potentiel géothermique des aquifères situés au droit du...

Potentiel géothermique des aquifères situés au droit du projet de la ZAC des Portes du

Tarn – St Sulpice sur Tarn (81) Rapport final

BRGM/RP-61661-FR

Septembre 2012

Potentiel géothermique des aquifères situés au droit du projet de la ZAC des

Portes du Tarn – St Sulpice sur Tarn (81)

Rapport final

BRGM/RP-61661-FR

Septembre 2012

Étude réalisée dans le cadre des projets de Service public du BRGM 2010 10GTHB19

M. Bardeau

Vérificateur :

Nom B. Monod

Date :

Signature :

Approbateur :

Nom : Philippe Roubichou

Date :

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, hydrogéologie, aquifère alluvial, aquifère des sables infra-molassiques, potentiel géothermique, Saint Sulpice sur Tarn, projet de ZAC En bibliographie, ce rapport sera cité de la façon suivante : Bardeau M., (2012) – Potentiel géothermique des aquifères situés au droit du projet de la ZAC des Portes du Tarn – St Sulpice sur Tarn (81)- Rapport final. Rapport BRGM/RP-61661-FR, 48. p., 24 fig. © BRGM, 2012, ce document ne peut être reproduit en totalité ou en partie sans l’autorisation expresse du BRGM.

Potentiel géothermique des aquifères au droit du projet de la ZAC « Portes du Tarn » - St Sulpice (81)

BRGM/RP-61661-FR - Rapport final provisoire

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Synthèse

Le projet d’implantation d’une ZAC sur les communes de Saint Sulpice sur Tarn et de Buzet sur Tarn (81) s’intègre dans une démarche d’écologie industrielle permettant d’intégrer le parc d’activités dans son environnement à travers une démarche écologique, durable et une gestion économe dans son fonctionnement

Aussi, il est prévu de développer au maximum les énergies renouvelables pour le chauffage et le refroidissement des différentes structures accueillies sur la ZAC. Il est notamment envisagé de développer de la géothermie sur aquifères alluviaux pour le chauffage de bâtiments et de serres, et sur aquifères profonds pour le chauffage de bâtiments.

Dans ce contexte, la SPLA 81 a demandé au BRGM de procéder à une étude hydrogéologique du site visant à évaluer le potentiel géothermique des aquifères en présence.

Pour cela, les données issues de précédents travaux du BRGM sur la géothermie de la région (Atlas géothermie, volet géothermie du SRCAE) ont été utilisées. Elles ont été complétées par les données issues de la Banque de Données du Sous-Sol et par des ouvrages de la bibliographie.

Ces données montrent qu’il est possible d’espérer un débit de 25 m3/h dans la nappe alluviale de la basse plaine du Tarn. Avec une température moyenne de l’eau estimée à 13 °C, un seul forage permettrait de chauffer 4000 m² de bureaux ou 8200 m² d’hôtels construits dans le respect de la RT 2012.

La réalisation de plusieurs forages équipés de pompes, et répartis de manière stratégique sur le territoire de la ZAC permettrait de chauffer plusieurs bâtiments. Il est également envisageable de chauffer une partie des 10 ha de serres prévus sur la ZAC. Dix forages permettraient de chauffer environ 6 ha, en considérant un débit par puits de 25 m3/h. Cependant, les caractéristiques hydrogéologiques de l’aquifère au droit de la zone d’étude doivent être précisées par des investigations locales afin de mieux évaluer l’interaction éventuelle entre les ouvrages de pompage.

Cependant, le débit exploitable dans la nappe alluviale de la basse plaine doit être absolument confirmé au droit de l’emprise de la future ZAC. Pour cela, des forages de moins de 10 m de profondeur devront être réalisés, puis testés par des essais de pompage. Par ailleurs, si plusieurs forages de géothermie sur nappe alluviale sont prévus, une carte piézométrique du secteur devra être réalisée afin d’identifier précisément les sens d’écoulement de la nappe. Cela permettra de positionner correctement les forages de prélèvements par rapport aux forages de réinjection.

Afin, concernant nappe des SIM ou plus globalement les aquifère profonds et captifs du secteur, les deux forages réalisés à proximité du site étudié (forage de Buzet en bordure de la future ZAC et le forage de Lavaur à 7 km au sud-est du projet), montrent que les sables infra-molassiques (ou plutôt les formations de la base du Tertiaire) et les calcaires et dolomies du Lias ont de mauvaises propriétés hydrogéologiques. Leur



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potentiel géothermique est donc limité et n’est pas compatible avec la rentabilité technico-économique du projet.

Par ailleurs, les éventuelles opérations de géothermie sur nappe alluviale pourraient également être complétées par des champs de sondes géothermiques.

Ces deux technologies, moins coûteuses que la géothermie sur aquifères profonds seraient plus facilement rentabilisées, et présentent un facteur risque beaucoup plus limité et ont l’avantage de pouvoir générer du rafraichissement en été.



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Sommaire

1. Contexte et objectifs ..................................................................................................... 10

2. Caractéristiques de la nappe alluviale du Tarn au droit du projet ............................. 10

2.1. GEOLOGIE DE LA ZONE D’ETUDE ............................................................... 10

2.1.1. Formations affleurantes .......................................................................... 10

2.1.2. Morphologie ........................................................................................... 12

2.1.3. Géométrie des formations ...................................................................... 12

2.2. HYDROGEOLOGIE DES FORMATIONS ALLUVIALES DANS LE SECTEUR ETUDIE ......................................................................................... 14

2.2.1. Fonctionnement hydrogéologique .......................................................... 14

2.2.2. Physico-chimie des eaux ........................................................................ 18

3. Caractéristiques de l’aquifère profond des Sables Infra-Molassiques au droit du projet ......................................................................................................................... 20

3.1.1. Lithologie ................................................................................................ 21

3.1.2. Hydrogéologie et productivité ................................................................. 26

3.1.3. Physico-chimie des eaux ........................................................................ 28

4. Synthèse des données de rentabilité technico-économique d’un projet de géothermie sur aquifère ................................................................................................ 29

4.1. GEOTHERMIE SUR NAPPES ALLUVIALES .................................................. 29

4.1.1. Potentiel de production ........................................................................... 29

4.1.2. Comparaison de la géothermie avec une solution « Gaz » ..................... 30

4.1.3. Calcul du seuil de rentabilité ................................................................... 36

4.2. GEOTHERMIE SUR AQUIFERE PROFOND DES SIM ................................... 39

4.2.1. Bilan énergétique et environnemental .................................................... 39

4.2.2. Dimensions de projet adéquates ............................................................ 47

4.2.3. Conclusions sur la rentabilité d’une opération sur aquifère profond ........ 51

5. Conclusion..................................................................................................................... 52



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Liste des illustrations

Illustration 1 – Géologie au droit de la future ZAC des Portes du Tarn - Extrait de la carte géologique à 1/50 000 vectorisée du BRGM de Villemur sur Tarn (n°957) ........... 11

Illustration 2 – Schéma de la morphologie des terrasses alluviales ........................................... 12

Illustration 3 – Extrait du MNT à 50 m (©IGN 1999) au droit du future projet de ZAC ............... 13

Illustration 4 – Extrait de la carte géologique à 1/50000 vectorisée et ouvrages recensés dans la BSS avec mention de la profondeur (en m par rapport au sol) déclarée de l’ouvrage ............................................................................................................ 14

Illustration 5 – Extrait de la carte piézométrique éditée dans le rapport n°80 SGN 058 MPY dans le secteur de la future ZAC ............................................................................ 15

Illustration 6 – Carte des points BSS avec valeurs de débits d’excploitation déclarés (+ ancien captage AEP de Lugan) .............................................................................. 17

Illustration 7 – Chroniques piézométrique enregistrée sur le forage de Buzet-Sur-Tarn, alluvions de la basse plaine du Tarn. ..................................................................... 19

Illustration 8 – Carte de l’implantation des forages profonds (> 500 m) recensés dans la BSS ......................................................................................................................... 21

Illustration 9 – Carte de l’emprise du faciès sableux des SIM (extrait de « La géologie du bassin d’aquitaine ») ............................................................................................... 22

Illustration 10 – Extrait de « l’esquisse structurale de la base des formations molassiques – 1/50 000 - Document de la SNEAP extrait du dossier BSS 09577X0003/S1 ........ 23

Illustration 11 – Comparaison des log géologiques validés des forages de Buzet et Lavaur ..... 25

Illustration 12 – Coupe géologique schématique au droit du forage de Buzet (09577X0003/S) et ses alentours (extrait de la BSS du BRGM) ............................ 26

Illustration 13 – Surface pouvant être chauffées à partir de la géothermie sur nappe alluviale – Calcul avec débit de 25 m

3/h. ................................................................ 29

Illustration 14 – Matériel à installer et investissements à prévoir pour chaque typologie de bâtiment .................................................................................................................. 30

Illustration 15 – Graphique des consommations en énergie primaire pour les deux solutions étudiées et par typologie ......................................................................................... 32

Illustration 16 – Graphique des émissions de GES pour les deux solutions étudiées et par typologie .................................................................................................................. 33

Illustration 17 – Graphique des coûts d’investissement par solution et par typologie ................ 34

Illustration 18 – Graphique du coût global des solutions étudiées par typologie de bâtiment .... 35

Illustration 19 – Graphique des surfaces et débits de rentabilité pour la géothermie sur nappe alluviale ........................................................................................................ 36

Illustration 20 – Graphiqque du seuil de rentabilité en termes de surface, enfonction de l’évolution du prix de l’énergie ................................................................................ 37

Illustration 21- Graphique des performances énergétiques et environnementales obtenues sans appoint ............................................................................................................ 40

Illustration 22 – Graphique des investissements nécessaires pour aatteindre l’optimum économiques pour plusieurs typologies d’aquifères des SIM ................................ 42

Illustration 23 – Graphique du côut global d’une opération située à l’optimum économique ...... 43

Illustration 24 – Graphique du coût global ramené au nombre de MWh délivrés ....................... 44



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Illustration 25- Graphique de rentabilité pour une surface raccordée à l’omptimale économique ............................................................................................................ 46

Illustration 26 – Tailles de projets optimales du point de vue économique ................................. 47

Illustration 27 – Graphique de la taille maximale permettant d’assurer la performances énergétique et environnementale ........................................................................... 49

Illustration 28 – Graphique des tailles de zones adéquates du point de vue énregétique, environnemental et économique ............................................................................. 50



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1. Contexte et objectifs

Le projet d’implantation d’une ZAC sur les communes de Saint Sulpice sur Tarn et de Buzet sur Tarn (81) s’intègre dans une démarche d’écologie industrielle permettant d’intégrer le parc d’activités dans son environnement à travers une démarche écologique, durable et une gestion économe dans son fonctionnement

Aussi, il est prévu de développer au maximum les énergies renouvelables pour le chauffage et le refroidissement des différentes structures accueillies sur la ZAC. Il est notamment envisagé de développer de la géothermie sur aquifères alluviaux pour le chauffage de bâtiments et de serres, et sur aquifères profonds pour le chauffage de bâtiments.

Dans ce contexte, la SPLA 81 a demandé au BRGM de procéder à une étude hydrogéologique du site visant à évaluer le potentiel géothermique des aquifères en présence. Les deux aquifères étudiés sont :

- La nappe alluviale de la basse plaine du Tarn, - L’aquifère profond et captif des sables infra-molassiques (SIM).

2. Caractéristiques de la nappe alluviale du Tarn au droit du projet

2.1. GEOLOGIE DE LA ZONE D’ETUDE

2.1.1. Formations affleurantes

Environ 80 % du nord de la zone d’emprise du projet de ZAC est située sur les alluvions des basses plaines du Tarn et de l’Agout (Fz1), comme indiqué dans l’illustration 1. Ces formations reposent sur un substratum molassique quasi-imperméable et irrégulièrement érodé par le cours d’eau. Elles présentent la lithologie suivante :

- Elles sont constituées d’une couche de 3 à 5 m de galets de 5 à 6 cm de diamètre en moyenne et de graviers. Il arrive que ces galets soient entrecroisés par des lentilles sableuses de faible épaisseur.

- Au sommet de la formation, les alluvions présentent une couche de limons d’inondation du Tarn, de 0,5 à 1,5 m d’épaisseur, selon les endroits. Ce niveau d’alluvions fines est presque totalement décalcifié.

Le projet de ZAC est situé sur la rive gauche du Tarn. Sur cette rive, les alluvions du Tarn s’étendent sur plusieurs paliers, séparés entre eux par des talus caillouteux et des éboulis. Cette disposition indique que la mise en place des alluvions s’est faite en plusieurs cycles de dépôts/creusement. Les rivières creusaient leur vallée en se déplaçant latéralement, surtout vers la droite, et en même temps déposaient des alluvions grossières. Elles ont ensuite régularisé la surface par des dépôts de crue,



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dont celle de 1930 qui constitue l’évènement le plus récent et qui a submergé tous ces paliers.

Ces alluvions se sont probablement mises en place au cours du Würmien (90 000 – 10 000 ans) de l’ère quaternaire.

Les 20 % de l’emprise de la ZAC restants sont situés sur le palier alluvial plus ancien et plus élevé des alluvions de la basse terrasse du Tarn (Fy1). La composition de ces alluvions est identique à celle de la basse plaine mais leur degré d’évolution est très différent. Les cailloux autres que les quartz et les roches dures sont totalement décomposés en arène rubéfiée. Les limons sont décalcifiés et les argiles ont migré vers la profondeur, constituant des sols épais appelés « Boulbènes ». De plus, les talus qui séparent les paliers sont morphologiquement évolués et recouverts le plus souvent par des graviers soliflués en pente faible.

Illustration 1 – Géologie au droit de la future ZAC des Portes du Tarn - Extrait de la carte géologique à 1/50 000 vectorisée du BRGM de Villemur sur Tarn (n°957)

Fz1 : Alluvions de la basse plaine du Tarn et de l’Agout

Fy1 : Alluvions de la basse terrasse du Tarn et de l’Agout

Fs : Eboulis et solifluxion issus des terrasses quaternaires

Fx : Alluvions de la moyenne terrasse du Tarn et de l’Agout

Fz : Alluvions actuelles de rivières secondaires

g2 : molasses stampiennes



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2.1.2. Morphologie

Les terrasses alluviales du Tarn sont dites étagées, c'est-à-dire disposées en marches d’escaliers sur le substratum molassique, qui remonte entre chaque niveau (cf. illustration 2). Il est parfois visible à l’affleurement, mais il est le plus souvent recouvert par des colluvions et éboulis de pente.

Illustration 2 – Schéma de la morphologie des terrasses alluviales

Les alluvions de la basse plaine ne sont pratiquement jamais en contact avec la rivière qui s’est enfoncée dans le substratum molassique. Les nappes alluviales du Tarn ne sont donc jamais alimentées par le cours d’eau, y compris en période de hautes eaux superficielles et ne peuvent être alimentées que par l’infiltration des pluies et par les eaux souterraines issues des terrasses supérieures.

2.1.3. Géométrie des formations

La cote topographique du sol qui correspond au toit de la nappe alluviale varie de 110 m au nord de la zone de la future ZAC, à proximité de la rivière Tarn, à 134 m au sud du secteur, à proximité des coteaux molassiques (illustration 3).

Lit mineur du cours d’eau

Moyenne terrasse

Basse terrasse

Basse plaine

Terrasses emboîtées Terrasses étagées

Moyenne terrasse

Basse plaine

Lit mineur du cours d’eau



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Illustration 3 – Extrait du MNT à 50 m (©IGN 1999) au droit du future projet de ZAC

Le mur des alluvions est constitué par le toit des formations molassiques imperméables de l’Oligocène. D’après les ouvrages recensés dans la Banque de Données du Sous-Sol (BSS) sur le secteur d’implantation de la ZAC et ses environs (illustration 4), les molasses sont atteintes entre 4,2 m par rapport au sol au nord de la zone et 6 m au sud de la future ZAC. En cotes topographiques, le mur des alluvions varie donc de 101,8 m au nord et remonte à 116 m NGF au sud de la zone, lors du passage à la terrasse plus ancienne.



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Illustration 4 – Extrait de la carte géologique à 1/50000 vectorisée et ouvrages recensés dans la BSS avec mention de la profondeur (en m par rapport au sol) déclarée de l’ouvrage

2.2. HYDROGEOLOGIE DES FORMATIONS ALLUVIALES DANS LE SECTEUR ETUDIE

2.2.1. Fonctionnement hydrogéologique

Les alluvions de basse plaine et de la basse terrasse du Tarn renferment une nappe dite alluviale.

Cette nappe superficielle est libre et présente dans le secteur d’étude les limites suivantes :

- limite à flux nul à son mur, par contact avec les formations molassiques considérées comme imperméables,



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- limites à flux nul latérale (flanc sud), par contact avec les formations molassiques,

- limite à potentiel imposé, par contact avec le cours d’eau Tarn, au nord de la future ZAC.

Sur la zone d’implantation de la future ZAC les eaux souterraines s’écoulement par gravité en suivant la topographie du toit des molasses, qui suit globalement le relief de la surface. Les eaux s’écoulent donc du sud vers le nord, en direction du Tarn qui draine la nappe alluviale.

La carte piézométrique de l’illustration 5 est issue de la carte piézométrique réalisée dans l’Inventaire des Ressources Hydrauliques du Tarn (rapport BRGM 80 SGN 058 MPY de 1980 – J-C Soulé).

Illustration 5 – Extrait de la carte piézométrique éditée dans le rapport n°80 SGN 058 MPY dans le secteur de la future ZAC

La nappe se situe en moyenne entre 130 m NGF à l’amont et 106 m NGF à l’aval.

La profondeur de la nappe alluviale par rapport au sol varie de 2,5 m à 5 m dans le périmètre de la future ZAC et de la topographie de surface. Cela correspond à l’épaisseur de la zone saturée de l’aquifère alluvial.



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L’épaisseur mouillée varie de 1,5 à 2 m, en fonction des secteurs. Cette tranche d’eau n’est pas très importante mais peut être compensée par une bonne transmissivité de l’aquifère.

Dans tous les cas, des ouvrages de 10 m de profondeur permettront de recouper totalement la tranche d’eau souterraine.

Les valeurs de perméabilité connues dans la bibliographe (rapport BRGM n°80 SGN 058 MPY) varient de 1,10-3 à 1,10-4 m/s sur toutes les alluvions du Tarn. Les débits pouvant être extraits par captage de ces nappes alluviales sont de l’ordre de 20 à 30 m3/h, mais certains ouvrages peuvent fournir davantage, comme à Vielmur l’Albarède, en amont de la plaine de l’Agout, où un forage produit 70 m3/h. Ces formations alluviales sont donc très hétérogènes et peuvent localement fournir des débits très intéressants. Une étude de faisabilité au droit du site est donc indispensable pour apprécier plus finement les gammes de débits attendues.

La Banque de Données du Sous-Sol ne comprend pas de données de productivité ni de débit sur le secteur de la future ZAC et dans les alentours. Les données les plus proches sont celles de deux forages situés sur la commune de Lisle-Sur-Tarn, avec des données de débit de 9 et 15 m3/h dans les alluvions de la basse plaine. Le rapport BRGM n°80 SGN 058 MPY fait référence à un captage AEP réalisé 1977 au lieu-dit Lugan, sur la commune de St Sulpice sur Tarn. Cet ouvrage aurait exploité l’aquifère alluvial à un débit d’environ 25 m3/h (cf. illustration 6).



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Illustration 6 – Carte des points BSS avec valeurs de débits d’excploitation déclarés (+ ancien captage AEP de Lugan)



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Le BRGM, dans le cadre de son rôle d’opérateur de suivi du Réseau de Contrôle de Surveillance Quantitatif de la région Midi-Pyrénées, mesure depuis avril 1996 le niveau piézométrique d’un ouvrage captant les alluvions de la basse plaine du Tarn, sur la commune de Buzet sur Tarn (indice BSS n°09577X0047/F). Ce puits est situé à moins de 2 km du centroïde du secteur d’emprise de la future ZAC. Il constitue donc un très bon indicateur du fonctionnement de la nappe alluviale de la zone d’étude.

La chronique enregistrée depuis les 16 dernières années est présentée dans l’illustration 7.

Sur cet ouvrage, le battement (différence entre les hautes eaux et les basses eaux d’un cycle hydrologique) maximal observé de la nappe est de 1 m (2003) et le battement minimal de 10 cm (en 2008). En moyenne, le battement est de 40 cm environ.

2.2.2. Physico-chimie des eaux

Le pH des eaux varie de 6,1 à 6,4 sur le secteur étudié : il est donc légèrement acide. Les eaux de la basse plaine ont une minéralisation peu importante, avec des résistivités comprises entre 1000 et 3000 Ohm.cm à 20°C.

Ces eaux ne présentent pas de caractère corrosif particulier qui pourrait constituer une contrainte à la mise en œuvre d’opérations de géothermie.

La température des eaux est comprise entre 12 et 15°C en fonction des secteurs et de la température extérieure.

Dans ces gammes de température, le coefficient de performance d’une Pompe à chaleur (PAC) géothermique EAU/EAU est optimal.

En considérant une eau à 13 °C et un débit d’exploitation de 25 m3/h (cf. captage AEP de Lugan), le potentiel géothermique de cette nappe est intéressant pour le chauffage de petits bâtiments collectifs. L’étude de ce potentiel est développée dans le paragraphe 4 ci-après.



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PIEZOMETRE DE BUZET (31)

Altitude sol NGF : +108.5 m

SYSTEME AQUIFERE 340 Indice : 09577X0047

Illustration 7 – Chroniques piézométrique enregistrée sur le forage de Buzet-Sur-Tarn, alluvions de la basse plaine du Tarn.



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3. Caractéristiques de l’aquifère profond des Sables Infra-Molassiques au droit du projet

L’aquifère profond des sables infra-molassiques (SIM) a fait l’objet d’une évaluation de son potentiel géothermique dans l’atlas géothermie de Midi-Pyrénées. Cependant, cette étude s’est restreinte à l’emprise du modèle maillé Sud-Aquitain, développé par le BRGM Aquitaine, faute de données suffisantes en dehors de cette zone de modélisation.

La commune de Saint Sulpice sur Tarn se trouve en dehors de la zone modélisée. Les informations sur la géologie et l’hydrogéologique de la formation de sables infra-molassiques proviennent donc des forages profonds réalisés dans le secteur.

Toutefois, cette étude peut se baser sur deux forages profonds pour obtenir des données fiables (illustration 8).

Un forage profond a été réalisé en 1957 par la SNEAP pour une prospection pétrolière, sur la commune de Saint Lieux les Lavaur (09578X0001/LV101), à moins de 7 km du centroïde de la future ZAC. L’ouvrage n’a jamais été exploité, mais fournit des informations capitales sur l’aquifère des SIM dans ce secteur.

Un autre forage de 800 m de profondeur a été réalisé en 1967 sur la commune de Buzet-Sur-Tarn, en bordure du projet de la ZAC. Il constitue un ouvrage de référence pour la connaissance géologique locale.



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Illustration 8 – Carte de l’implantation des forages profonds (> 500 m) recensés dans la BSS

3.1.1. Lithologie

De manière générale, sur le département du Tarn, les formations continentales de la base du tertiaire, appelées également SIM, se présentent souvent sous forme de faciès détritiques argilo-sableux. Ces dépôts, visibles à l’affleurement en bordure du bassin aquitain, présentent cependant d’importantes variations de faciès. Au nord, du département, le conglomérat de la Grésigne n’est pratiquement pas aquifère.

Les dépôts de la bordure est du Tarn sont constitués par les « Argiles à graviers », qui ne peuvent pas être considérées comme aquifères, même si localement, quelques petites nappes peuvent s’y développer.

Enfin, dans la partie ouest du département et donc au droit de la commune de St Sulpice sur Tarn, et sous les formations molassiques, les faciès détritiques sableux ou argilo-sableux constituent la nappe infra-molassique. En fonction des secteurs, elle se rencontre entre 100 à 800 m de profondeur.

En réalité, les documents produits pour la recherche pétrolière (cf. Géologie du bassin d’aquitaine – BRGM-Esso-SNPA, 1974) montrent que dans le secteur de Saint Sulpice sur Tarn, la base des formations tertiaires (Eocène) ne présente plus de faciès sableux. Son potentiel aquifère semble donc considérablement réduit dans ce secteur.



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L’emprise du faciès sableux de l’aquifère des SIM est présenté dans la carte de l’illustration 8.

Emprise du faciès sableux des SIM

Projet de ZAC de St Sulpice sur Tarn

Illustration 9 – Carte de l’emprise du faciès sableux des SIM (extrait de « La géologie du bassin d’aquitaine »)

En effet, d’après les coupes géologiques validées des forages 09577X0003/S et 09578X0001/LV101, les formations de la base du tertiaire ne présentent plus de faciès sableux, mais une forte composante argileuse et marneuse.

L’illustration 8 montre que la faille de Villefranche (en pointillés noirs), orientée NNE/SSO pourrait se prolonger tout près de la commune de Buzet sur Tarn. Aussi, lors de l’étude d’implantation du forage de Buzet, les géologues ont interprété les prospections géophysiques et concluent à la présence d’une faille passant par Buzet-Sur-Tarn. Sur une coupe orientée quasiment est-ouest et allant du forage de Lavaur à Buzet, les formations des SIM semble apparaître avec un très faible pendage, puis s’infléchissent et descendent jusqu’au contact de la faille de Buzet. De l’autre côté de cette faille, il semble que les SIM se trouvent assez nettement relevés. Pour le forage de Buzet, les hydrogéologues ont préféré prospecter une zone peu fracturée, en privilégiant une bonne épaisseur et une profondeur favorable des SIM. Ils ont donc préféré réaliser l’ouvrage à l’est de cette faille, sur le compartiment abaissé.



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Il reste difficile de savoir quel rôle a pu jouer la faille de Villefranche dans les dépôts sous-molassiques et liasiques sous-jacents. Quoiqu’il en soit, le projet de la future ZAC est situé au droit d’une zone de fracturation majeure potentielle, qui peut modifier localement la nature des formations.

A partir des données géophysiques et des données géologiques locales, une esquisse structurale de la base des formations molassiques (ou SIM) a été réalisé à l’échelle de 1/50 000 (cf. illustration 10). Ce document provient du dossier de forage du sondage de Buzet (09577X0003/S).

Illustration 10 – Extrait de « l’esquisse structurale de la base des formations molassiques – 1/50000 - Document de la SNEAP extrait du dossier BSS 09577X0003/S1



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Cette figure montre également la localisation des sondages et trainées électriques, et sismiques qui ont été réalisés pour préciser l’implantation du forage.

La comparaison des coupes géologiques validées des deux forages profonds du secteur est intéressante car elle permet de mieux apprécier la variation latérale de faciès et de géométrie de la formation des SIM.

NB. Dans la suite du document, les formations de la base du tertiaire seront toujours appelés « SIM » bien que dans le secteur étudié, leur faciès ne corresponde plus à l’aquifère sableux connu dans la région toulousaine.

Le niveau des SIM est rencontré entre les cotes de -634 m à -651 m NGF sur le forage de Buzet et il est composé de marnes versicolores sableuses, gypseuses indurées et d’argile blanche (cf. illustration 11). Sur le forage de Lavaur, (situé à 7 km à l’est de celui de Buzet), les SIM sont rencontrées de -585 m à -605 m NGF et présentent un faciès d’argiles jaunâtre et brunâtre, sableux, avec quelques rognons d’anhydrite.

Sous les SIM, les deux forages rencontrent des formations calcaires, dolomitiques et marneuses attribuées au Lias (Sinémurien inférieur à Toarcien).

Le dossier BSS du forage de Buzet comprend une coupe schématique qui permet de visualiser la géométrie des SIM et des formations plus profondes, sur la bordure orientale du bassin aquitain (cf. illustration 11).

Cette formation est rencontrée de -654 m à -685 m NGF sur Buzet, avec un faciès de calcaires bréchiques, de dolomies grises et beiges et de marnes jaunes, blanches et noires. Sur le forage de Lavaur 101, cette même formation liasique est rencontrée de -605 m à -691 m avec des faciès, composés de calcaires au sommet et de dolomies sur le reste de la formation.

N.B. : Il convient de noter que les deux forages rencontrent au sein des formations tertiaires un niveau de calcaire crayeux blanc et beige, qui peut être associé aux Calcaires de Castres. Il est rencontré de -402 à -412 m à Buzet et de -290 à -354 m NGF à Lavaur. Dans les rapports géologiques des forages profonds, il est indiqué qu’il ne faut pas exclure que les venues d’eau observées dans les forages puissent venir de ce niveau calcaire, potentiellement aquifère sur ce secteur.

De plus, le forage de Buzet comprend une fraction de gypse importante dans les formations situées entre 347 et 751 m de profondeur, ce qui n’est pas le cas du forage de Lavaur.



25

Illustration 11 – Comparaison des log géologiques validés des forages de Buzet et Lavaur

09577X0003/S – Forage de Buzet

09578X0001/F – Forage de Lavaur 101

Calcaires de Castres ( ?)

Calcaires de Castres ( ?)

SIM

LIAS

LIA

S

SIM



26

Illustration 12 – Coupe géologique schématique au droit du forage de Buzet (09577X0003/S) et ses alentours (extrait de la BSS du BRGM)

3.1.2. Hydrogéologie et productivité

Dans le secteur étudié, les deux forages profonds montrent que le niveau de SIM est composé d’une fraction argileuse importante. Cette caractéristique locale amoindrie considérablement ses potentialités aquifères. Malheureusement, les compte-rendus de forage ne détaillent pas les arrivées d’eau à l’avancement du forage. Aussi, il est difficile de confirmer la présence d’un petit niveau aquifère, même de faible productivité, dans cet horizon argileux et sableux. Quoiqu’il en soit, l’aquifère des SIM ne présente pas de bonnes capacités aquifères dans ce secteur et ne peut donc pas être exploité pour la géothermie. Le faible débit ne permettrait pas de subvenir aux besoins de chauffage en surface.

Forage de LAVAUR



27

Le forage de Buzet, situé à proximité immédiate du secteur de la future ZAC a rencontrés, sous les SIM. Un niveau de calcaire fin, bréchique, de dolomie grise et de marnes jaune, blanche ou noire déposé au Lias. Les arrivées d’eau observées dans le forage peuvent être attribuées à ce niveau. Une crépine a donc été placée de 763 à 788 m pour capter cet aquifère. Il s’agirait d’un aquifère artésien, d’une piézométrie évaluée à +159 m NGF, soit +45 m par rapport au niveau du sol (ou 4,5 bars). Le débit jaillissant était de 26 l/h au moment du forage.

Après des opérations de développement de l’ouvrage, longues et complexes, un débit de pompage a pu être stabilisé à 45 l/h, ce qui reste extrêmement faible.

La courbe de remontée en pression a permis d’évaluer la transmissivité de l’aquifère à 0,6.10-7 m²/s, ce qui est très défavorable à l’exploitation de cette nappe.

Aussi, le débit de pompage et la valeur de transmissivité obtenus sur le forage de Buzet sur l’aquifère liasique (combiné sans doute aux faibles arrivées d’eau des SIM), sont totalement incompatibles avec un projet de valorisation géothermique.

La situation hydrogéologique semble néanmoins un peu plus favorable à l’ouest, sur le forage de LAVAUR 101. En effet, des venues d’eau ont également été observées au droit des calcaires et dolomies du Lias. Une crépine a été placée de 785 à 792 m et de 798 à 809 m de profondeur et l’aquifère du Lias isolé. Le débit artésien de cet aquifère a été estimé entre 3 à 5,2 m3/h, avec une pression en surface de 4,8 kg/cm². Des venues d’eaux plus profondes, issues du Trias, du Permien et du Carbonifère ont également été identifiées, à de faibles débits.

Le débit naturel artésien de l’aquifère du Lias n’est pas suffisant pour mettre en œuvre une opération de chauffage de grandes surfaces par géothermie. Lors de la réalisation de ce forage en 1957, il semble qu’aucun essai de pompage n’ait été réalisé. Il est donc difficile de savoir quel aurait été le débit de production de l’aquifère liasique sur cet ouvrage. Cependant le compte-rendu de forage laisse penser que ce débit n’aurait pas dépassé 10 m3/h.

Dans ce secteur, le niveau des SIM et les calcaires et dolomies du Lias semblent donc peu productifs. Il n’existe pas de carte piézométrique de ces aquifères sur le secteur.



28

3.1.3. Physico-chimie des eaux

Les analyses d’eau réalisées sur le forage de Buzet indiquent une eau hyper chlorurée et sulfatée pour l’aquifère du Lias. La température maximale mesurée sur l’ouvrage était de 47 °C.

Bien qu’elles ne soient pas rédhibitoires, cette forte minéralisation et la salinité constituent des contraintes supplémentaires à la mise en œuvre d’une opération de géothermie.

Sur le forage de Lavaur, le seul prélèvement réalisé semble avoir été effectué à 1626 m de profondeur, c'est-à-dire au droit de venues d’eau issues du Permo-Carbonifère. Dans cette formation, les eaux sont fortement salée (135 g/l) avec des teneurs importantes en Chlorures et en Sodium. L’eau recueillie au niveau de l’aquifère liasique semble moins salé, avec des valeurs de 0,8 g/l. D’après le profil de thermométrie du forage, la température des eaux issues du Lias sont proches de 36°C.



29

4. Synthèse des données de rentabilité technico-économique d’un projet de géothermie sur aquifère

Les données présentées ci-après sont extraites ou recalculées à partir des données du rapport du bureau d’études thermiques ALTO Ingénierie, réalisé dans le cadre du Schéma Régional Climat Air Energie volet Géothermie, réalisé par le BRGM en novembre 2011. Ces éléments sont disponibles dans le rapport BRGM RP-60114-FR.

4.1. GEOTHERMIE SUR NAPPES ALLUVIALES

4.1.1. Potentiel de production

Le potentiel de production, et en particulier des surfaces qu’il serait possible de chauffer à partir de la géothermie sur nappe alluviale, pour un débit de production de 25 m3/h a été calculé pour 3 typologies de bâtiments : les logements collectifs, les bureaux et les hôtels.

Typologies Logements coll. Bureaux Hôtel

Surface à chauffer en m² par m3/h pompé 387 157 328

Surfaces (m²) pouvant être chauffées si Q = 25 m3/h

9675 3925 8200

Illustration 13 – Surface pouvant être chauffées à partir de la géothermie sur nappe alluviale – Calcul avec débit de 25 m

3/h.

Un forage dans la nappe alluviale du Tarn, équipé d’une Pompe à Chaleur sur Eau, permettrait donc de chauffer près de 4000 m² de bureaux, construits selon la norme thermique 2012 (RT 2012), applicable au 1er janvier 2013.

La réalisation de plusieurs forages est envisageable dans la mesure où les distances permettant de limiter l’interaction entre ouvrages sont respectées.

Le projet de ZAC prévoit l’implantation de 10 ha de serres et la SPLA 81 souhaite connaître les possibilités de chauffage de toutes ou parties de ces serres à partir de la géothermie sur aquifères superficiels. Les données de la bibliographie indiquent qu’une serre type présente des besoins moyens en chauffage de 160 kWh/m², avec une utilisation d’environ 1700 heures/an.

Pour une surface de 10 ha, les besoins des serres de la future ZAC sont donc de : 160 x 100 000 m² = 16 000 MWh.

Or un forage sur nappe alluviale présentant un débit de 25 m3/h peut fournir : 25 x 11,368 x 1700 h = 483 MWh.

En théorie, il faudrait donc 33 forages à 25 m3/h pour chauffer la totalité des 10 ha de serres. Ces calculs sont valables dans la mesure où le débit de la nappe est confirmé par des investigations de terrain, et devront être ajustés en fonction du débit réel.



30

Il ne parait pas envisageable de concevoir 33 forages d’eau sur le secteur, du fait des interactions qui pourraient survenir entre les ouvrages. Cependant, la réalisation d’une dizaine de forages est envisageable et permettrait de chauffer environ 6 ha de serres.

N.B : Ces éléments sont fournis à titre indicatif, sans connaissances précise des caractéristiques hydrogéologiques locales de l’aquifère et en particulier des valeurs de transmissivité et de coefficient d’emmagasinement (porosité efficace) de l’aquifère. Or, ces données sont indispensables pour calculer les conflits éventuels entre les pompages.

4.1.2. Comparaison de la géothermie avec une solution « Gaz »

Descriptif des solutions comparées

Ce paragraphe décrit le fonctionnement des installations pour les deux solutions de production envisagées : solution de référence et solution PAC sur nappe. Pour chaque typologie, le matériel à installer, et donc les investissements, sont donnés dans le tableau de l’illustration 14.

Typologie

Solution PAC sur nappe Solution Référence

Pompe à chaleur +

forages + pompes + échangeurs Chaufferie gaz

Groupe frigorifique à condensation par eau + aéroréfrigérants

Logements X X

Bureaux X X X

Maison de retraite

X X X

Enseignement X X

Hôtel X X X

Illustration 14 – Matériel à installer et investissements à prévoir pour chaque typologie de bâtiment

Dans le cas des maisons de retraite et bâtiments d’enseignement, on considère qu’une sécurité plus grande est nécessaire sur l’installation et qu’en conséquence on installe 2 équipements de chauffage de chacun 2/3 de la puissance nécessaire afin de disposer encore de 2/3 de la puissance en cas de panne de l’un des équipements.

Pour les typologies « Bureaux » et « Maison de retraite », la solution PAC sur sondes est également étudiée.



31

Solution Référence

Pour toutes les typologies, les besoins de chauffage et d’ECS sont satisfaits par la chaudière gaz. Les besoins frigorifiques sont satisfaits par une unité à condensation par eau, refroidie par des aéroréfrigérants. Le régime d’eau glacée est de 7/12°C.

Les principales hypothèses liées à la performance de la production sont les suivantes :

Solution PAC sur nappe

Pour toutes les typologies, les besoins de chauffage et d’ECS sont assurés à 100% par la PAC. Les régimes de température au condenseur étant différents pour le chauffage et l’ECS, les performances de la PAC le sont également (la température en sortie de PAC est adaptée en fonction de l’usage).

Pour les typologies « Maison de retraite », « Hôtel » et « Bureaux », le rafraîchissement direct (sans utilisation de la PAC) est privilégié pour assurer les besoins de froid. Ils sont assurés par des plafonds rayonnants dans les bureaux et par du plancher rafraîchissant dans les autres typologies. Pour ces besoins, l’eau circulant dans les émetteurs est rafraîchie via un échangeur en direct sur l’eau de nappe. Le régime d’eau associé est de 18/21°C.

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. De plus, une partie des besoins de froid est considérée couverte par un rafraîchissement de l’air neuf au moyen d’une batterie à eau glacée ; pour cette part des besoins, le recours à la PAC est nécessaire.

Pour la typologie « Bureaux », qui présente des besoins calorifiques et frigorifiques simultanés (chaleur dégagée par les locaux serveurs à évacuer au moyen d’eau glacée en toute saison, donc y compris lorsque du chauffage est nécessaire), la pompe à chaleur permet d’effectuer un transfert entre la chaleur à évacuer (besoins de froid) et la chaleur à fournir (besoins de chaud et ECS), augmentant ainsi ponctuellement la performance de l’installation.

Les principales hypothèses liées à la performance de la production sont les suivantes :

EER en production de chaud et froid simultanée : 3.

Rendement chaufferie gaz (sur PCI) : 0.95

Rapport PCS/PCI : 1.11

Rendement groupes froids : 3.5

Consommations aéroréfrigérants et pompes : 5% de la chaleur évacuée

COP (mode chauffage) : 4

COP (mode ECS) : 3

EER (mode froid) : 4

ΔT rafraichissement direct : 3

part des besoins de froid Ambiance couvert par eau glacée : 30%



32

Solution PAC sur sondes

La solution est analogue à la PAC sur nappe. Les principales différences sont :

- Les performances de la PAC en mode chaud : COP de 3,2 (valeur

moyenne chauffage – ECS) ; - La puissance moindre de la pompe côté sondes ; - Les investissements.

Bilan des consommations en énergie primaire

Ces bilans ont été déterminés pour un débit disponible sur la nappe de 20 m3/h, mais les variations entre référence et solutions géothermiques resteraient identiques pour un débit différent. Les détails de la décomposition par poste des consommations et émissions des Gaz à Effets de Serre (GES) sont donnés dans l’annexe 13 (annexe 6 du document ALTO) du rapport BRGM RP-60114-FR.

Le graphique de l’illustration 13 ci-dessous donne les consommations en énergie primaire pour les deux solutions, par typologie. Les consommations en énergies finales sont également repérées.

Illustration 15 – Graphique des consommations en énergie primaire pour les deux solutions étudiées et par typologie

Quelle que soit la typologie, la solution PAC sur nappe présente un meilleur bilan en énergie primaire. Elle permet une réduction des consommations allant de 25 % à 40 % selon les typologies.

En énergie finale, cet écart est considérablement augmenté du fait du facteur de conversion entre énergie finale et énergie primaire de 2,58 pour l’électricité.



33

Bilan environnemental des émissions de Gaz à Effets de Serres

Le graphique de l’illustration 14 présente les émissions de GES en tonnes équivalent CO2 par an, pour les deux solutions et par typologie de bâtiment. Ces émissions intègrent les émissions liées à la production de l’énergie (effets directs) et les fuites de fluide frigorigène contenu dans les pompes à chaleur (effets indirects).

Illustration 16 – Graphique des émissions de GES pour les deux solutions étudiées et par typologie

La solution PAC sur nappe permet une réduction très importante des émissions de CO2, allant de 73 % à 90 % selon les typologies de bâtiments.

Bilan économique

• PAC sur nappe : coûts d’investissement pour une ressource de 20 m3/h

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-renouvellement (P3) et d’investissement (P4).

Le coût global de l’ensemble de ces postes est évalué 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). Le niveau d’aide qu’il est envisageable d’obtenir a également été évalué.

Sur la base des évolutions sur une période d’une dizaine d’années, il est considéré que le prix du gaz augmente de 7%/an, celui de l’électricité de 5%/an. Ce point fait l’objet d’une analyse de sensibilité.



34

Le graphique suivant donne la répartition des coûts d’investissements par typologie pour la solution de référence (chaufferie gaz/groupes froids et aéroréfrigérants) et la solution PAC sur nappe (forage/PAC, pompe et échangeurs) :

Illustration 17 – Graphique des coûts d’investissement par solution et par typologie

En fonction des typologies, le surinvestissement lié à la solution PAC sur nappe est plus ou moins important. Il est fortement réduit lorsqu’il y a des besoins de froid à satisfaire soit pour les typologies « Bureaux », « Hôtel » et « Maison de retraite » dans une moindre mesure.

• PAC sur nappe : coût global pour une ressource de 20 m3/h

Le graphique suivant donne les coûts globaux par typologie. Deux scénarios sont distingués : sans subvention et avec subventions1. A titre indicatif, les taux de charge calorifiques (chauffage et ECS) sont également donnés. Ils représentent l’énergie délivrée par l’installation par rapport à l’énergie maximale délivrable sur la saison de chauffe2.Cet indicateur représente un taux d’utilisation de la production.

1 Ces subventions sont estimées à hauteur de 40% de la plus-value générée par la solution PAC sur

nappe par rapport à la solution de référence.

2 Pour la typologie « Bureaux », cet indicateur est biaisé par les transferts d’énergie avec les besoins de

froid liés au process. D’autre part, le mode froid est dimensionnant pour cette typologie. L’indicateur n’est en conséquence pas significatif.

0 €

20 000 €

40 000 €

60 000 €

80 000 €

100 000 €

120 000 €

140 000 €

160 000 €

Logements (7700m²)

Bureaux (3100m²) Maison de retraite (4800m²)

Enseignement (6000m²)

Hôtel (6500m²)

Coûts d'investissement par solution et par typologie

Gaz + GF PAC sur nappe

Forage

PAC + pompe + échangeursChauf ferie gaz

Groupe f roid +

aéroréfrigérants

x4,2

x1,1 x1,7 x3,7

X1,0



35

Illustration 18 – Graphique du coût global des solutions étudiées par typologie de bâtiment

La solution PAC sur nappe est plus intéressante pour toutes les typologies sauf l’«Enseignement » (avec les hypothèses considérées).

Les typologies les plus favorables à la solution PAC sur nappe sont celles qui présentent un taux de charge élevé. Dans ce cas, l’investissement est plus vite rentabilisé car l’installation fonctionne plus souvent. Ainsi la typologie « Enseignement », qui présente le taux d’utilisation le moins élevé, n’est pas rentable.

La présence de besoins de froid, qui réduit l’écart d’investissement avec la solution de référence, est également favorable. Ainsi les typologies « Logements » et « Enseignements » sont les moins intéressantes, la solution de référence ne comportant pas de production frigorifique pour ces typologies.

La typologie « Bureaux » présentent bilan positif malgré des besoins relativement modérés. Les raisons sont les suivantes :

- écart d’investissement faible par rapport à la solution de référence ;

- prépondérance des besoins de froid dont une partie est satisfaite par le rafraîchissement direct (présentant une efficacité très élevée car la PAC ne fonctionne pas) ;

- transferts d’énergie entre le froid process et les besoins de chaleur, permettant une optimisation des consommations de la PAC.

625534

1 154

429

1 217

524

400

622

473

625

488

394

600

433

625

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Logements (7700m²)

Bureaux (3100m²)

Maison de retraite (4800m²)

Enseignement (6000m²)

Hôtel (6500m²)

k€

Coût global actualisé à 4% sur 25 ans - Gaz +7% - Electricité +5%

Gaz + GF PAC sur nappe (sans aides) PAC sur nappe (avec aides)



36

4900 m²

1200 m² 700 m²

8200 m²

800 m²

13 m3/h

8 m3/h

3 m3/h

27 m3/h

3 m3/h

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

Logements Bureaux Ehpad Enseignement Hôtel

déb

it m

3/h

su

rface e

n m

²

Surface et débit par forage minimaux pour assurer la rentabilité du projet,selon les typologiesHypothèse coûts des énergies : évolution moyenne (électricité 5% - gaz 7%)

Surface (m²)

débit (m3/h)

Ainsi, hormis pour les bureaux qui présentent des spécificités, les deux paramètres qui influent sur la rentabilité de la solution PAC sur nappe sont :

- l’écart d’investissement entre les deux solutions,

- le taux d’utilisation de l’installation.

Une typologie présentant un fonctionnement et des besoins proches des typologies « Maison de retraité » et « Hôtel » ainsi que des besoins frigorifiques notables présenterait une rentabilité encore plus importante. Les hôpitaux se rapprochent de ce cas de figure.

4.1.3. Calcul du seuil de rentabilité

Calcul du seuil de rentabilité en termes de surfaces à chauffer

Plus le projet est petit, plus les coûts fixes liées à la solution PAC sur nappe, à savoir le forage et sa maintenance, prennent une part importante du bilan et donc plus il est difficile de rentabiliser l’installation.

Le graphique ci-dessous indique, par typologie, la surface de bâtiment minimale pour que l’opération soit rentable, en supposant qu’un seul doublet de forages est réalisé, et le débit minimal correspondant :

Illustration 19 – Graphique des surfaces et débits de rentabilité pour la géothermie sur nappe alluviale



37

Avec les hypothèses de base, la rentabilité est atteinte pour des surfaces de projets faibles pour les typologies « Bureaux » (1200m²), « Maison de retraite » (700m²) et « Hôtel » (800 m²). Les débits nécessaires pour que les opérations puissent être rentables sont également faibles (3 à 10 m3/h).

Pour les logements, il est nécessaire pour atteindre la rentabilité d’avoir un ensemble de taille relativement conséquente, d’environ 4900 m² (soit de l’ordre de 70 logements) ; le débit nécessaire est un peu plus important mais reste modéré (13 m3/h).

Pour les bâtiments d’enseignement, la rentabilité est atteinte uniquement pour les grands projets (>8 200m²), et à condition d’avoir une ressource relativement importante (>27m3/h).

Sensibilité du seuil de rentabilité

Le prix des énergies influe sur la rentabilité du projet. Le graphique suivant montre la variation du seuil de rentabilité en surface (et donc en débit) pour chaque typologie, selon les hypothèses prises :

Illustration 20 – Graphiqque du seuil de rentabilité en termes de surface, enfonction de l’évolution du prix de l’énergie

0 m²

1000 m²

2000 m²

3000 m²

4000 m²

5000 m²

6000 m²

7000 m²

8000 m²

9000 m²

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Ta

ille

du

pro

jet

Seuil de rentabilité en fonction de l'augmentation du prix des énergies et de la taille du projet

0 m²

1000 m²

2000 m²

3000 m²

4000 m²

5000 m²

6000 m²

7000 m²

8000 m²

9000 m²

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Tail

le d

u p

roje

t

Seuil de rentabilité en fonction de l'augmentation du prix des énergies et de la taille du projet

Logements

Bureaux

Ehpad

Enseignement

Hôtel

Seuil de rentabilité selon l’évolution du prix des énergies

FAIBLE MOYEN FORT TRES FORT

Gaz

Electricité +3%

+4%

+5%

+7%

+7%

+10%

+9%

+13%

Hypothèse de base

4900m²

Seuil de rentabilité, en termes de surface, en fonction de l’évolution du prix des énergies



38

Exemple d’interprétation : Pour une opération de logements, avec les hypothèses économiques retenues en base, la solution PAC sur nappe est rentable à partir d’une surface de projet de 4900 m². Avec une augmentation du prix du gaz supérieure à 13% par an, ce seuil de rentabilité descend à moins de 2000m².

Notes : - Dans l’analyse ci-dessus que le débit sur la nappe est supposé

suffisant pour que le bâtiment soit alimenté par un unique doublet de forages. S’il ne l’est pas à la surface correspondant au seuil de rentabilité, cela signifie que la solution PAC sur nappe au vu du potentiel hydrogéologique ne peut pas être rentable pour le niveau d’évolution du coût des énergies considéré.

- C’est le prix du gaz qui présente l’effet le plus notable, celui de l’électricité a un impact moindre car les consommations en énergie finale sont faibles par rapport aux consommations de gaz (cf. § 4.1). Faire varier le taux d’évolution du coût de l’électricité en maintenant l’hypothèse sur le coût du gaz fait peu varier les résultats.

Pour les typologies « Bureaux », « Maison de retraite » et « Hôtel », qui présentent des besoins de froid, la rentabilité est peu sensible au coût des énergies. Elle y est par contre très sensible dans le cas des logements et de l’enseignement.

Pour les typologies « Logements » et «Enseignement », la sensibilité est au contraire très forte. Une augmentation des prix du gaz importante rend la solution PAC sur nappe rentable pour des surfaces et débits modérés.



39

4.2. GEOTHERMIE SUR AQUIFERE PROFOND DES SIM

Comme évoqué dans le paragraphe 2, l’aquifère des SIM présente dans ce secteur un faciès très argileux qui lui confère de mauvaises propriétés hydrogéologiques. Aussi, d’après les données existantes, cette formation ne parait pas exploitable pour la production de chaleur par géothermie sur cet aquifère. Le niveau sous-jacent constitué de calcaires et de dolomies du Lias comprend une nappe artésienne, mais les tests réalisés sur les forages de Lavaur et de Buzet indiquent une transmissivité très faible, de l’ordre de 0,6.10-7 m²/s et un débit naturel inférieur à 5 m3/h à Lavaur et de 0,045 m3/h sur Buzet.

Aussi, même si un débit supérieur peut être obtenu par pompage, il parait peu probable d’atteindre les débits suffisants pour rentrer dans la gamme de rentabilité d’une opération sur aquifère profond.

Les paragraphes suivants reprennent les éléments technico-économiques d’un projet de géothermie sur aquifère profond, pour 6 configurations géologiques (profondeur de l’aquifère, débit de production, température de l’eau, salinité), pour des bâtiments neufs et existants, afin d’illustrer les ressources minimales nécessaires en fonction des projets.

4.2.1. Bilan énergétique et environnemental

Le bilan énergétique et environnemental va varier en fonction de la part prise par l’appoint, et donc pour une ressource donnée, du nombre d’équivalents logements alimentés.

Préliminaire : qu’est-ce qu’une solution performante ?

Deux critères nous semblent particulièrement importants au vu des enjeux actuels : - L’impact sur le réchauffement climatique, dû aux émissions de gaz à effet

de serre (GES) ; - La déplétion des ressources fossiles, évaluée par la consommation en

énergie primaire.

Nous ne présentons pas la production de déchets nucléaires, néanmoins avec des consommations en énergie primaire très réduites, les consommations d’électricité, et donc leurs impacts, sont également réduits.

Pour ces deux critères, il est délicat de définir des seuils absolus en deçà desquels une solution est performante. Concernant les émissions de GES, nous proposons de retenir l’appartenance à la catégorie de réseaux de chaleur la plus performante selon la RT2012, soit une limite de 50 geqCO2/kWh. Concernant l’énergie primaire, nous proposons de fixer la limite, de manière partiellement arbitraire, à 0,7 kWhep/kWhef3.

Un autre critère courant pour les réseaux est celui de la part d’énergies renouvelables : au-delà de 50%, le raccordement au réseau peut être imposé pour les

3 A titre de comparaison un réseau de chaleur alimenté à 80% au bois et 20% au gaz présente un

coefficient d’environ 0,4 en tenant compte d’un coefficient de conversion de 0,2 pour le bois.



40

nouvelles constructions. Notre cas est un peu particulier : la boucle sera alimentée en majeure partie par la géothermie (disons au maximum à environ 20% par le gaz : au-delà nous dépasserions le seuil d’émissions de GES fixé ci-dessus). Cependant il y a également une consommation d’électricité, conventionnellement considérée comme non renouvelable, au niveau des pompes à chaleur. Dans les cas les moins favorables (nappe à 30°C, bâti existant nécessitant des températures élevées, soit un COP moyen d’environ 4,5), en tenant compte des auxiliaires, la consommation d’énergie finale (non renouvelable) est de 0,33kWh/kWh délivré ce que l’on peut interpréter comme une proportion d’énergie renouvelable de 67%. Ce critère est donc bien vérifié dans tous les cas. Cependant nous préférons conserver le critère de l’énergie primaire.

Bilan énergétique et environnemental optimal

Dans un premier temps, nous présentons les performances atteintes lorsque la boucle d’eau est réchauffée uniquement par la géothermie, sans appoint.

Illustration 21- Graphique des performances énergétiques et environnementales obtenues sans appoint

Le coefficient énergie primaire/énergie délivrée varie environ de 0,1 à 0,6, soit des économies de 40 à 90% par rapport à la solution de référence.

Les émissions de CO2 par kWh sont très faibles dans tous les cas : elles sont comprises entre 5 et 30g CO2 / kWh.

Plus la température de la nappe est élevée, plus la proportion de chaleur par échange direct est élevée et donc meilleurs sont les résultats.

Les bâtiments neufs présentent des résultats légèrement meilleurs. En effet, ils permettent plus l’échange direct ; la différence est plus nette encore pour les émissions de CO2 du fait de la proportion plus importante d’eau chaude sanitaire dans les besoins

0

5

10

15

20

25

30

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

4 & 5 10 & 11 3 9 2 8 1 7 6 12

Existant Neuf Existant Neuf Existant Neuf Existant Neuf Existant Neuf

30 °C 40 °C 50 °C 60 °C 70 °C

Emissions de CO2 [g/kWh délivré]

Energie primaire [kWhEP/kWh délivre]

Performances énergétiques et environnementales obtenues sans appoint

Energie primaire Emissions de CO2

Référence- 1,05 kWhEP/kWh délivré- 246 gCO2/kWh délivré



41

de chaleur (or les consommations d’électricité pour cet usage entraînent moins d’émissions de CO2 que celles liées au chauffage.

Bilan économique

Les coûts et la viabilité économique d’une solution dépendent d’un nombre important de paramètres :

- « Techniques » : coût du forage et potentiel offert par la ressource ; - Financiers, dépendant du type d’opérateur et du montage financier

qu’il choisit ; - Et enfin du nombre et des besoins de chaleur des bâtiments

raccordés.

D’autres éléments propres au site peuvent l’influencer. Les résultats doivent donc être pris avec précaution et ne constituent en aucun cas une prévision pour un cas précis.

Evaluation de l’investissement et des coûts d’exploitation

L’évaluation du coût d’une opération de géothermie sur nappe profonde comprend :

Les coûts énergétiques

Les coûts de maintenance et de renouvellement

Les investissements, et en particulier les couts de forage

Outre bien sûr la profondeur, le coût des forages dépend de divers paramètres tels que :

- les particularités des formations géologiques (nature des sous-sols, nombre de nappes traversées…) impactant le nombre de tubages techniques nécessaires,

- le débit, - le caractère artésien ou non du puits, - la qualité de l’eau, - la technique employée pour les forages profonds (forage

dévié ou non), - la présence éventuelle de contraintes particulières.

Ces points peuvent modifier de manière importante le coût du forage.

Il a été considéré que les forages étaient non déviés, et sans difficulté particulière. Peu de forages profonds ont été réalisés récemment en Midi Pyrénées. Les prix ont donc été établis sur la base d’estimations fournies par des entreprises capables de réaliser ces ouvrages.



42

Coûts du réseau

Les coûts ont été évalués en tenant compte de longueurs de réseaux correspondant à des zones urbaines. En réalité, le coût du réseau dépendra de la configuration de la zone et de la complexité pour faire passer les réseaux. Nous avons considéré un coût plus élevé pour l’existant, car le génie civil y sera en général plus complexe.

Coûts des équipements

A ces coûts s’ajoutent le coût de la chaufferie d’appoint lorsqu’il y en a une, et le coût des sous-stations comprenant les pompes à chaleur, échangeurs pour l’échange direct, les circuits hydrauliques et la régulation.

Coûts totaux

La répartition des coûts entre ces différents postes dépend de la taille de la zone alimentée : plus elle est étendue, plus le poids du forage est réduit. Nous présentons ici cette répartition sur les cas les plus pertinents dégagés dans les paragraphes suivants (« optimum économique »).

Illustration 22 – Graphique des investissements nécessaires pour aatteindre l’optimum économiques pour plusieurs typologies d’aquifères des SIM

Les coûts d’investissement (forage, réseau, productions) varient d’environ 6 M€ pour un projet dans l’Albien sur une zone existante de taille plus restreinte, à plus de 20 M€ pour les forages profonds sur des zones importantes.

Le forage représente de 25% à 60% des coûts, son poids est d’autant plus important que la nappe est profonde.

Le réseau a un poids plus important dans le neuf que dans l’existant, le nombre de m² alimentés étant plus important du fait des besoins plus faibles.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

4 5 10 11 3 9 2 8 1 7 6 12

Salée Non salée

Salée Non salée

Non salée

Non salée

Salée Salée Salée Salée Salée Salée


30°C - 130 m3/h - 600 m 40°C - 100 m3/h - 1800 m

50°C - 50 m3/h -1500 m

60°C - 150 m3/h - 1800 m

70°C - 80 m3/h -2200 m

Investissement à l'optimum économique

Sous-stations comprenant les PAC

Réseau

Appoint centralisé

Forages

M€ HT



43

Bilans

La répartition du coût global entre les différents postes dépend fortement des hypothèses prises, comme nous le précisons ci-après. Le graphique ci-dessous présente un exemple qui permet de comparer la solution de référence et la solution géothermie pour une configuration pertinente :

Le graphique de l’illustration 23 précise pour chaque gamme la décomposition du coût global à l’optimum économique :

Illustration 23 – Graphique du côut global d’une opération située à l’optimum économique

Pour une même ressource, les coûts sont sensiblement plus élevés pour les bâtiments neufs pour une quantité de chaleur distribuée généralement similaire. Cela tient essentiellement à un surcoût au niveau de l’exploitation (R22-R23) et dans une moindre mesure de l’investissement, du fait d’un nombre de sous-stations environ 2 fois supérieur et d’un réseau plus étendu.

La part des coûts fixes (R2) est très importante : elle représente environ 70 à 90% des coûts ; elle est d’autant plus élevée que la température de l’eau puisée est élevée (car alors l’énergie dépensée au niveau des PAC est faible).

L’évolution des charges sera donc très faible, tandis qu’au contraire le prix de la solution de référence évoluera plus vite que l’inflation. Surtout, les coûts sont peu sensibles à l’évolution des coûts des énergies.

Le poids des coûts fixes pourra se refléter dans le tarif proposé aux abonnés au travers d’un abonnement élevé mais d’un coût au MWh faible.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

4 5 10 11 3 9 2 8 1 7 6 12

Salée Non salée

Salée Non salée

Non salée

Non salée

Salée Salée Salée Salée Salée Salée


30°C - 130 m3/h - 600 m 40°C - 100 m3/h -1800 m

50°C - 50 m3/h -1500 m

60°C - 150 m3/h -1800 m

70°C - 80 m3/h -2200 m

Coût global à l'optimum économique

R24 - Investissement

R22 - R23 Frais divers, maintenance et renouvellement

R1 et R21 - Energie (PAC, appoint centralisé, pompes réseau, abonnement)

M€ HT



44

Note : Le R22-R23 est relativement élevé en raison du coût de maintenance des PAC, qui sont nombreuses, en particulier dans les bâtiments neufs ou le nombre de bâtiments alimentés, du fait des faibles besoins, est très élevé. Nous avons considéré des coûts correspondant à une gestion classique bâtiment par bâtiment ; une maintenance centralisée par le gestionnaire du réseau permettrait probablement une diminution significative de ces coûts et donc une amélioration sensible de la rentabilité de la solution géothermie.

Optimum économique

Plus le nombre de logements connectés est élevé, mieux la ressource géothermique, qui fournit une énergie très peu coûteuse à l’exploitation, est utilisée. Cependant parallèlement une part de plus en plus grande de l’énergie doit être fournie par l’appoint, à un coût marginal élevé. Il existe donc un nombre d’équivalents logements optimal du point de vue économique, comme le montre la courbe ci-dessous :

Illustration 24 – Graphique du coût global ramené au nombre de MWh délivrés

Sous les hypothèses prises, la solution géothermie est rentable pour un nombre d’équivalents logements connectés d’environ 1700 à 2800, avec un optimum à environ 2200 équivalents logements existants.

Note : La valeur indiquée sur le graphique est le coût global actualisé divisé par le nombre total de MWh délivré sur la période d’analyse. Il ne s’agit pas d’un prix de vente moyen. Des valeurs obtenues sur des durées différentes ou avec des taux d’actualisation différents ne sont pas directement comparables. Le prix de vente initial dépendra du montage financier et son évolution sera indexée sur l’inflation et l’évolution du prix des énergies et pourra également dépendre du montage financier

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

€ actualisés

Nombre d'équivalent logements

Coût global ramené au nombre de MWh délivrésExemple de la gamme 4 - Durée 25 ans - Actualisation 4% - Gaz +7% - Electricité +5%

Géothermie Référence

Optimum économique : 2200 logementsOptimum économique : 2200 logements



45

Analyse de sensibilité

Il s’agit d’évaluer la sensibilité des résultats aux hypothèses prises, quand celles-ci varient dans une plage plausible.

La plage de rentabilité dépend bien sûr des hypothèses prises :

- Elle est d’autant plus grande que l’on suppose une hausse des

coûts des énergies importante, et n’apparaît d’ailleurs dans certain cas qu’au-delà d’un certain niveau d’augmentation ;

- Elle augmente également avec la durée d’analyse (qui est en quelque sorte la durée d’amortissement) prise en compte, et est d’autant plus importante que les charges financières, traduites par le taux d’actualisation, sont faibles. Notons que les charges financières et la durée sur laquelle l’investissement doit être amorti différent selon le gestionnaire du réseau.

L’optimum économique en termes d’équivalents logements est abaissé lorsque l’on fait varier les hypothèses dans un sens améliorant la rentabilité, et inversement.

La plage de rentabilité varie fortement suivant les hypothèses financières et relatives au coût de l’énergie ; l’optimum est nettement moins variable que la plage de rentabilité (variation de l’ordre de 20%).

Analyse de la rentabilité pour les différentes gammes de ressource

La rentabilité de la solution géothermie par rapport à la solution de référence, pour les différentes gammes de ressource étudiées, est évaluée dans différents schémas :

- Un cas moyen, appelé « base », - Un cas où l’investissement est amorti sur une période plus longue,

ce qui pourrait par exemple être le cas si une collectivité réalise l’investissement, appelé « public » (cas favorable) ;

- Un cas où les évolutions des coûts des énergies prise en compte sont plus prudentes, et où le taux d’actualisation est plus élevé (coût de l’argent plus élevé), appelé « privé » (cas défavorable).

Le tableau ci-dessous résume les hypothèses prises :

Base « Public » « Privé »

Durée d’amortissement 25 ans 40 ans 25 ans

Taux d’actualisation 4% 4% 8%

Evolution du coût du gaz 7% 7% 5%

Evolution du coût de 5% 5% 3%



46

l’électricité

Le graphique ci-dessous présente les ratios coût global géothermie/coût global référence dans les différents cas ; une valeur supérieure à 1 signifie donc que la solution n’est pas rentable même lorsque la zone desservie est optimale. Sauf précision contraire, les valeurs indiquées ne prennent pas en compte d’aides.

Illustration 25- Graphique de rentabilité pour une surface raccordée à l’omptimale économique

Note : on suppose que des pompes à chaleur sont mises en place au niveau des sous-stations y compris pour les nappes à température élevée.

Là encore, les résultats sont très variables selon le schéma retenu.

Dans le cas de base :

- dans l’existant la solution géothermie avec une surface de bâtiment raccordée idéale est toujours rentable à condition d’obtenir des aides, et n’entraîne dans les cas les moins favorables qu’un léger surcoût sans aides (inférieur à 10%). La ressource est donc exploitable à condition de trouver un débouché adéquat pour la chaleur.

- dans le neuf les seules ressources permettant d’atteindre la rentabilité, y compris en tenant compte des aides, sont celles de températures élevées (60/70°C). Une nappe au contraire à basse température mais peu profonde (cas 11) avec une bonne qualité d’eau permet d’être proche de la rentabilité avec aides. Dans les autres cas, le surcoût reste d’environ 10 à 20% avec aides.

Si l’on prend en compte une durée d’amortissement de 40 ans (cas « public »), toutes les gammes sont rentables sans aides, et les gains sont de l’ordre de 10 à 40%.

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

4 5 10 11 3 9 2 8 1 7 6 12

Salée Non salée Salée Non salée Non salée Non salée Salée Salée Salée Salée Salée Salée


30°C - 130 m3/h - 600 m 40°C - 100 m3/h - 1800 m 50°C - 50 m3/h - 1500 m 60°C - 150 m3/h - 1800 m 70°C - 80 m3/h - 2200 m

Coût global géothermie / Coût global référence

Rentabilité pour une surface raccordée optimale économiquement, par gamme et selon les hypothèses prises

Base Base avec aides "Public" "Privé" "Privé" avec aides Seuil de rentabilité

SOLUTION NON RENTABLE

SOLUTION RENTABLE



47

Par contre, avec des hypothèses plus prudentes sur l’évolution des coûts des énergies et une exigence de rentabilité plus élevée (cas « privé »), aucune gamme n’est rentable. Seul un cas est proche de la rentabilité, en tenant compte d’aides (gamme 1 : nappe à 1800m permettant d’obtenir 150 m3/h à 60°C, alimentant de l’existant).

Bien que la part d’échange direct soit plus élevée dans les bâtiments neufs, le surcoût à l’investissement et à l’exploitation dû à la nécessité de raccorder un nombre très important de bâtiments pour exploiter convenablement la chaleur dégrade sensiblement la rentabilité.

Il n’y a pas de relation simple entre le rapport coût du forage / puissance fournie par la nappe (qui dépend de sa température et de son débit) et la rentabilité : malgré un coût au kW beaucoup plus élevé pour les gammes présentant une température élevée, la rentabilité est meilleure car la part d’échange direct est plus importante.

4.2.2. Dimensions de projet adéquates

Afin de permettre une comparaison plus facile des résultats pour le neuf et l’existant, les « tailles » de zones à desservir seront présentés en MWh de besoins de chaleur ; elles peuvent être aisément converties en m² ou équivalents logements en utilisant les valeurs présentées précédemment.

Tailles de projet optimales du point de vue économique

Le graphique ci-dessous présente les tailles de projet optimales du point de vue économique ; le trait noir représente la plage de rentabilité dans les hypothèses de base (avec aides), les points les optima correspondant aux différentes hypothèses.

Illustration 26 – Tailles de projets optimales du point de vue économique

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

4 5 10 11 3 9 2 8 1 7 6 12




MWh Zone desservie optimale économiquement

Optimum économique - base (MWh) Optimum économique - "public" (MWh) Optimum économique - "privé" (MWh)

jusqu'à 100 000

jusqu'à 60 000



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La plage de rentabilité de la solution géothermie est, lorsque la solution est rentable, généralement relativement large ; elle l’est d’autant plus que la solution est plus rentable à l’optimum.

Le minimum de rentabilité se situe généralement autour de 10 000 MWh délivrés par an (soit environ 1700 équivalents logements existants).

Les optima dans les hypothèses base et « public » sont relativement proches, dans l’hypothèse « privé » l’optimum est significativement supérieur (ce qui tient notamment aux hypothèses d’évolution plus faibles des coûts de l’énergie).



49

Taille maximale garantissant la performance énergétique et environnementale

Le graphique ci-dessous indique la taille de zone desservie maximale permettant de garantir :

- Des émissions de GES inférieures à 50g CO2/kWh ; - Un coefficient énergie primaire consommée / énergie finale inférieur

à 0,6 ou 0,7.

Illustration 27 – Graphique de la taille maximale permettant d’assurer la performances énergétique et environnementale

Le critère coefficient énergie primaire < 0,6 et émissions de GES < 50g CO2/kWh sont proches pour les nappes de température inférieure ou égale à 50°C. Au-delà, la part d’échange direct est plus élevée ce qui réduit les consommations d’électricité et donc d’énergie primaire, et le critère des émissions de GES devient plus restrictif. Le critère des émissions de GES suffit à garantir un coefficient énergie primaire / énergie finale < 0,7, nous proposons donc de retenir ce seul critère.

La taille maximale des zones pouvant être alimentée est de :

- environ 15 000 MWh pour une ressource de 130 m3/h à 30°C ;




- environ 30 000 MWh pour une ressource de 80 m3/h à 70°C.

Notons que ces seuils correspondent à des solutions très performantes, et qu’alimenter une zone plus grande en dégradant légèrement ces performances reste possible.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

4 5 10 11 3 9 2 8 1 7 6 12




MWh Taille maximale permettant d'assurer la performance énergétique et environnementale

Maximum sans appoint (MWh) Seuil 50g CO2/kWh Seuil coefficient de 0,6 sur l'énergie primaire Seuil coefficient de 0,7 sur l'énergie primaire



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Bilan sur les dimensions adéquates et performances obtenues

Les performances pour une surface optimale ont été étudiées du point de vue énergétiques et environnemental d’une part, et du point de vue de la rentabilité de l’autre. Il convient donc de déterminer les surfaces, ou plutôt les besoins de chaleur, permettant d’obtenir le meilleur compromis.

Le graphique ci-dessous indique la plage correspondant au croisement des différents critères : rentabilité dans les hypothèses de base (avec aides) et haute performance énergétique et environnementale (émissions de GES < 50g CO2/kWh), et rappelle l’optimum économique :

Illustration 28 – Graphique des tailles de zones adéquates du point de vue énregétique, environnemental et économique

A condition qu’il existe une plage de rentabilité, les contraintes économiques, énergétiques et environnementales sont compatibles. Si on choisit dans la plage de tailles possibles l’optimum économique (toujours compatible avec les contraintes environnementales, sauf dans le cas de la gamme 2 où il est très légèrement supérieur), la taille idéale se situe autour de :

- 15 000 MWh pour une ressource de 130 m3/h à 30°C salée ;

- 10 000 MWh pour une ressource de 130 m3/h à 30°C non salée ;

- 20 000 MWh pour une ressource de 100 m3/h à 40°C ;



- 20 000 MWh pour une ressource de 80 m3/h à 70°C.

0

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30000

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50000

4 5 10 11 3 9 2 8 1 7 6 12




MWh Tailles de zones adéquates du point de vue économique, énergétique et environnemental et économique

Minimum (minimum économique = optimum environnemental) Maximum (contrainte économique ou environnementale) Optimum économique



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4.2.3. Conclusions sur la rentabilité d’une opération sur aquifère profond

Si l’on considère la possibilité de réaliser une opération de géothermie sur l’aquifère profond du Lias, situé à environ 750 m de profondeur par rapport au sol et sur environ 50 m d’épaisseur, avec une eau chlorurée et sulfatée à environ 45°C, alors le cas étudié se rapproche de la typologie de zone n°10 (cf. illustration 28). Cette zone correspond à un aquifère d’eau salée, peu profond, à environ 600 m par rapport au sol, et d’une température de 30°C, avec un débit de production de 130 m3/h et une alimentation de bâtiments neufs.

L’aquifère liasique au droit de St Sulpice est légèrement plus profond, mais l’eau est légèrement plus chaude. Le croisement des deux permet d’obtenir une gamme de rentabilité proche du cas de la solution n°10.

Or, pour cette solution n°10, en considérant que la surface raccordée sur des bâtiments neufs est optimale, la solution serait rentable en domaine d’investissement « public » et presque rentable pour une solution « de base avec aides », mais avec un débit de production de 130 m3/h. Or d’après les caractéristiques hydrodynamiques de l’aquifère liasique, il semble très difficile de pouvoir obtenir un tel débit.

En l’état actuel des connaissances, une solution de géothermie sur aquifère profond parait donc difficilement réalisable, et peu intéressante sur plusieurs plans :

- à la fois sur le plan des surfaces à chauffer au vu du faible débit de l’aquifère,

- et en conséquence, sur le plan de la rentabilité économique.

Il semble donc plus avantageux de se tourner vers d’autres types de procédés de géothermie comme les champs de sondes sèches, qui, bien que moins intéressants que les solutions de géothermie sur eau en termes de coefficient de performance, présentent l’avantage d’être moins risqués et non dépendant de la ressource en eau locale.



52

5. Conclusion

La collecte et l’analyse des données géologiques et hydrogéologiques à disposition du BRGM dans le secteur de la future ZAC des « Portes du Tarn » montre qu’il est possible d’espérer un débit de 25 m3/h dans la nappe alluviale de la basse plaine du Tarn. Avec une température moyenne estimée à 13 °C, un seul forage permettrait de chauffer 4000 m² de bureaux ou 8200 m² d’hôtels construits dans le respect de la RT 2012.

La réalisation de plusieurs forages équipés de pompes, et répartis de manière stratégique sur le territoire de la ZAC permettrait de chauffer plusieurs bâtiments. Il est également envisageable de chauffer une partie des 10 ha de serres prévus sur la ZAC. Dix forages permettraient de chauffer environ 6 ha, en considérant un débit par puits de 25 m3/h. Cependant, les caractéristiques hydrogéologiques de l’aquifère au droit de la zone d’étude doivent être précisées par des investigations locales afin de mieux évaluer l’interaction éventuelle entre les ouvrages de pompage.

Cependant, le débit exploitable dans la nappe alluviale de la basse plaine doit être absolument confirmé au droit de l’emprise de la future ZAC. Pour cela, des forages de moins de 10 m de profondeur devront être réalisés, puis testés par des essais de pompage. Par ailleurs, si plusieurs forages de géothermie sur nappe alluviale sont prévus, une carte piézométrique du secteur devra être réalisée afin d’identifier précisément les sens d’écoulement de la nappe. Cela permettra de positionner correctement les forages de prélèvements par rapport aux forages de réinjection.

Afin, concernant nappe des SIM ou plus globalement les aquifère profonds et captifs du secteur, les deux forages réalisés à proximité du site étudié (forage de Buzet en bordure de la future ZAC et le forage de Lavaur à 7 km au sud-est du projet), montrent que les sables infra-molassiques (ou plutôt les formations de la base du Tertiaire) et les calcaires et dolomies du Lias ont de mauvaises propriétés hydrogéologiques. Leur potentiel géothermique est donc limité et n’est pas compatible avec la rentabilité technico-économique du projet.

Par ailleurs, les éventuelles opérations de géothermie sur nappe alluviale pourraient également être complétées par des champs de sondes géothermiques.

Ces deux technologies, moins coûteuses que la géothermie sur aquifères profonds seraient plus facilement rentabilisées, et présentent un facteur risque beaucoup plus limité et ont l’avantage de pouvoir générer du rafraichissement en été.



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(

Centre scientifique et technique

3, avenue Claude-Guillemin BP 36009

45060 – Orléans Cedex 2 – France Tél. : 02 38 64 34 34

Direction régionale Midi-Pyrénées”

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potentiel géothermique des aquifères situés au droit du...

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