4. Test de la grille d’analyse sur l’installation de Wärmeverbund Riehen AG (Bâle, CH)
4.1 Test de la grille d’analyse
La grille d’analyse a été remplie de deux façons : une version texte relativement complète (voir parties A à G ci-après) qui synthétise les éléments-clés et une version tableur simplifiée (voir annexe 6).
A Descriptif du projet A.1 Lieu
Riehen est une commune du nord-ouest de la Suisse, à quelques kilomètres de Bâle. Elle fait partie de la métropole rhénane, à la frontière avec l’Allemagne. Elle compte environ 21’000 habitants pour une superficie de 10 km2 (https://de.wikipedia.org/wiki/Riehen, consulté le 06.02.17).
A.2 Propriétaire et exploitant
L’exploitant est la société Wärmeverbund Riehen AG.
Les propriétaires sont la commune de Riehen (avec 73% des parts) et IWB (27% des parts). IWB est une entreprise autonome publique qui gère l’eau, l’électricité et les télécommunications de la région (services industriels). Elle est propriété du canton de Bâle-Ville.
A.3 Historique
1987 : approbation par les autorités locales du projet d’utilisation d’énergie géothermique 1988 : forage des deux puits géothermiques en 4, respectivement 2 mois
1989 : inauguration du premier réseau CAD (Riehen Dorf) 1990 : mise en service du réseau Niederholz
1993 : mise en service du réseau Wasserstelzen
1994 : mise en service du doublet géothermique avec 3 PAC sur le réseau de Riehen Dorf
1997 : extension du CAD jusqu’à la ville de Stetten, dans la commune allemande de Lörrach (réseau transfrontalier)
2009 : couplage et agrandissement des trois réseaux. Renouvellement des centrales (CCF, PAC, chaudières). La société exploitante devient Wärmeverbund Riehen AG.
2013 : mise en service de la centrale de Bäumlihof pour connecter le CAD Riehen à celui de Bâle.
Wärmeverbund Riehen AG dessert environ 30% des habitants des trois communes (Wärmeverbund Riehen AG, 2015). Il s’agit du seul CAD avec géothermie de moyenne profondeur en Suisse.
B Ressource géothermique B.1 Caractéristiques réservoir
Le réservoir est situé dans la vallée du Rhin supérieur, zone intensément fracturée et où plusieurs projets d’importances ont été réalisés (Soultz-en Forêt, ECOGI, Landau, etc…). Dans le cas de Riehen, c’est la couche du Muschelkalk supérieur, présentant une bonne conductivité (1.2*10-5 m/s) avec une épaisseur de la nappe de 60m, qui a été ciblée pour les forages (Boissavy & Hauber, 1994).
B.2 Forages
Deux forages non déviés distants d’un km ont été réalisés : puit producteur à environ 1’550m (Muschelkalk supérieur) et puit injecteur à 1’250m.
Le diamètre du fond de puit est de 16 cm (voir Figure 55 ci-dessous) :
Figure 55: caractéristiques du forage à Riehen (source Gruneko)
Les tests de production se sont déroulés sur près de deux années, avec une stimulation chimique avec de l’acide chlorhydrique. Après deux ans, la productivité a été considérée comme bonne, ce qui a permis de débloquer les fonds pour les phases de construction suivantes.
B.3 Caractéristiques ressource
A Riehen, la ressource géothermique a globalement les caractéristiques suivantes :
Température = 66°C
Débit nominal = 25 l/s ou 90 m3/h
Puissance nominale géothermie seule = 1’045 kW (avec Tretour = 56°)
Puissance échangeurs primaire géothermie = 1'500 kW
Puissance PAC géothermique =3'690 kW
Salinité ≈ 15 g/l
pH = 6.75
Epaisseur moyenne de l’aquifère ≈ 60m
C Valorisation énergétique C.1 Puissance et énergie
La puissance installée en 2014 des différents transformateurs est résumée ci-dessous (Tableau 9Erreur ! Source du renvoi introuvable.) :
TRANSFORMATEURS CHALEUR [MW] ELECTRICITE [MW]
Echangeurs primaires GEO 1.5
PAC Géothermie 3.7
PAC Air 1.2
Echangeur CAD Bâle 9
CCF 4.4 3.5
Chaudières Fossiles 12.4
Chaudière Bois 0.5
TOTAL 32.7 3.5
Tableau 9: puissances nominales globales de toutes les centrales de Riehen au 31.12.2014 (d’après Wärmeverbund Riehen AG, 2015 et Collet, 2016)
Le bilan énergétique pour l’année 2013 se décompose comme suit (Figure 56) :
Figure 56: bilan énergétique du réseau Riehen pour 2013 (adapté de Collet, 2016)
L’énergie fournie en 2013 est décomposée soit par ressource (à gauche), soit par production thermique (à droite) (Figure 57). Relevons que le gaz utilisé pour la production électrique du CCF n’est pas pris en compte dans le fromage de gauche :
Figure 57: mix des ressources dédiées à la thermique et mix de production thermique pour Riehen 2013 (Collet, 2016)
C.2 Transformateurs installés Voir le Tableau 9 plus haut
C.3 Efficacité de la géothermie
Le COPA des PAC est de 5.2 et n’est que faiblement influencé par la saison (Figure 58) :
Figure 58: COP mensuel et COP annuel de la PAC (source : Wärmeverbund Riehen)
L’intégration de l’électricité de pompage de la géothermie ainsi que la valorisation directe de la géothermie via les échangeurs primaires abouti à un COPA Géothermique presque identique de 5.4. Le COPA système n’a pas été calculé en raison d’absence de données spécifiques, mais l’analyse effectuée par Mme Collet tendrait plutôt à montrer que l’électricité hors PAC et hors pompes géothermiques est relativement négligeable et ne change pas fondamentalement le COPA (Collet, 2016).
Une analyse avec le modèle GeoCAD (GeoCAD, 2016) a été faite en intégrant les données de Riehen.
Le taux de valorisation de la ressource géothermique (TauxRessGeo) donné par le modèle est de 64%
et la fraction de la géothermie dans le CAD (FractionGeoCAD) de 52%.
En réalité, la FractionGeoCAD est de 42% (voir partie droite de la Figure 57) et le TauxRessGeo est
Tableau 10: taux de valorisation de la ressource géothermique et fraction géothermique dans le CAD de Riehen (données réelles et données modélisées)
La valeur inférieure de la FractionGeoCAD réelle s’explique par le fait que le modèle ne tient pas compte de l’inversion partielle de l’ordre de priorité entre le CCF et la géothermie (effectué à Riehen pour des raisons économiques, voir partie Aspects économiques plus loin). En revanche, l’analyse faite par Mme Collet dans son travail de master montrait que le maintien d’une priorité « absolue » de la géothermie sur les CCF aurait permis d’atteindre une FractionGeoCAD de 51% (Collet, 2016).
La valeur assez différente du TauxRessGeo réel et modélisé peut s’expliquer de différentes manières : d’abord, des erreurs de bilan de l’ordre de 2 GWh (visibles sur le schéma de Sankey - Figure 56) impliquent une différence de 5% sur le TauxRessGeo. Ensuite, le modèle GeoCAD a été testé avec des températures « optimale » pour la PAC (production à 70°C et réinjection à 25°C), mais la réalité est sans doute plus complexe. Enfin, comme déjà souligné, l’inversion de priorité entre CCF et géothermie n’est pas pris en compte dans le modèle.
28 Avec une température de réinjection à 25°et un débit nominal de 25 l/s.
C.4 Caractéristiques de la demande
Le réseau CAD a une densité thermique linéaire faible d’environ 1.2 MWh/ m tracé/an. Vu la faible densité linéaire, les pertes réseau de 9% annoncées par l’exploitant sont dans les réseaux les plus performants (voir Figure 40). Au final, le rendement global de production est très bon pour un réseau à basse densité (Figure 59) :
Figure 59: chaleur vendue, pertes réseaux et pertes production (Collet, 2016)
L’évolution des puissances souscrites, des ventes de chaleur et du nombre de SST sur l’ensemble des réseaux sont indiqués dans la Figure 60 (Schädle, 2015) :
Figure 60: évolution de la puissance souscrite, vente de chaleur et nb de SST (Schädle, 2015)
Le saut entre 2009 et 2010 s’explique par le changement de société effectué au 01.10.2009, ce qui a transféré les ventes de chaleur d’octobre à décembre 2009 sur les comptes 2010.
Actuellement, environ 30% des habitants de la commune sont desservis par le réseau CAD (Wärmeverbund Riehen, 2015).
Nous n’avons pas eu accès à des informations précises sur la répartition de la demande même si la majorité de la demande concerne sans doute du résidentiel collectif, avec quelques clients spécifiques comme la fondation Beyeler située à côté des forages géothermiques.
Nous n’avons pas eu d’information détaillée non plus sur les niveaux de température des demandes et le lien avec la ressource géothermique.
D Aspects économiques D.1. Investissements
Les investissements totaux de 1988 jusqu’en 2013 s’élèvent à plus de 82 millions de CHF et se répartissent comme suit (Figure 61) :
Figure 61: répartition des investissements du réseau Riehen entre 1988 et 2013 (Collet, 2016 ; d’après CONIM, 2015)
On notera que globalement, le réseau représente près de la moitié des investissements et la géothermie moins du quart des investissements. Les investissements dans les CCF comprennent la partie production électrique.
D.2 Subventions
Diverses subventions (20 millions de CHF en tout, soit un quart des investissements) ont été versées par les collectivités publiques : canton de Bâle-Ville (84% des subventions), commune de Riehen (13%) et Confédération (3%) (Figure 62) :
Figure 62: répartition des investissements nets et subventions (somme entre 1988 et 2013 ; Collet, 2016 ; d’après CONIM, 2015)
Les investissements totaux pour la production d’énergie par rapport à la puissance souscrite en 2013 s’élèvent à 2'574 CHF/kW ou 2'345 CHF/m. En tenant compte des subventions, les investissements nets sont de 1'953 CHF/kW ou 1'781 CHF/m tracé, soit une diminution de 25%. Ces valeurs sont élevées en comparaison avec d’autres réseaux thermiques. Ces chiffres intègrent les 10% liés à l’investissement dans les CCF qui devraient être partiellement alloués aux investissements pour la production électrique.
D.3 Coûts et prix
En partant des comptes d’exploitation de la société Wärmeverbund Riehen AG et des ventes de chaleur annuelle, il est possible de recalculer les coûts réels répartis entre une part fixe (amortissements, frais de personnel et administratifs) et une part variable (frais de combustible). Ces coûts sont donc des coûts après subventions et ne correspondent pas à un coût de revient réel.
Figure 63: coûts réels selon les comptes d’exploitation (Collet, 2016 ; d’après données CONIM, 2015)
Selon les ventes de chaleur de l’année en question, les coûts varient entre 16 et 18 cts/kWh pour l’ensemble du réseau, répartis environ à 50/50 entre les parts fixes et variables.
Les prix pratiqués dépendent de la consommation réelle (part variable) et de la puissance souscrite (part fixe). Le prix réellement payé par les consommateurs dépend à la fois des tarifs du réseau et du type de consommation. Un exemple basé sur les tarifs 2015 du réseau et correspondant à une villa individuelle ou un petit immeuble est donné ci-dessous (Figure 64). Il s’agit d’un prix plutôt élevé par rapport à une moyenne de consommateurs intégrant des gros clients.
Figure 64: prix pratiqués par le réseau Riehen (calculs basés sur Collet, 2016)
Les tarifs pratiqués (15-20% de fixe et le reste en variable) ne correspondent pas à la structure des coûts explicitée plus haut (50% de fixe et 50% de variable – voir Figure 63). En cas d’hiver doux, cette configuration peut impacter négativement les résultats économiques du gestionnaire du réseau. De plus, cette structure de prix ouvre la concurrence avec le solaire en été.
Les prix pratiqués par le réseau Riehen ne permettent pas de rentabiliser le réseau thermique et la différence est d’environ 2-3 cts/kWh. Dans les comptes d’exploitation, cette différence correspond à une perte d’environ 800 KCHF par année.
En plus de cela, l’analyse menée dans le travail de master tendrait à montrer que les CCF fonctionnent parfois en substitution de la géothermie afin d’améliorer le bilan économique de l’installation. En effet, des tarifs préférentiels de rachat d’électricité29 inversent parfois l’ordre de priorité (« merit order ») entre les CCF et la géothermie afin de favoriser la production électrique via les CCF. Une estimation de la valeur économique de cette modification de priorité abouti à un gain net pour le réseau Riehen de 500 kCHF (Collet, 2016), compensant ainsi une grande partie des pertes liées aux prix pratiqués.
Globalement, les clients se désabonnent rarement du réseau en raison de l’obligation légale bâloise d’utiliser de l’ECS issue à 50% d’énergies renouvelables. Pour atteindre cet objectif, il leur faudrait installer des capteurs solaires et une chaudière individuelle, ce qui expliquerait en partie leur fidélité au CAD (Collet, 2016).
29 Jusqu’à 31 cts/kWh d’électricité vendue selon l’heure de la journée (voir plus loin Figure 68Figure 68).
E Aspects environnementaux E.1 Evolution de la ressource géothermique
Au niveau de l’évolution chimique de la ressource, les données de 1989 et 2011-2014 ont été comparées dans une étude (Klinger, 2015). La salinité du réservoir a baissé d’environ 10% entre 1989 et 2014 (de 17 à 15.3 g/l), mais cela reste dans une plage normale de variation. Au niveau qualitatif, il y a prédominance de sodium, chlorure et sulfate (voir Figure 65 ci-dessous) :
Figure 65: diagramme de Schoeller pour l’eau géothermale de Riehen (Klinger, 2015)
Entre 1989 et 2014, l’évolution chimique est faible. Globalement, le pH est passé de 6.3 à 6.75. Le contenu en gaz totaux est d’environ 774 Nml/kg, en diminution de 10% par rapport à 1989. Le dioxyde de carbone est le composant principal dans ces gaz (80-90%).
Au niveau de l’évolution thermique de la ressource, aucune percée thermique n’a été observée. En 2009, un test de traçage chimique (poudre d’uranin) pour évaluer la recirculation entre les deux puits a été effectué et n’a montré aucune connexion entre les puits de production et d’injection (Klingler et al, 2010).
Globalement, la ressource utilisée à Riehen montre une grande stabilité physico-chimique sur 25 ans.
E.2 Emissions de CO2
Les émissions directes de CO2 pour la production thermique (en g CO2/kWh d’énergie produite) ont été calculées sur 2011-2014 (Figure 66) :
Figure 66: émissions moyennes de CO2 émises par kWh d’énergie produite (Collet, 2016)
Notons que ces chiffres ne tiennent pas compte du CO2 émis par la part de gaz valorisée en électricité dans les CCF. Dans certaines analyses, les émissions de CO2 pour la production électrique à partir de CCF sont même considérées comme négatives. En prenant les mêmes chiffres que le calcul explicité dans le chapitre 1 sous Emissions de CO2du réseau thermique de la Semhach30, on aboutirait à des émissions directes de CO2 en baisse d’environ 20 g, soit par exemple environ 100 g CO2/kWh pour 2013.
Les émissions indirectes de CO2 ou une analyse de cycle de vie n’a à notre connaissance pas été faite sur l’installation de Riehen.
30 soit -356 gCO2/kWh d’électricité CCF produite
F Aspects institutionnels F.1 Gestion opérationnelle
Historiquement, le réseau de Riehen était subdivisé en trois CAD séparés mais géré par la commune de Riehen. Par la suite, des extensions furent effectuées, notamment en 1997 en connectant la ville de Stetten dans la commune allemande de Lörrach.
En 2009, une nouvelle phase du projet débute avec la fusion de l’ensemble des réseaux existants qui aboutit à la création de la société Wärmeverbund Riehen AG. Cette phase s’est faite avec l’aide des services industriels bâlois (IWB) qui ont apporté leur savoir-faire et le financement. En 2013, le réseau Riehen s’est connecté au réseau d’IWB31.
Le schéma institutionnel simplifié ci-dessous représente les différents liens entre les entités impliquées dans le Wärmeverbund Riehen AG (Figure 67) :
Figure 67: schéma des liens institutionnels entre les entités concernées à Riehen
Actuellement, la gestion opérationnelle est réalisée par Wärmeverbund Riehen AG, en lien avec IWB.
Par exemple, les bureaux de l’administration de Wärmeverbund Riehen AG sont situés dans les locaux d’IWB à Bâle.
31 Le réseau d’IWB est composé à environ 40% d’énergie fatale issue de l’incinération et 60% de gaz (Collet, 2016)
F.2 Implication des collectivités locales
On observe ici un fort soutien politique au départ via des subventions massives (un quart des investissements des 20 premières années), essentiellement de la part du canton (84%), subsidiairement de la commune de Riehen (13%) et de manière ponctuelle de la part de la Confédération (3%).
En revanche, les nouveaux capitaux investis dans le développement du réseau depuis 2009 proviennent essentiellement d’IWB, sachant qu’IWB est une société autonome publique dont le propriétaire est le canton de Bâle-Ville.
D’autre part, la législation cantonale en terme de rétribution de l’électricité des CCF est apparemment la plus généreuse de Suisse, avec des tarifs de rachat de l’électricité produite par les CCF pouvant monter jusqu’à 31 cts/kWh (Figure 68) :
Figure 68: tarifs de rachat de l’électricité produite par le CCF selon l’heure de la journée (Collet, 2016)
Ces tarifs préférentiels peuvent cependant être désavantageux pour la géothermie car ils inversent parfois l’ordre de priorité entre les CCF et la géothermie afin de favoriser la production électrique via les CCF (Collet, 2016).
G Synthèse et éléments-clés sur l’installation de Riehen (CH)
Plus de 20 ans d’exploitation de la géothermie à Riehen dans la région bâloise permet d’avoir un bel et unique exemple en Suisse de l’utilisation de la géothermie de moyenne profondeur pour un chauffage à distance (CAD).
Au niveau de la ressource géothermique, les deux forages non déviés ont été réalisés avec stimulation chimique (HCl) dans le Muschelkalk supérieur. La ressource a un débit assez modeste (20 à 25 l/s) par rapport aux exemples parisiens et bavarois précédemment explicités.
Au niveau technique, le réseau CAD Riehen a les caractéristiques principales suivantes :
Une puissance souscrite d’environ 32 MW ;
Une énergie livrée d’environ 45 GWh ;
Une densité thermique linéaire d’environ 1.2 MWh/m/an ;
La géothermie représente un sixième de la puissance installée et plus de 40% de l’énergie fournie au réseau ;
Le COPA PAC et le COPA Géothermique valent environ 5 ;
Le taux de valorisation de la ressource géothermique (TauxRessGeo) avec une température de réinjection théorique de 25°C est d’environ 40% ;
La fraction de la géothermie dans le CAD (FractionGeoCAD) était de 42% en 2013 ;
30% des habitants de la commune sont desservis par le CAD ;
Au niveau économique, les investissements de 1988 jusqu’en 2013 représentent 82 millions de CHF, dont plus de la moitié pour financer la construction du réseau. Ce système cumule des investissements conséquents à la fois pour la production de chaleur (forage géothermique) et pour le développement d’un réseau peu dense. Les prix moyen pratiqués sont compris entre 12 et 14 cts/kWh alors que les coûts estimés sont compris entre 16 et 18 cts/kWh. Cette différence se solde par un déficit chronique depuis quelques années. Cependant, l’inversement des priorités entre les CCF et la géothermie afin de vendre plus d’électricité produite par les CCF à un tarif préférentiel a permis de limiter ces pertes.
Au niveau environnemental, les émissions directes de CO2 du réseau de Riehen sont de 100 à 150 g CO2/kWh produit, dépendant passablement des années. Entre 1989 et 2014, l’évolution chimique a été faible. Au niveau de l’évolution thermique de la ressource, aucune percée thermique n’a été observée. Globalement, la ressource utilisée à Riehen montre une grande stabilité physico-chimique sur 25 ans.
Le CAD Riehen a toujours eu un fort soutien politique via des subventions conséquentes (un quart des investissements des 20 premières années) et via les nouveaux capitaux investis dans le développement du réseau depuis 2009 par IWB, société autonome publique dont le propriétaire est le canton de Bâle-Ville.