La transition énergétique passe par des réseaux de chaleur optimisés

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La France compte presque 800 réseaux de chaleur urbains en activité dont la moitié affichent plus de quarante ans d’âge. Les leviers ne manquent pas pour optimiser leur fonctionnement et contribuer à atteindre l’objectif fixé par la loi pour la transition énergétique : y tripler la part des énergies renouvelables et de récupération à l’horizon 2030.

Les réseaux de chaleur urbains demeurent un levier incontournable pour la réussite de la transition énergétique en France. La part d’énergies renouvelables ou de récupération (EnR&R) y est passée de 33 à 57 % entre 2012 et 2018, pointe le dernier rapport du Syndicat national du chauffage urbain (SNCU). La loi relative à la transition énergétique envisage d’aller encore plus loin triplant quasiment d’ici à 2030 la quantité d’énergie “verte” circulant dans leurs canalisations. La marge de progression est énorme. Les réseaux de chaleur ne représentent en effet que 5 % de la chaleur consommée dans l’hexagone, très loin des niveaux atteints par des pays comme la Suède.

La construction de nouvelles installations ou encore l’extension des infrastructures existantes ne suffiront pas, à elles seules, à atteindre cet objectif. L’optimisation des 781 réseaux qui maillent notre territoire doit apporter sa pierre à cette ambition. L’enjeu est de taille, car à l’heure du développement massif de la chaleur renouvelable, près de la moitié d’entre eux affichent plus de quarante ans au compteur. «Il convient de conduire une optimisation technique des réseaux de chaleur, mais celle-ci doit également être financière et juridique. L’amélioration doit s’inscrire dans une stratégie globale de développement urbain, mais aussi dans une stratégie commerciale qui valorise les réseaux de chaleur aux yeux du grand public», introduit Nicolas Garnier, délégué général d’Amorce, l’association nationale des collectivités pour la gestion des déchets, de l’énergie et de l’eau.

Lutte contre les fuites

La résorption des fuites constitue bien évidemment un enjeu majeur. Dans une enquête publiée il y a un an, Amorce a identifié les indicateurs permettant de caractériser les performances d’un réseau. Parmi eux la consommation d’eau du réseau primaire, le rendement de distribution et le taux d’interruption du service. L’association recense également des outils de détection des fuites, le point noir des réseaux vieillissants : thermographie, endoscopie, détection par fil conducteur, injection d’hélium.

Sa co-rédactrice, Laurène Dagallier, chargée de mission réseaux de chaleur à Amorce, insiste sur le bénéfice qui peut être tiré en la matière d’un changement du régime de distribution de température. «Un changement de régime de température permet de réduire les pertes thermiques sur le réseau, mais aussi d’intégrer certaines EnR&R comme le solaire thermique ou la récupération de chaleur fatale à basse température, ce qui demeure impossible sur des réseaux à haute température.» Rappelons qu’il existe cinq catégories de réseau : les plus anciens à vapeur surchauffée (200-300°C), les réseaux à eau surchauffée (110-180°C), les réseaux à eau chaude (60-110°C), les réseaux basse température (40-80°C) et enfin les réseaux très basse température alimentés par une multitude de sources (25-40°C).

Sur le plan technique, cette évolution n’est pas neutre. Abaisser le régime de température implique souvent le remplacement de certains tronçons du réseau primaire, afin de permettre aux canalisations d’absorber les augmentations de débit induites. Cette transformation entraine également les modifications techniques, en pied d’immeuble, au niveau des sous-stations d’échange destinées au transfert des calories entre les réseaux de distribution primaire et secondaire. Enfin, le réseau secondaire qui alimente les bâtiments doit parfois être lui-même adapté. C’est ainsi qu’à Fresnes (Val-de-Marne), la concertation mise en place a conduit à abaisser les régimes de température du réseau (56 % géothermie, 27 % cogénération, 17 % gaz). «Ce travail de concertation a encouragé les abonnés à optimiser leurs installations secondaires pour permettre une meilleure valorisation de la géothermie et envisager l’extension du réseau de chaleur», indique Coline Huard, chargée d’affaires au sein du bureau d’études Sermet.

Adoption de nouveaux indicateurs

«Avant de solliciter les abonnés, nous dirigeons nos efforts sur le pilotage des procédés de la centrale géothermique afin de les optimiser au maximum», livre Théophane Dubois, responsable de l’exploitation d’Argeo, le réseau de chaleur d’Arcueil/Gentilly (Val-de-Marne). Sur ce réseau concédé à Engie Solutions par le Syndicat intercommunal de la périphérie de Paris (Sipperec), l’effort a permis de porter la part de la chaleur verte de 68 à 85 %. Dans le détail, le réseau alimente 6 000 logements à partir d’eau géothermale puisée à 62°C, puis réchauffée à 70°C par des pompes à chaleur (PAC), avec des chaudières gaz en appoint. Concrètement, pour le démarrage des PAC, le réseau mis en service en 2015 est passé d’une consigne de température extérieure (inférieure à 17°C) à une consigne de débit. «Les PAC démarrent désormais lorsque le débit dans le réseau atteint le débit maximum de la géothermie soit 320 m3/heure. Si bien qu’aujourd’hui, la première PAC ne démarre pas tant que le potentiel du puits n’est pas atteint et cela, indépendamment de la température extérieure. Un fonctionnement sans PAC jusqu’à 14°C est maintenant possible si la demande du réseau est faible comme durant la nuit», éclaire le responsable de l’exploitation d’Argeo.

L’abaissement de la température de retour d’un réseau urbain constitue également un enjeu clé, en facilitant l’intégration de nouvelles énergies. «À Angers, le retour de température élevé du réseau de chaleur Roseo ne permettait pas d’optimiser le fonctionnement de sa cogénération biomasse. Le travail engagé au niveau des sous-stations a permis d’abaisser cette température et d’aller récupérer des calories supplémentaires dans les fumées», explique Sylvain Rebillat, ingénieur au sein du bureau d’études Inddigo. L’installation d’un condenseur de fumées a conduit à récupérer la part d’énergie thermique dispersée sous forme de vapeur d’eau et d’augmenter le rendement de la production biomasse de 10 à 15 points. Le mix dans le réseau atteint ainsi 85 % d’EnR&R. Cette expertise en matière d’optimisation de l’architecture des sous-stations, Inddigo s’apprête à la partager dans le cadre d’un guide réalisé avec Engie et la société publique locale Paris & Métropole Aménagement dans le cadre de l’appel à projets “ACOSS EnR” de l’Ademe. «Il existe des solutions simples et peu coûteuses qui optimisent le fonctionnement du réseau. La mise en place de pompes à variation électronique de vitesse permet d’adapter le débit à injecter sur le réseau primaire en fonction des besoins en chaleur. L’installation de vannes trois voies ajuste la température au départ et remélange une partie des retours avec le départ réseau», énumère l’ingénieur chez Inddigo.

Au registre des bonnes pratiques, la deuxième plus grande copropriété de France, Grigny 2 (Essonne) a fait l’objet d’un patient travail entre l’exploitant secondaire et la Société d’exploitation des énergies renouvelables (Seer), accompagnés de l’assistant à maîtrise d’ouvrage Sermet. Objectif : abaisser la température de retour du réseau de chaleur, en vue d’optimiser la part de chaleur fournie par la nouvelle géothermie et ainsi permettre l’extension du réseau.

Troisième canalisation et systèmes prédictifs

Le raccordement d’un quartier de constructions neuves peut être l’occasion d’optimiser un réseau de chaleur existant. Les retours de températures élevées des bâtiments plus anciens peuvent alimenter le nouveau quartier fonctionnant en basse température. «Le gain économique se mesure toutefois essentiellement dans le cadre d’un réseau géothermique. Cette optimisation implique d’installer un troisième tube afin d’exploiter les retours de température élevées des bâtiments existants tout en sécurisant l’alimentation du nouveau quartier lorsque ces derniers s’avèrent insuffisants. Il est essentiel d’être dans l’anticipation et la planification de développement urbain. À Neuilly-sur-Marne (Seine-Saint-Denis), le renouvellement de la délégation de service public (DSP) du réseau existant aux énergies fossiles a été l’occasion d’installer une géothermie et de mettre en place un troisième tube afin de raccorder un nouveau quartier», détaille Sébastien Rode, directeur adjoint du bureau d’études Sermet.

L’introduction d’éléments “intelligents” capables de moduler la température de départ du fluide caloporteur en fonction des conditions météorologiques apparait également comme un puissant levier d’optimisation. Amorce prévoit d’ailleurs de consacrer en octobre prochain une journée d’échanges à ces enjeux. Les exemples vertueux ne manquent pas. L’inertie des chaudières biomasse a été compensée sur le réseau de Cernay (Haut-Rhin) par la mise en place de systèmes prédictifs, évitant la mise en route des chaudières au gaz lors d’appels de puissance. D’une manière générale, «les logiciels présentent l’avantage de mémoriser les demandes des bâtiments afin d’exploiter au mieux l’inertie d’un réseau et éviter l’allumage des systèmes d’appoint ou de secours au gaz au moment des pics de consommation. Les informations de débit, de température et de régulation au niveau des sous-stations sont centralisées et exploitées pour optimiser le pilotage des installations», indique Coline Huard, de Sermet.

Le rôle du facilitateur énergétique

Les exploitants des réseaux primaires et secondaires peinent parfois à envisager ensemble l’optimisation d’un réseau dans le cadre de l’aménagement de nouveaux quartiers. Cette difficulté pousse parfois à déployer des solutions innovantes, à l’instar de l’écoquartier Clichy-Batignolles. En effet, le décalage entre les performances énergétiques annoncées sur les premiers programmes livrés et la réalité en phase d’exploitation a conduit à engager le projet CoRDEES soutenu par l’Union européenne. Aucune préconisation n’avait été imposée en amont en matière d’architecture du réseau secondaire. Résultat, la température de retour sur le réseau géothermique exploité conjointement par Eau de Paris et la Compagnie parisienne de chauffage urbain (CPCU) était beaucoup plus élevée qu’attendu. Ce constat a amené à expérimenter dans le cadre de CoRDEES un nouveau métier, celui de “facilitateur énergétique”. Ce médiateur a vocation a représenté l’intérêt général, à vérifier que le schéma des sous-stations dans le secondaire corresponde au primaire, etc.

L’optimisation d’un réseau n’est pas que technique, elle implique aussi de bons outils juridiques. Valentin Gubian, ingénieur réseaux de chaleur et géothermie au Sipperec estime que «les collectivités concédantes demeurent assez isolées dans la gestion des délégations de service publics. Par exemple, elles ne disposent pas toujours en interne des capacités de contrôler les comptes-rendus des exploitants.» Pour y palier, la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) planche actuellement sur un guide permettant d’avoir davantage de transparence, avec les bons reporting et des données exploitables au niveau national. De son côté, Amorce a publié en 2018 un guide sur le contrôle de concession et établit avec les collectivités locales et la Fédération des services énergie environnement (Fedene) un modèle de compte-rendu d’activité pour les délégations de service public destiné à fluidifier le dialogue entre le concessionnaire et l’autorité concédante, ainsi qu’une mise à jour du modèle de cahier des charges pour les contrats de concession. Ces documents seront disponibles mi-2020.

 


Stocker les surplus de chaleur
Le stockage, s’il est largement utilisé dans les pays nordiques, constitue une alternative peu exploitée par les réseaux primaires dans l’hexagone. Le premier stockage thermique sur un réseau de chaleur en France a été inauguré il y a quatre ans à Brest par Dalkia. Il permet de valoriser 2 500 MWh par an d’énergie renouvelable supplémentaire. L’EnR&R est stockée dans une tour de 1 000 m3, afin d’être restituée durant des cycles courts de deux à trois heures lors des appels de charge importants. «À une échelle plus modeste, il est également possible d’adjoindre des ballons de 5 à 15 m3 sur des petits réseaux afin d’optimiser le taux de couverture des EnR&R», détaille Sylvain Rebillat d’Inddigo.

 

LIEN(S) : Cet article est paru dans le n°645

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