Ces trois sites avec doublets ne valorisent pas d’électricité via la géothermie étant donné les niveaux de température de la ressource (70°C à 75°C). Cependant, deux cogénérations à gaz (ou couplage chaleur-force – CCF) produisent de l’électricité en ruban durant l’hiver. En effet, la période de rachat d’électricité par EDF est prévue du 1er novembre au 31 mars3.
La géothermie est valorisée via un réseau de chaleur qui s’est développé au cours du temps. Ce réseau est maintenant alimenté par les centrales géothermiques, par les deux CCF pendant la période contractuelle et par des chaudières à gaz ou à mazout en appoint.
Puissances installées
Les puissances installées pour le réseau thermique en 2012 totalisent 104 MWth réparties comme suit (Tableau 1 et Figure 8) :
Puissance en MW Priorité d’accès au réseau
Cogénération Gaz (CCF) 16 1
Géothermie 23 2
Chaufferies appoint centralisées 29 3
Chaufferies décentralisées 36 3
SOMME Capacité de production 104
Tableau 1 : puissances installées en 2012 (Sermet, 2013)
Figure 8 : répartition des puissances de production en 2012 (MWth)
3 Contrat type exigé par EDF pour 12 ans.
Les cogénérations gaz (CCF) ont une capacité de production électrique de 5 MWél chacune.
A court terme, le doublet de Villejuif (environ 10 MWGeo et 4.3 MWPAC) ainsi que de nouvelles capacités de chaufferies d’appoint (environ 25-30 MW) permettront d’atteindre environ 140 MW de capacité de production.
En 2014, la puissance souscrite par les clients était d’environ 100 MW pour une puissance maximale sur le réseau d’environ 70 MW (pour une température extérieure Text égale à -5°C ; M. Andres, communication personnelle).
Lors de la période contractuelle des cogénérations gaz (du 1er novembre au 31 mars de chaque année), la chaleur fournie par celles-ci ont la priorité sur les autres sources d’énergie, la géothermie venant en deuxième position. Le reste de l’année, la géothermie a la priorité sur le réseau (hors pannes ou problème de niveau de température du réseau). Les chaufferies d’appoint fossiles permettent de compléter la fourniture d’énergie dès que la somme cogénération plus géothermie ne suffit plus (en général dès que la température extérieure descend en-dessous de 5°C) ou si les niveaux de température du réseau l’exigent.
Bilan énergétique
Selon les données de l’exploitant, les bilans énergétiques des installations de la Semhach pour 2013 et 2014 sont les suivants (Figure 9 et Figure 10) :
Figure 9: diagramme de Sankey de la Semhach en 2013
Figure 10: diagramme de Sankey de la Semhach en 2014
L’année 2014 était particulièrement chaude (2'007 DJU4) par rapport à 2013, année plutôt froide (2'626 DJU), d’où la diminution de consommation globale sur le réseau.
Au niveau des ressources entrantes dans le système (à gauche des schémas de Sankey), il y a un peu plus de fossile que de géothermie, sachant qu’une partie du gaz est transformé en électricité via les CCF. En revanche, l’énergie thermique produite injectée sur le réseau thermique (au milieu du schéma de Sankey) est majoritairement géothermique (Figure 11).
Concernant les performances des CCF, elles sont globalement d’environ 71% (28% électricité et 43%
chaleur) par rapport au pouvoir calorifique supérieur (PCS) du gaz. En tenant compte du pouvoir calorifique inférieur (PCI) du gaz vu la non récupération de l’énergie des fumées, les performances des CCF passent à 78%.
La cogénération fonctionne en ruban sur une période contractuelle (quantité d’énergie annuelle presque identique). Comme l’année 2014 a eu une météo clémente, cela se traduit par une baisse quantitative de la valorisation de la géothermie en 2014 (voir Figure 10) même si le pourcentage est plus élevé (voir Figure 11).
Les pertes réseaux sont de l’ordre de 9-10%.
4 DJU = Degrés Jours Unifiés, qui est une valeur représentative de l’écart entre la température d’une journée donnée et un seuil de température préétabli (généralement 18°C en France). Météo standard à Paris = 2’450 DJU.
Le bilan annuel des énergies thermiques produites (correspondant au centre du schéma de Sankey) et injectées dans le réseau pour 2013 et 2014 montre qu’une majorité de l’énergie provient de la géothermie (en vert sur la Figure 11) :
Figure 11 : Bilan des énergies thermiques produites 2013 (à gauche) et 2014 (à droite)
On voit qu’avec 22% de la capacité totale, la géothermie fournit environ 60% de l’énergie (soit entre 5'500 et 6’000 heures équivalentes à pleine puissance selon les années). La cogénération fonctionne en ruban pendant 5 mois de l’année, soit environ 3'500 heures équivalentes à pleine puissance.
La répartition mensuelle des énergies thermiques produites montre bien un fonctionnement en ruban à la fois pour la cogénération (5 mois par an – en orange) et pour la géothermie (toute l’année – en vert, voir Figure 12) :
Figure 12 : répartition de l’énergie mensuelle en 2013 (à gauche) et 2014 (à droite)
On constate que lors d’une année chaude comme 2014, la géothermie est un petit peu moins valorisée (par exemple en mars 2014) étant donné que le ruban thermique de cogénération représente toujours la même quantité.
La géothermie est utilisée à puissance nominale durant 8 mois de l’année et à puissance partielle durant les 4 mois d’été, ce qui montre un dimensionnement des installations très intéressant du point de vue technico-économique.
Concernant le pourcentage mensuel de chaque ressource dans le réseau, on aboutit aux figures suivantes pour les années 2013 et 2014 (Figure 13) :
Figure 13 : pourcentage mensuel de chaque énergie en 2013 (à gauche) et 2014 (à droite)
Logiquement, le pourcentage de la cogénération est légèrement plus élevé les mois de 2014 étant donné qu’en GWh, le ruban thermique de la cogénération est identique d’une année sur l’autre.
Coefficient de performance (COP) mensuel et annuel du système et COP de la géothermie Les consommations électriques des différentes chaufferies (centrales géothermiques ou gaz) ont été fournies par l’exploitant pour 2013 et 2014. Pour les centrales géothermiques, les consommations sont majoritairement dues à l’électricité de la pompe immergée dans les puits géothermaux mais contiennent également les consommations de la chaufferie (pompes du réseau, éclairage, infrastructures des bureaux, etc…).
Globalement, les deux centrales géothermiques consomment environ 6’500 MWh/an. A titre de comparaison, les cinq chaufferies centralisées avec chaudières à gaz consomment durant l’hiver environ 100 à 150 MWh d’électricité par mois pour une somme annuelle de l’ordre de 800 à 900 MWh.
Cette consommation liée spécifiquement aux chaufferies à gaz n’a pas été considérée dans les coefficients de performance mensuels (COPm) ou annuels (COPA) définis ci-dessous.
Deux types de COP différents sont définis :
Un COP Système, qui comprend l’ensemble de la consommation électrique des centrales géothermiques, y compris éclairages, pompes réseaux et bureaux (hors consommation chaufferies gaz) ;
Un COP Géothermique, qui ne prend en compte que la consommation de la pompe immergée et la consommation éventuelle d’une pompe à chaleur.
Le COP système a été recalculé mois par mois grâce aux données transmises par la Semhach et est reproduit dans la figure suivante (Figure 14) :
Figure 14 : COP système mensuel et COPA (tout à droite - années 2013 et 2014)
En moyenne et selon les années météorologiques, le COPA Système vaut environ 20.
Un COPA géothermique peut être estimé de deux manières :
En appliquant une part de 15% de surconsommation liées aux consommations générales de la chaufferie (par rapport à la partie uniquement liée à la pompe géothermique), le COPA géothermique serait d’environ 3.5 points meilleur que le COPA Système ;
En connaissant la puissance nominale des pompes immergées dans les puits géothermiques (450 KW) et en considérant environ 5'500 heures à pleine puissance (voir partie Bilan énergétique), la consommation annuelle serait d’environ 4.95 GWh électrique pour les deux puits géothermaux. En prenant une moyenne de 130 GWh thermique fournis par la géothermie par année, on aboutit à un COPA Géothermique théorique de 26.
En moyenne et selon les années météorologiques, le COPA Géothermique estimé vaut environ 25.
Caractéristiques principales du réseau thermique
Le réseau de chaleur historique a été construit en multitubes au milieu des années 80 et faisait au départ 20 km de long pour 65 sous-stations (environ 11'000 équivalents-logements). Différentes extensions ont été réalisées pour atteindre en 2012 (Sermet, 2013) et 2014 (M. Andres, communication personnelle) les caractéristiques suivantes (Tableau 2) :
UNITES 2012 2014
Equivalents-logements Nb 25’632 ≈ 28’000
Tableau 2: principales caractéristiques du réseau de chaleur Semhach en 2012 et 2014
Actuellement, le réseau est toujours en développement et la densité linéaire se rapproche de 7 MWh/m/an, chiffre toujours caractéristique d’un réseau urbain dense. A titre de comparaison, le réseau genevois CADIOM-CADSIG possède une valeur de 6.2 MWh/m/an (Quiquerez et al, 2015).
En 2010, le réseau a consommé environ 45 m3 d’eau /GWh thermique livré et les pertes thermiques annuelles s’élevaient à environ 7% (Sermet, 2013). Ces dernières peuvent monter jusqu’à 20-30% en été lorsque la demande ne concerne que l’eau chaude sanitaire (ECS). Ces pertes estivales sont essentiellement constituées de géothermie (voir le mix mensuel de la Figure 13), ce qui rend les pertes économiques liées aux pertes thermiques négligeables.
Depuis longtemps, un système de télégestion gère le réseau. Son évolution via la fibre optique permet désormais de diriger depuis la centrale de Chevilly-Larue l’ensemble des opérations de commande, de contrôle et de paramétrage nécessaires au bon fonctionnement des moyens de production (priorisation des ressources), de distribution (niveaux de température) et des sous-stations (SST - loi de chauffe).
Au cours du temps, le réseau a été maillé et des points de mélange entre les différentes parties de réseaux permettent une très grande flexibilité avec tous les moyens de production (M. Andres, communication personnelle).
Températures du réseau et système multitube
La température aller maximale du réseau est fixée selon une consigne liée à la température extérieure (Text). Actuellement, elle est de 103°C en plein hiver (en dessous de Text = -3°C) et 68°C dès que la température extérieure est supérieure à 7°C. Cela permet de garantir un mix énergétique du réseau avec un maximum de géothermie étant donné son niveau de température d’environ 70 à 75°C (voir la partie Ressource géothermique). Au-delà, le complément en niveau de température se fait grâce aux cogénérations et/ou avec les chaufferies d’appoint.
La température de retour du réseau est d’environ 52°C en été (fourniture de l’ECS) et peut descendre jusqu’à 30°C en plein hiver (lorsque Text = -7°C). En moyenne annuelle, les températures de retour sont de l’ordre de 35 à 40°C (M. Andres, communication personnelle). Ces retours très bas permettent de maximiser le différentiel de température de la ressource géothermique (∆T jusqu’à 40°C pour un débit nominal de 83 l/s) et ainsi de garantir un mix énergétique majoritairement géothermique.
Ces températures de retour ont été rendues possibles grâce à la construction d’un réseau multitubes conçu dès le début du projet (soit 3 voire 4 tubes différents selon les zones – voir Figure 15) avec les températures de consigne suivantes :
HT = Haute Température (>60°C ; en rouge sur le plan)
MT = Moyenne Température (45°C à 60°C ; en jaune sur le plan)
BT = Basse Température (35°C à 45°C ; en bleu foncé sur le plan)
TBT = Très Basse Température (<35°C ; en bleu clair sur le plan)
Figure 15: extrait du plan du réseau
(http://semhach.fr/02_principes_de_fonctionnement/plan/plan_reseau.cfm)
Ce système, extrêmement novateur à l’époque de sa construction (1985), permet d’alimenter la plupart des clients avec le niveau de température le plus adéquat par rapport à leur système de distribution de chauffage (radiateurs, planchers chauffants, panneaux, etc…) tout en optimisant la température de retour grâce à des systèmes en cascade (Figure 16 et Tableau 3) :
Figure 16: système de température en cascade (source Semhach)
Tableau 3: Dimensionnement types des niveaux de température en SST selon les besoins des clients (Sermet, 2013 et voir texte page précédente)
Le fonctionnement en cascade est adapté dans chaque SST en faisant un épuisement local maximum de la température : en général, la haute température (HT nécessaire pour l’ECS) est mélangée avec la moyenne température (MT) ou la basse température (BT) via des vannes mélangeuses selon les différentes consignes de la demande de chauffage. Chaque SST est contrôlée à distance par le gestionnaire du réseau : température aller et débits, autant côté primaire que secondaire, afin d’optimiser les températures de retour. Des lois de différentiel de pression permettent de gérer les différents niveaux de température entre les tubes à l’aide de systèmes de vannes.
Dans certaines zones nouvellement développées, la Semhach ne construit plus que des tubes HT, BT et TBT car la MT n’est plus nécessaire avec les nouveaux systèmes de chauffage (la HT restant indispensable pour l’ECS).
Au niveau contractuel, la Semhach a imposé dans les nouvelles constructions des niveaux de température de chauffage très bas dès 1991 (Taller réseau primaire = 45°C pour avoir 33°C chez le client à Text
= -7°C).
Les surinvestissements initiaux pour le système en 3 tubes5 dans les années 80 ont été d’environ 20 à 25% (M. Andres, communication personnelle) mais cela leur permet aujourd’hui de valoriser de manière optimale la géothermie. En effet, plus la température de retour du réseau est basse, plus la température de réinjection dans le puit géothermal est faible et plus la valorisation de la géothermie est élevée (augmentation du ∆T sur le fluide géothermal).
Un autre avantage du système en multitubes est lié à la maintenance des SST en donnant la possibilité au gestionnaire de la SST de by-passer l’un des niveaux de température en cas de fuites et/ou de pannes.
Concernant l’ECS et les aspects de légionelles, la consigne standard est une température aller de 58°C avec un brassage du ballon en permanence et un retour à environ 50-52°C. Sur demande, le gestionnaire de réseau peut effectuer un choc thermique à 70°C mais la Semhach ne le fait pas de manière systématique. Une obligation légale de contrôle annuel des légionelles existe. En cas de souci, un choc thermique pendant un jour est effectué. En été, étant donné les températures aller du réseau de l’ordre de 68°C, certains clients comme les piscines municipales ont dû compléter leur installations d’un réchauffeur électrique pour atteindre les 70°C en cas de nécessité.
5 Puis 4ème tube très basse température (TBT) dès les années 90 dans certaines zones.
Indicateurs de performances de la géothermie
Deux indicateurs de performances de la géothermie peuvent être définis (Faessler et al, 2015) :
le taux de valorisation de la ressource géothermique (appelé TauxRessGeo ci-après) qui est égal au rapport entre l’énergie géothermique valorisée et l’énergie géothermique brute potentielle6. ;
la fraction géothermique dans le CAD (appelé FractionGeoCAD ci-après) qui correspond au rapport entre l’énergie géothermique valorisée et l’énergie totale fournie au CAD.
En prenant 25°C comme température de réinjection théorique, le TauxRessGeo de cette installation atteint 45%, ce qui est relativement bon en tenant compte qu’il n’y a pas de PAC à l’heure actuelle.
La FractionGeoCAD a quant à elle toujours été plus élevée que 50% pour ce réseau. En 2013, la fraction de la géothermie dans le réseau s’est élevée à 58%. Ce taux de plus de 50% permet à la Semhach de bénéficier du taux réduit de TVA (de 19.6% à 5.5%) prévu par la réglementation française (http://www.sncu.fr/Espace-documentaire/TVA-a-taux-reduit).
L’outil excel développé dans le cadre de la formation continue GeoDH proposée par l’Université de Genève (GeoCAD, 2016) a été testé avec les données de la Semhach 2013 et donne les résultats de 45% pour le TauxRessGeo et 59% pour la FractionGeoCAD, ce qui est très proche des résultats réels ci-dessus (Tableau 4) :
Données réelles
Semhach 2013 Modèle GeoCAD7
TauxRessGeo 45% 45%
FractionGeoCAD 58% 59%
Tableau 4: taux de valorisation de la ressource géothermique et fraction géothermique dans le CAD de la Semhach (données réelles et données modélisées)
6 L’énergie géothermique brute potentielle (« énergie tête de puit ») peut être définie comme étant une puissance nominale avec une température de réinjection théorique définie (généralement 20 ou 25°C).
7 http://www.unige.ch/energie/fr/colconf/formcont/geodh/ (GeoCAD, 2016)
Caractéristiques principales de la demande
En France, un équivalent-logement standard correspond à la consommation d’un logement de 70 m² pour une rigueur climatique de 2’500 DJU, soit environ 12 MWh par an de chaleur utile (chauffage et eau chaude sanitaire, http://reseaux-chaleur.cerema.fr/equivalent-logement). Cependant, dans le cas du réseau de la Semhach, une valeur de 7 à 8 MWh par logement a été retenue dans le schéma directeur (Sermet, 2013).
En 2012, le réseau alimentait près de 26'000 équivalents-logements répartis comme suit (Figure 17) :
Figure 17: répartition des équivalents-logements selon la typologie de la demande (Sermet, 2013)
Plus des trois quart de la demande en énergie correspond à du logement (réparti à part égale entre subventionné et privé) et le reste correspond aux collectivités publiques, avec notamment 3 piscines et 2 hôpitaux connectés au réseau de chaleur.
Au niveau de l’ECS, la demande est d’environ 15% sur la totalité de l’énergie fournie par le réseau mais plutôt de 20 à 25% sur les bâtiments ayant des besoins d’ECS, avec une moyenne d’environ 1.8 MWh/logement de demande d’ECS pour ces bâtiments (Sermet, 2013).
Développements futurs
Dans le cadre de l’élaboration du schéma directeur en 2012, un gros travail de réflexion sur les extensions du réseau et sur les nouvelles ressources mobilisables a été effectué (Sermet, 2013). Ce travail a été fait en deux temps. Premièrement, les potentiels de raccordement à l’horizon 2025 ont été analysés. Deuxièmement, une analyse des ressources complémentaires permettant de maintenir un taux d’énergie renouvelable et/ou de récupération (EnR&R) de plus de 50% dans le réseau a été effectué.
Cela a abouti à l’étude de plusieurs scénarios de développement sur 20 ans. Nous ne présentons ici que brièvement le scénario qui a été finalement retenu, soit un développement à 35'000 équivalent-logement d’ici 2018 et 40'000 d’ici 2025 avec un nouveau doublet géothermique complété par une PAC à Villejuif.
Les caractéristiques prévisionnelles du doublet géothermique de Villejuif sont (Sermet, 2013 ; M.
Andres, communication personnelle) :
Débit géothermal maximum = 300 m3/h ou 79 l/s (débit moyen = 250 m3/h ou 69 l/s)
Température ressource = 70.9°C
Puissance Géothermique seule ≈ 10 MWth
Puissance PAC = 4.3 MWth (1 MWelec)
La PAC construite à Villejuif est un compresseur à vis de la marque JohnsonControls. Elle devrait fonctionner dans une plage de température relativement large8 avec un COP moyen de 4.3. En complément, une puissance de pointe de l’ordre de 25-30 MW fossile devra être ajoutée assez rapidement pour satisfaire à l’augmentation de la demande hivernale.
Ce doublet a été réalisé en 2014 et mis en service à fin 2016.
8 Température à l’évaporateur de 25 à 40°C et température au condenseur de 65° à 80°C. L’objectif étant de la faire fonctionner 3'000 heures équivalentes à pleine puissance.
L’évolution du périmètre du réseau et de la demande a été évaluée jusqu’en 2033, en tenant compte d’une part des baisses de consommations de chauffage d’une partie des bâtiments existants9, d’autre part des extensions du réseau possible (Sermet, 2013). L’évolution de la rigueur climatique n’a pas été prise en compte dans cette analyse et maintenue à 2’450 DJU, météo standard de Paris. En résumé, les principaux objectifs pour l’avenir sont résumés dans le Tableau 5 ci-dessous :
UNITE 2019 2025 2033
Tableau 5: caractéristiques futures du réseau thermique de la Semhach (adapté de Sermet, 2013)
On voit que les extensions après 2019 sont relativement modestes car le réseau est déjà bien implanté dans les villes et la stratégie de la Semhach est de conserver une densité de réseau élevée.
De plus, l’objectif était de conserver une FractionGeoCAD supérieure à 50% afin de continuer à bénéficier du taux réduit de TVA pour les clients finaux. Le scénario explicité ci-dessus aboutit à une fraction comprise entre 65 et 70% de géothermie dans le réseau de la Semhach (M. Andres, communication personnelle).
Enfin, la Semhach souhaite développer une offre « froid » à moyen terme (une installation existe déjà en 2015) avec des PAC réversibles, mais accompagnera ce développement en présélectionnant elle-même le matériel adéquat. En effet, les niveaux de température requis pour que les performances soient intéressantes à la fois pour le client et pour la Semhach sont critiques et nécessitent un suivi de près (M. Andres, communication personnelle).
9 Baisse de 15% des abonnés de type « copropriété ».
1.5 Aspects économiques