CET 2011-32 pour PLQ 29713 - GE.CHge.ch/geodata/SITG/SCANE/CET/CET_2011-32.pdf · 6/45...

AMSTEIN+WALTHERT S.A. - GENEVE 2/45

Impressum

Mandant République et Canton de Genève Direction Générale de l’Aménagement du Territoire Rue David Dufour 5 1205 Genève

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Mandataire AMSTEIN + WALTHERT SA Rue Grand- Pré 54-56 CP 76 CH-1211 Genève 7 Tel. +41 22 749 83 80 Fax +41 22 738 88 13 www.amstein-walthert.ch

Rédaction Mme Catherine Lavallez

Mme Céline Weber

Distribution M. Farès Derrouiche DGAT

Versions Version 3

Validation Date

18.08.2011

Impression Date

18.08.2011

Intitulé R130816lava_PLQ_29713_v3.doc


Sommaire

Modifications acceptées ................................................................................ 4

Principales abréviations ................................................................................ 5

Résumé ....................................................................................................... 6

Contexte général ............................................................................................ 8

1.1 Contexte urbanistique ..................................................................... 8

1.2 Contexte légal ................................................................................. 9

1.3 Politiques énergétiques en vigueur .................................................. 9

2 Périmètres de l'étude .................................................................. 12

2.1 Périmètre restreint......................................................................... 12

2.2 Périmètre élargi ............................................................................. 13

3 Etat des lieux ............................................................................... 14

3.1 Qualité de l'air ............................................................................... 14

3.2 Analyse des acteurs ...................................................................... 17

3.3 Evaluation de l'offre en énergies renouvelables et locales ............. 19

3.4 Inventaire des infrastructures ........................................................ 25

3.5 Evaluation de la demande en énergie ............................................ 28

4 Concept énergétique : scénarii d'approvisionnement .............. 33

4.1 Hypothèses relatives aux scénarii ................................................. 33

4.2 Scénario 1..................................................................................... 33

4.3 Scénario 2..................................................................................... 37

4.4 Scénario 3..................................................................................... 39

4.5 Synthèse comparative et choix de scénarii d'approvisionnement ..................................................................... 40

5 Mesures, infrastructures et équipements à préciser ................. 43

6 Références .................................................................................. 45


Modifications acceptées

Les modifications suivantes sont acceptées par les parties et sont répercutées dans les chapitres individuels correspondants du cahier des charges.

N°. Date Indice Visa Intitulé


Principales abréviations

CAD : chauffage à distance

CCF / cogénération : couplage chaleur force / installation produisant simulta-nément électricité et chaleur

COP : coefficient de performance d’une pompe à chaleur

ECS : eau chaude sanitaire

Energie primaire : il s’agit d’une forme d'énergie disponible dans la nature avant toute transformation (pétrole brut, gaz naturel, biomasse, rayonnement solaire, énergie hydraulique...)

Energie finale : telle que livrée au consommateur pour sa consommation finale (essence à la pompe, électricité, mazout, pellets de bois…)

Energie utile : L’énergie utile recouvre les quantités d’énergie effectivement utilisées sous forme de prestations par les consommateurs, dont les principales sont la chaleur, le travail mécanique et l’éclairage. Les pertes dues à la dernière phase de transformation – d’énergie finale en énergie utile – sont déduites.

GES : gaz à effet de serre

NO2 : dioxyde d'azote

OPair : ordonnance fédérale sur la protection de l’air

PAC : pompe à chaleur

PLQ : Plan localisé de quartier

PM 10 : particules fines

REN : énergies renouvelables

SCanE : Service Cantonal de l’Energie, Genève

SEER : Seasonal Enegy Efficiency Ratio

SIA : société suisse des ingénieurs et architectes

SPB : surface brute de plancher

SRE : surface de référence énergétique


Résumé

Le PLQ n°29'713 considéré dans la présente étude couvre une surface de 25'000 m2 environ sur la commune du Petit Saconnex. Le projet urbanistique y prévoit la construction de 5 immeubles représentants une SRE totale de 28'112 m2 de logements et 1'563 m2 d'activités. Conformément à la nouvelle loi sur l'énergie, les performances énergétiques de ces logements devront être au minimum équivalentes au standard Minergie®.

Les besoins énergétiques associés à ces bâtiments ont donc été évalués selon les deux options et atteignent les valeurs suivantes :

ElectricitéEnergie Puissance Energie Puissance Energie Puissance Energie

MWhth kW MWhth kW MWhth kW MWhél

Minergie 769 461 597 409 42 38 1'309Minergie P 513 307 597 409 42 38 1'202

ECS ClimatisationChauffage

Figure 1 - Synthèse des besoins annuels en énergie utile, selon construction Minergie et Minergie P.

En tenant compte des ressources renouvelables à disposition localement, des infrastructures existantes ou prévues à court terme, ainsi que des contraintes environnementales telles que la qualité de l'air ou les nappes d'eau souter-raines, trois options d'approvisionnement ont été élaborées, reposant respecti-vement sur la géothermie faible profondeur (avec et sans recharge des sondes par l’énergie solaire thermique, respectivement scénario 1 V1 et 1 V2), le chauffage à distance (scénario 2) ainsi que les pompes à chaleur air-eau (scé-nario 3).

Ces différents scénarii ont été comparés selon des critères quantitatifs relatifs à :

- la part de renouvelable local dans la satisfaction des besoins ther-miques ;

- l’électricité importée en comparaison avec la consommation électrique totale ;

- la production électrique fournie par le photovoltaïque ;

- la consommation de gaz induite.

Minergie Minergie P Minergie Minergie P Minergie Minergie P Minergie Minergie P

contribution des REN locales à la satisfaction des besoins

34% 43% 81% 82% 19% 23% 71% 72%

électricité importée (en MWh/an)

1183 1076 1556 1385 1051 1010 1457 1257

besoins électriques totaux

1383 1276 1613 1442 1318 1277 1724 1524

production photovoltaïque (en MWhél/an)

200 200 57 57 267 267 267 267

consommation de gaz (en MWh/an)

862 578 0 0 0 0 0 0

scénario 1, V1 scénario 1, V2 scénario 2 scénario 3

Figure 2 – Comparaison des scénarii à partir de critères quantitatifs


Une comparaison qualitative a également été effectuée en tenant compte de facteurs tels que la complexité du système, la disponibilité de technologies dis-posant d'un bon retour d'expérience, ou encore les incertitudes sur la réalisation des infrastructures.

La synthèse des différents éléments de comparaison précédemment mis en évidence amène aux constats suivants :

- Le scénario 1, V1, sans recharge solaire n'apporte qu'une contribution réduite en terme de REN locales.

- Le scénario 1, V2, avec recharge solaire thermique est celui qui permet la valorisation des REN locales la plus importante.

- le scénario 2 n’est envisageable qu’à moyen / long terme et doit pour l’instant être considéré comme une option vis-à-vis de laquelle il ne faut pas créer d’irréversibilités.

- Le scénario 3 apporte une contribution relativement importante en terme de part de REN locales dans l’approvisionnement, mais leur valo-risation se fait de manière moins efficace que dans le scénario 1 (COP des PAC sol-eau meilleur que celui des PAC air-eau).

Le scénario 1 avec recharge solaire apparaît comme le plus intéressant, du fait à la fois de la part de REN locales dans le système d’approvisionnement qu’il prévoit et de la valorisation relativement efficace de ces énergies locales (COP des PAC- sol-eau). En revanche, en comparaison avec le scénario 3, le scéna-rio 1 avec recharge réduit nettement les possibilités de production locale d’électricité à partir de solaire photovoltaïque, ce qui signifie qu'entre ces deux scénarii l'arbitrage doit être effectué en fonction de la priorité qu’on souhaite donner à la production thermique ou électrique locale.

Il est en outre essentiel de noter que le choix d'un système d'approvisionne-ment géothermique avec recharge solaire implique qu'une étude de faisabilité plus détaillée soit effectuée. Il s'agit en effet d'un système pour lequel on ne dispose pour l'heure d’aucun retour d'expérience statistiquement fiable.

Notons enfin qu'un changement de calendrier de la part des SIG, se traduisant par une extension rapide du CAD dans la rue Soret, nécessiterait une révision des présentes recommandations compte tenu de la simplicité d'un tel système (en comparaison avec le scénario 1 avec recharge) et de l'intérêt de rentabiliser le CAD une fois celui-ci installé.


Contexte général

Ce chapitre résume les principaux éléments qui ont conduit à la présente étude, et permet ainsi de la replacer dans son contexte.

1.1 Contexte urbanistique

Le périmètre d'entrée, correspondant au PLQ 29’713, est situé sur la commune du Petit Saconnex, entre les rues Soret au Sud, Soubeyran à l'Est et Edouard Rod à l'Ouest, cette dernière le séparant de la cité Vieusseux. Il couvre une surface d'environ 25'000 m2.

Le PLQ 29’713 couvre, en l'élargissant, le périmètre du PLQ 29’714 validé en 2009. En l'absence de concept énergétique lié à ce PLQ, le Scane avait donné un avis favorable sous réserve que "soient pris en compte les développements des projets et des réseaux de quartiers des Services industriels de Genève et que soit développé un concept énergétique territorial".

Le périmètre est en outre entouré par différents PLQ, dont aucun n'a fait l'objet d'un concept énergétique.

Figure 3 – Contexte urbanistique : PLQ situés à proximité du périmètre d'entrée (identifié en rouge sur la carte)

En lien avec les questions énergétiques, différents travaux et / ou extension sur les réseaux de chauffage et d'assainissement des eaux sont prévus. Ceux-ci sont présentés de manière détaillée au point 3.3.9.


1.2 Contexte légal

Selon la Loi fédérale sur l’aménagement du territoire (LAT), les PLQ sont des plans d'affectation du sol qui précisent les conditions permettant la réalisation de nouvelles constructions. Ils portent notamment sur la volumétrie (nombre d'étages, emprise au sol) et l'affectation de chaque bâtiment projeté, les accès, le stationnement, l'usage du sol, les servitudes et cessions demandées, etc.

Depuis l’entrée en vigueur, en août 2010, de la nouvelle loi cantonale sur l’énergie (L2 30), les PLQ doivent également comporter un concept énergétique (L2 30, article 11, alinéa 2). Le but de la présente étude est de réaliser un con-cept énergétique pour le Plan Localisé de Quartier (PLQ) 29'713.

Selon le règlement d’application de la nouvelle loi sur l’énergie, le concept énergétique doit comprendre les éléments suivants :

1. les périmètres de l’étude (périmètre restreint comprenant le PLQ et pé-rimètre élargi comprenant la zone d’intérêt et/ou d’influence autour du périmètre restreint),

2. la qualité de l’air,

3. une évaluation qualitative et quantitative (énergie et puissance) de la demande en énergie actuelle et future (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 point b),

4. une détermination des infrastructures existantes et projetées (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 point d),

5. une évaluation qualitative et quantitative (énergie et puissance) de l’offre en énergies renouvelables et locales (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 point a),

6. une analyse des principaux acteurs présents dans le périmètre (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 points a et c),

7. des stratégies de valorisation des énergies renouvelables et/ou locales ainsi que des infrastructures existantes (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 points e),

8. des stratégies d’approvisionnement énergétique et les infrastructures énergétiques associées (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 points f),

9. Les mesures, infrastructures et équipements à préciser pour les ni-veaux de planification inférieurs (REn L 2 30.01 Art. 12A, al. 3 point g).

1.3 Politiques énergétiques en vigueur

Grâce au contexte légal donné ci-dessus, on a tenté d’expliquer le pourquoi d’un concept énergétique au niveau du PLQ. Dans le présent chapitre, on ré-sume brièvement les principales lois et les principaux règlements/programmes en vigueur, ayant un lien direct avec l’énergie, et donnant des éléments impéra-tifs que le concept énergétique va devoir respecter.

1.3.1 Niveau fédéral

La politique énergétique fédérale se fonde sur les articles 89 à 91 de la Consti-tution, sur les engagements internationaux pris par la Suisse dans le cadre du


Protocole de Kyoto1, ainsi que sur les lois sur l’énergie, sur l’approvisionnement en électricité et sur le CO2. Elle s'inscrit en outre dans la vision à long terme que représente la "Société 2000 watts", qui correspond à une division par 3 à 4 de nos consommations actuelles.

Afin de concrétiser cette politique, le Conseil Fédéral a adopté en 2007 une nouvelle stratégie énergétique reposant sur quatre piliers : efficacité énergé-tique, énergies renouvelables, centrales électriques et politique énergétique étrangère2. De cette stratégie ont découlé en 2008 deux plans d'actions pour l'efficacité énergétique et la promotion des énergies renouvelables. Ceux-ci visent à atteindre, d'ici 2020 et par rapport à 1990, une réduction des consom-mations d'énergies fossiles de 20% ainsi qu'une augmentation de la part des énergies renouvelables de 50%. Ils visent en outre à limiter à 5% l'augmenta-tion de la consommation d'électricité entre 2010 et 2020, puis stabiliser celle-ci après 2020.

Le programme SuisseEnergie est l'un des éléments clef de la mise en œuvre de cette politique. Faisant suite aux programmes "Energie 2000" et à la pre-mière phase de SuisseEnergie (2001-2010), le concept SuisseEnergie 2011-2020 déplace quelque peu ses priorités antérieures. Ainsi "l'activité doit être élargie dans les trois champs prioritaires de la mobilité, des appareils et mo-teurs électriques et de l'industrie et des services"3. Le thème de l'électricité oc-cupera ainsi une place centrale dans le programme, avec la recherche d'une utilisation plus rationnelle de celle-ci, dans le cadre de systèmes énergétiques complets. En contrepartie, SuisseEnergie réduit son engagement dans les do-maines du bâtiment et des énergies renouvelables, deux domaines dont la mise en œuvre relève en grande partie des cantons, et qui bénéficient de l'affectation partielle des produits de la taxe sur le CO2 ainsi que, pour l'électricité renouve-lable, du système de rétribution à prix coûtant du courant injecté.

1.3.2 Niveau cantonal

Axée sur l'objectif de la "Société 2000 Watts sans nucléaire", la politique éner-gétique du canton de Genève est basée sur l'article 160E de la Constitution cantonale ainsi que sur la loi sur l'énergie et son règlement. Dans le cadre de la récente révision de cette dernière, diverses dispositions ont été adoptées qui doivent être prises en compte pour la présente étude. On relèvera notamment :

- l'obligation de réaliser des concepts énergétiques territoriaux pour tout projet d'aménagement ainsi que sur tout périmètre désigné comme perti-nent par l'autorité compétente ( Art. 11 L 2 30),

- l'accroissement des exigences relatives à toute nouvelle construction ou rénovation (Art.15),

- l'accroissement des exigences concernant les performances énergétiques des bâtiments et installations des collectivités publiques (Art.16).

Si la loi fixe le cadre dans lequel la politique énergétique cantonale doit s'ins-crire, c'est à travers la Conception Générale de l'Energie (CGE) – dont la der-nière a été adoptée à l'unanimité du Grand Conseil début 2008 – qu'est définie une stratégie de politique publique. Cette dernière trouve ensuite sa concrétisa-tion dans le Plan Directeur Cantonal de l'Energie, programme d'actions opéra-

1 Dans la cadre de ce protocole, la Suisse s'est engagée à réduire de 8% ses émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2012. 2Communiqué du Conseil Fédéral en date du 21.02.2007, consulté le 19 juillet 2010 sur : http://www.uvek.admin.ch/dokumentation/00474/00492/index.html?lang=fr&msg-id=10925 3 DETEC, Concept SuisseEnergie 2011-2020, Confédération Suisse, 2010, p.3.


tionnel, qui fixe les étapes et les moyens nécessaires, ainsi que les partenaires concernés par la mise en œuvre des objectifs de la Conception Générale.

Dans ce Plan Directeur qui, à l'instar de la CGE, est révisé lors de chaque légi-slature, priorité est donnée aux actions permettant de maîtriser et de réduire la consommation d'énergie pour tous les usages. Il s'agit également de repenser les filières d'approvisionnement de notre système énergétique afin de les rendre plus efficaces, et d'intégrer des énergies renouvelables au fur et à mesure de leur développement.

Trois programmes phares sont au cœur du dernier Plan directeur cantonal :

Le programme de maîtrise de la demande d'électricité, dont l'objectif est de retrouver d'ici 2011 la consommation par habitant de 1990 ;

La planification énergétique territoriale, qui prend systématiquement en compte l'énergie dans les projets d'aménagement du territoire et qui planifie le déploiement des infrastructures énergétiques et des réseaux à l’échelle des communes et des quartiers ;

La révision, désormais acquise, de la loi sur l'énergie.

Conception Générale et Plan Directeur de l'Energie font actuellement l'objet d'une évaluation en vue d'adaptations visant à poursuivre les avancées vers la Société 2000 Watts sans nucléaire.


2 Périmètres de l'étude

La définition du périmètre de l’étude, en d’autres termes la délimitation spatiale de l’étude est importante. En effet, si le PLQ, pour lequel le concept est établi, représente clairement le périmètre restreint, ou périmètre d’entrée pour la dé-marche (selon la Directive relative au concept énergétique territorial), il ne faut pas perdre de vue qu’il y aura des interactions entre ce périmètre restreint et son voisinage. En effet, non seulement les activités du PLQ pourront influencer des bâtiments situés à l’extérieur du PLQ, mais en plus les énergies consom-mées dans le PLQ ne se trouveront pas nécessairement toutes directement dans la zone du PLQ. Par exemple, en cas de forts rejets thermiques à l’intérieur du PLQ, on pourra souhaiter trouver des acteurs pouvant valoriser ces rejets à l’extérieur du PLQ. D’autre part, les besoins en électricité ne pour-ront, en général, pas être entièrement satisfaits par les seuls panneaux photo-voltaïques qui seraient posés sur les toits des bâtiments situés dans le PLQ. La Directive relative au concept énergétique territorial propose donc de définir le PLQ comme périmètre d’entrée de la démarche, et de définir un second péri-mètre, communément appelé périmètre élargi, qui délimite une zone d’influence du périmètre restreint.

2.1 Périmètre restreint

Le périmètre d’entrée correspond au PLQ 29'713, faisant l’objet de la présente étude. Ce périmètre est montré dans la Figure 4.

Figure 4 : Périmètre d’entrée (ou périmètre restreint)


2.2 Périmètre élargi

Selon l’article 12A du REn, il faut que les ressources et les acteurs qui peuvent influencer le périmètre restreint, ou qui sont influencés par le périmètre res-treint, soient traités chacun à une échelle spatiale pertinente, et décrit avec un degré de précision tenant compte du niveau de planification. Il n'existe donc pas un seul mais de multiples périmètres pertinents, de taille variable selon les élé-ments considérés. Le périmètre "élargi" présenté à la Figure 5 correspond à l'aire d'influence incluant l'essentiel.

Figure 5 : Périmètre élargi


3 Etat des lieux

L’état des lieux permet de mettre en évidence et quantifier les différents para-mètres dont il convient de tenir compte lors de l’élaboration d’un concept éner-gétique. Ces paramètres sont :

! la qualité de l’air,

! l’analyse des acteurs,

! les énergies locales/renouvelables disponibles,

! les infrastructures existantes,

! les besoins énergétiques.

3.1 Qualité de l'air

3.1.1 Contexte légal

Le respect de l’Ordonnance sur la Protection de l’Air (OPair) se base principa-lement sur les immissions de deux polluants déterminants, qui sont le dioxyde d’azote (NO2) et les poussières fines (PM10).

- La valeur limite à long terme pour le NO2 est de 30 [mg/m3].

- La valeur limite à long terme pour les PM10 est de 20 [mg/m3].

Le SPAir assure un suivi de la qualité de l’air dans le canton de Genève à partir d’un réseau de capteurs passifs de NO2 et de stations équipées de moniteurs (stations ROPAG).

3.1.2 NO2

Aussi bien dans le périmètre restreint que dans le périmètre élargi, les valeurs de NO2 sont à la limite de la valeur limite OPair à long terme. En effet comme on peut le voir sur la carte de la Figure 6, les valeurs se situent, pour le péri-mètre d'entrée comme pour une grande partie du périmètre élargi, à 28 et 30 mg/m3, soit toutes proches du seuil légal.

Figure 6 : Qualité de l’air: mesure de NO2 en µg/m3 en 2009


3.1.3 PM10

Les données relatives à la concentration de l'air en PM10 sont fournies par les 7 stations de mesures fixes du service de protection de l'air. La Figure 7 pré-sente la localisation de ces stations et l'on peut constater qu'auncune ne se situe à proximité du périmètre étudié.

Figure 7 – Localisation des stations de mesure de la qualité de l'air sur le Canton de Genève

Néanmoins, au vu des valeurs enregistrées par ces 7 stations (Figure 8), il s'avère que les limites des valeurs OPair sont très régulièrement dépassées dans la zone faisant l'objet de cette étude.


Figure 8 : Evolution des valeurs de PM10 à Genève [4]

3.1.4 Synthèse sur la qualité de l’air

La situation est limite pour les NO2 et mauvaise pour les poussières fines.

Ces paramètres devront être pris en compte lors des choix futurs, et cela spé-cialement dans les problématiques du chauffage. Il convient en effet de ne pas aggraver une situation qui est déjà préoccupante.


3.2 Analyse des acteurs

Le tableau suivant présente les principaux acteurs concernés par les choix et les procédures de mises en œuvre d’une stratégie d’approvisionnement éner-gétique pour le PLQ 29'713.

Acteur Fonction / position Enjeux liés à l’énergie dans le cadre de ce PLQ

SCanE Service cantonal de l’énergie

Supervision et validation des con-cepts énergétiques

DGAT / DCTI Maître d’ouvrage de l’étude

Soumis aux obligations de la loi sur l’énergie concernant la réalisation de concepts énergétiques dans les pro-cédures d’aménagement

SIG Entreprise de droit public en charge de la fourniture de gaz, électricité, chaleur et eau potable, traitement des déchets et eaux usées

Distributeur d’énergie, principal cons-tructeur et gestionnaire des réseaux de chaleur du canton

Etat Propriétaire de 7 des par-celles constituant le PLQ (voir Figure 9)

Soumis aux obligations propres aux collectivités publiques édictées par la loi sur l’énergie (art. 16, L2 30)

Ville de Genève Propriétaire d’une des parcelles (voir Figure 9)

Soumis aux obligations propres aux collectivités publiques édictées par la loi sur l’énergie (art. 16, L2 30)

Politique énergétique de la ville : stratégie 100 % renouvelable en 2050

Fondation de droit public

Propriétaire d’une des parcelles (voir Figure 9)

Soumise aux obligations propres aux collectivités publiques édictées par la loi sur l’énergie (art. 16, L2 30)

Privés Propriétaires d’environ la moitié des parcelles du PLQ

Rôle futur variable, selon qu’ils seront maître d’ouvrage des construc-tions, feront ou non appel à un promoteur, voire seront vendeurs de leur terrain

Soumis aux exigences de la loi sur l’énergie concernant la performance des bâtiments neufs (art. 15, L2 30)

Voisinage Au N-O : Cité Vieusseux, habitat collectif

Au Sud : immeubles en construction sur les PLQ 29656 et 29462, zones villas

A l’Est été au NE : habitat collectif

Réflexion coordonnée dans le cas d’une extension du chauffage à dis-tance

Absence de concept énergétique sur ces PLQ . Pas de changement prévu à court terme, mais zones à inclure dans une réflexion sur l’extension du CAD

Tableau 1- Principaux acteurs liés à la définition et la mise en œuvre du concept énergétique sur le PLQ 29'713


Figure 9 – Parcelles appartenant aux collectivités publiques sur le PLQ 29'713


3.3 Evaluation de l'offre en énergies renouvelables et locales

Dans cette section, les ressources sont énumérées et analysées en fonction de leur potentiel à satisfaire des besoins énergétiques. Le périmètre pertinent pour l’analyse des ressources peut varier d’une ressource à l’autre.

3.3.1 Energie solaire

L’énergie solaire peut être valorisée de deux manières différentes : pour géné-rer de la chaleur (panneaux solaires thermiques), ou pour générer de l’électricité (panneaux photovoltaïques). Le périmètre pertinent pour l’énergie solaire est le périmètre restreint.

Les toits des nouvelles constructions seront essentiellement des toits plats, ce qui devrait faciliter l’installation de capteurs solaires.

Les surfaces brutes de toitures disponibles ont été évaluées à partir des don-nées relatives aux surfaces brutes de plancher : pour chaque immeuble, la SPB totale a été divisée par le nombre d'étages, avec une exception pour l'immeuble D, pour lequel seuls 66% de la surface ainsi obtenue ont été pris en considéra-tion (du fait de la configuration du dernier étage).

La surface ainsi évaluée atteint 4'205 m2. En admettant que 40% de cette sur-face peut être recouverte de panneaux, on obtient une surface effective de panneaux de 1'682 m2.

Cette surface permettrait de générer environ 936 MWh/an d’énergie thermique, soit l’équivalent de 157% de la demande d’ECS4 (besoins identiques pour les scénarii Minergie ou Minergie P), ou 330 MWh/an d’énergie électrique, repré-sentant respectivement 25% et 27% des besoins électriques selon les scénarii Minergie et Minergie P (voir point 3.5 pour l'évaluation des besoins).

Avantages

L’avantage, aussi bien des panneaux solaires thermiques que photovoltaïques, est le fait que ce sont des technologies connues et faciles à implémenter. De plus, l’entretien est aisé, surtout pour le photovoltaïque (pas de circuit hydrau-lique).

Inconvénients

Le seul inconvénient des panneaux solaires est le fait qu’ils ne permettent pas une valorisation optimale de la ressource solaire, pourtant si abondante. En effet, le rendement encore relativement faible des panneaux solaires photovol-taïques, ou encore le fait que seuls 60-70% des besoins d’ECS peuvent être couverts avec des panneaux solaires thermiques, témoignent malheureuse-ment encore d’une valorisation non optimale du rayonnement solaire. Ceci dit, il n’existe à l’heure actuelle aucune technologie comparable qui permettrait de faire mieux.

L’énergie solaire présente un potentiel intéressant pour l'approvisionne-ment du PLQ considéré.

4 Précisons cependant que sans stockage saisonnier, il n’est pas possible de générer plus de 60-70% des besoins annuels d’ECS avec des panneaux solaires thermiques.


3.3.2 Energie géothermique

Aucune restriction relative à l'usage des sondes géothermiques n'est en vigueur au niveau des périmètres d'entrée (le PLQ lui-même) comme élargi (voir point 2.2).

Ce potentiel peut être estimé selon deux variantes : l'une avec et l'autre sans recharge solaire du sol, la densité de sondes donc le potentiel géothermique étant logiquement plus élevé dans le second cas.

Variante 1 : sans recharge du sol

En l'absence de recharge du sol, la configuration spatiale des sondes est la suivante : groupes de 9 sondes espacés entre eux de 60m. Les hypothèses suivantes permettent d’estimer le potentiel :

1. La surface considérée correspond, à l'intérieur du PLQ à celle couverte par les bâtiments ainsi que les espaces verts qui les environnent, soit environ 16'500 m2 au total.

2. La puissance utile linéique est de 30 W/ml.

3. L'énergie utile est de 50 kWh/ml/an.

4. Groupes de 9 sondes.

5. Distance entre 2 sondes : 10 m.

6. Distance entre 2 groupes de sondes : 60 m.

7. La profondeur maximale par sonde est de 200 m.

On obtient ainsi une zone de 16'500 m2, permettant de fournir une énergie an-nuelle utile maximale d'environ 232 MWh chaud.

Variante 2 : avec recharge du sol par solaire thermique

La mise en place d'un système de recharge résout le problème de l'épuisement de sol et permet donc, l'installation d'une densité plus importante de sondes. Dans ce cas, les sondes ne sont plus installées par groupes mais de manière régulière sur l'ensemble du périmètre. Les hypothèses suivantes permettent d’estimer le potentiel :

1. La surface considérée correspond, à l'intérieur du PLQ à celle couverte par les bâtiments ainsi que les espaces verts qui les environnent, soit environ 16'500 m2 au total.

2. La puissance utile linéique est de 30 W/ml.

3. L'énergie utile est de 40 kWh/ml/an.

4. Distance entre deux sondes : 6 m.

5. La profondeur maximale par sonde est de 200 m.

6. Energie solaire rechargeable : 749 MWh/an.

Avec la mise en place d'un tel système de recharge à partir de solaire ther-mique, il devient possible de satisfaire les besoins des bâtiments :

- avec 144 sondes couvrant 5'184 m2 selon Minergie®,

- avec 110 sondes couvrant 3'960 m2 selon Minergie P ®.


Synthèse du potentiel géothermique

L’énergie géothermique présente une option à considérer pour l'approvi-sionnement du PLQ considéré.

- En l'absence de recharge, les besoins de chaleur du PLQ sont trop élevés au regard du potentiel géothermique local. Les be-soins en froid du PLQ ne sont en outre pas assez élevés pour assurer une recharge suffisante du terrain.

- La mise en place d'un système de recharge solaire augmente substantiellement le potentiel géothermique local, en solution-nant le problème d'épuisement du sol. Néanmoins, le retour sur expérience d’une telle solution est encore faible et peu fiable. La faisabilité à court terme d'une telle option est incer-taine et demande des études plus détaillées.

Cependant, dans les deux cas susmentionnés, des études plus détaillées sont indispensables pour confirmer les potentiels et vérifier la stabilité à long terme du terrain.

3.3.3 Energie des eaux usées

D’une température oscillant durant l’année entre 10 et 20 °C, les eaux usées recèlent de grandes quantités d'énergie. En hiver, elles sont nettement plus chaudes que l’air extérieur et de la chaleur peut en être récupérée. En été, l’inverse se produit et les bâtiments peuvent être rafraîchis. La récupération de la chaleur de ces eaux repose sur une technologie simple, maîtrisée et écolo-gique. Le cœur du dispositif est constitué par un échangeur de chaleur qui capte l'énergie des eaux usées et une pompe à chaleur qui chauffe ou refroidit les bâtiments. Une contrainte doit néanmoins être intégrée en amont de tout projet de ce type : celle liée à la température minimale de l’eau à l’entrée des STEP.

Figure 10 – Schéma de principe de la récupération de chaleur sur les conduites d’eaux usées

(source: Office fédéral de l’énergie).

Les conditions principales pour une telle réalisation sont les suivantes :

1. Diamètre de collecteur d’au minimum 800 mm.

2. Le débit journalier moyen par temps sec > 15 l/s. Pour atteindre un tel débit, il faut compter environ 8’000 habitants.


Si ces conditions sont respectées, on peut atteindre des puissances thermiques de l’ordre de 2 kW par m2 d’échangeur. Il faut cependant veiller à ce que la température d'eau, à l'arrivée dans les STEP, reste en deçà de 16°C, sans quoi des problèmes se posent pour les exploitants des STEP.

La Figure 11 présente la localisation des collecteurs sur le périmètre élargi. Compte tenu des contraintes relatives au diamètre du collecteur, aucun ne pré-sente à l'heure actuelle un débit suffisant pour une valorisation thermique.

Figure 11 - Cadastre des eaux usées (couche RAE_Collecteur des SITG)

En l'absence de données précises sur ces changements à venir et compte tenu, surtout, des contraintes relatives au fonctionnement des STEP, l’énergie issue des eaux usées apparaît comme un potentiel trop incertain pour être considéré comme pertinent dans le cadre de la présente étude.

3.3.4 Air

Pour le chauffage des locaux, l’énergie contenue dans l’air ambiant représente une ressource énergétique intéressante. Elle est omniprésente, pour ainsi dire infinie, et sa valorisation à l’aide d’une pompe à chaleur se fait aisément. De plus, les pompes à chaleur air/eau sont moins coûteuses à l’investissement que les pompes à chaleur sol/eau, du fait qu’il ne faut pas de structures géother-miques.

La principale contrainte lors de la valorisation de cette énergie, est donnée par la quantité d’air qu’il faut faire circuler, et donc par la taille des conduites, si les unités ne sont pas placées sur le toit. Si les unités sont placées sur le toit, cette contrainte tombe.


Au niveau énergétique, il faut également noter que les pompes à chaleur air/eau ont des rendements exergétiques environ 25-30% moins bons que les pompes à chaleur sol/eau, ce qui se traduit par une consommation d’électricité plus élevée.

Avantages

Les pompes à chaleur air/eau sont faciles à installer et à utiliser.

Inconvénients

Le COP, en hiver, des pompes à chaleur air/eau baisse plus que celui des PAC sol-eau.

L’énergie de l’air présente un potentiel à prendre en considération en l'ab-sence de possibilités d'approvisionnement renouvelable recourant à des systèmes plus performants et plus fiables.

3.3.5 Energie de la biomasse

L’environnement urbain dans lequel se situe le quartier rend l’utilisation de la biomasse peu pertinente. D'une part, les ressources disponibles – évaluées dans le cadre du projet VIRAGE – relèvent d'une gestion régionale et, d'autre part, les contraintes de qualité de l'air restreignent grandement le recours à des installations de combustions de la biomasse (bois en particulier) en milieu ur-bain. Quant à la valorisation par méthanisation ou gazéification, celle-ci n'est actuellement maîtrisée que dans des installations de grande échelle et doit être réfléchie à échelle de canton de Genève dans son ensemble.

L’énergie de la biomasse n’apparaît donc pas comme une source d’approvisionnement pertinente pour le périmètre considéré.

3.3.6 Rejets thermiques

Aucune source de rejets disponibles n'a été identifiée à proximité.

L’énergie issue des rejets thermiques ne présente aucun potentiel pour le périmètre restreint.

3.3.7 Déchets

La gestion des déchets relève d'une stratégie cantonale [6] conduisant à une valorisation énergétique (hors déchets verts) par incinération à l'usine des Che-neviers.

Du fait de l'extension prévue des réseaux de chauffage à distance (voir point 3.4.2), pour l'heure majoritairement alimentés par l'usine d'incinéra-tion, l'énergie issue des déchets – considérée à 50% comme renouvelable – peut fournir une part de l'approvisionnement énergétique du PLQ.

3.3.8 Energie éolienne

Le contexte urbain dans lequel se situe l’étude du concept énergétique, ne permet pas une valorisation efficace de l’énergie éolienne. De plus, avec une vitesse annuelle moyenne à Genève de 0 - 3,4 ±1 m/s à 50 m au-dessus du sol [7], Genève ne figure clairement pas parmi les sites économiquement favo-rables à l’implantation d’une éolienne, quelle que soit sa taille. Entre le manque de vent, la densité de la population, et la bise soufflant souvent par rafales, une


éolienne n’aurait que peu de chance d’obtenir les autorisations nécessaires et ne serait clairement pas une solution raisonnable.

L’énergie éolienne ne présente aucun potentiel pour le périmètre restreint.

3.3.9 Synthèse des sources d'approvisionnement renou-velables localement pertinentes

Les principales ressources identifiées comme pertinentes pour l'approvisionne-ment du PLQ sont donc les suivantes :

- Solaire thermique : 936 MWhth/an environ pour l'ensemble des toi-tures du PLQ.

- Solaire photovoltaïque : 330 MWhél/an environ pour l'ensemble des toitures du PLQ.

- Géothermie (sondes couplées à des PAC) : 230 MWh chaud sans recharge du sol, jusqu’à 100% des besoins de chaleur avec re-charge du sol ; 100% des besoins de froid.

- Air (pompes à chaleur air/eau) : potentiel susceptible de couvrir l'ensemble des besoins de chaleur, avec néanmoins des rende-ments exergétiques jusqu’à 30% moins bons que les pompes à chaleur sol/eau ; aucun potentiel pour le besoins de froid.

- Déchets / chauffage à distance : potentiel à 50% renouvelable pour les besoins de chaleur, susceptible de couvrir l'ensemble des be-soins (de chaleur) mais dépendant d'un raccordement au réseau en cours d'extension.

- Eaux usées : potentiel fortement contraint, à investiguer avec plus de précision, uniquement dans le cas où les autres solutions ne pourraient être mises en œuvre.


3.4 Inventaire des infrastructures

Cette section inventorie les infrastructures existantes et projetées, en lien avec l'approvisionnement énergétique. Hormis le réseau électrique, présent sur l'en-semble des périmètres (restreint comme élargi), sont ici analysés les réseaux de gaz et de chauffage à distance ainsi que les principaux collecteurs d'eaux usées.

3.4.1 Réseau de gaz

Le réseau de gaz est présent de manière dense sur l'ensemble du périmètre

Figure 12 – Cadastre du réseau de gaz (couche cad_ss_gaz_conduite du SITG)


3.4.2 Réseaux de chauffage à distance

Réseau existant

Comme le montre la Figure 13, des portions de réseau sont déjà en place à proximité du périmètre du PLQ.

Figure 13 – réseau de chauffage à distance en place à proximité du périmètre d'entrée (couche SITG cad_ss_chauffage_conduite)

Extensions projetées

D'un échange avec M.Dürler, en charge du projet d'extension du CAD au sein des SIG, il ressort que le tracé pour les extensions prévues à court terme ne permettra pas d'alimenter le PLQ considéré. En effet, la branche initialement prévue dans la rue Edouard Rod a dû être abandonnée en raison du change-ment récent des collecteurs dans cette rue. Pour ce qui est de l'avenue Soret, une branche secondaire y est envisagée à moyen terme mais à échéance in-certaine.


3.4.3 Collecteurs d'eaux usées

Figure 14 - Cadastre des eaux usées (couche RAE_Collecteur des SITG)

Comme précédemment indiqué (voir point 3.3.3), parmi les collecteurs en place à proximité du périmètre, aucun ne présente à l'heure actuelle un débit suffisant pour une valorisation thermique. Si le changement de collecteur planifié dans le Rue Edouard Rod conduisait à une séparation des eaux usées et des eaux de pluie, cette option pourrait être analysée, en tenant compte des prévisions d'augmentation de la population résultant de la densification prévue.


3.5 Evaluation de la demande en énergie

Cette section présente l'analyse des besoins en énergie du périmètre restreint. Etant donné que l'ensemble des bâtiments de ce périmètre va être démoli, l'at-tention est ici portée uniquement sur les besoins futurs de ces bâtiments.

3.5.1 SRE et types d'affectations

Les Figure 15 et Figure 16 présentent respectivement l'état actuel et futur du périmètre. Cinq bâtiments y sont planifiés. Ils sont identifiés sur les schémas puis dans les calculs par les lettres A à E.

Figure 15 – Constructions actuelles du périmètre d'entrée


Figure 16 – Bâtiments projetés sur le périmètre restreint

Les bâtiments projetés comprennent essentiellement des logements collectifs. Seuls les rez-de-chaussée des bâtiments A et B seront affectés à des activités.

Le Tableau 2 synthétise, par bloc de bâtiment, les données de SRE en fonction des affectations, ces dernières étant déterminées par référence à la norme SIA 380/1, de manière à servir ensuite de référence pour l'évaluation des besoins énergétiques.

Blocs logements collectifs commerces(m2) (m2)

A 6479 926B 3824 637C 4351 0D 5755 0E 7703 0

TOTAL 28112 1563

Tableau 2 – SRE pour chaque bloc et chaque affectation (les affectations sont déterminées d’après la norme SIA 380/1)


3.5.2 Evaluation des besoins futurs

Compte tenu des exigences relatives aux nouvelles constructions et posées par la loi cantonale sur l'énergie, les besoins futurs, exprimés en énergie utile, ont été évalués selon 2 scénarii : Minergie ® et Minergie P®. Ceux-ci serviront de base à l'élaboration des stratégies d'approvisionnement présentées au point 4.

Pour chacun de ces scénarii, les hypothèses de calculs sont les suivantes :

Scénario type Minergie® (référence Minergie® 2009)

Facteur de forme : selon la norme SIA 380/1

Chauffage : selon les exigences primaires Minergie (90% des valeurs limites de la SIA 380/1 de l’affectation concernée) diminuées de 25 % pour tenir compte du contrôle du renouvellement d’air

ECS : selon les valeurs limites de la norme SIA 380/1 de l’affectation concernée.

Climatisation : selon les valeurs de l’annexe B de la SIA 380/4, adaptées en fonction de l’expérience, et en con-sidérant un SEER de 4.5.

Electricité : selon exigences Minergie® pour l’éclairage ; - 10% par rapport aux valeurs limites de l’annexe C1 de la norme SIA 2031 pour la ventilation (sauf pour les logements, pour lesquels + 20% ont été pris) ; selon les indices de l’annexe C1 de la norme SIA 2031 pour les équipements et selon les valeurs de l’annexe B de la norme SIA 380/4 pour les techniques diverses.

Scénario type Minergie P® (2009)

Facteur de forme : selon la norme SIA 380/1

Chauffage : selon les exigences primaires Minergie® (60% des valeurs limites de la norme SIA 380/1 de l’affectation concernée) diminuées de 25 % pour tenir compte du contrôle du renouvellement d’air

ECS : selon les valeurs limites de la norme SIA 380/1 de l’affectation concernée.

Climatisation : selon les valeurs de l’annexe B de la SIA 380/4, adaptées en fonction de l’expérience, et en con-sidérant un SEER de 5.

Electricité : selon exigences Minergie® pour l’éclairage ; - 10% par rapport aux valeurs limites de l’annexe C1 de la norme SIA 2031 pour la ventilation (sauf pour les logements, pour lesquels + 20% ont été pris) ; selon les indices de l’annexe C1 de la norme SIA 2031 pour les équipements et selon les valeurs de l’annexe B de la norme SIA 380/4 pour les techniques diverses.

Concernant les surfaces dédiées aux "activités", les affectations précises res-tent à définir mais, suite aux discussions avec le mandant, il paraît réaliste de considérer que 50% de ces surfaces (soit 781 m2) génèreront des besoins en froid.


Le tableau ainsi que les figures suivantes présentent la synthèse des besoins en énergies thermique et électrique, ainsi que les niveaux de puissances né-cessaires pour l'ensemble des bâtiments, en fonction de chacun de ces 2 scé-narios.

ElectricitéEnergie Puissance Energie Puissance Energie Puissance EnergieMWhth kW MWhth kW MWhth kW MWhél

Minergie 769 461 597 409 42 38 1'309Minergie P 513 307 597 409 42 38 1'202

ECS ClimatisationChauffage

Tableau 3 – Synthèse des besoins annuels en énergie utile, selon construction Minergie et Minergie P.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Minergie Minergie P

En

erg

ie e

n M

Wh

chauffage

ECS

climatisation

Figure 17 – Besoins en énergie thermique, selon les scénarii Minergie® et Minergie-P®

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Minergie Minergie P

Pu

issa

nce

en

kW

chauffage

ECS

climatisation

Figure 18 – Besoin de puissance pour le chauffage, l'eau chaude sanitaire et la climatisation, selon les scénarii Minergie® et Minergie-P®


1'140

1'160

1'180

1'200

1'220

1'240

1'260

1'280

1'300

1'320

Minergie Minergie P

En

erg

ie e

n M

Wh

éle

c

Figure 19 – Besoins en énergie électrique , selon les scénarii Minergie® et Minergie-P®


4 Concept énergétique : scénarii d'approvi-sionnement

Cette section présente 3 scénarii d'approvisionnement énergétique pour le PLQ 29'713. Pour chacune des 3 options, nous présentons un schéma simplifié du système d'approvisionnement proposé ainsi qu'une évaluation de la contribution respective des différentes ressources à la satisfaction des besoins du futur quartier.

Une synthèse comparative des scénarii est ensuite effectuée, à partir de cri-tères quantitatifs (contribution des énergies renouvelables locales à la satisfac-tion des besoins, consommation absolue d'électricité importée) et qualitatifs (principaux avantages et inconvénients de chaque scénario).

4.1 Hypothèses relatives aux scénarii

Les besoins évalués au point 3.5 correspondent à de l'énergie utile, or, selon la stratégie d'approvisionnement choisie, les systèmes de transformation auxquels il faut faire appel ont des rendements variables et induisent donc des besoins différents en énergie finale. Sur ce point, les hypothèses suivantes ont été utili-sées comme base pour l'élaboration des scénarii qui suivent :

- PAC géothermique : COP annuel moyen de 4.0.

- PAC air-eau : COP annuel de 2.8.

- Consommation d'énergie pour free-cooling à partir de géothermique : 10% de l'énergie fournie.

- Rendement chaudière gaz : 0.9.

- SEER compresseur pour la production de froid : 4,5 pour le scéna-rio Minergie®e et 5 pour le scénario Minergie-P®.

4.2 Scénario 1

Ce scénario est basé sur l'installation de sondes géothermiques faibles profon-deur (200 m), deux variantes sont envisageables, l'une avec et l'autre sans recharge des sondes. La mise en place d'un système de recharge à partir de solaire thermique a une influence directe sur la densité spatiale des sondes : en l'absence de recharge solaire, cette densité doit être limitée pour éviter un épui-sement du sol (dans la mesure où les besoins en free-cooling, très limités, ne permettront qu’une faible recharge). Comme présenté au point 3.3.2, le poten-tiel géothermique est donc plus important lorsque l'on dispose d'une recharge. Néanmoins, il ne s'agit pas d'un gain absolu, puisque la mobilisation de sur-faces de solaire thermique dédiées à la recharge, réduit d'autant l'affectation de cette production thermique (ou l'utilisation de ces surfaces pour du PV) pour d'autres usages.


Variante 1 : sans recharge des sondes

Étant donnée la faiblesse du potentiel géothermique local (232 MWh/an de chaleur), la production à partir de panneaux solaires thermiques sera optimisée pour atteindre 60% des besoins d'ECS (soit environ 360 MWh/an). Un appoint gaz sera en outre nécessaire pour les pics de demande.

Pour atteindre une production équivalente à 60% des besoins d'ECS, 40% de la surface de toiture disponible doit être mobilisée. Les 60% restants peuvent donc être affectés à des panneaux solaires photovoltaïques, ce qui permettrait de produire environ 200 MWhél/an.

En ce qui concerne les besoins de froid, ils peuvent largement être couverts par un système de refroidissement impliquant la géothermie.

0

500

1000

1500

chauffage ECS climatisation électricité

Energie en MWh/an

scénario 1, sans recharge, Minergie

élec free cooling

élec PAC

réseau élec.

solaire PV

gaz

solaire th.

géothermie

Figure 20 - Répartition de l'approvisionnement en fonction des sources d'énergie, pour le scénario 1 sans recharge et avec constructions Minergie®

Chauffage et eau chaude sanitaire : sondes géothermiques + panneaux solaires thermiques + appoint gaz

Climatisation des locaux commerciaux : sondes géothermiques (free-cooling)

Électricité : panneaux photovoltaïques sur les surfaces de toit non mobilisées par les pan-neaux solaires ther-miques


0

500

1000

1500

chauffage ECS climatisation élec.

énergie en MWh/an

scénario 1, sans recharge, Minergie P

élec free cooling

élec PAC

réseau élec.

élec solaire PV

gaz

solaire th.

géothermie

Figure 21 – Répartition de l'approvisionnement en fonction des sources d'énergie, pour le scénario 1 sans recharge et avec constructions Minergie P®

Variante 2 : avec recharge des sondes

La recharge des sondes pourra s'effectuer grâce aux panneaux solaires ther-miques installés en toiture. Afin de maximiser l’utilisation directe de la chaleur issue des panneaux solaires thermiques, la surface de toiture affectée à ces panneaux a été calculée de manière à pouvoir satisfaire 70% des besoins d’ECS (hypothèse de 300 kWh/m2/an pour la production d’ECS).

Faisant l’hypothèse que le rendement des panneaux solaires thermiques s’améliore lorsque ceux-ci ne sont pas seulement affectés à l’ECS mais aussi à la recharge des sondes (de 300 à 556 kWh/m2/an), la production à attendre de la surface précédemment calculée augmente et permet donc, en plus de la satisfaction des besoins d’ECS, de contribuer à la recharge des sondes. Sur une production solaire thermique totale de 775 MWh/an, 357 MWh/an peuvent ainsi être affectés à la recharge des sondes.

Dans le cas d’un bâtiment Minergie®, la comparaison avec la quantité de cha-leur qui devrait être injectée pour maintenir l’équilibre thermique du sol (347 MWh/an) montre que ces surfaces suffisent à équilibrer le système. Cette quan-tité de chaleur à injecter a été calculée de la manière suivante :

Chauffage et eau chaude sanitaire : sondes géother-miques avec re-charge solaire + panneaux solaires thermiques (30% ECS et recharge du sol)

Climatisation des locaux commer-ciaux : sondes géothermiques (free-cooling)


- Estimation de la chaleur à fournir, à partir des besoins thermiques à satisfaire par la PAC (besoins de chauffage + besoins d’ECS non couverts par le solaire thermique), desquels est soustraite la con-sommation électrique de la PAC. On obtient une chaleur à extraire de 693 MWh/an.

- Calcul de la quantité à injecter en fonction d’un ratio chaleur injec-tée / soutirée de 0.5, considéré comme nécessaire pour maintenir l’équilibre du sol. On obtient une chaleur à injecter de 347 MWh/an.

D’autre part, la surface ainsi allouée aux panneaux solaires thermiques cou-vrant 83% des surfaces de toitures valorisables, les 17% restants peuvent être affectés à des panneaux photovoltaïques permettant une production électrique annuelle de 57 MWhél.

Dans le cas d’un bâtiment Minergie P®, les besoins de chauffage donc de cha-leur à fournir par la PAC diminuent. En résulte une diminution des quantités de chaleur à injecter pour maintenir l’équilibre thermique du sol, avec une influence sur le nombre de sondes géothermiques nécessaires.

Ce nombre de sondes a été calculé pour l’un et l’autre scénario et s’élève à :

- 145 sondes couvrant 4500 m2 avec des bâtiments Minergie ® ;

- 120 sondes couvrant 4320 m2 avec des bâtiments Minergie P®.

Figure 22 - Répartition de l'approvisionnement en fonction des sources d'énergie, pour le scénario 1 avec recharge et avec constructions Minergie

Figure 23 - Répartition de l'approvisionnement en fonction des sources d'énergie, pour le scénario 1 avec recharge et avec constructions Minergie P


4.3 Scénario 2

Comme indiqué au point 3.4.2, les extensions du réseau de chauffage à dis-tance prévues à court terme par SIG ne permettront pas d'alimenter le PLQ considéré. Cependant, compte tenu de la proximité de ce réseau et des proba-bilités d’une extension vers le PLQ à moyen / long terme (selon entretien avec M. Dürler des SIG), le choix a été fait de conserver ce scénario dans le cadre du présent concept.

Dans la situation actuelle, ce scénario doit toutefois être considéré d’abord comme un critère à prendre en compte pour l’évolution future du système d’approvisionnement du PLQ, une évolution possible à moyen terme et pour laquelle il convient de ne pas créer d’irréversibilités.

La production à partir de panneaux solaires thermiques couvre 30% des be-soins d'ECS (soit environ 180 MWh/an), le complément des besoins de chauf-fage et d'ECS étant fourni par le chauffage à distance ainsi que par la récupéra-tion des rejets de chaleur issus de la climatisation.

Peu élevés, les besoins de froid peuvent être couverts par un compresseur, alimenté autant que possible par de l'électricité renouvelable. Ces productions de froid (42 MWhth) vont toutefois générer des rejets de chaleur estimés à envi-ron 51 MWh annuels, qu'il est nécessaire de valoriser conformément à la loi cantonale sur l'énergie (L2 30, art 22C, al.1). Compte tenu du déphasage entre ces rejets estivaux et les besoins de chauffage des bâtiments, l'option la plus pertinente semble être une valorisation pour le préchauffage de l'ECS.

Ce préchauffage ayant forcément lieu durant l'été (période de fonctionnement des climatisations donc des rejets de chaleur), la valorisation de ces rejets con-duit à limiter la part des besoins d'ECS couverts directement par le solaire thermique. En effet, un taux de couverture annuel moyen de 60% des besoins d'ECS par le solaire thermique correspond environ à un taux de 100% en été et d'environ 30% en hiver. Afin de valoriser les rejets thermiques estivaux pour l'ECS, il est donc nécessaire que ceux-ci ne soient pas au même moment entiè-rement couverts par le solaire thermique.

Afin de déterminer la contribution exacte de ces rejets et assurer de manière optimale la complémentarité avec la production d'ECS par solaire thermique, une étude plus détaillée sera néanmoins nécessaire dès lors que l'on connaîtra l'ampleur réelle des besoins de froid et les profils de consommation.

Chauffage et eau chaude sanitaire : connexion au réseau de chauffage à di-tance + panneux solaires thermiques

Climatisation des locaux commerciaux : compres-seur

Electricité : panneaux pho-tovoltaïques sur les surfaces de toit non mobilisées par les panneaux solaires ther-miques


Enfin, pour atteindre une production équivalente à 30% des besoins d'ECS, 20% de la surface de toiture disponible doit être mobilisée. Les 80% restants peuvent donc être affectés à des panneaux solaires photovoltaïques, ce qui permettrait de produire environ 267 MWhél/an.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


En

erg

ie e

n M

Wh

/an

Scénario 2, Minergie

récup. rejets clim.

réseau élec.

élec.compresseur

air ambiant clim

solaire PV

solaire th.

CAD

Figure 24 - Répartition de l'approvisionnement en fonction des

sources d'énergie, pour le scénario 2 et avec constructions Minergie®.


sources d'énergie, pour le scénario 2 et avec constructions Minergie P®.


4.4 Scénario 3

La production à partir de panneaux solaires thermiques est ici équivalente à 30% des besoins d'ECS (soit environ 180 MWh/an), le complément des besoins de chauffage et d'ECS étant fourni par des PAC air-eau centralisées à échelle de chaque bâtiment (idéalement association de deux PAC fonctionnant à ni-veaux de températures différents) ainsi que par la récupération des rejets de chaleur issus de la climatisation.

Peu élevés, les besoins de froid peuvent être couverts par un compresseur, alimenté autant que possible par de l'électricité renouvelable. Ces productions de froid (42 MWhth) vont toutefois générer des rejets de chaleur estimés à envi-ron 51 MWh annuels, qu'il est nécessaire de valoriser conformément à la loi cantonale sur l'énergie (L2 30, art 22C, al.1). Compte tenu du déphasage entre ces rejets estivaux et les besoins de chauffage des bâtiments, l'option la plus pertinente semble être une valorisation pour le préchauffage de l'ECS. Afin de déterminer la contribution exacte de ces rejets, une étude plus détaillée sera néanmoins nécessaire dès lors que l'on connaîtra l'ampleur réelle des besoins de froid.

Etant donné que les panneaux solaires thermiques couvrent 20% seulement des surfaces de toiture valorisables, les 80% restants peuvent être dédiés à des panneaux solaires photovoltaïques, pour une production équivalente à environ 267 MWh él./an.

Chauffage et eau chaude sanitaire : pompe à chaleur air eau + panneaux solaires thermiques

Climatisation des locaux commer-ciaux : compresseur

Électricité : pan-neaux photovol-taïques sur les sur-faces de toit non mobilisées par les panneaux solaires thermiques



sources d'énergie, pour le scénario 3 et avec constructions Minergie®.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


En

erg

ie e

n M

Wh

/an

Scénario 3, Minergie P

récup. rejets clim.

élec compresseur

élec. PAC

réseau élec.

air ambiant clim

solaire PV

solaire th.

air ambiant PAC

Figure 27 - Répartition de l'approvisionnement en fonction des sources d'énergie, pour le scénario 3 et avec constructions Minergie P®.

4.5 Synthèse comparative et choix de scénarii d'ap-provisionnement

4.5.1 Comparaison quantitative

Etant donné que le "mix électrique" genevois (offre SIG vitale bleue) est consi-déré comme renouvelable, la comparaison des scénarii du strict point de vue de leur part de renouvelable est loin d'être suffisante. Nous avons donc fait le choix de les comparer en fonction de la contribution des énergies renouvelables et locales à la satisfaction des besoins thermiques du périmètre.

L'importance des consommations électriques induites par chacun des systèmes d'approvisionnement proposés doit également être prise en compte. En plus de la part de renouvelable local, nous nous sommes donc intéressés à l’électricité importée en comparaison avec la consommation électrique totale. Les deux autres critères pris en compte concernent la production électrique fournie par le photovoltaïque ainsi que la consommation de gaz induite.


Minergie Minergie P Minergie Minergie P Minergie Minergie P Minergie Minergie P

contribution des REN locales à la satisfaction des besoins

34% 43% 81% 82% 19% 23% 71% 72%

électricité importée (en MWh/an)

1183 1076 1556 1385 1051 1010 1457 1257

besoins électriques totaux

1383 1276 1613 1442 1318 1277 1724 1524

production photovoltaïque (en MWhél/an)

200 200 57 57 267 267 267 267

consommation de gaz (en MWh/an)

862 578 0 0 0 0 0 0

scénario 1, V1 scénario 1, V2 scénario 2 scénario 3

Tableau 4 – Comparaison des scénarii à partir de critères quantifiés

4.5.2 Comparaison qualitative

Une comparaison plus qualitative est également utile. Le tableau suivant récapi-tule ainsi les principaux avantages et inconvénients de chacun de ces scénarii.

Avantages Inconvénients

Scénario 1, variante 1 - valorisation efficace des ressources renouvelables locales, grâce à une complé-mentarité entre énergies renouvelables et fossiles (gaz pour la couverture des pointes de puissance)

- possibilité de densification des sondes avec mise en place d'une recharge du sol à partir de solaire thermique

- complexité du système : combinaison de sources d'approvisionnement et de techniques différentes

- le recours au gaz pénalise le bilan du système du point de vue de la part de REN

Scénario 1, variante 2 - possibilité de couverture totale des besoins de chaleur et ECS (sauf 30% solaire thermique) avec mise en place d'une recharge du sol à partir de solaire thermique

- valorisation des ressources propres au périmètre

- manque de retour d'expé-rience sur le système de recharge solaire du sol

- mobilisation des surfaces de toitures pour la recharge du sol empêche la production d'électricité photovoltaïque

Scénario 2 - simplicité du système

- connexion au réseau de chaleur facilite les évolutions futures dans la source d'ap-provisionnement (possibilité d'injecter des productions REN sur les réseaux en place)

- extension du CAD vers le PLQ envisagée seulement à moyen-long terme

- cette solution est celle qui valorise le moins les sources d'énergies renouvelables propres au périmètre et "non concurrentielles", alors que ces bâtiments neufs et très performants sont ceux qui permettent de la valoriser au mieux

- à l'heure actuelle, la part de l'approvisionnement issue du CAD n'est qu'à 50% renouve-lable


Scénario 3 - simplicité du système

- valorisation des ressources propres au périmètre

- surfaces de toiture dispo-nibles pour la production photovoltaïque locale

- Importance de la consomma-tion d'électricité, seulement en partie compensée par la pro-duction à partir de solaire photovoltaïque

- COP de la PAC air-eau relativement faible en compa-raison des PAC sol-eau (géo-thermiques)

4.5.3 Choix de scénarii

La synthèse des différents éléments de comparaison précédemment mis en évidence amène aux constats suivants :

- Le scénario 1 sans recharge solaire n'apporte qu'une contribution ré-duite en terme de REN locales.

- Le scénario 1 avec recharge solaire thermique est celui qui permet la valorisation des REN locales la plus importante.

- le scénario 2 n’est envisageable qu’à moyen / long terme et doit pour l’instant être considéré comme une option vis-à-vis de laquelle il ne faut pas créer d’irréversibilités.

- Le scénario 3 apporte une contribution relativement importante en terme de part de REN locales dans l’approvisionnement, mais leur valo-risation se fait de manière moins efficace que dans le scénario 1 (COP des PAC sol-eau meilleur que celui des PAC air-eau).

Le scénario 1 avec recharge solaire apparaît comme le plus intéressant, du fait à la fois de la part de REN locales dans le système d’approvisionnement qu’il prévoit et de la valorisation relativement efficace de ces énergies locales (COP des PAC- sol-eau). En revanche, en comparaison avec le scénario 3, le scéna-rio 1 avec recharge réduit nettement les possibilités de production locale d’électricité à partir de solaire photovoltaïque, ce qui signifie qu'entre ces deux scénarii l'arbitrage doit être effectué en fonction de la priorité qu’on souhaite donner à la production thermique ou électrique locale.

Il est en outre essentiel de noter que le choix d'un système d'approvisionne-ment géothermique avec recharge solaire implique qu'une étude de faisabilité plus détaillée soit effectuée. Il s'agit en effet d'un système pour lequel on ne dispose pour l'heure d’aucun retour d'expérience statistiquement fiable.

Notons enfin qu'un changement de calendrier de la part des SIG, se traduisant par une extension rapide du CAD dans la rue Soret, nécessiterait une révision des présentes recommandations compte tenu de la simplicité d'un tel système (en comparaison avec le scénario 1 avec recharge) et de l'intérêt de rentabiliser le CAD une fois celui-ci installé.


5 Mesures, infrastructures et équipements à préciser

Au niveau des bâtiments, une construction Minergie P® serait souhaitable car permettrait une réduction de 33% environ des besoins de chauffage par rapport au minimum légal (équivalent Minergie), facilitant ainsi une bonne valorisation des ressources renouvelables locales. Il est cependant nécessaire de valider la faisabilité d'une telle option au regard de l'orientation et de l'espacement entre les bâtiments, les performances des constructions Minergie P® étant fortement dépendantes des apports solaires passifs.

Dans chacun des bâtiments, doivent en outre être prévus :

- pour les panneaux solaires : des réservations d'espaces en toitures et en chaufferies ainsi que, pour les panneaux solaires thermiques, la mise en place d'une gaine technique reliant toiture et chaufferie,

- dans le cas d'une PAC géothermique, l'espace nécessaire en chaufferie ainsi que les emplacements nécessaires aux forages,

- dans le cas de PAC air-eau, des conduites d'air de taille relative-ment importante, ou un espace en toiture (voir point 3.3.4),

- dans le cas d'une connexion au chauffage à distance, l'espace né-cessaire pour un échangeur de chaleur au niveau de chaque bâti-ment ainsi que les liaisons entre bâtiments.

A échelle du PLQ :

- le recours aux sondes géothermiques implique une analyse plus détaillée de leur localisation ainsi que leur prise en compte très en amont des travaux de construction,

- la connexion au CAD nécessite une analyse plus détaillée de la lo-calisation possible des réseaux

Etudes complémentaires / incertitudes à lever :

- géothermie : analyse de la faisabilité d'une option avec recharge solaire du sol,

- faisabilité et modalités précises d'une extension du CAD à exami-ner avec les SIG et en cohérence avec les PLQ voisins.

La figure suivante présente les réservations relatives au scénario 1 avec re-charge des sondes géothermiques par solaire thermique. Hormis le sous-sol des bâtiments réservés pour les sondes, ces réservations sont également va-lables pour le scénario 3 (PAC air-eau).


Concernant l’option de moyen terme de connexion au CAD qui arriverait par l’Avenue Soret, outre l’espace nécessaire pour une sous-station, les échan-geurs pourraient, au niveau de chaque immeuble, être installés dans les locaux réservés pour les PAC.

emplacement PAC en chaufferie

toitures : panneaux solaires

zones d’implantation des sondes géo-thermiques

sous-station CAD


6 Références

[1] Cahiers de l’aménagement, République et Canton de Genève, Direction de l’Aménagement du Territoire, 2003.

[2] Vivre plus légèrement – Vers un avenir énergétique durable : l’exemple de la société à 2000 watts, édition : Novatlantis, juillet 2010.

[3] http://www.ville-geneve.ch/themes/developpement-durable-energie/energie-climat/politique-energetique-climatique/, accédée le 04.02.2011.

[4] Qualité de l’air 2009, Service de protection de l’air, République et Canton de Genève, juillet 2010.

[5] Communication du ScanE, février 2011.

[6] Voir notamment : Canton de Genève, Plan de gestion des déchets du can-ton de Genève 2009-2012, 56 p.

[7] http://www.wind-data.ch/windkarte/index.php?lng=fr, accédé le 22.02.2011.

[8] Monnard Michel, Mise en œuvre de réseaux énergétiques, présentation effectuée à Hepia, Genève, le 26 novembre 2010.

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