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Géothermie moyenne enthalpie avec valorisation dans les réseaux thermiques : Retours d'expérience sur trois installations et Proposition
d'une grille d'analyse
FAESSLER, Jérôme, LACHAL, Bernard Marie & Services Industriels de Genève (SIG)
Abstract
Ce rapport analyse de manière approfondie trois installations géothermiques de moyenne profondeur : Semhach à Paris, AFK-Geothermie à Munich, Wärmeverbund Riehen à Bâle. Il aboutit à une proposition de grille d'analyse pour une évaluation systématique des différents cas d'études concernant la valorisation de la géothermie en listant les éléments clés dans ce type de réalisation. Cette grille d'analyse a été déclinée en version texte ou en version tableur
FAESSLER, Jérôme, LACHAL, Bernard Marie & Services Industriels de Genève (SIG).
Géothermie moyenne enthalpie avec valorisation dans les réseaux thermiques : Retours d'expérience sur trois installations et Proposition d'une grille d'analyse. Genève : Services Industriels de Genève (SIG), 2017, 133 p.
Available at:
http://archive-ouverte.unige.ch/unige:93171
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Géothermie moyenne enthalpie avec valorisation dans les réseaux thermiques
Retours d’expérience sur trois installations et
Proposition d’une grille d’analyse
Jérôme FAESSLER Bernard LACHAL
mars 2017
Réalisé dans le cadre du Partenariat SIG – UNIGE Contrat spécifique « Géothermie »
Responsable UNIGE : B. Lachal Responsable SIG : M. Meyer Groupe Systèmes énergétiques
Département Forel des sciences de l’environnement et de l’eau (DEFSE) Institut des Sciences de l’Environnement
Uni Carl-Vogt - bd Carl-Vogt 66 ‐ CH 1205 Genève www.unige.ch/energie
Cadre général de l’étude
Cette étude est effectuée dans le cadre du Partenariat établi entre les Services Industriels de Genève (SIG) et l’Université de Genève (UNIGE), dont l’objectif est de renforcer la collaboration entre les deux partenaires pour le développement de la filière académique dans le domaine de l’énergie, tout en permettant à SIG de bénéficier de prestations d’expertise, de recherche et de conseils de UNIGE, notamment dans les domaines de l’efficience énergétique et de la production et distribution d’énergie.
Table des matières
Table des matières --- 3
Remerciements --- 4
Synthèse --- 5
Objectifs généraux du rapport --- 9
1. Retour d’expérience d’une installation du bassin parisien : la Semhach à Chevilly-Larue, L’Haÿ-les-Roses et Villejuif (Paris, FR) --- 11
1.1 Descriptif du projet --- 12
1.2 Ressource géothermique --- 14
1.3 Transformateur géothermie - énergie --- 18
1.4 Valorisation énergétique --- 19
1.5 Aspects économiques --- 33
1.6 Aspects environnementaux --- 37
1.7 Aspects institutionnels --- 44
1.8 Problèmes rencontrés à la Semhach --- 47
1.9 Synthèse sur la Semhach dans le bassin parisien --- 48
2. Retour d’expérience d’une installation du bassin bavarois : AFK Geothermie à Aschheim, Feldkirchen et Kirchheim (Munich, DE) --- 53
2.1 Descriptif du projet --- 54
2.2 Ressource géothermique --- 56
2.3 Transformateur géothermie - énergie --- 60
2.4 Valorisation énergétique --- 61
2.5 Aspects économiques --- 76
2.6 Aspects environnementaux --- 79
2.7 Aspects institutionnels --- 82
2.8 Problèmes rencontrés à AFK Geothermie --- 85
2.9 Synthèse sur l’installation AFK-Geothermie dans le bassin bavarois --- 86
3. Grille d’analyse des installations géothermiques --- 89
4. Test de la grille d’analyse sur l’installation de Wärmeverbund Riehen AG (Bâle, CH) --- 91
4.1 Test de la grille d’analyse --- 91
4.2 Conclusions sur la grille d’analyse --- 108
Conclusions générales et perspectives --- 109
Bibliographie --- 111
Acronymes --- 114
Table des figures --- 115
Table des tableaux --- 118
Liste des annexes --- 119
Remerciements
Nous tenons à remercier très chaleureusement les différentes personnes nous ayant transmis de précieuses données et/ou apporté leurs éclairages sur les différents sites analysés dans ce rapport :
MM. Andres et Maison de la Semhach ;
M. Boissavy de l’Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) ;
MM. Glashauser et Durner et Mme Glocker d’AFK-Geothermie GmbH ;
Mme Höferle et M. Böhm d’Erdwerk GmbH ;
Mme Dalmais d’ÉS Géothermie ;
MM. Meier et Galvagno d’Erdwärmeverbund Riehen ;
M. Klinger de Gruner Grunecko AG;
Un grand merci à Jean-Luc Bertholet pour le traitement des données et à Loïc Quiquerez pour la relecture attentive.
Merci également à Olivia Collet pour la qualité de son travail de master sur Riehen qui a permis d’analyser cette installation en détail.
Enfin, nous remercions les Services Industriels de Genève et son équipe géothermie, plus particulièrement son responsable Michel Meyer pour le financement de ces suivis dans le cadre du partenariat SIG-UNIGE.
Synthèse
Ce rapport analyse de manière approfondie trois installations géothermiques de moyenne profondeur : Semhach à Paris, AFK-Geothermie à Munich, Wärmeverbund Riehen à Bâle. Il aboutit à une proposition de grille d’analyse pour une évaluation systématique des différents cas d’études concernant la valorisation de la géothermie en listant les éléments clés dans ce type de réalisation.
Cette grille d’analyse a été déclinée en version texte ou en version tableur (voir annexes).
Dans le cas de la Semhach, les aspects clés qui ressortent de ce retour d’expérience (REX) en milieu urbain sont :
Une ressource géothermique abondante (température de 74°C et débit nominal de 83 l/s ou 300 m3/h) ;
Techniquement, un système multitubes (jusqu’à 4 niveaux de température) pensé dès le départ pour optimiser l’utilisation de la géothermie et extrêmement novateur à l’époque ;
Politiquement, une vision et un soutien financier sans faille des communes de Chevilly-Larue, l’Haÿ-les-Roses puis plus récemment de Villejuif ;
Economiquement, l’un des réseaux les moins chers de France ;
En matière de gestion, une internalisation de l’entretien et de la gestion du réseau afin de conserver le savoir-faire des techniciens et répondre au mieux aux besoins des clients.
Le bilan énergétique 2013 de la Semhach à Paris est représenté comme suit :
Dans le cas d’AFK-Geothermie, les aspects clés qui ressortent de ce REX en milieu rural sont :
Une ressource géothermique abondante (température de 85°C et débit nominal de 79 l/s ou 285 m3/h) ;
Techniquement, un système peu efficient (températures réseaux non optimisées, grandes pertes réseaux) ;
Politiquement, une volonté forte des maîtres d’ouvrage, soutenue par la population, d’aller vers une autonomie énergétique 100% renouvelable ;
Economiquement, un coût du kWh assez élevé en raison d’une part d’un réseau peu dense et d’autre part d’un rapport de dimensionnement entre la puissance géothermique et la puissance souscrite du réseau proche de 1 ;
En matière de gestion, des coûts d’entretien relativement élevé en raison de la multiplicité des petites sous-stations, d’où l’importance d’une automatisation (commandes à distance) la plus grande possible.
Le bilan énergétique 2013 d’AFK-Geothermie à Munich est représenté comme suit :
Dans le cas du Wärmeverbund Riehen, les aspects clés qui ressortent de ce REX en milieu rural sont :
Une ressource géothermique correcte (température de 66°C et débit nominal de 25 l/s ou 90 m3/h) ;
Techniquement, une optimisation de la géothermie avec l’utilisation de pompes à chaleur (PAC) pour d’un côté rehausser la température du réseau thermique et de l’autre épuiser le plus possible la température de la ressource géothermique (accroissement du ΔT) ;
Politiquement, un fort soutien politique via des subventions conséquentes (un quart des investissements des 20 premières années) et les nouveaux capitaux investis par IWB, services industriels autonomes propriété du canton de Bâle-Ville ;
Economiquement, un système qui cumule des investissements conséquents dans les moyens de production de chaleur (géothermie et couplage chaleur-force) et dans un réseau peu dense, ce qui aboutit à un coût du kWh plutôt élevé. En sus, des tarifs de rachat pour l’électricité des couplages chaleur-force très favorables au niveau économique, mais au détriment partiel de la valorisation de la géothermie ;
En matière de gestion, une grande attention dans l’optimisation technico-économique des priorités d’accès au réseau pour les différentes sources d’énergie (« merit order »).
Le bilan énergétique 2013 de Wärmeverbund Riehen à Bâle est représenté comme suit :
La géothermie utilise de l’électricité pour le pompage de la ressource avec un rapport entre électricité consommée et énergie thermique produite (appelé coefficient de performance annuelle Géothermique dans ce rapport – COPA Géothermique) se situant entre 15 et 30 selon les systèmes (exemples de Paris et Munich). Avec une pompe à chaleur (PAC avec des COPA d’environ 5 à 10), l’utilisation d’électricité pour le compresseur de la PAC modifie le COPA Géothermique. Ce dernier devient plus ou moins équivalent au COPA PAC (exemple de Bâle). Cependant, dans le cas de la géothermie, le gros avantage des PAC réside dans la possibilité d’une part de remonter la température de la ressource (adaptation à la demande) et d’autre part de diminuer la température retour de la boucle géothermale (augmentation du différentiel de température prélevé sur la ressource).
Dans une vision de rentabilité économique et de développement massif de la géothermie, la solution idéale est un réseau dense, multi-ressources et à basse température dans le futur. En cas de découverte de ressource abondante, même à basse température, une mutualisation dans un réseau multi-ressource avec des PAC sera sans doute le système le plus efficient au niveau énergétique.
Au final, la grille d’analyse proposée ici permet d’évaluer les projets de manière systématique et d’aboutir à un maximum de retours d’expérience fouillés. Les éléments remplis dans les versions tableur pourraient être facilement repris dans une base de données à créer. A terme, cette base de données pourrait également permettre de faire des statistiques basées sur des données réelles et/ou de classer les systèmes selon différents critères à déterminer.
Objectifs généraux du rapport
Le programme Geothermie2020 du canton de Genève, dont le pilotage appartient à l’Etat de Genève, a débuté dès 2012 (www.geothermie2020.ch). La phase de prospection préliminaire est mise en œuvre par SIG et est devenue réalité dès l’été 2014. Les futures ressources à disposition (en matière de débit et de température) ne sont pas encore bien connues. En parallèle à cette phase prospective, SIG souhaite mieux connaître les systèmes existants de valorisation de la géothermie et notamment ceux utilisant cette chaleur dans des réseaux de chauffage à distance.
Ce rapport correspond au lot 1 du contrat spécifique Géothermie établi entre SIG et UNIGE dont le titre est « Retour d’expérience technico-économique sur des systèmes de valorisation thermique de la géothermie ». L’idée de ce lot est d’analyser en détail deux réalisations existantes de réseaux thermiques utilisant majoritairement de la géothermie : le choix s’est porté sur l’installation de la Semhach dans le bassin parisien et sur l’installation d’AFK-Geothermie dans le bassin bavarois. Ces deux régions ont fortement développé la géothermie de moyenne enthalpie avec valorisation directe dans des réseaux thermiques, à Paris dès les années 1970 et en Bavière dès les années 2000. Le retour d’expérience (REX) détaillé de ces deux installations concerne à la fois les aspects technico- économiques mais également les aspects environnementaux et institutionnels.
L’objectif de ces REX est d’ensuite élaborer une grille d’analyse générale pour l’évaluation systématique des différents cas d’études concernant la valorisation de la géothermie en listant les éléments-clés dans ce type de réalisation. Cette grille devrait permettre d’aboutir à un maximum de retours d’expérience fouillés permettant à SIG d’avoir à disposition un « catalogue de solutions » le plus large possible lorsque des projets concrets de moyenne enthalpie verront le jour dans le cadre du programme Geothermie2020.
Au final, la grille d’analyse proposée ici est testée sur un troisième REX qui a été effectué à la suite d’un travail de master sur le chauffage à distance (CAD) de Riehen. Cette évaluation a permis d’affiner la grille d’analyse pour les réalisations de moyennes profondeurs et d’en proposer une pour les projets de faible profondeur.
1. Retour d’expérience d’une installation du bassin parisien : la Semhach à Chevilly-Larue, L’Haÿ-les-Roses et Villejuif (Paris, FR)
La première installation analysée en détail est une installation du bassin parisien qui fonctionne depuis 30 ans à Chevilly-Larue et L’Haÿ-les-Roses, puis plus récemment à Villejuif.
Les différents enjeux et résultats ont pu être mis en évidence grâce à deux visites du site de Chevilly- Larue en novembre 2014 et janvier 2016 ainsi qu’une interview du directeur de la Semhach1 M. Michel Andres en janvier 2016.
La Semhach nous a également mis à disposition de nombreuses données d’exploitation comme les consommations mensuelles d’énergie 2013 et 2014 ainsi que les prix d’achat et de vente d’électricité et de gaz, les consommations des différentes chaufferies d’appoint, etc…
L’intégralité du schéma directeur élaboré en 2011-2012 (Sermet, 2013) ainsi que toutes ses annexes nous ont également été transmis. Ce schéma visait à auditer le réseau existant et à étudier son développement au niveau technico-économique jusqu’en 2025-2030.
En sus, une bibliographie abondante sur la réalisation spécifique de Chevilly-Larue/L’Haÿ-les-Roses et les réalisations du bassin parisien a été récoltée et synthétisée.
1 Société exploitant et gérant le réseau (voir partie Descriptif du projet).
1.1 Descriptif du projet Lieu
Situées à une dizaine de kilomètres au sud du centre de Paris dans le département du Val-de-Marne, les communes de Chevilly-Larue (18’894 habitants en 2013 et 4,22 km2), L’Haÿ-les-Roses (31’201 habitants en 2013 et 3,8 km2) et Villejuif (57’184 habitants en 2013 et 5,34 km2) sont alimentées par un réseau thermique qui fournit la chaleur de deux doublets géothermiques construits dans les années 80 avec un appoint gaz. Un troisième doublet a été mis en service à Villejuif à fin 2016 (Figure 1).
Figure 1 : Trois doublets géothermiques de la Semhach (en rouge, datant des années 1980 ; en orange, datant de 2014 - source googlemaps)
Propriétaire
Le propriétaire des forages géothermiques et du réseau de chauffage à distance associé est le Syndicat intercommunal pour la géothermie à Chevilly-larue, L'Haÿ-les-Roses et Villejuif, composé de représentants de ces 3 villes.
Exploitant
Une société anonyme d’économie mixte pour la gestion de la géothermie à Chevilly-Larue et l'Haÿ-les- Roses a été créée en parallèle pour gérer les installations techniques et le développement du réseau : la Semhach (http://semhach.fr/). Cette société s’est transformée en société publique locale (SPL) depuis 2013 et est désormais à 100% en main publique.
Figure 2: photo de la centrale de Chevilly-Larue (Géothermie devant ; cogénération en arrière plan)
Historique du projet
Quelques dates clés concernant le développement de ce réseau géothermique sont rappelées ci- dessous (http://semhach.fr/01_presentation/historique.cfm et Sermet, 2013) :
1984 : création du syndicat intercommunal avec les communes de Chevilly-Larue et de L’Haÿ- les-Roses pour la réalisation des installations
1985-1986 : réalisation de la centrale géothermique (2 doublets à 2’000m de profondeur) et du réseau de chaleur en multitubes (20 km de fouilles avec 60 km de tubes / 65 sous-stations / 11'000 équivalents-logements)
1988 : création d’une société d’économie mixte la SAEM (devenue SEMHACH par la suite avec 60% public et 40% privé) pour assurer la gestion et l’exploitation des installations techniques (contrat avec le syndicat intercommunal)
1991 : 13'000 équivalents-logements connectés au réseau CAD
1997 : réalisation de deux centrales de cogénération à gaz
2002 : 17'500 équivalents-logements connectés au réseau CAD
2010 : renouvellement des deux centrales de cogénération à gaz
2011 : 23'000 équivalents-logements connectés au réseau CAD
2012 : la commune de Villejuif intègre le syndicat intercommunal
2013 : transformation de la Semhach en Société publique locale (100% public)
2014 : nouveau forage géothermique à Villejuif
2015 : rechemisage des deux anciens doublets existants
2016 : construction de la nouvelle centrale à Villejuif
Aujourd’hui, il s’agit du plus grand réseau majoritairement géothermique de France.
1.2 Ressource géothermique Réservoir et hydrogéologie
Le bassin géologique parisien est bien connu, notamment grâce à la prospection pétrolière effectuée au XXème siècle. Comme la majorité des installations géothermiques de l’île de France, les trois forages de Chevilly-Larue, L'Haÿ-les-Roses et Villejuif exploitent l’eau du dogger, situé au milieu du Jurassique (voir Figure 3 ci-dessous) :
Figure 3: géologie du bassin de Paris (Lopes, 2014)
A noter que quelques réalisations exploitent aussi les aquifères de l’Albien ou du Néocomien (Boissavy, 2016).
Le dogger parisien est une ressource hydrologique de moyenne profondeur (env. 2’000m) avec des débits d’eau chaude très avantageux pour l’exploitation de la géothermie (30 à 80 l/s) et une salinité assez élevée, proche des 30-40 g/l de l’eau de mer (voir Figure 4) :
Figure 4: aquifère du Dogger (Lopes, 2014)
Grâce aux qualités intrinsèques de cette ressource abondante, une quarantaine de sites géothermiques sont actuellement en fonction dans le bassin parisien, avec un regain d’intérêt depuis la fin des années 2000.
Concernant la Semhach, deux doublets historiques existent depuis les années 80 (Chevilly-Larue et L'Haÿ-les-Roses) et un troisième a été réalisé à fin 2014 à Villejuif. Ce dernier a été mis en service à fin 2016. Les deux anciens doublets ont été rechemisés en 2015 en raison de leur âge, après 30 ans d’exploitation.
Le principe de fonctionnement est explicité ci-dessous (Figure 5) :
Figure 5 : principe de fonctionnement des doublets géothermiques (source http://semhach.fr/)
On peut noter que l’épaisseur du Dogger fait environ 100m dans cette zone. Le puit de Chevilly-Larue est productif (bonne perméabilité) sur une bonne partie de cette épaisseur alors que le puit de L'Haÿ- les-Roses n’est productif que sur le haut et le bas de la couche du Dogger (M. Andres, communication personnelle). Concernant deux puits relativement proches (environ 2 km), il s’agit de différences impossibles à anticiper avant le forage.
A Chevilly-Larue et L'Haÿ-les-Roses, la ressource géothermique a globalement les caractéristiques suivantes pour chaque doublet (Semhach Info 1, 2006) :
Débit géothermal maximum = 300 m3/h ou 83 l/s (débit usuel = 285 m3/h ou 79 l/s)
Température ressource = 74.5°C (L'Haÿ-les-Roses = 72.5°C)
Température de réinjection minimale = 35°C
Puissance Géothermique nominale = 14 MWth (par doublet)
La partie Valorisation énergétique détaille l’énergie géothermique réellement valorisée dans le cadre du réseau existant et futur.
Forage
Les trois forages ont été réalisés sans stimulation et sans gros soucis d’exploitation. Cependant, de nombreuses questions de riverains et d’élus ont dû être traitées en amont du forage dans un souci de transparence et afin de rassurer la population sur le type de forage sans stimulation (M. Andres, communication personnelle).
Une illustration du forage est donnée ci-dessous (Figure 6) :
Figure 6 : illustration d’une plateforme de forage (de type rotary) pour creuser un puit (source Semhach)
Le rechemisage des deux anciens doublets en acier a été réalisé en 2015 avec des matériaux composites inertes de 11 mm d’épaisseur2. Les exploitants s’attendaient à une légère perte de débit et une pression de réinjection plus élevée en raison de la diminution du diamètre du tube (augmentation des pertes de charges) mais ce n’est finalement pas le cas (M. Andres, communication personnelle). Du coup, la nouvelle pompe géothermique (changée en parallèle) consomme un peu plus d’électricité qu’avant (perte d’environ 5% de COP) mais sera probablement rechangée dans un avenir proche. Un rechemisage coûte environ 15 à 20% des coûts d’un nouveau forage (voir partie Aspects économiques).
2 Le nouveau forage de Villejuif a lui été réalisé avec de l’acier « traditionnel ».
1.3 Transformateur géothermie - énergie
Les trois doublets sont reliés à trois différentes centrales géothermiques comprenant deux échangeurs chacune.
Echangeurs Géothermiques
La centrale de Chevilly-Larue contient 2 échangeurs à plaques en titane d’une puissance nominale unitaire de 7 MW (surface d’échange de 668 m2 - Figure 7) pouvant chacun faire passer un débit d’eau géothermale de 25 à 150 m3/h :
Figure 7 : échangeur en titane de Chevilly-Larue
Du côté du réseau de chauffage, deux pompes fonctionnent en alternance selon la période de l’année : une pompe hiver de 450 kW pour un débit maximum côté réseau de 500 m3/h (consigne usuelle de 350 m3/h) et une pompe été de 120 kW pour un débit maximum côté réseau de 220 m3/h (valeurs de 2013 avant les nouvelles installations de Villejuif).
Pompe à chaleur
Il n’y a pas de pompe à chaleur (PAC) utilisée pour rehausser la température de départ de la géothermie et/ou refroidir le retour à Chevilly-Larue et L’Haÿ-les-Roses. En revanche, il est prévu de mettre une PAC de puissance thermique nominale de 4.3 MWth à Villejuif (COPprévu ≈ 4.3) pour optimiser l’utilisation de la ressource géothermique. Au niveau hydraulique, l’évaporateur de la PAC abaissera la température du retour géothermal avant réinjection (Tevap≈ 25-40°C) tandis que le condenseur rehaussera la température du réseau thermique (Tcond≈ 65-80°C).
1.4 Valorisation énergétique
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
Puissance souscrite MW 82 ≈ 100
Puissance maximum à
Text = -5°C MW pas de
données 70
Longueur du réseau km 23.6 ≈ 27
Chaleur livrée GWh 199 200
Densité linéaire MWh/m/an 8.4 7.4
sous-stations Nb 127 ≈ 160
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
Nb sous-stations Nb 202 209 212
Longueur de réseau km tranchée 35 36 37
Psouscrite MW 133 135 138
Pappelée à Text-7°C MW 112 114 116
Chaleur livrée GWh 272 271 274
Densité réseau MWh/m/an 7.9 7.5 7.5
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 Généralités
La Semhach emploie une quinzaine de personnes et a un chiffre d’affaires d’environ 15 millions d’Euros, provenant d’un tiers de la vente d’électricité et de deux tiers de la vente de chaleur (M.
Andres, communication personnelle). Elle développe et entretien le réseau et verse une redevance au syndicat intercommunal pour la géothermie. Ce dernier s’autofinance grâce à la redevance et finance le développement du réseau en contractant les emprunts nécessaires pour les investissements.
Investissements et subventions
Les anciens investissements depuis le début du réseau en 1984 jusqu’en 2013 représentent environ 50 à 60 millions d’euros, entièrement remboursés avant 2013 (M. Andres, communication personnelle).
Le fonds de garantie géothermie pour les aquifères profonds (fonds SAF-Environnement ; voir sous http://www.developpement-durable.gouv.fr/Le-fonds-de-garantie-geothermie.html) n’a pas été utilisé dans cette première étape.
Les nouveaux investissements pour le développement du réseau entre 2013 et 2033 devraient se monter à environ 44 millions d’Euros, répartis comme suit (Sermet, 2013) :
Figure 18: investissements prévus par la Semhach ces 20 prochaines années en milliers d’Euros (inspiré de Sermet, 2013)
Environ la moitié des investissements correspondent au développement du réseau10 tandis que le nouveau forage de Villejuif représente 22% des investissements (env. 10 millions d’euros). Les nouvelles installations de production de chaleur (centrale géothermique, PAC, gaz) et le renouvellement prévu des cogénérations correspondent à près de 12 millions d’Euros.
10 Avec un coût unitaire de l’ordre de 1'000 Euros/m
A noter que ces investissements ne tiennent pas compte des gros entretiens et renouvellements prévus dans le cadre de la gestion du réseau actuel11, estimés à environ 23 millions d’Euros sur les 20 prochaines années (Sermet, 2013).
Grâce au fonds chaleur français, un taux de subventionnement d’environ 40% est prévu (soit 15 millions), réparti entre 7 millions pour la géothermie et 8 millions pour les extensions de réseaux (Sermet, 2013). Le solde de 29 millions d’Euros devrait être à moitié autofinancé et à moitié emprunté par le syndicat intercommunal.
On voit ici l’importance du fonds chaleur français qui permet de financer les investissements dans le renouvelable et/ou dans les réseaux avec une majorité d’EnR&R et ainsi permet à des projets capitalistiques d’être réalisés.
Relevons que la Semhach prend en charge les frais de branchement des nouveaux clients en comptant un amortissement sur 15 ans. Les frais d’investissements pour une sous-station sont en moyenne de 50 à 60 kEuros par SST ou 100 Euros/kW (Sermet, 2013).
Par rapport à ce qui est donné dans la Figure 18, le rechemisage qui a été fait à Chevilly-Larue et à L’Haÿ-les-Roses a coûté plus cher que prévu (environ 1.7 millions Euros par doublet – M. Andres, communication personnelle) mais reste nettement moins cher qu’un nouveau forage, dont le coût est estimé à environ 10 millions d’Euros.
Tarification
En France, une méthodologie standard a été mise en place pour la tarification des réseaux thermiques et sépare de manière explicite les charges variables R1 des charges fixes R2 (CEREMA, 2012) :
« Part variable R1 : Ce terme couvre l’achat de combustible. Il résulte du produit de la consommation de l’abonné par le prix de la chaleur (€/MWh). Il est fonction de la consommation mais dépend également du prix des combustibles utilisés et du rendement du réseau. Dans le cas d’un réseau avec un mix diversifié, pour calculer ce terme, on multiplie la consommation par la moyenne des coûts de chaque combustible, pondérée par leur part dans le mix énergétique.
Part fixe (ou abonnement) R2 : La nature capitalistique d’un réseau de chaleur a pour effet une part plus forte de l’abonnement, par rapport aux autres solutions de chauffage. Il peut parfois atteindre 70% du prix de la chaleur. En général, R2 est la somme des termes suivants multiplié par la puissance souscrite ou la surface du logement:
R21 : charges d’électricité pour assurer la production et la distribution de la chaleur
R22 : charges de conduite et petit entretien des installations
R23 : charges de gros entretien et de renouvellement des installations
R24 : charges de financement (remboursement de l’emprunt) de la création et l’installation initiale du réseau de chaleur »
Dans le cas de la Semhach, la tarification proposée dans les contrats a été simplifiée en trois composantes distinctes (plutôt que cinq) :
11 Charges R23 tel que défini dans la tarification française – voir partie Tarification ci-après.
R1 : coût variable de la chaleur annuelle en Euros/MWh, dépendant du taux de couverture des différentes énergies (géothermie, cogénération et gaz) et de leurs coûts unitaires.
R2 : coût fixe en Euros/kW des charges de personnel, de la gestion, de l’entretien et de la conduite des installations du réseau ainsi que de la consommation d’eau de ville, (correspond aux termes R21 et R22 ci-dessus).
R3 : coût fixe en Euros/kW liés aux investissements dans le réseau et les nouvelles SST ainsi que les renouvellements d’installations prévus (correspond aux termes R23 et R24 ci-dessus).
Les trois termes contiennent une formule de révision tarifaire selon différents indices (électricité, gaz, production métallurgique, coût du travail, etc…). En général, les parts R1, R2 et R3 sont à peu près équivalentes pour les nouveaux abonnés et la somme atteint environ 6 cts Euros/kWh toutes taxes comprises (TTC). Les anciens abonnés (avant 2008) bénéficient d’un tarif plus avantageux d’environ 4.5 cts Euros/kWh TTC. En effet, après 15 ans de contrat, le terme R3 diminue de près de 60% pour l’abonné car les investissements pour le raccordement et les SST sont amortis (Sermet, 2013).
Le prix moyen aux abonnés est en-dessous de 5 cts Euros/kWh TTC (≈4.5 cts Euros/kWh HT) et se situe dans la fourchette basse des réseaux alimentés principalement par de la géothermie (tout à droite sur la Figure 19, graphique en hors taxes - HT) :
Figure 19: prix de vente moyen de la chaleur sur les réseaux français selon l’énergie majoritaire distribuée sur le réseau – enquête 2014 (Euros/MWh HT – AMORCE, 2016)
Le terme R1 est très bas (moins de 2 cts Euros/kWh) en raison des coûts unitaires très bas des installations de productions : moins de 1 cts Euros/kWh pour les centrales géothermiques
(correspondant aux achats de l’électricité de pompage), environ 6 cts Euros/kWh pour les chaufferies gaz et des coûts nuls pour la chaleur issue de la cogénération12.
Le terme R2 est relativement standard étant donné la grande taille du réseau qui permet d’avoir des charges de personnel et de gestion optimisées.
A relever que les éventuels bénéfices de la Semhach sont reversés sous forme d’une redevance au syndicat intercommunal de la géothermie.
Grâce aux prix pratiqués par la Semhach, le succès du réseau est important auprès des clients. La Semhach impose un temps de retour sur investissement maximum de 15 ans pour raccorder les nouveaux clients et se contente de signer des contrats de 5 ans renouvelables (M. Andres, communication personnelle).
Dans les contrats, il n’existe pas de prime spécifique selon la température de retour sur le réseau malgré le système multitubes qui permettrait d’optimiser la valorisation de la géothermie. Cependant, la régulation des SST est suivie de près par le gestionnaire du réseau et permet déjà d’optimiser les niveaux de température.
12 En effet, le tarif de rachat EDF est très favorable (environ 12-13 cts Euros/kWh électrique) et la chaleur valorisée par les CCF devient donc un « déchet » avec des coûts unitaires nuls voir négatifs. Le contrat avec EDF court jusqu’en 2022.
1.6 Aspects environnementaux
En île de France, un volumineux travail sur la gestion de la ressource du Dogger a été entrepris depuis le début des années 2000 (Hamm et al, 2012 ; Goyénèche et al, 2014 ; Hamm, 2014). Ce travail dépend bien entendu de la qualité de la ressource et a permis notamment de « quantifier les évolutions des bulles froides créées autour des puits injecteurs (…) et les interférences entre doublets, ainsi que l’évolution thermique et physico-chimique du fluide produit » (Goyénèche et al, 2014).
Ce travail a également permis de mettre en ligne une base de données Dogger gérée par le BRGM (https://dogger-idf.brgm.fr/dogger/index.jsp).
Ces travaux concernent avant tout une réflexion sur la pérennisation de la qualité de la ressource plutôt que d’une analyse stricto sensu des éventuels risques environnementaux liés à l’utilisation de cette ressource et à la baisse de la température de l’aquifère à long terme.
Quelques éléments-clés généraux ainsi que l’influence éventuelle sur la Semhach sont décrits ci-après en séparant l’évolution physico-chimique de l’évolution thermique.
Evolution physico-chimique de la ressource du Dogger et impact sur la Semhach
La géochimie de la ressource et son évolution est importante. Dans le cas de l’aquifère carbonaté du Dogger, très salin, des problèmes de corrosion et de dépôts ont eu lieu dans la plupart des installations.
En effet, « l’acier au carbone constituant les tubages des puits ne résiste pas à l’eau géothermale, milieu anaérobie, légèrement acide et fortement minéralisé caractérisé principalement par la présence de chlorure, sulfates, carbonates et sulfure d’hydrogène. La mise en œuvre de traitement anti-corrosion depuis 1989 a permis de résoudre une grande partie des problèmes de corrosion-dépôts identifiés » (Hamm et al, 2012). Il a ensuite été montré que seuls les sulfures et le fer dissous (issu de la corrosion de l’acier) présentaient une variation significative de leur concentration dans le temps, et ce indépendamment de la température :
« La teneur en sulfures dissous croit progressivement, puis tend à se stabiliser ;
La teneur en fer dissous décroit jusqu’en 2001 puis (…) augmente progressivement pour la majorité des sites examinés. » (Goyénèche et al, 2014)
La teneur en sulfures en tête de puit est mesurée à Chevilly-Larue et l’Haÿ-les-Roses depuis les années 80. Son augmentation est réelle mais tend à se stabiliser et dépend de moins en moins du débit d’exploitation (Figure 20) :
Figure 20: Évolution de la concentration en sulfure dissous « tête de puit » à l’Haÿ-les-Roses et Chevilly-Larue pour quatre années différentes (Hamm et al, 2012)
Ce résultat est lié au fait que le flux de sulfure du réservoir est de plus en plus prépondérant sur le flux de sulfure bactérien présent dans les tubages, l’augmentation du sulfure dans le réservoir limitant l’activité des bactéries sulfato-réductrices (Hamm et al, 2012).
Parallèlement, le pH est globalement stable (entre 6 et 7) mais avec toutefois une légère tendance à l’acidification, de l’ordre de 0.2 point en moins sur les 20 dernières années, comme on peut le constater dans le cas du puit de production de L’Haÿ-les-Roses (Figure 21) :
Figure 21: Évolution du pH « tête de puit » à l’Haÿ-les-Roses (Hamm et al, 2012)
Le pH mesuré est représentatif du pH en fond de puit car indépendant du débit d’exploitation. Le réservoir a donc une tendance à s’acidifier, ce qui corroborerait les résultats d’augmentation des sulfures et de fer dissous depuis le début des années 2000 (Hamm et al, 2012).
Lors du rechemisage des anciens tubes en acier faits en 2015 à Chevilly-Larue et l’Haÿ-les-Roses, les tubes étaient effectivement dégradés en raison des sulfures, mais de l’ordre de 20% (M. Andres,
communication personnelle). Ce résultat plutôt correct après une exploitation de 30 ans est lié à l’utilisation d’inhibiteurs de corrosion (dérivés de sels d’ammonium) dès le début des années 90.
Ces inhibiteurs de corrosion étaient initialement injectés dans des proportions relativement faibles (2.5 partie par millions - ppm) mais ont fortement augmenté dans certains puits (jusqu’à 10 ppm). A la Semhach, l’objectif était d’atteindre une concentration dans le débit géothermal de 3.5 ppm.
Jusqu’en 2015, l’injection de Solamine était effectuée en fond de puit et coûtait environ 30 kEuros/an par doublet. Aujourd’hui, avec le rechemisage des puits avec des matériaux composites inertes, l’inhibiteur de corrosion sera injecté en surface pour les chambres de pompage et les pompes qui sont elles toujours en acier. L’avantage est de ne plus avoir besoin de faire un traitement de fond de puit mais un traitement accessible par la surface, ce qui devrait aussi permettre à terme de diminuer les quantités d’inhibiteurs de corrosion (M. Andres, communication personnelle).
Evolution thermique de la ressource du Dogger et impact sur la Semhach
Le soutirage de l’énergie du sous-sol via la boucle géothermale induit un refroidissement de la ressource au puit injecteur avec une plume d’eau froide qui s’étend dans le temps et l’espace.
L’évolution thermique de cette ressource doit être évaluée en raison de l’éventuelle baisse à long terme de la température au puit de production et/ou en raison de nouvelles constructions de puits et de l’influence des puits entre eux.
La baisse de température au puit de production, appelée percée thermique ou bulle d’eau froide, a une influence directe sur la quantité de la ressource pouvant être valorisée. Historiquement, on considérait qu’une baisse de 3°C au puit de production correspondait à une durée de vie pratique au- delà de laquelle il n’était plus possible d’exploiter la ressource. D’ailleurs, dans les années 90, les modèles annonçaient une durée de vie pratique de 25 à 30 ans pour Chevilly-Larue (Menjoz et al, 1996).
Après 30 ans, le puit producteur de Chevilly-Larue a gagné 0.2°C tandis que celui d’Haÿ-les-Roses a perdu 1°C (M. Andres, communication personnelle). Cette évolution n’est apparue que lors de 5 dernières années, c’est-à-dire que les températures de tête de puits n’ont pas bougé pendant les 25 premières années.
Il faut également noter que le fort développement des PAC haute température permet aujourd’hui d’un peu plus relativiser l’impact réel de la baisse de température de la ressource sur la durée de vie pratique des installations de géothermie, étant donné que les PAC permettent d’adapter le niveau de température de la ressource, en augmentant cependant la consommation d’électricité.
Afin de mieux évaluer l’impact potentiel des nouveaux puits sur l’évolution de la ressource du Dogger et sur l’influence des puits entre eux, une modélisation a été effectuée sur l’ensemble de l’Ile-de- France. Trois approches ont été effectuées et seule la plus complexe (mais la plus précise) est reprise ici : modèle hydrodynamique avec processus de transfert thermique (Hamm, 2014).
Deux scénarios intégrant les futurs projets ont été modélisés jusqu’en 2046 (Hamm, 2014) :
Scénario 1 sans PAC, qui tient compte d’un débit et d’une température moyenne annuelle ;
Scénario 2 avec PAC, qui tient compte pendant les 4 mois d’hiver d’un débit maximum et d’une température de réinjection de 25°. Le reste de l’année étant identique au scénario 1.
Ce deuxième scénario est plutôt une version « pessimiste » de l’évolution de la température dans le sens où il faudrait que tous les exploitants du Dogger utilisent pendant 30 ans des PAC haute température tout l’hiver pour maximiser le soutirage de l’énergie géothermique.
Les résultats de l’évolution des températures sont donnés dans les figures suivantes (Figure 22 et Figure 23) :
Figure 22: Champ thermique en 2046 – scénarios sans PAC (Hamm, 2014)
Figure 23: Champ thermique en 2046 – scénarios avec PAC (Hamm, 2014)
On constate une baisse relativement conséquente de la température autour des puits injecteurs (de l’ordre de 30-40°C) mais une diminution somme toute assez localisée de la température. Au niveau des puits producteurs, seuls 5 doublets (sur 40) présenteraient une baisse de la température supérieure ou égale à 3°C d’ici 2046 (Hamm, 2014).
Pour les doublets de la Semhach, ceux-ci vont être impactés différemment (Hamm, 2014) :
Le doublet de Chevilly-Larue devrait être favorablement impacté par les futures
constructions avec une diminution de la pression à l’injecteur, induisant une légère réduction du gradient ;
Le doublet de l’Haÿ-les-Roses devrait être défavorablement impacté par les futures constructions, de l’ordre de 6°C à 8°C en moins d’ici 2046 selon les scénarios 1 ou2 ;
Le doublet de Villejuif devrait aussi être impacté négativement d’ici 2046, de l’ordre de 3°C à 4.5°C selon les scénarios.
Le doublet de l’Haÿ-les-Roses est l’un des deux doublets les plus impactés dans l’étude, en raison de plusieurs nouvelles opérations à proximité qui accentueraient le refroidissement au puit producteur.
On voit que même si la ressource n’est pas indéfiniment renouvelable (besoin de recharge à long terme), les nouvelles modélisations sont beaucoup plus optimistes quant à la durabilité de la ressource par rapport à ce qui était prévu dans les années 80-90. La mise en place d’un suivi détaillé de l’évolution des températures et de la géochimie du réservoir permettra sans doute d’évaluer plus sereinement l’avenir et le développement des puits géothermiques du Dogger.
Emissions de CO2 du réseau thermique de la Semhach
Un paramètre environnemental important est l’évolution des émissions directes de CO2 du réseau de la Semhach. Celui-ci dépend essentiellement de la fraction géothermique dans le CAD, la fraction de cogénération dans le CAD ainsi que de celle des chaudières. Les émissions directes de CO2 du réseau de la Semhach sont actuellement d’environ 100 g CO2/kWh produit (Sermet, 2013).
Ces émissions sont calculées selon une méthode standard qui tient compte de l’ensemble du gaz et de l’électricité consommés13 et qui soustrait l’électricité produite par les CCF14.
A noter que la réglementation thermique française (RT2012) donne des autorisations de dépassement des consommations d’énergie primaire maximale aux constructeurs et/ou propriétaires selon la quantité moyenne de CO2 contenue dans le mix réseau (CEREMA, 2013) :
+30% pour les réseaux dont le contenu CO2 est inférieur ou égal à 50 g CO2/kWh
+20% pour les réseaux dont le contenu CO2 est compris entre 50 et 100 g CO2/kWh
+10% pour les réseaux dont le contenu CO2 est compris entre100 et 150 g CO2/kWh
L’objectif de rester en-dessous de 100 g CO2/kWh est donc un argument important pour la promotion et le développement de la Semhach dans les nouveaux quartiers (M. Andres, communication
13 À respectivement 205 et 180 g CO2/kWh
14 À raison de 356 g CO2/kWh
