géothermie un peu moindre) pour avoir une meilleure adéquation, ce qui n’est pas le cas dans la solution 3 ;



- l’analyse est un peu approchée dans le cas solution 3 puisqu’elle revient à supposer que le débit supplémentaire obtenu n’est pas utilisé, alors qu’il le sera pour réduire l’utilisation de l’appoint (mais avec une rentabilité moindre que les premiers m3/h).

Par exemple pour un coût de la ressource identique au cas de base (3000€/m3/h), une adéquation moyenne dans la solution 2 (75%) et dans la solution 3 (50%), le coût du m3/h utile est de 4000€ dans la solution 2 et 6000€ dans la solution 3 ; la lecture du graphique montre que la solution 2 reste plus intéressante. Notons qu’étant données les plages de variation de l’adéquation ressource-besoin, il est possible d’obtenir des valeurs de coûts supérieures à la valeur maximale présentée dans le graphique ; néanmoins celui-ci permet toujours de conclure quant à la solution la plus intéressante économiquement.

8.5.3 Logements rénovés On réalise pour les logements une analyse simplifiée en considérant pour chacune des solutions 2 et 3 un cas moins favorable et un cas plus favorable que le cas de base. Solution 2 :

• Cas favorable : ressource disponible 80 m3/h à 30m de profondeur ; dans ce cas un forage suffit ;

• Cas défavorable : ressource disponible 30m3/h à 50m. Dans ce cas deux forages sont nécessaires. On ne suppose pas outre la diminution du débit que la ressource est à une profondeur supérieure. Si tel était le cas, la solution réseau d’eau de nappe devrait être abandonnée.

Solution 3 :

• Cas favorable : forage à 30 m avec 80m3/h de disponible • Cas défavorable : 1 forage à 80 m avec 30 m3/h de disponible

Les valeurs de coût du m3/h nécessaire correspondant à ces différents cas sont précisées ci-dessous. On pourra évaluer la solution préférable pour un autre projet en regardant les conclusions pour la valeur la plus proche. Voici les résultats ci-dessous :




Coût global par m3/h nécessaire ‐ Situation favorable ‐ 878 €/m3/h nécessaire 804 €/m3/h nécessaireCoût global ‐ Situation favorable 1 568 000 € 1 755 000 € 1 608 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 11,9% 2,6%Coût global par m3/h nécessaire ‐ Situation de référence ‐ 1 500 €/m3/h nécessaire 1 400 €/m3/h nécessaireCoût global ‐ Situation de référence 1 568 000 € 1 826 000 € 1 718 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 16,5% 9,6%Coût global par m3/h nécessaire ‐ Situation défavorable ‐ 3 055 €/m3/h nécessaire 2 519 €/m3/h nécessaireCoût global ‐ Situation défavorable 1 568 000 € 2 291 000 € 1 889 000 € Ecart entre la solution de référence et les solution 2 et 3 ‐ 46,1% 20,5% On peut faire les constats suivants :

• Une situation favorable permet pour la solution 3 d’atteindre à 3% près un coût d’exploitation global identique à la solution de référence au bout de 25 ans en tenant compte des aides ADEME ; tandis qu’on observe un surcoût réduit, de 12% au lieu de 16%, pour la solution 2.

• Pour des cas défavorables, on observe notamment l’impact de la mise en œuvre d’un second forage pour la solution 2 qui obtient l’indicateur le plus fort, soit 3055€/m3/h nécessaire. L’augmentation des consommations de pompes de forage ne représente qu’un impact mineur dans l’augmentation du coût du m3/h nécessaire.



• Ainsi des valeurs en dessous de 800€/m3/h nécessaire permettent de rendre

concurrentielles la solutions 3 en comparaison avec la solution de référence (une analyse plus complète serait nécessaire pour déterminer le seuil précis de basculement)

8.6 Impact de la part de bureaux dans l’éco-quartier 8.6.1.1 Modélisation

La variation de la proportion de bureaux va modifier le débit nécessaire et donc l’adéquation ressource besoins, d’une manière spécifique au cas étudié. Il n’est donc pas souhaitable que ce point interfère, on autorise donc dans le modèle une valeur non entière de forages de manière à garder l’indicateur coût du m3/h utile étudié précédemment constant. D’autre part, dans la solution 3 on dimensionne le forage de manière à conserver un taux de couverture des besoins de chaleur identique à celui obtenu dans le cas de base (90%), et on vérifie que le taux de couverture des besoins de froid par la géothermie est toujours supérieur à 80%. Enfin, de manière à conserver le même coefficient d’occupation des sols, on conserve une surface totale de 50 000m² et on fait varier pour obtenir les différentes proportions de bureaux le nombre de bâtiments de type B et de bâtiments de type L, en autorisant à nouveau des valeurs non entières (on obtiendrait des résultats identiques en gardant des valeurs entières et en « dilatant » la zone, c'est-à-dire en modifiant à la fois la surface totale et la longueur de réseau).

8.6.1.2 Impact sur le bilan énergétique

Les besoins énergétiques au m² sont moins importants dans le cas de bureaux que dans le cas de logements : les logements n’ont pas de besoins de froid mais ont des besoins de chauffage plus importants et surtout d’importants besoins d’ECS ce qui conduit à des besoins pouvant être couverts par la géothermie (chauffage+préchauffage ECS) de 38 kWh/m²/an contre 20 kWh/m²/an dans les bureaux. La géothermie est donc moins bien valorisée pour des bureaux. Notons que cela tient aussi au fait que nous considérons qu’il n’y a pas de besoins de froid pour des process. Cependant dans le cas des logements le rendement global de production thermique est dégradé par l’appoint électrique pour l’ECS en logement, ce qui n’est pas le cas en bureaux. Le rendement est donc globalement amélioré. Le graphique ci-dessous montre l’évolution des bilans énergétiques avec la proportion de bureaux :

60

560

1060

1560

2060

2560

3060

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Cons

omm

atio

n d'

éner

gie

prim

aire

(in

dice

)


Impact de la proportion de bureaux sur le bilan énergétique




On constate que dans la solution 2 les consommations décroissent plus vite avec la proportion de bureaux que dans la solution de référence. L’amélioration du rendement global l’emporte donc. Dans la solution 3 au contraire les consommations décroissent moins vite que dans la solution de référence. Cela tient au fait que l’on a considéré un écart relativement faible entre l’EER obtenu en référence (3,5) et l’EER dans les solutions géothermie (4), et que cet écart est contrebalancé par des surconsommations au niveau des auxiliaires dans le cas de la solution 3. Les consommations



des auxiliaires sont d’autant plus importantes que en raison de la forme de la monotone de charge des bureaux (cf ci-dessous), les pompes sont amenées à fonctionner plus fréquemment à un taux de charge faible conduisant à des rendements dégradés. Notons par ailleurs que le changement de typologie se traduit par des modifications des densités énergétiques : pour 90% de bureaux, la densité en froid atteint 1.4 MWh/ml tandis que la densité en chaud est abaissée à 1,2 MWh/ml. La solution 2 reste la meilleure quelle que soit la proportion de bureaux. Le gain est d’autant plus important que la proportion de bureaux est forte. Au contraire la solution 3 devient moins intéressante que la solution de référence à partir d’une proportion de 20% de bureaux. Notons cependant que nous ne prenons pas en compte de talon froid, et qu’il est plus probable qu’il y en ait un lorsque la proportion de bureaux augmente – ce qui est susceptible de modifier les résultats de manière sensible.

8.6.1.3 Impact sur le bilan économique

Dans les bureaux, les pompes à chaleur remplacent à la fois la production de chaleur (chaudières gaz) et la production de froid (groupes froid). Comme nous l’avons déjà vu, le surinvestissement pour les équipements de production, hors forages, est donc beaucoup plus limité qu’en logement. Cependant dans le cas de la solution 3, l’augmentation de la proportion de bureaux conduit à augmenter fortement le débit nécessaire pour conserver le même taux de couverture des besoins par la géothermie. Cela tient à la forme de la monotone de charge pour la chaleur, très différente en logements et en bureaux comme le montrent les graphiques ci-dessous :

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

111

723

334

946

558

169

781

392

910

4511

6112

7713

9315

0916

2517

4118

5719

7320

8922

0523

2124

3725

5326

6927

8529

01

Monotone de charge ‐ chaleur bureaux

0

5

10

15

20

25

30

133

867

510

1213

4916

8620

2323

6026

9730

3433

7137

0840

4543

8247

1950

5653

9357

3060

6764

0467

4170

7874

1577

5280

8984

26

Monotone de charge ‐ chaleur logements (hors appoint ECS)

Il faut 11W/m² pour couvrir 90% des besoins de chaleur (chauffage+préchauffage ECS), contre 20W/m² pour couvrir 90% des besoins de chaleur des bureaux. En conséquence quand on passe d’une proportion de 0% de bureaux à 90%, le débit dans la solution 3 est presque doublé, et le coût de forages également. Par contre la puissance totale nécessaire est de 37W/m² en logements, 45W/m² en bureaux, donc il y a peu d’écarts sur dimensionnement des forages dans la solution 2. Le graphique ci-dessous montre le classement des solutions en termes de coût global en fonction de la proportion de bureaux :



60

70

80

90

100

110

120

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Coût

glo

bal s

ur 2

5 an

s (in

dice

)


Impact de la proportion de bureaux sur la rentabilité des solutions




Indice de coût global : coût global/coût global de la solution de référence * 100 Du fait d’un surinvestissement décroissant et de coûts énergétiques de plus en plus faibles par rapport à la solution de référence, l’intérêt de la solution 2 augmente avec la proportion de bureaux. Dans la solution 3 au contraire, le surinvestissement ne décroît que faiblement en raison de l’augmentation du poste forages, et l’augmentation des coûts énergétiques relativement à ceux de la solution de référence rend cette solution de moins en moins intéressante. La solution 2 est toujours préférable à la solution de référence, et elle l’est d’autant plus que la proportion de bureaux est forte. En deçà de 30% de bureaux, la solution 3 est cependant la plus intéressante économiquement. L’intérêt de la solution 3 décroît au contraire avec la proportion de bureaux, et cette solution devient moins intéressante que la solution de référence quand la proportion de bureaux dépasse 60%.



9 CONCLUSION

Du point de vue environnemental, l’exploitation de la géothermie sur nappe permet de réduire très fortement les émissions de CO2. La solution PAC par bâtiment sur réseau d’eau (solution 2) est plus intéressante que la solution PAC centralisée avec réseau de chaleur et de froid (solution 3), qui fait appel aux énergies fossiles en appoint. Du point de vue énergétique, en énergie primaire les gains sont moindres ; les bilans sont très proches de la référence, parfois légèrement supérieurs. Seule la solution PAC par bâtiment sur réseau d’eau pour l’éco-quartier permet des gains significatifs (environ 15% par rapport à la référence). Ces conclusions sont peu sensibles au contexte du projet : la variation de la profondeur de la nappe et la densité énergétique modifient les consommations des auxiliaires mais ont un impact globalement limité sur le bilan énergétique. Pour l’éco-quartier, la solution 2 est d’autant plus intéressante que la proportion de bureaux est élevée, alors que la solution 3 l’est d’autant moins. Du point de vue économique, dans le cas de base, pour l’éco-quartier si l’on fait le bilan à l’année 1, la solution de référence est la moins coûteuse. Le poids plus fort de l’investissement (supposé financé par un prêt à annuités constantes) les premières années, n’est pas encore intégralement compensé par les gains sur les coûts énergétiques, les tarifs de l’énergie étant encore modéré. Les surcoûts dans les solutions géothermie restent néanmoins acceptables (environ 15% sans aides, inférieurs à 5% avec), d’autant qu’avec l’abaissement de TVA pour les réseaux utilisant des énergies renouvelables, le prix de l’énergie pour l’utilisateur devient pratiquement identique dans les différentes solutions. En coût global sur 25 ans, les solutions géothermie, hors aides, sont plus intéressantes (gain de 10% environ). Pour les logements rénovés le coût d’exploitation à l’année 1 est beaucoup plus faible dans la solution de référence, même si l’on tient compte d’aides mais sur 25 ans l’écart se réduit fortement et, avec aides, le surcoût des solutions géothermie devient acceptable : environ 15% dans la solution 2, 5% dans la solution 3. Ces conclusions sont peu sensibles à l’évolution du coût des énergies (dans des limites raisonnables) pour l’éco-quartier. Dans le cas des logements rénovés, l’écart entre le taux d’évolution du coût de l’électricité et celui du gaz est par contre déterminant ; nous l’avons pris égal à l’écart sur les dernières années en base (4%), et il semble plus probable que l’écart ne se creuse plutôt qu’il se réduise, donc que les conclusions évoluent dans un sens favorable. La densité énergétique en chaud modifie peu les conclusions pour l’éco-quartier. Ce n’est que dans des zones très peu denses (densité de besoins de chaud inférieure à 1 MWh/ml) que la solution de référence est la plus intéressante économiquement. Par contre si les besoins de froid du quartier sont essentiellement concentrés dans une zone relativement dense, il peut être plus intéressant d’utiliser la solution 3 que la solution 2. Pour les logements rénovés, plus la densité énergétique est faible, plus le surcoût dans les solutions géothermie se creuse, et inversement. Rappelons que les densités considérées en base correspondent à des milieux urbains. Les caractéristiques de la ressource hydrogéologique, plus précisément le coût des forages au regard des besoins modifient fortement les résultats de l’analyse économique et sont donc à évaluer avec attention pour chaque projet. Pour l’éco-quartier, la solution 2 est la plus intéressante économiquement pour un coût de la ressource relativement faible (<3 500€/m3/h) mais au-delà, la solution 3 devient plus intéressante ; les solutions géothermie (du moins la solution 3) restent plus intéressantes que la référence y compris pour un coût de la ressource élevé (jusqu’à 12 500€/(m3/h)). Pour les logements rénovés, un coût de la ressource faible (inférieur à environ 800€/(m3/h) environ) rend la solution 3 rentable à condition d’obtenir des aides. La proportion de bureaux dans l’éco-quartier modifie également fortement l’intérêt économique des solutions : les solutions géothermie (du moins la solution 2) sont toujours préférables à la référence mais pour une proportion faible (inférieure à 30% environ), la solution 3 est la plus intéressante, tandis qu’au-delà, la solution 2 l’emporte. Si le projet considéré diffère fortement du cas de base sur plusieurs paramètres, une analyse plus fine peut être nécessaire pour conclure.



10 ANNEXE 1 : DENSITE ENERGETIQUE - EXEMPLES

Exemple 1 : Éco-quartier mixte BBC

- Programme phase activités bureaux commerces équipement logements Total Total 4249 m² 21901 m² 1110 m² 450 m² 41119 m² 68829 m²Proportion 6% 32% 2% 1% 60%

- Hauteurs des bâtiments : variable, de R+3 à R+7 - Besoins dans l’hypothèse de bâtiments BBC : 1330 MWh/an - Longueur de réseau (aller+retour/2) : 670 m

Densité énergétique : 2 MWh/m Exemple 2 : Logements rénovés



11 ANNEXE 2 : ABAQUESDE DIMENSIONNEMENT HYDRAULIQUE

Abaque pour les reseaux d’eau (tubes acier)



Abaque pour les réseaux pré-isolés type CALPEX



12 ANNEXE 3 : PRECISIONS RELATIVES AUX DIFFERENTES SOLUTIONS

A3.1 Chaufferies gaz A3.1.1 Eléments en chaufferie

La chaufferie comprendra les éléments suivants : - poste gaz & rampe d’alimentation afférente, - éventuellement cuve fioul ou cuve gaz en vue d’assurer un secours de fourniture, - chaudières, à brûleur mixte éventuellement, - carneaux et cheminées d’évacuation des gaz brûlés, - réseaux primaires d’eau chaude afférents, comportant : . le groupe de remplissage et d’expansion, . les collecteurs et/ou bouteille de mélange, . les groupes de pompes, . les départs régulés, - cellules, armoires et réseaux électriques (dont un local dédié pour transfos/cellules), - les organes de commande, de sécurité, - une ventilation basse et une ventilation haute. - un poste de travail (local « conduite ») avec pupitre de commande/gestion, - des locaux annexes (un local de stockage matériels, local atelier, aire de manutention/stockage matériels, accès matériels).

A3.1.2 Cadre législatif et réglementaire (non exhaustif) Les principaux textes applicables aux installations techniques projetées dans le cadre de la présente opération sont les suivants : Installations classées • Loi du 19 juillet 1976 modifiée : relative aux installations classées pour la protection de l’environnement • Arrêté type du 25 juillet 1997 modifié (rubrique 2910 des ICPE) : relatif aux installations de combustion de P < 20 MW Production de chaleur (chaufferie gaz) et environnement: • Arrêté du 20 juin 1975 modifié, relatif à l’équipement et à l’exploitation des installations thermiques en vue de réduire la pollution atmosphérique et d’économiser l’énergie ; concerne les installations de puissance comprises entre 87 kW et 50 MW. • Arrêté du 23 juin 1978 modifié, relatif aux installations fixes destinées au chauffage et à l’alimentation en eau chaude sanitaire des bâtiments d’habitation, de bureau ou recevant du public. • Décret du 11 septembre 1998 (application de la loi sur l’air) relatif aux rendements minimaux à atteindre et à l’équipement des chaudières de puissance comprise entre 400kW et 50 MW. • Décret du 16 septembre 1998 relatif aux contrôles périodiques des installations consommant de l’énergie thermique. • Circulaire DGS n°98-771 du 31 décembre 1998 relative à la mise en œuvre de bonnes pratiques d’entretien des réseaux d’eau dans les établissements de santé et aux moyens de prévention du risque lié aux lésionnelles dans les installations à risques et les ERP. Acoustique • Décret 95-408 du 18 Avril 1995 - Arrêté du 10 mai 1995 relatif aux règles propres à préserver la santé de l'homme contre les bruits du voisinage (cet arrêté limite l'émergence admissible du bruit perturbateur sur le bruit de fond ambiant à +5 dB(A) en période diurne et à +3 dB(A) en période nocturne à pondérer en fonction de la durée et de la nature du bruit perturbateur).



• Arrêté du 23 Juin 1978 relatif aux installations fixes destinées au chauffage et à l'alimentation en eau chaude sanitaire des bâtiments d'habitation, de bureaux ou recevant du public. (Il limite à 30 dB(A) le bruit des équipements à l'extérieur de ceux-ci à 2 mètres de la façade). • Arrêté du 20 août 1985 et Arrêté du 23 Janvier 1997 relatifs aux bruits aériens émis dans l'environnement par les installations classées pour la protection de l'environnement. Conduits d’évacuation des gaz brûlés, cheminées Les gaz résiduaires de plusieurs appareils de combustion peuvent être rejetés par une cheminée commune, sous réserve du respect des conditions imposées par l’arrêté cité au paragraphe Erreur ! Source du renvoi introuvable.. Les hauteurs minimales des cheminées devront être conformes à la plus contraignante des règles suivantes : Règle 1 : la hauteur minimale pour le gaz naturel devra dépasser 6m si la puissance est comprise entre 2 et 4 MW, 8m entre 4 et 6 MW.

Règle 2 : la hauteur minimale du débouché à l'air libre de la cheminée d'évacuation des gaz de combustion devra dépasser d'au moins 3 mètres le point le plus haut de la toiture surmontant l'installation. Règle 3 : prise en compte des obtacles S'il y a dans le voisinage des obstacles naturels ou artificiels de nature à perturber la dispersion des gaz de combustion (obstacles vus de la cheminée considérée sous un angle supérieur à 15 degrés dans le plan horizontal), la hauteur de la (ou des) cheminée(s) doit être déterminée de la manière suivante : - si l'obstacle considéré est situé à une distance inférieure à 25m de l'axe de la cheminée :

Hi = hi + 5, - si l'obstacle considéré est situé à une distance comprise entre 25m et 125m de l'axe de la cheminée :

Hi = 5/4(hi + 5)(1 - d/125). hi est l'altitude d'un point de l'obstacle situé à une distance d de l'axe de la cheminée. Soit Hp la plus grande des valeurs de Hi, la hauteur de la cheminée doit être supérieure ou égale à la plus grande des valeurs Hp et hp.

A3.2 Géothermie A3.2.1 Cadre législatif et réglementaire

Bien que l’eau de nappe puisée ne subisse aucune dégradation (présence d’un échangeur entre le circuit primaire et l’eau de la nappe) hormis la variation de température qui est contrôlée, l’exploitation de la nappe phréatique entraîne des exigences spécifiques :

- Loi n°92-3 du 3 janvier 1992 dite « Loi sur l’eau » - Décret n°93-742 du 29 mars 1993 relatif aux procédures d’autorisation et de déclaration prévues

par l’article 10 de la loi n°92-3 du 3 janvier 1992 sur l’eau, modifié par décret n°2003-868 du 11 septembre 2003

- Arrêté du 2 février 98 : Relatif aux prélèvements et à la consommation d’eau ainsi qu’aux émissions de toute nature des installations classée pour la protection de l’environnement.

- Décret N°96-626 du 9 juillet 1996 - Arrêté du 23 janvier 2001 imposant des limites aux variations de température d’eau induites par

les forages. Il est de plus nécessaire de connaître le contexte réglementaire local. Procédures à engager - Une telle installation est soumise à autorisation au titre de la loi sur l’eau (limite de 80m3/h). Les

travaux ne peuvent commencer qu’après obtention de l’arrêté d’autorisation. Les délais d’instruction sont de 6 mois à un an après réception du dossier complet (enquête publique, consultation du Conseil départemental d'hygiène).



- Les PAC dont la puissance électrique est supérieure à 50kWél en mode froid sont soumises à déclaration au titre des Installations Classées pour la Protection de l’Environnement (ICPE).

A3.2.1 Détail des opérations de maintenance à réaliser sur une pompe à chaleur

Plan de maintenance préventive pour une pompe à chaleur de 200kW Vérification de la bonne marche générale

* Contrôle de différentes alimentations (gaz,électricité,...)

* Contrôle visuel propreté & état:machine, accessoire,...

* Contrôle du fonctionnement des sécurités (huile, pompe à huile)

* Contrôle des fixations : bâti,accessoires,...Contrôle hebdomadaire d'un évaporateur

* Contrôle du bon fonctionnement de l'ensemble

* Contrôle des pressions hautes et bassesContrôle mensuel d'une pompe à chaleur

* Relevés de fonctionnement

* Vérification des pressions HP/BP de fonctionnement

* Vérification des valeurs des réglages et consignes

* Vérification de fuites de fluide frigorigène

* Contrôle étanchéité et fixation des batteries

* Batterie évaporateur :

* Purger le circuit

* Vérifier le fonctionnement du circulateur

* Entretien du calorifugeVisite semestrielle d'une pompe à chaleur

* Nettoyage des filtres

* Vérification des ventilateurs (graissage, nettoyage, moteurs)

* Batterie évaporateur :

* Vérification électrique (serrage connexions, résistance de chauffage, Klixon)

* Réglage de surchauffe détendeur

* Réglage du système de dégivrage

* Contrôle de fuite de fluide frigorigène

* Test acideContrôle annuel d'une pompe à chaleur

* Mesure puissances électriques absorbées

* Nettoyage des batteries

* Remplacement des filtres

* Vidange de l'huile du compresseur

* Mesure des intensités ventilateurs et compresseur

* Recharge de fluide frigorigène si besoin



13 ANNEXE 4 : BILANS DETAILLES POUR L’ECO-QUARTIER BILAN CHALEUR




Locaux Génie Civil Locaux techniques 247 917 € 204 134 € 247 502 €Chaudières Gaz 318 750 € 0 € 137 840 €Groupes frigorifiques + aéroréfrigérants 0 € 0 € 0 €PAC 0 € 451 535 € 82 167 €Forages 0 € 393 467 € 72 610 €Matériaux posés 0 € 85 251 € 338 000 €Génie civil 0 68 201 € 104 000 €

Sous stations 0 € 25 575 € 96 300 €566 667 € 1 228 164 € 1 078 419 €

PAC 0 € 281 671 € 0 €Réseau 0 € 0 € 265 200 €

566 667 € 946 493 € 813 219 €

Abonnement 9 602 € 0 € 146 €Energie 79 479 € 0 € 7 980 €Abonnement 0 € 19 619 € 6 331 €Energie 0 € 46 253 € 40 972 €

89 081 € 65 872 € 55 429 €

Chaudières gaz 31 875 € 0 € 16 791 €Groupes frigorifiques + aéroréfrigérants 0 € 0 € 0 €PAC 0 € 59 630 € 9 611 €Forages 0 € 5 771 € 1 443 €Réseau 0 € 6 084 € 10 579 €Sous-stations 0 € 1 023 € 3 852 €

31 875 € 72 508 € 42 276 €

36 273 € 78 617 € 69 032 €

36 273 € 60 587 € 52 056 €

120 956 € 138 380 € 97 706 €

157 229 € 216 997 € 166 737 €

157 229 € 198 966 € 149 761 €

Total (HT) P2/P3

P4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)P4' - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans) avec aides ADEME


Coût total exploitation avec remboursement prêt

Réseau

Coût total exploitation avec remboursement prêt et aides ADEME

Investissement

Production


P1 - Energie

Gaz

Electricité


Réseau


Aides ADEME

Production

Total (Hors TVA)





Chaud 4 806 328 € 3 257 101 € 2 606 457 € Froid 1 596 685 € 1 147 924 € 1 307 820 € Total 6 403 013 € 4 405 025 € 3 914 277 €



Coût total d'exploitation avec aides

Coût total d'exploitation

Coût total d'exploitation hors P4



BILAN FROID




Locaux Génie Civil Locaux techniques 137 083 € 117 866 € 172 498 €Chaudières Gaz 0 € 0 € 0 €Groupes frigorifiques + aéroréfrigérants 562 321 € 0 € 318 978 €PAC 0 € 260 715 € 96 333 €Forages 0 € 206 533 € 77 390 €Matériaux posés 0 € 44 749 € 338 000 €Génie civil 0 35 799 € 104 000 €

Sous stations 0 € 13 425 € 96 300 €699 405 € 679 086 € 1 203 499 €

PAC 0 € 0 € 0 €Réseau 0 € 0 € 0 €

699 405 € 679 086 € 1 203 499 €

Abonnement 0 € 0 € 0 €Energie 0 € 0 € 0 €Abonnement 4 298 € 7 759 € 4 686 €Energie 6 560 € 5 001 € 8 024 €

10 858 € 12 761 € 12 711 €

Chaudières gaz 0 € 0 € 0 €Groupes frigorifiques + aéroréfrigérants 64 067 € 0 € 27 006 €PAC 0 € 34 430 € 5 549 €Forages 0 € 3 029 € 757 €Réseau 0 € 3 193 € 10 579 €Sous-stations 0 € 537 € 3 852 €

64 067 € 41 190 € 47 743 €

44 770 € 43 470 € 77 038 €

44 770 € 43 470 € 77 038 €

74 925 € 53 950 € 60 454 €

119 695 € 97 420 € 137 492 €

119 695 € 97 420 € 137 492 €

P4 - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans)P4' - Annuité remboursement prêt (sur 25 ans) avec aides ADEME


Coût total exploitation avec remboursement prêtCoût total exploitation avec remboursement prêt et aides ADEME

Gaz

Electricité


Production

Réseau

Total (HT) P2/P3

Investissement

Production

Réseau


Aides ADEME


P1 - Energie

Total (Hors TVA)



14 ANNEXE 5 : ADEQUATION RESSOURCE/PROJET SELON LES SOLUTIONS

Solution 2 Dans la solution 2, il est nécessaire d’avoir tout le débit dimensionné. On risque donc d’avoir de mauvaises adéquations pour des zones de faible taille et lorsque le débit disponible est important (soit pour des zones de 10 à 15 000 m², pour un débit disponible en deçà de 50 m3/h). L’adéquation varie généralement entre 50 et 100% comme l’illustrent les exemples ci-dessous :

Taille de la zone (m²) Débit disponible (m3/h) Débit nécessaire (m3/h) Nombre forages nécessaires Adéquation besoins/ressource

10000 50 40 1 80%30000 80 120 2 75%20000 75 80 2 53%15000 100 60 1 60%

Solution 3 Dans la solution 3, du fait de la présence d’appoints, on pourra toujours se contenter d’un peu moins de débit (et d’un taux de couverture par la géothermie un peu moins élevé). Par contre, le débit nécessaire étant moindre, il y a plus de risques que le débit disponible ne soit utilisé que partiellement. Plus exactement, le débit supplémentaire disponible pourra être utilisé, mais il le sera avec une rentabilité moindre. L’adéquation varie entre 20 et 100% comme on peut le constater sur les exemples ci-dessous :

Taille de la zone (m²) Débit disponible (m3/h) Débit nécessaire (m3/h) Nombre forages nécessaires Adéquation besoins/ressource

10000 50 10 1 20%70000 50 70 2 70%50000 80 50 1 63%50000 20 50 3 83%20000 80 20 1 25%

Elle n’est inférieure à 50% que dans le cas où un forage fournit déjà trop de débit c'est-à-dire :

- Soit si la ressource est abondante donc peu coûteuse, cas non problématique. - Soit si le projet est de trop faible taille (inférieur à 25 000 m² pour un débit disponible de

50m3/h).



Annexe 2

Lignes directrices pour l’établissement d’un cahier des charges sur l’évaluation

du potentiel de développement de la géothermie



La contribution de l’énergie géothermique attendue pour atteindre les 10 Mtep de

chaleur renouvelable consiste en une multiplication par 6 de la production de

géothermie et des pompes à chaleur à l’horizon 2020, soit une contribution de 2

millions de tonnes équivalent pétrole.

Concernant, la géothermie, les objectifs de développement fixés par arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production de chaleur (PPI Chaleur 2009-2020) sont les suivants :

Au 31 décembre 2012 Au 31 décembre 2020

Géothermie profonde 195 ktep 500 ktep

Géothermie intermédiaire

100 ktep 250 ktep

Pompes à chaleur individuelles

1 200 ktep 1 600 ktep

L’enjeu de la réalisation du schéma régional de développement de la géothermie est alors de déterminer quelle sera la contribution de la région à cet objectif national, et ce en étudiant son potentiel.

ENJEUX POUR L’ÉLABORATION D’UN SCHÉMA DE DÉVELOPPEMENT RÉGIONAL DE LA GÉOTHERMIE

La prise en compte des spécificités de l’énergie géothermique vont influencer la démarche à adopter pour la réalisation d’un schéma régional de développement de cette énergie.

La prise en compte des spécificités régionales et locales

La diversité régionale se manifeste en premier lieu dans la répartition des ressources géothermales. En effet, le territoire national est abondamment pourvu en aquifères, notamment dans les contextes sédimentaires, mais ceux-ci présentent une grande variabilité géographique. Cette disparité au niveau national se retrouve également au niveau régional et infrarégional.

De même, les conditions règlementaires et administratives d’utilisation de ces ressources varient en fonction de la zone de territoire concernée.

Enfin, la diversité régionale se retrouve dans la typologie des besoins de surface et des

équipements (comme la présence de réseaux de chaleur, par exemple). Les typologies

et caractéristiques de l’habitat des régions (part d’immeubles collectifs, lancement de

projet de rénovation…) vont déterminer la nature des projets de géothermie qui auront

une plus grande influence sur le poids programmé de la filière.



La prise en compte de l’ensemble des filières

Dans le cadre de la mise en place d’une étude prospective, les principales filières de

géothermie doivent être considérées :

- la géothermie très basse énergie, pour le secteur résidentiel, collectif, tertiaire et

industriel : Utilisation des aquifères superficiels couplés avec une PAC ou

développement de (champs) de sondes géothermiques ;

- la géothermie basse énergie : utilisation des aquifères profonds (lorsqu’ils existent)

pour alimenter des réseaux de chaleur urbains.

C’est également l’occasion de rappeler que les différentes formes de géothermie

(pompes à chaleur sur sondes ou aquifères, puits canadiens) sont à même de

répondre à la fois au besoin de chauffage et à la demande de rafraîchissement, avec

un meilleur coefficient de performance que la plupart des autres formes d’énergie.

La nécessaire géo localisation des ressources et des besoins

Comme souligné ci-dessus, la prise en compte de la notion de territoire est particulièrement importante dans le cas de l’énergie géothermique. En effet, le critère essentiel de performance lors de la mise en place d’une solution de géothermie est l’adéquation des ressources et des besoins.

C’est un des atouts principaux de la géothermie, en ce sens qu’il s’agit d’une réelle énergie locale (pas de consommations pour le transport notamment). Cependant, cela signifie également que le potentiel ne peut être défini par une étude des ressources d’un côté et des besoins de l’autres. La ressource du sous-sol doit correspondre au besoin de surface, que ce soit un besoins de chaleur, de rafraîchissement et/ou d’eau chaude sanitaire (ECS).

Il n’est donc pas concevable de raisonner de manières statistiques à l’échelle de la

région, mais de manière géo-localisée, que ce soit pour les ressources ou pour les

besoins thermiques.

Les différentes étapes nécessaires à la mise en place d’un schéma de développement

régional de la géothermie tel qu’envisagé par le BRGM sont les suivantes.

Les différentes étapes peuvent être réalisées par des intervenants différents (spécialistes du sous-sol, thermiciens pour les inventaires des réseaux...), si elles n’ont pas été déjà réalisés dans le cadre d’autres études liées SRCAE. Il s’agit notamment des réflexions sur :

- l’efficacité énergétique dan le bâtiment ou la réalisation d’une cartographie des consommations énergétiques dans le bâti, pour le chauffage, Eau Chaude Sanitaire (ECS) et rafraichissement/climatisation ;

- les réseaux de chaleur existants ou en cours dé développement ;



- les contraintes d’implantations, interactions, complémentarités/conflits d’usage avec d’autres ressources pourront être intégrées aux contraintes techniques et règlementaires proposées dans un premier temps.

ÉTAT DES LIEUX

Le bilan des opérations de géothermie : bilan énergétique et environnemental

L’état des lieux, ou « état zéro » de la filière géothermique constitue la première étape de la réalisation d’un schéma régional. L’objectif est double, il doit permettre :

- d’effectuer un bilan énergétique et environnemental permettant d’appréhender le poids de la filière géothermique par rapport aux autres énergies (renouvelables et fossiles) dans la région ;

- d’identifier l’existant en terme d’exploitation des aquifères pour la production de chaleur et/ou de climatisation géothermale afin de quantifier les pressions exercées sur les masses d’eau et les impacts thermiques possibles. L’enjeu est ainsi de donner des premiers éléments nécessaires à une bonne gestion future de la ressource.

Il est nécessaire de faire une distinction entre la géothermie pour les particuliers et pour le collectif/tertiaire. Les sources de données et précisions atteintes seront en effet différentes.

De même, l’inventaire des réseaux de chaleur et de leurs principales caractéristiques pourrait être intéressant et devrait compléter cet état des lieux. Les réseaux seront identifiés et caractérisés par leur statut (public ou privé), implantation, énergie (mixte énergétique), température réseau (voir données VIASEVA et AMORCE), type d’exploitation, nombre d’équivalent-logements raccordés…

Étude des ressources géothermales : l’étude du potentiel géothermique intrinsèque

Le potentiel géothermique « intrinsèque » dépend de la capacité propre des aquifères ou de la conductivité thermique des terrains à alimenter une pompe à chaleur ou destiné à un usage direct.

Les ressources des aquifères superficiels

Concernant les aquifères superficiels, la ressource exploitable à partir d’aquifères est déterminée par des paramètres géologiques et hydrogéologiques locaux (principalement : épaisseur de la nappe, transmissivité, hydrochimie, débit potentiel et température).

La connaissance de cette ressource suppose des travaux spécifiques. C’est pour cela que l’ADEME et le BRGM ont réalisé, en partenariat avec les collectivités locales, et ce depuis quelques années, des travaux d’inventaires de la ressources des aquifères superficiels pour la géothermie. Ces outils permettent de pré qualifier la ressource,



sous forme de Système d’Information Géographique, afin que tout maître d’ouvrage, maître d’œuvre ou bureau d’études puisse rapidement identifier, pour un projet donné, si la solution de géothermie sur aquifère superficiel est à considérer ou non.

Cet atlas n’a pas encore été réalisé dans l’ensemble des régions. Il constitue cependant une étape indispensable pour la réalisation du schéma de développement de la géothermie.

Les ressources profondes

Concernant les ressources profondes, des travaux de recherche, menés en partenariat par le BRGM et l’ADEME, ont permis d’identifier certains réservoirs qui paraissent les plus favorables au développement de la géothermie. Certains sont déjà exploités, comme le Dogger du bassin parisien ou les nombreuses formations sédimentaires du bassin aquitain. Leurs caractéristiques sont dans ce cas suffisamment bien connues pour dimensionner correctement la ressource exploitable. D’autres, en revanche, paraissent présenter des caractéristiques favorables, mais n’ont pas été exploitées à ce jour.

Ces ressources profondes ont fait l’objet d’inventaires régionaux à partir du milieu des années 1970, à la suite du choc pétrolier de 1973. Comme cela a été fait pour la Limagne en 2005, il serait utile de les actualiser, en particulier au droit des agglomérations bénéficiant de réseaux de chaleur, et de les étendre vers des aquifères de profondeur intermédiaire, négligés lors des premiers inventaires, car fournissant des températures trop faibles (40 à 50 °C) pour l’alimentation par simple échange des installations de surface. Ces aquifères situés à moyenne profondeur et donc généralement moins chauds que les ressources profondes deviennent intéressants à l’heure où les besoins énergétiques des bâtiments diminuent considérablement (bâtiments à basse consommation). La valorisation de ces nouveaux réservoirs passera nécessairement par de premières opérations pilotes, représentant des investissements lourds, à même de confirmer et de qualifier l’existence de la ressource.

Ce type de démarche doit être ciblé sur les zones les plus prometteuses, et nécessite plus d’un an pour être mené à bien. Les schémas régionaux devront donc prévoir une stratégie, en fonction des contextes locaux (géologie favorable, urbanisation ou besoins industriels en surface), pour le développement de ces ressources profondes.

Le potentiel des terrains (hors zones aquifères)

Cette ressource qui peut être exploitée par des systèmes dits « fermés » (sondes géothermiques verticales ou échangeurs compacts en cours de développement) est à priori disponible sr tout le territoire. Il n’est pas proposé de cartographier la ressource « conductivité thermique du sol » qui est un des principaux critères pour qualifier la ressource. Des hypothèses justifiées seront donc prises pour la quantification du potentiel.



La prise en compte des contraintes règlementaires et techniques

L’étude des ressources nous donne un potentiel géothermique intrinsèque. Ce potentiel ne pourra cependant pas être exploité dans sa globalité. En effet, différentes contraintes règlementaires et techniques limiteront l’utilisation de ce potentiel.

Les contraintes à préciser sont donc :

Les contraintes règlementaires

Un bilan du cadre réglementaire et administratif en vigueur devra être présenté et complété par l'inventaire des spécificités administratives régionales. La réservation de certains aquifères à l'usage « Eau potable » (Nappe réservée pour l’alimentation en eau potable (NAEP) ou Zones de Répartition des eaux (ZRE)) sont des exemples de spécificités régionales. Dans ces aquifères « protégés », qui n’existent pas nécessairement dans toutes les régions, les projets de prélèvements d’eaux sont soumis à des contraintes règlementaires spécifiques.

Une cartographie géo référencée de ces contraintes devra être intégrée au SIG lorsque cela sera possible. Elle permettra de mettre en évidence des zones de restriction où les projets de géothermie, avec différenciation possible selon les filières, sont autorisées, autorisées sous conditions ou non autorisées.

Ces éléments seront pris en compte dans l’élaboration du schéma, en fonction des données cartographiées disponibles auprès de l’administration.

Les contraintes techniques

Ces contraintes, pour l’essentiel liées à la nature du sous-sol et susceptibles de limiter l’implantation de solutions de géothermie, seront présentées. Il s’agit en effet d'identifier des types de milieux dans lesquels des précautions techniques devront être prises en compte lors de la réalisation de forages.

Les contraintes techniques, liées aux autres usages de la ressource en eau souterraine (alimentation en eau potable et exploitations industrielles) pourraient également être prises en compte.

Ces contraintes pourraient être cartographiées en fonction des données disponibles.

La réflexion sur les contraintes d’implantation peut être approfondie en fonction des spécificités régionales et des réflexions sur les conflits d’usage avec d’autres énergies renouvelables, par exemple.

La cartographie des besoins thermiques de surface

Rappelons ici que le principe fondamental de la géothermie réside dans l’adéquation des ressources et des besoins. La détermination d’un potentiel de valorisation de l’énergie géothermique suppose donc de croiser la ressource géothermale étudiée en première partie avec des besoins identifiés. Ainsi, pour prévoir le développement de



l’énergie géothermie, il est intéressant de croiser les ressources, aux besoins thermiques en surface, eux-mêmes géo localisés.

- La première étape nécessite, pour la partie prospective, à proposer, à partir de la situation à l’heure actuelle, un schéma de développement territorial permettant de mettre en avant la localisation des consommateurs à l’horizon 2020. Cela nécessite de faire des hypothèses et de cartographier les projets d’aménagement du territoire à l’horizon 2020.

Il s’agit ici de cartographier l’implantation des futures cibles de développement de la géothermie, afin de déterminer quelles seront les bâtiments du secteur résidentiel et tertiaire susceptibles d’être alimentés par cette énergie en 2020.

Les caractéristiques énergétiques des bâtiments sont déterminantes pour préciser la pertinence de ces derniers à pouvoir utiliser l’énergie géothermique pour satisfaire leurs besoins. La typologie des bâtiments (bureaux, logements, commerces, hôpitaux..) et les choix thermiques envisagés (isolation, émetteurs de chaleur, réseaux de chaleur…) influencent directement l’intérêt technique et économique.

De manière simplifiée, les cibles privilégiées sont donc celles qui ont des besoins de chaleur et d’eau chaude sanitaire (ECS) en base et sur toute l’année (pas d’intermittence). La rentabilité est améliorée lorsque le bâtiment a, de plus, des besoins de rafraîchissement, assurés avec le même système, sans investissements supplémentaires.

Ainsi, les cibles privilégiées, sont principalement, dans le tertiaire, les bureaux, les hôpitaux et cliniques, les maisons de retraite, les grandes surfaces et centres commerciaux, établissement pénitentiaires, parcs aquatiques et piscines (idéalement combinés avec des patinoires).9 Dans le secteur de l’agriculture et de l’élevage, les serres et les piscicultures sont extrêmement bien adaptées. Les réseaux de chaleur sont également des cibles intéressantes. La définition des cibles privilégiées sera à adapter en fonction des régions et des climats.

L’ensemble des éléments d’urbanisme doivent être fournis par les acteurs locaux qui connaissent leur territoire et les perspectives de développement. Ce travail prospectif passe nécessairement par la formulation d’hypothèses qui devront être validées par l’ensemble des acteurs du Schéma Régional. Les principales entités identifiées pour travailler sur ce sujet sont principalement les agences d’urbanisme ou DREAL, ainsi que la Direction de l’aménagement du territoire du Conseil Régional.

Remarques : Pour le secteur de du résidentiel individuel, la question à se poser est : quelle est la part de la construction individuelle dans la part du logement total, avec distinction réhabilitation/construction neuve et quel est poids estimé ou potentiel dans

9 Dans un second temps, d’autres cibles peuvent également présenter des retours sur investissement intéressants Il

s’agit du logement collectif et pour le tertiaire : établissements scolaires dont lycées, équipements publics.



le développement de la filière géothermique. Cette estimation statistique devrait permettre de définir les principales masses de consommations régionales.

- La deuxième étape consiste en la traduction de ce schéma territorial en un schéma de consommations énergétiques pour les besoins de chaud, de froid et d’ECS. Cette cartographie des besoins chiffrés servira de base au croisement. Les besoins considérés seront les besoins de chaud et/ou de froid et/ou d’ECS. Ils prendront en compte les objectifs fixés par les lois. Cela nécessite donc de connaître également les projets de rénovations prévus.

Méthodologie de mise en place du schéma de consommation énergétique à l’horizon 2020

Le croisement des ressources et des besoins : mise en place de scénarios de développement de la géothermie

L’ensemble des cartographies réalisées (ressources géothermales, contraintes et besoins énergétiques) seront croisées, et ce grâce au SIG afin de mettre en avant les zones plus ou moins favorables au développement des différentes filières de la géothermie et e proposer différents scénarios de développement de la géothermie.

La question de l’échelle de travail et de restitution n’a pas encore été validée. Elle dépendra de la quantité et de la qualité des données disponibles.



Illustration schématique du croisement sous SIG

Les différents scénarios seront élaborés en fonction des hypothèses qui pourront être faites principalement sur les consommations énergétiques des bâtiments et sur les stratégies de développement des différentes filières de géothermie.

DÉFINITION D’OBJECTIFS DE DÉVELOPPEMENT

Les scénarios définis précédemment permettront de définir les objectifs régionaux de développement de la géothermie. Pour cela, des critères, définis avec l’ensemble des membres du Comité Technique, devront permettre de faire des choix. Ils pourront être discutés avec des acteurs de la filière, en organisant par exemple une journée technique sur le sujet.

Les critères à prendre en compte seront liés notamment à la qualité de la filière géothermie et aux choix face au développement des autres usages de la ressource et des autres énergies renouvelables.

Le rendu cartographique (avec rapport associé) pourrait être accompagné de propositions d’actions d’accompagnement du développement de la filière. L’information et la promotion pour stimuler les projets, la formation et les démarches qualité pour améliorer l’offre seront déterminantes pour l’atteinte des objectifs, particulièrement pour la géothermie qui est encore à un stade de marché naissant.



Annexe 3

Lois Grenelle et géothermie



L’objectif fixé pour la France par la directive européenne sur les énergies renouvelables est de produire 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie d’ici 2020 grâce à la maitrise de la consommation énergétique et la promotion des énergies renouvelables.

Atteindre cet objectif suppose d'augmenter de 20 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) la production annuelle d'énergie renouvelable d'ici 2020, en portant celle-ci à 37 Mtep. Parmi ces 20 Mtep, 10 millions seront valorisées sous forme de chaleur.

Le Comité Opérationnel « énergies renouvelables » du Grenelle Environnement a proposé une multiplication par 6 de la production de géothermie et des pompes à chaleur à l’horizon 2020, soit une contribution de 2 millions de tonnes équivalent pétrole représentant 10% de l’augmentation de la production d’énergie renouvelable à cet horizon.

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

2006 2012 2020

PAC géothermiquesindividuelles

PAC géothermiquestertiaire et collectif

Géothermie profonde

Illustration 1 : Objectifs de production de chaleur géothermale en ktep (Source : COMOP 10).

Les objectifs de développement de la géothermie, proposés par les Comités Opérationnels du Grenelle, ont été fixés par arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production de chaleur. Les objectifs de développement de la production de chaleur à partir d'énergies renouvelables en France (PPI Chaleur 2009-2020) sont les suivants, en termes de production globale :

Au 31 décembre 2012 Au 31 décembre 2020

Géothermie profonde 195 ktep 500 ktep

Géothermie intermédiaire

100 ktep 250 ktep

Pompes à chaleur individuelles

1 200 ktep 1 600 ktep

Le processus du Grenelle de l’Environnement a été suivi par la promulgation de deux lois :

- La loi de programmation de mise en œuvre du Grenelle de l’environnement, dite « loi Grenelle 1 » a été adoptée par le parlement le 23 juillet 2009 (et promulguée le 3 août 2009). Cette loi reprend les engagements du Grenelle, avec une rédaction



adaptée au cadre législatif, et notamment les éléments du Plan National pour le développement des énergies renouvelables à haute qualité environnementale, annoncé par J.L. Borloo en 2008. Si la thématique énergie est un point clé pour la géothermie, les thématiques bâtiments et urbanisme vont également influer sur le développement de cette énergie renouvelable. D’après le site officiel du Grenelle10, « L’année 2009 a été riche en réalisations pour le Grenelle Environnement. 88 % des engagements qui devaient être réalisés avant la fin 2009 ont été tenus».

- La loi portant engagement national pour l’environnement, dite « loi Grenelle 2 », a été promulguée le 12 juillet 2010. Cette rassemble la quasi-totalité des mesures législatives normatives nécessaires à la mise en œuvre des engagements du Grenelle et ne relevant pas d'une loi de Finance. Elle met en place des mesures phares, dans l’ensemble des thématiques abordées par le Grenelle de l’Environnement. Elle est décomposée en 6 titres: Bâtiments et Urbanisme, Transports, Energie, Biodiversité, Risques/santé/Déchets, Gouvernance.

Les titres « Energie et climat », « Bâtiments et urbanisme » et « Risques industriels et naturels » concernent plus spécifiquement la géothermie.

La loi Grenelle 2 fournit tout d’abord un cadre général pour le développement des énergies renouvelables et donc pour tous les types de géothermie :

Grâce au Grenelle 2, l’organisation du secteur énergétique évolue afin d’intégrer les énergies renouvelables :

L’article 84, qui modifie l'article 45 de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946, crée un comité de suivi des énergies renouvelables au sein du Conseil supérieur de l’énergie pour évaluer la progression vers l’objectif des 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation d'énergie finale en 2020. Ce Conseil peut émettre, à la demande du ministre chargé de l'énergie, des avis concernant la politique en matière d'électricité, de gaz mais aussi d'énergies renouvelables et d'économies d'énergie qui peuvent être remis au Gouvernement.

De plus, en modifiant l’article 28 de la loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, l’article 73 du Grenelle II élargit le mandat de la Commission de régulation de l’énergie de façon à couvrir l’atteinte des objectifs fixés par la Programmation Pluriannuelle des Investissements électricité, et notamment les objectifs de production d'énergie renouvelable, en cohérence avec les objectifs de la politique énergétique fixés par l'article 1er de la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique et par la loi Grenelle I (article 1 et 2).

De plus, dans le cadre de l’aménagement du territoire, les objectifs de production d'énergies renouvelables, ayant été définis au niveau national, le Grenelle II délègue largement la mise en place des moyens de production au niveau local.

10

http://www.legrenelle-environnement.fr

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=LEGITEXT000006068019&dateTexte=20101209

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=3ACFDC7A5816EC53A7065A7FC55EE9BE.tpdjo06v_2?cidTexte=JORFTEXT000000750321&idArticle=&dateTexte=20101228


http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000020949548



Ainsi, parce qu’ils sont les plus importants donneurs d’ordre en matière de construction d'édifices publics (lycée, écoles, hôpitaux...), et parce qu’ils sont chargés de mettre en œuvre et de contrôler le respect des plans locaux d'urbanisme, le Grenelle 2 impose aux collectivités territoriales, notamment au niveau régional, et aux services déconcentrés, l’élaboration de 2 documents afin de promouvoir les nouvelles technologies et de montrer l'exemple :

- un schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) (article 68 qui modifie l’article L. 222-1.-I.du code de l’environnement) élaboré avec conjointement par l'État et la Région. Concernant la partie énergies renouvelables, il définira, par zones géographiques, sur la base des potentiels de la région, et en tenant compte des objectifs nationaux, des objectifs qualitatifs et quantitatifs de la région à atteindre en termes de développement des énergies renouvelables et de maîtrise de l’énergie à l'horizon 2020 et 2050. Il nécessite donc un bilan énergétique régional, une évaluation du potentiel de développement des énergies renouvelables, ainsi qu’une évaluation des améliorations possibles en matière d'efficacité énergétique. Ce schéma doit être adopté au plus tard un an après publication de la loi et 5 ans après sa publication. Il doit être évalué et peut être révisé en conséquence. Ce schéma climat, air, énergie vaut schéma des énergies renouvelables qui avait été introduit par le Grenelle I.

- un plan climat-énergie territorial (PCET), élaboré par chaque collectivité territoriale de plus de 50 000 habitants pour le 31 décembre 2012 (article 75 qui complète le code de l’urbanisme par l’article L. 229-26.-I). Il définit au niveau local les objectifs stratégiques et opérationnels pour atténuer et lutter contre le réchauffement ainsi que le programme des actions à réaliser, notamment celles relatives au développement des énergies renouvelables.

La région peut intégrer à son schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie, le plan climat-énergie territorial.

Parallèlement, dans le cadre plus spécifique du bâtiment, les collectivités territoriales gagnent en compétence dans l’élaboration des documents d’urbanisme.

L’article 14, qui modifie l’article L. 121-1 du code de l'urbanisme, permet ainsi aux collectivités territoriales de déterminer, dans les schémas de cohérence territoriale, les plans locaux d’urbanisme (PLU) et les cartes communales, des conditions pour assurer la production énergétique à partir de sources renouvelables.

De plus, grâce à l’article 19, qui crée l’article 123-1-9 du code de l'urbanisme, un PLU doit prendre en compte le PCET lorsqu’il existe et peut donc maintenant imposer aux constructions de respecter des performances qu’il définit, notamment en termes d’énergies renouvelables.

Enfin, l’article 20 modifie l’article L. 128-1 du code de l'urbanisme et précise qu’une collectivité territoriale peut autoriser un dépassement jusqu’à 30 % des règles d’urbanisme relevant du gabarit et de la densité d’occupation des sols pour les constructions utilisant des sources d’énergies renouvelables, sauf dans certains

http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do?cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20101228

http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=27FF8995ED102E31107B1CF2904FA0BA.tpdjo06v_2?cidTexte=LEGITEXT000006074075&dateTexte=20101207






secteurs protégés (Zone de Protection du Patrimoine Architectural, Urbain et Paysager).

Le Grenelle 2 facilite le développement des réseaux de chaleur et de refroidissement renouvelable.

Parmi les mesures mises en place pour le développement des réseaux de chaleur et de refroidissement urbains, il existe déjà des moyens réglementaires comme le classement des réseaux alimentés majoritairement par des énergies renouvelables ou de récupération et des réseaux de froid, qui peut rendre obligatoire le raccordement d’un bâtiment dans le périmètre d’un réseau notamment s’il s’agit d’une construction neuve.

Parce que le développement des énergies renouvelables implique des investissements souvent importants et nécessitant une longue durée d'amortissement, l’article 85 de la loi Grenelle II modifie l’article L. 1411-2 du code général des collectivités territoriales et permet de prolonger les concessions de services publics et en particulier de réseaux de chaleur, en cas d’investissements accrus ou nouveaux en faveur d’énergies renouvelables ou de récupération, et si la durée de la convention restant à courir est supérieure à 3 ans.

De plus, en modifiant l’article 5 de la loi n° 80-531 du 15 juillet 1980 relative aux économies d’énergies et à l’utilisation de la chaleur, l’article 85 du Grenelle II modifie les conditions et la procédure de classement d’un réseau de chaleur ou de froid.

Il définit tout d’abord les 3 conditions à respecter pour permettre le classement d’un réseau :

- le réseau doit être alimenté à au moins 50 % par des énergies renouvelables ou de récupération comptage des quantités d’énergie livrées par point de livraison doit être assuré l’équilibre financier de l’opération pendant la période d’amortissement des installations doit être assurée.

Puis il simplifie la procédure de classement d’un réseau alimenté majoritairement par des énergies renouvelables : le classement est désormais une décision de la collectivité territoriale, et non plus une décision du Préfet, et l’enquête publique est supprimée.

Le classement est prononcé par délibération de la collectivité ou du groupement de collectivités. Cependant :

- lorsqu’il existe une commission consultative des services publics locaux prévue à l’article L.1413-1 du code général des collectivités territoriales, elle doit être consultée pour avis,

- sur les réseaux existants, un audit énergétique examinant les possibilités d’amélioration de leur efficacité énergétique doit être réalisé.

L’article 85 permet aussi, en modifiant l’article 7 de cette même loi, de renforcer les obligations de raccordement des bâtiments aux réseaux classés. En effet, le

http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=8AE7AE0C892269FABABE13C0275CA0A9.tpdjo06v_2?cidTexte=LEGITEXT000006070633&dateTexte=20100917

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=D4692A0B484CC06F9AB639222A19DF87.tpdjo03v_2?cidTexte=JORFTEXT000000886864&dateTexte=20110217

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=D4692A0B484CC06F9AB639222A19DF87.tpdjo03v_2?cidTexte=JORFTEXT000000886864&dateTexte=20110217

http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=8AE7AE0C892269FABABE13C0275CA0A9.tpdjo06v_2?cidTexte=LEGITEXT000006070633&dateTexte=20100917



classement d’un réseau de distribution de chaleur a pour conséquence la définition, dans les limites de la zone de desserte de ce réseau, d’un ou plusieurs périmètres de développement prioritaire. Au sein de ces périmètres, ce ne sont plus seulement les bâtiments neufs mais aussi les bâtiments faisant l’objet de travaux de rénovation importants qui ont une obligation de raccordement au réseau, s’ils ont des installations industrielles, de chauffage de locaux de climatisation ou de production d’eau chaude de plus de 30 kW. Une dérogation à cette obligation est possible à condition de démontrer que les installations ne peuvent être raccordées au réseau dans des conditions techniques ou économiques satisfaisantes ou dans le délai nécessaire pour assurer la satisfaction des besoins des usagers.

Quant à l’article 87, qui crée l’article 21-1 de la loi n° 80-531 du 15 juillet 1980 relative aux économies d'énergie et à l'utilisation de la chaleur, il précise que suite à une réhabilitation, les bâtiments connectés à un réseau de chaleur peuvent demander un réajustement des puissances souscrites.

Enfin, il faut noter que l’article 86, en créant crée l’article 1-1 de cette même loi, oblige à installer, sous un délai de 5 ans, des systèmes de comptage au niveau des points de livraison des réseaux de chaleur, condition nécessaire au classement d’un réseau.

L'ensemble des mesures prises par le Grenelle II est de nature à faciliter l'accès de tous aux nouvelles énergies et donne donc de nouvelles perspectives au développement de la géothermie sous toutes ses formes.

De façon plus spécifique, le Grenelle II favorise le développement de l’électricité renouvelable, apportant ainsi de nouvelles conditions au développement de la géothermie dans les DOM ou à Soultz-Sous-Forêts :

En effet, l’article 71, qui modifie l’article 14 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, impose au gestionnaire du réseau public de transport l’élaboration d’un schéma régional de raccordement au réseau électrique des énergies renouvelables qu'il doit soumettre à l'approbation du préfet de région dans un délai de six mois à compter de l'établissement du schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie. Ce schéma permet d’anticiper les renforcements nécessaires (ouvrages à créer ou existants à renforcer) sur les réseaux électriques pour pouvoir accueillir l'ensemble de la production d'électricité renouvelable, et donc tout particulièrement celle issue de la géothermie, et pour atteindre les objectifs fixés par le schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie.

Les capacités d'accueil de la production prévues dans le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables sont réservées pendant une période de dix ans au bénéfice des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable.

De plus, le mode de fixation des tarifs d’achat de l’électricité évolue.

En effet, l’article 88 du Grenelle II modifie l’article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité pour préciser que les contrats d’achat sont des contrats administratifs qui ne sont

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=DF0C05C1E9412E7FBE68A8C6315F18C9.tpdjo17v_2?cidTexte=JORFTEXT000000886864&dateTexte=20110213

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=DF0C05C1E9412E7FBE68A8C6315F18C9.tpdjo17v_2?cidTexte=JORFTEXT000000886864&dateTexte=20110213






conclus et n’engagent les parties qu’à compter de leur signature. Le tarif d’achat n’est ainsi définitivement fixé qu’à la signature du contrat. L’objectif de cette disposition est qu’une modification de l’arrêté ministériel fixant les tarifs de la filière, puisse ainsi être applicable à toutes les demandes de contrat d’achat en cours.

De plus, il étend le bénéfice de l’obligation d’achat à l’ensemble des collectivités territoriales (départements, régions, établissements publics de coopération inter-communale).

Enfin, l’article 88 supprime la limite de 12 MW de puissance maximale installée permettant à une installation de production géothermique de bénéficier d’un rachat de l’électricité par EDF et supprime aussi la distance minimale nécessaire (fixée par décret) séparant 2 installations appartenant à une même société pour qu’elles soient considérées comme situées sur 2 sites distincts.



Annexe 4

Glossaire



AEU Approche Environnementale de l'Urbanisme

BBC Bâtiment Basse Consommation

COP Coefficient de Performance

ECS Eau Chaude Sanitaire

EER Energy Efficiency Ratio

HQE Haute Qualité Environnementale

PCET Plan Climat Energie Territorial

PLU Plan Local d'Urbanisme

SCOT Schéma de Cohérence Territorial

SDAGE Schéma Directeur d’Aménagement et de Gestion des Eaux

SER Syndicat des Energies Renouvelables

SRCAE Schéma Régional Climat Air Energie

ZAC Zone d'Aménagement Concertée

ZRE Zone de Répartition des Eaux

Centre scientifique et technique

Département Géothermie 3, avenue Claude-Guillemin

BP 36009 – 45060 Orléans Cedex 2 – France – Tél. : 02 38 64 34 34

géothermie et échelles de territoire - étude des micro...

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