Dans un territoire donné, il est nécessaire d’analyser les ressources locales présentes (ou non) et de les caractériser correctement. De manière générale, le solaire et la géothermie sont toujours présents, l’enjeu étant plutôt de capter ces ressources et de les transformer à un prix abordable pour l’utilisateur. En revanche, le vent, l’eau, la biomasse et les rejets de chaleur industriels ne sont pas disponibles sur tous les territoires étudiés.
Les caractéristiques de ces ressources sont fondamentalement différentes : pour chacune d’elle, il faut examiner les possibilités de stockage et de transport, permettant ainsi d’envisager la possibilité de différer leur utilisation dans le temps et l’espace. Par exemple :
o l’énergie solaire est une ressource-flux, impossible à stocker et à transporter (hormis à courte distance grâce à des miroirs). Elle est de nature spontanément variable, mais dans une certaine mesure prédictible ;
o La géothermie est un stock de chaleur sensible plus ou moins rapidement renouvelable, mais non transportable ;
o la biomasse est une ressource stockable (de quelques jours pour les déchets de cuisine à quelques années pour les troncs d’arbres) et transportable. Il s’agit en fait d’une énergie secondaire issue du solaire après transformation photosynthétique ;
o Les rejets de chaleur industriels sont difficilement stockables et transportables. Ils dépendent de la stratégie de l’entreprise productrice ; leur disponibilité n’est pas forcément assurée dans le temps ;
Dans les filières à ressources locales, nous rassemblons les ressources suivantes :
• Solaire
• Géothermie
• Rejets de chaleur
• Eau
• Vent
Rappelons encore une fois l’importance absolue de bien prendre en compte tous les apports de l’URE pour la mise en place de ces filières. Ce qui ne concerne pas seulement l’énergie mais aussi la distribution des puissances (couper les pointes par du DSM2 thermique) et les niveaux de températures.
2 DSM : Demande Side Management, qu’on peut traduire par gestion de la demande.
24 4.1.1 Solaire
Le soleil est une ressource « illimitée » mais dépendante de la surface de captage. Il s’agit d’une énergie de flux non stockable et non transportable. Elle est de nature spontanément variable, mais dans une certaine mesure prédictible, avec une dynamique été-hiver d’un facteur 4. Deux transformateurs associés à cette ressource sont considérés: utilisation thermique directe ou effet photovoltaïque (production d’électricité).
Une fiche détaille les enjeux techniques et économiques du solaire thermique et du solaire photovoltaïque (voir annexe 1). Globalement, le solaire thermique est mature et rentable s’il est bien dimensionné. Les techniques de chauffage via le solaire thermique sont potentiellement intéressantes si elles sont couplées avec une pompe à chaleur ou un stockage saisonnier, mais ont besoin de retour d’expérience pour valider leur diffusion à large échelle.
Du côté du solaire photovoltaïque, la technologie est non mature économiquement. Une politique volontariste et des subventions sont obligatoires pour soutenir le développement de cette filière et lui donner une chance de réaliser ses potentiels immenses d’amélioration.
Quelques contraintes liées à l’urbanisme peuvent être résumés comme suit :
• Le potentiel solaire est limité par la surface réellement disponible, en particulier des toits (orientations, ombrages d’autres bâtiments ou d’objets, autres usages, etc…) ;
• L’intégration de systèmes solaires lors de la conception des bâtiments est beaucoup plus efficiente techniquement et économiquement ;
• En cas de besoin d’eau chaude sanitaire (ECS), typiquement sur des toitures d’immeubles locatifs, il faut privilégier le solaire thermique avec une surface actuellement donnée à environ 0.5 à 1 m² par personne pour une rentabilité optimum de l’investissement privé. Mais cette surface spécifique pourrait augmenter jusqu’à des valeurs de 2 m²/personne si on vise un objectif collectif ambitieux comme la société à 2’000W ;
• En revanche, sur les toitures scolaires, les bâtiments industriels, il faut privilégier le photovoltaïque car la demande d’eau chaude est faible toute l’année ou en été, la production d’électricité étant valorisée via le réseau.
25 4.1.2 Géothermie
La chaleur du sol est une ressource de chaleur « illimitée » … à condition qu’on ne l’épuise pas ! Ce qui est le cas pour une utilisation diffuse (ponctuelle), mais en utilisation intensive (champ de sondes important), il se transforme progressivement en stockage de chaleur intersaisonnier. Il s’agit d’une énergie de flux constante (ruban), potentiellement stockable mais non transportable. Il est possible de faire du froid ou du chaud, avec des systèmes actifs ou passifs, centralisés ou décentralisés, bref, il existe une grande diversité de systèmes de géothermie (voir Figure 6 ci-dessous) :
Figure 6 : diversité des filières géothermiques (source
En suisse, il n’existe pas à l’heure actuelle de production d’électricité à base de géothermie et 75% de la chaleur produite l’est grâce à des pompes à chaleur (PAC) reliées à des champs de sondes géothermiques (50 à 300 mètres de profondeur). Ces PAC consomment de l’électricité pour soutirer la chaleur du sol (systèmes actifs), avec des Coefficient de Performance (COP) de l’ordre de 3 à 4 unités de chaleur soutirées par unité d’électricité consommée.
Pour des sondes géothermiques dans la Plaine de l’Aire, une zone de limitation existe en raison de la hauteur de la nappe, située à environ 100 mètres sous la surface. Mais rien n’empêche de positionner des sondes au dessus de cette nappe. D’ailleurs, l’une des plus grosses installations géothermiques du canton se trouve dans cette zone, soit l’installation de l’école Aimée-Stitelmann.
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La productivité thermique (chaud) des sondes géothermiques va dépendre de nombreux paramètres comme la nature du sol, le couplage au système de chauffage (température de travail et système monovalent assurant 100% de la puissance ou bivalent avec appoint pour quelques centaines d’heures par hiver), la distance entre sondes et enfin leur profondeur (HOLLMULLER P. et al., 2005 et LACHAL B. et al., 2009). Elle va varier fortement, avec des valeurs comprises entre 120 et 1200 kWh/ an*m2
• Puissance soutirée de 40 W/mètre linéaire de sonde ;
de champ de sondes, valeurs obtenues avec les hypothèses réalistes suivantes :
• 1'500 heures (usage monovalent) à 3’000 heures (usage bivalent) d’utilisation à cette puissance ;
• Densité du champ : 1 sonde par 20 - 40 m² ;
• Profondeur : 80 - 200 mètres.
Il est également possible d’utiliser la source géothermique pour faire du refroidissement passif en substitution de la climatisation (« géocooling »). Il faut compter un échange un peu plus faible de 10 à 30 W/mètre linéaire de sonde.
Il est fondamental de bien prendre en compte que plus un champ de sondes devient important, plus les effets de bords sont limités et plus la recharge estivale devient nécessaire pour un équilibre à long terme. Une bonne solution de recharge est le geocooling. Le ratio entre recharge estivale et soutirage hivernal est compris entre 0.2 et 0.7 selon la taille du champ de sondes. Un ratio de 0.5 signifie que la demande annuelle de chaleur couverte par la pompe à chaleur couplée sur les sondes doit être, selon la valeur des COP des machines thermiques associées, 2.5 à 3 fois plus grande que la demande de refroidissement couverte par géocooling, soit pour ce dernier une valeur située entre 50 et 500 kWh froid/an*m2 de champ de sondes.
Comme mentionné plus haut, la valorisation de cette ressource requiert en hiver l’utilisation d’une pompe à chaleur pour atteindre la température demandée. Au niveau d’un quartier, nous pouvons imaginer plusieurs manières de faire :
• une série de systèmes décentralisés, avec à chaque point l’entier de la filière : sonde ou champ de sondes, pompe à chaleur et chauffage central, éventuellement recharge estivale par geocooling ;
• à l’inverse, un grand champ de sondes couplé à une pompe à chaleur centralisée qui alimente un chauffage à distance couvrant tout ou partie du quartier, avec une recharge estivale nécessaire ;
• ce même champ de sondes peut être directement couplé à un réseau plus ou moins étendu faisant office, soit de source froide à des pompes à chaleur décentralisées, soit de source chaude à des groupes de froid (concept de « calobus »).
Le choix de l’arrangement physique de la filière va dépendre de multiples paramètres et induira de nombreuses conséquences, par exemple :
• homogénéité de la demande en puissance / facteur de foisonnement, températures requises et possibilités d’action (DSM, rénovation thermiques de l’existant, etc…) ;
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• besoin de froid et de chaud pour une possibilité de recharge estivale par geocooling ;
• effet de taille sur l’investissement et les coûts d’entretien et de maintenance des diverses infrastructures, en lien avec la possibilité d’un acteur unique pour l’exploitation (société de services énergétiques « ESCO ») ;
• évolution des prix de l’énergie et perception de son évolution future par les acteurs, aussi bien pour les investisseurs que pour les preneurs ;
• aspects légaux, règlementaires, fonciers,… liés aux infrastructures nécessaires à mettre en place ;
• évolution possible de l’ensemble de ces paramètres, incertitudes, propension au risque des acteurs.
Cette première liste montre toute la complexité d’une planification à moyen terme de telles filières. Seules des conditions spécialement favorables permettraient de s’engager dans la troisième voix (calobus), sans doute prometteuse dans une zone hétérogène aussi bien du point de vue des activités (industrie, tertiaire, agriculture, habitat) que du niveau de températures (demandes de chaud et froid simultanées, déchets de chaleur à valoriser, parc de bâtiment varié : existant, existant rénové et nouvelles constructions).
Une utilisation intensive de tels champs exige un bilan bien défini entre les puisages de froid et les apports de chaleur. C’est certainement de ce côté que l’on devrait trouver la contrainte structurante pour la mise en place pratique dans un territoire donné de la filière géothermique : la mutualisation des besoins, idéalement 2 à 3 unités de chaleur demandée pour une unité de chaleur à éliminer. On voit poindre aussi une synergie avec le solaire thermique, qui a une production saisonnière très marquée et qui pourrait contribuer à l’équilibre chaud-froid soit par action sur la demande (couverture plus ou moins importante de l’eau chaude), soit sur l’offre (surproduction estivale en cas de manque de chaleur). On peut aussi utiliser des infrastructures comme les routes pour une recharge solaire estivale à bas coût. Les rejets thermiques peuvent aussi être utilisés en été à fin de recharge.
L’étude BG (BG Ingénieurs Conseils SA.et ENERCORE, 2009) arrive à des estimations pour la valorisation à environ 150 GWh de chauffage et 100 GWh de refroidissement sur tout le PACA, mais avec des chiffres pondérés par des nombreux facteurs peu clairs. Par rapport à notre estimation intermédiaire du potentiel (300 kWh/m² pour le chaud), les valeurs données par BG correspondraient à une surface de champ de sondes d’environ 0.5 km², soit grosso modo 17'000 sondes de 100m ou 1’700 km de forage. En considérant un prix de 100 chf par mètre linéaire de sonde, cela représenterait un investissement de 170 millions de chf.
La quantité de froid (100 GWh) semble un peu surestimée dans la mesure où il ne s’agit pas d’un potentiel indépendant de la chaleur mais qui doit permettre la pérennité du système pour le potentiel chaud donné.
28 4.1.3 Rejets de chaleur
Une étude sur les rejets de chaleur de la zone industrielle de Plan-les-ouates (ZIPLO) a estimé le potentiel de chaleur récupérable de cinq grosses industries à environ 35 GWh (ENERCORE, 2007). Ce potentiel est cependant difficilement valorisable en raison des contraintes financières et de durabilité d’un projet de réseau de chauffage à distance (CAD).
Si les avantages d’utiliser au maximum ces rejets sont évidents, il faut noter que les contraintes comme
• Simultanéité de la demande et de l’offre ;
• coût des infrastructures ;
• pérennité aussi bien des preneurs que des « vendeurs » ;
vont rendre difficiles – mais pas impossibles – la possibilité d’un couplage direct vendeur – preneur. La complémentarité avec la géothermie de champ de sondes (stockage saisonnier) traité au point précédent est très forte, surtout dans une situation de déséquilibre entre demande de chaud et de froid.
4.1.4 Eau
La nappe de la plaine de l’Aire est passablement renseignée, en raison de son importance (670’000 m3) et des nombreuses études faites sur cette zone pour la revitalisation de l’Aire.
Les débits à l’exutoire de la nappe ont été modélisés et estimés à 8 [l/s] en période de basses eaux et à 55 [l/s] en période de hautes eaux par le bureau CSD Ingénieurs Conseils (M.
Germain, communication personnelle). Un travail de master en cours à l’Université de Genève évalue le potentiel de stockage énergétique saisonnier, afin de permettre la réutilisation de la chaleur estivale en hiver pour le chauffage des bâtiments.
4.1.5 Vent
Le vent est une ressource locale dépendant des conditions météorologiques. Comme le soleil, il est de nature spontanément variable, mais dans une certaine mesure prédictible. Sa transformation en énergie électrique via des éoliennes permet de s’affranchir des contraintes de lieu en injectant la production électrique dans le réseau.
Au niveau du PACA St-Julien/Plaine de l’Aire, sa disponibilité est faible et la rentabilité économique d’éolienne sur cette zone paraît peu probable, même à long terme.
4.1.6 Synergies possibles
Il y a une forte synergie entre les ressources locales, qui va fortement dépendre des demandes de chaud et de froid.
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