Dans le cas d’un champ de sondes géothermiques, le volume dédié à chaque sonde est limité à l’intérieur de ce champ. On se trouve donc entre le cas d’une sonde géothermique unique (pas de besoin de recharge du terrain) et celui d’un stockage saisonnier isolé du terrain (recharge complète). Hors, plus un champ de sondes est grand (comme à Laurana-Parc), plus on l’assimile à un stockage de chaleur et plus on risque d’épuiser rapidement l’énergie géothermique initialement contenue dans le terrain pour une puissance de PAC donnée.
Idéalement, ce champ de sondes doit donc être rechargé avec une autre ressource durant des périodes déterminées, pendant lesquelles la PAC cesse de soutirer l’énergie géothermique. Dans le cas d’un concept de stockage saisonnier, on utilise généralement une ressource estivale qui doit être déphasée pour l’hiver (solaire, chaleur fatale, etc…) avec des objectifs de taux de recharge suffisants, qui peuvent être de l’ordre de 30 à 60% selon des configurations spécifiques, voire même plus.
A Laurana-Parc, contrairement à cette utilisation habituelle, le concept initial était de déphaser partiellement les rejets thermiques de la ressource gaz (récupération de chaleur des fumées) de l’hiver à l’été tout en arrêtant les chaudières gaz en été. Cela permet premièrement de ne pas surdimensionner la PAC pour la pointe de récupération hivernale en la faisant fonctionner le plus en ruban possible. Deuxièmement, l’arrêt estival des chaudières aurait permis d’économiser le gaz nécessaire au maintien en température des chaudières et de la distribution dans la chaufferie (économie potentielle non évaluée dans ce rapport mais probablement assez faible).
Cependant, dans le système réel, les chaudières à gaz continuent à fonctionner durant l’été : à la fois pour alimenter en chaleur le réseau Trois-Chênes et pour des questions de légionnelles et de niveaux de température trop élevé pour la PAC. Cela implique plus de gaz consommé et donc plus de récupération de gaz, ce qui restreint d’autant l’énergie géothermique valorisée par la PAC et l’éventuel déphasage de la récupération des fumées du gaz. Cela signifie aussi que la fonction de stock du champ de sondes, qui est normalement un avantage, n’est que très partiellement utilisée à Laurana et que seul un peu de géothermie est valorisée.
A terme, avec l’augmentation des SST connectées sur le réseau Trois-Chênes et donc l’augmentation de la chaleur de récupération du gaz, la géothermie ne sera vraisemblablement plus valorisée et la PAC ne fonctionnera qu’avec la récupération de gaz.
Le champ de sonde géothermique pourrait donc au final n’être ni utilisé pour sa fonction de stockage saisonnier, ni pour sa fonction de fournisseur d’énergie géothermique.
En fait, si le champ de sonde était supprimé, cela ne changerait sans doute pas grand-chose dans la configuration actuelle, car la PAC pourrait soutirer son énergie directement via le réservoir, qui fonctionne comme un stock journalier. Reste le problème que la PAC actuelle n’est apparemment pas adaptée pour des températures supérieures à 16°C côté évaporateur alors que le réservoir est prévu pour monter jusqu’à 30°C (température moyenne année 14-15 de 24°C). Si les plages de température de la PAC étaient adaptées, le résultat serait certainement une PAC fonctionnant sur récupération de gaz de manière plus
efficace : le COPA monterait autour de 4 étant donné le ∆T plus faible (≈35°C - voir la Figure 19). Il n’a pas été possible de modéliser ce scénario « sans sondes » dans PileSim.
CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS GENERALES
L’ensemble de ce suivi approfondi n’aurait pas été possible sans la participation active et constructive des membres du groupe de suivi. Grâce à leur ouverture d’esprit, les données technico-économiques ont pu être analysées en détail, ce qui reste rare dans le monde de l’énergie de nos jours. Le concept réalisé à Laurana-Parc est une installation pionnière et son analyse doit permettre d’évaluer la pertinence du concept et son évolution à l’avenir.
Ce type de recherche permet également de créer une base de connaissance des pratiques et des réalités dans le domaine de l’innovation énergétique, en la stimulant par un processus de feedbacks entre académiques et praticiens.
Cette évaluation approfondie du système Laurana-Parc se conclu d’une part par une synthèse des résultats clés du projet et d’autre part par quelques recommandations et perspectives plus générales.
Conclusions sur Laurana
Globalement, la ressource gaz fournit 94% des besoins énergétiques, la géothermie 1.5% et l’électricité 4.5%. La configuration actuelle représente avant tout un système de gaz efficace (93% de rendement sur PCS) qui n’aurait pas été possible sans la PAC. Cependant, très peu d’énergie renouvelable géothermique est valorisée étant donné les puissances installées (9.8 MW de gaz par rapport à 0.34 MW de PAC) et la connexion de la PAC uniquement sur le réseau Laurana (représentant 35% de la demande actuelle des deux réseaux).
En cas de modifications techniques optimisant le soutirage de la géothermie (augmentation de la puissance PAC et/ou arrêt partiel de la récupération de chaleur du gaz), on aboutirait au mieux à 5-6% d’énergie géothermique dans le bilan des ressources énergétiques avec la demande actuelle des deux réseaux et sans changement de fluide dans les sondes. Le scénario simulé LAURANA/LIMITE montre que la connexion au périmètre Trois-Chênes n’était pas nécessaire du point de vue énergétique et environnemental car la même quantité d’énergie géothermique aurait pu être valorisée sur le périmètre Laurana seul. De plus, l’extension du périmètre Trois-Chênes va générer d’importantes consommations supplémentaires de gaz (+50%), ce qui va augmenter d’autant la récupération de gaz et certainement faire disparaître à terme la géothermie du bilan énergétique.
Malgré cela, des solutions techniques existent pour améliorer le taux de couverture de la géothermie dans le système et devraient être étudiées en détail dans un avenir proche : connexion hydraulique au réseau Trois-Chênes, changement de la PAC actuelle par une PAC fonctionnant à plus haute température côté condenseur, diminution des températures des réseaux.
Le peu d’énergie géothermique valorisée est lié au champ de sondes géothermiques qui limite le volume d’énergie disponible à l’intérieur du champ. Dans le cas de Laurana, le champ de sondes est grand et assimilé plutôt à du stockage de chaleur qu’à de la production d’énergie géothermique. Sa fonction de stockage/déstockage pourrait être correctement utilisée en déphasant une ressource estivale (solaire, rejets de chaleur). Ici, les chaudières à
gaz fonctionnant toute l’année, la récupération du gaz est permanente et les rejets thermiques de la ressource gaz n’ont donc pas besoin d’être déphasés.
Concernant la PAC, les performances globales sont moyennes avec un COPA de 3.0 dû à une fourniture de chaleur à température élevée (∆T moyen de 45°C). Par ailleurs, trois différents types de limitations de la puissance fournie par la PAC ont été explicités :
Montée en température journalière du réseau (mode légionnelle) avec pour conséquence une température de retour supérieure à la température de fourniture de la PAC et un arrêt total de la PAC une ou deux heures par jour toute l’année ;
Température de départ du réseau en été supérieure à la température de fourniture de la PAC alors que la PAC fonctionne à charge partielle ;
Problématique des débits lorsque le débit du réseau Laurana est plus faible que le débit condenseur PAC (en été typiquement), impliquant une diminution de la puissance PAC.
Ces limitations n’avaient pas été anticipées en raison notamment de calculs qui ont été fait en puissance nominale et non pas en fonctionnement à charge partielle. En particulier, la température du réseau Laurana était prévue avec un départ à 71°C et un retour à 51°C (∆T=20 K) ce qui devait assurer une puissance nominale de la PAC toute l’année. De plus, le problème de la limitation en débit, généralement peu connu, mérite d’être mieux considéré dans des projets impliquant des PAC.
Le renouvellement des infrastructures énergétiques a permis d’améliorer l’efficience énergétique de 20% et de réduire les émissions de CO2 de plus de 40% (soit 1‰ des émissions directes des chaudières fossiles du canton). Même si les deux tiers des émissions de CO2 évitées sont liées à la substitution du mazout vers le gaz, le dernier tiers est réellement lié à l’efficacité du système gaz plus PAC. Cependant, l’efficacité de ce couplage entre condensation du gaz et PAC ne l’est que grâce à l’utilisation d’électricité, ce qui pose aussi la question de la provenance réelle de l’électricité de la PAC. Par exemple, une production thermique de l’électricité avec un rendement de 33% annihilerait l’efficacité globale du système.
Il reste donc un fort besoin, à l’amont du projet, de clarifier ce qui est renouvelable de ce qui est efficace, car cela n’était pas explicite dans le projet Laurana-Parc. Citons par exemple le contrat de garantie signé entre l’Etat de Genève et les SIG qui mentionne explicitement que
« la production de chaleur est assurée par une pompe à chaleur et des sondes géothermiques. L’appoint de chaleur est assuré par du gaz naturel ».
A Laurana les températures de retour du réseau sont fortement influencées par l’ECS, surtout en été. Ces températures dépendent essentiellement de l’architecture des SST, de la taille des échangeurs et du mode de régulation. L’opportunité de tester des architectures de SST différentes était grandes vus qu’elles ont été créées lors de la rénovation de la chaufferie mais cette occasion ne s’est pas concrétisée. Cependant, dans le cas étudié, la diminution de la température du retour de réseau n’aurait pas amélioré les performances de la PAC en raison des limitations liées au débit.
Il a aussi été montré que les puissances souscrites sur Laurana-Parc ont été surestimées, alors que des mesures avant le projet (pour environ 80 à 120 kCHF) aurait permis un dimensionnement plus réaliste et évitant des discussions par la suite.
Les investissements conséquents ont été rendus possibles grâce au contracting avec SIG.
Avant la rénovation de la chaufferie, le prix de la chaleur était d’environ 10 à 11 cts/kWh (≈17 chf/m2) en raison notamment de l’absence d’amortissements dans ce prix. Depuis le contracting et avec l’intégration des nouveaux investissements dans le prix de la chaleur, ce dernier tourne autour de 15 à 16 cts/kWh (≈22 chf/m2). Cette augmentation des charges de chauffage (+35%) a été entièrement supportée par les locataires, ce qui pose des problèmes d’acceptabilité pour le CAD du point de vue des locataires. Cependant, dans le cas de l’analyse détaillée de l’immeuble de la CPEG, il a été montré que ces charges restent 5 fois plus faibles que les charges liées aux loyers, eux-mêmes faibles par rapport à la moyenne cantonale.
La mise en perspective de l’évaluation du surcoût de la PAC sur le périmètre restreint à Laurana (par rapport à un périmètre complet Laurana + Trois-Chênes) correspond à une augmentation du prix d’environ 1.2 cts/kWh. Cette augmentation de 1.2 cts/kWh équivaut à une diminution d’environ 20% du tarif gaz. A cet égard, l’année 2015 a vu une baisse d’environ 13% du tarif gaz de SIG, montrant la dépendance du prix à des facteurs externes au projet.
Un des aspects positif du développement de ce CAD de quartier est qu’il est physiquement là à présent et qu’à moyen terme, la ressource gaz pourrait être partiellement remplacée par d’autres ressources renouvelables comme la géothermie de moyenne profondeur. Le développement d’un CAD permet de gagner beaucoup de flexibilité dans le choix des futures ressources alimentant l’ensemble d’un quartier.
D’ailleurs, dans le cadre de la future gare du CEVA à Chêne-Bourg, des réflexions sur différentes ressources potentielles ont eu lieu (ENERGESTION, 2015). Dans un premier temps, la connexion au réseau Trois-Chênes est envisageable, sous réserve que les SIG s’engagent à certifier une part importante de biogaz dans leur réseau thermique. A moyen terme (10-15 ans), une substitution par d’autres ressources énergétique renouvelables locales (géothermie moyenne profondeur, hydrothermie) serait envisageable (ENERGESTION, 2015).
Relevons à titre de comparaison l’évolution du CAD Lignon des SIG qui jusqu’à récemment était 100% fossile et qui depuis la connexion avec le réseau CADIOM a intégré une part significative de renouvelable dans son mix énergétique avec une valorisation de plus de 80 GWh de chaleur fatale (soit près de 2% de la vente de chaleur du canton) qui auparavant allait réchauffer inutilement le Rhône (QUIQUEREZ et al, 2015).
Recommandations et perspectives
De manière générale, même si le projet de Laurana-Parc peut être considéré comme un demi-succès en raison du peu d’énergie renouvelable dans le bilan final, son suivi approfondi a permis de relever trois éléments clés qu’il faudrait prendre en compte dans les futurs projets de développement de réseau avec de l’énergie renouvelable :
Emettre un document de référence technico-économique avant la construction
Même si les projets évoluent souvent au cours du temps, il est important de fixer juste avant la construction les principaux chiffres clés en terme techniques et économiques. Cela permet par la suite de comparer les performances réelles et prévues de manière chiffrées. Ces chiffres devraient comprendre notamment les puissances et énergies renouvelables prévues, les émissions de CO2 diminuées, les parts fixes et variables prévues dans le contrat initial, etc…
Concevoir le dimensionnement des installations en tenant compte de la dynamique de la demande
Lors de l’élaboration de projets complexes multi-ressources et multi-valorisation intégrant de plus en plus de ressources renouvelables, il nous semble important d’investir suffisamment de temps et d’argent dans l’avant-projet afin de ne pas tenir compte que du dimensionnement du projet (aspects puissance) mais de prendre aussi en considération la dynamique de la demande (aspects énergie et température) et sa possible évolution dans le temps.
En effet, les températures et les débits de la ressource et de la demande peuvent être critiques pour le bon fonctionnement d’une PAC. Souvent, beaucoup de travail est effectué pour avoir une source froide suffisamment chaude mais c’est fréquemment la source chaude (intégration dans le système de distribution) qui pose plus de problème et diminue les performances globales de l’installation.
Or, les schémas de principe indiquent en général des températures en fonction de la température extérieure hivernale minimale (valeurs de dimensionnement). Ceci ne tient pas compte des usages à charge partielle ou des usages liés à l’ECS, qui prend quantitativement de plus en plus d’importance dans les nouveaux projets. Ces différentes typologies d’usages devraient être mieux identifiées en amont pour les intégrer dans la phase de dimensionnement du projet.
Optimiser les installations pendant et après la réalisation
L’optimisation des installations devraient être faites à la fois lors de la conception mais aussi lors de la mise en service et durant une durée suffisante lorsque l’installation fonctionne (typiquement entre 1 et 3 ans). Cette optimisation pourrait être déléguée à un ou plusieurs prestataires de service avec des objectifs chiffrés de performance et des systèmes d’intéressement ou de pénalités.
Cette optimisation a certes un coût mais celui-ci est très souvent compensé par des économies de ressources et une satisfaction des usagers et des propriétaires.
Par ailleurs, de manière plus globale, les réflexions suivantes mériteraient d’être approfondies dans un avenir proche :
Baisser les températures des réseaux à l’aide d’un système de bonus/malus
La température des réseaux est une problématique importante dans le contexte d’une valorisation plus intensive des ressources renouvelables à basse ou moyenne température.
Des incitations sur les températures de retour (ou les m3 d’eau consommés) pourraient être intégrés dans les contrats avec un système de type bonus/malus, comme cela a été introduit sur la réalisation Genève-Lac-Nations (GLN).
Une réflexion méthodologique pour les réseaux de chaleur pourrait être menée sur ces aspects, sachant que la facturation avec une part liée au m3 consommés par SST existe déjà en Suisse, par exemple dans le cas du réseau REFUNA (chaleur issue de la centrale nucléaire de Beznau, www.refuna.ch).
Mesurer à l’aide d’un retour d’expérience la baisse effective des températures de retour grâce à de nouvelles architectures de sous-stations
L’impact de l’ECS sur la température de retour des SST devient de plus en plus prépondérant, l’amélioration des enveloppes ne diminuant que les températures de chauffage. De plus, les niveaux de température du chauffage sont la plupart du temps plus faibles que les niveaux de température pour la demande d’ECS, même dans les bâtiments non rénovés (QUIQUEREZ, 2013).
L’architecture des SST joue un rôle important dans le niveau de température de retour des réseaux. Il serait intéressant de construire quelques exemples types de SST avec des nouvelles architectures et de les mesurer sur une période prolongée, en intégrant les pratiques des entreprises de chauffagistes et l’avis des habitants. Un groupe de suivi réunissant les exploitants du réseau, les chauffagistes, les régies, les bureaux d’ingénieurs et les hautes écoles pourrait être accompagnés d’un panel d’experts scandinaves et suisses afin d’évaluer différentes architectures avec comme objectif de baisser les températures de réseau sans baisser la prestation finale aux habitants.
Dans ce cadre, une réflexion serait à mener sur l’opportunité de favoriser certaines architectures de SST via des subventionnements, de l’accompagnement ou de la formation continue.
Encadrer le taux de renouvelable à l’aide d’une fiscalité attractive
Dans le cadre de l’objectif de la société à 2000W, il serait en théorie souhaitable de fixer de manière plus systématique un taux d’énergie renouvelable minimum de chaque projet. Cependant, un éventuel système de pénalité en cas de non atteinte des objectifs est difficile à mettre en œuvre, tandis que l’évolution du périmètre d’un projet spécifique pose des problèmes de calcul de ce taux. Une alternative plus globale serait d’avoir une fiscalité attractive permettant de favoriser les projets dépassant un certain taux d’énergie renouvelable et/ou d’énergie de récupération.
A titre d’exemple, citons le modèle français du développement des CAD qui est basé sur une TVA réduite à 5.5% (au lieu de 20%) pour les réseaux ayant plus de 50%
d’énergies renouvelables et/ou de récupérations.
Apprécier la problématique du paiement de la part fixe lors du passage d’une chaudière à un CAD
Dans les immeubles étant chauffés au mazout, les charges fixes de la chaudière ne sont très souvent pas payées directement par les locataires mais sont intégrées dans leur loyer. Lors du passage d’une chaudière à un CAD, une part fixe plus conséquente apparaît dans la facture de chauffage. Cette part fixe est souvent importante par rapport au coût historiquement bas des énergies fossiles, ce d’autant plus avec de nouvelles capacités de production d’énergie renouvelable.
Le paiement de cette part fixe peut paraître élevé aux locataires et pourrait provoquer un rejet des CAD à moyen terme s’il n’est pas correctement pris en compte en amont du projet. Une réflexion sur la répartition des charges entre loyers et charges de chauffage pourrait être menée avec les milieux concernés (propriétaires, locataires, contracteur, Etat, etc…).
Un fond de subventionnement pour le soutien au développement des CAD renouvelables, tel qu’il existe en France (« fond chaleur ») pourrait par exemple se substituer partiellement à une prise en charge purement privée des investissements dans les réseaux de chaleur, étant donné que ces derniers sont un élément clé de la transition énergétique vers un monde plus durable et plus flexible.
Enfin, faut-il développer les systèmes de champ de sondes géothermiques avec récupération de la chaleur des fumées du gaz ?
A Laurana, il s’agit d’une installation pionnière qui visait à déphaser partiellement les rejets thermiques de la ressource gaz (récupération de la chaleur des fumées) de l’hiver à l’été tout en arrêtant les chaudières à gaz en été. Le champ de sondes géothermiques a d’abord une fonction de stockage et subsidiairement une fonction de fournisseur d’énergie géothermique.
En théorie, le concept n’est intéressant que pour valoriser via une PAC les deux sources d’énergie que sont :
La récupération de la chaleur des fumées du gaz, permettant de faire du gaz efficace
La récupération de la chaleur des fumées du gaz, permettant de faire du gaz efficace