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Site de la lainière Roubaix – Wattrelos Etude de faisabilité du potentiel de développement des énergies renouvelables Avril 2013

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Site de la lainière

Roubaix – Wattrelos

Etude de faisabilité du potentiel de développement des énergies

renouvelables

Avril 2013

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Sommaire :

1 OBJECTIFS DE L’ETUDE .............................................................................................. 3

2 PRESENTATION DU PROJET ET DE SES BESOINS ............................................................ 4

2.1 LE PROJ ET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 2.2 LES B ESO INS DU PROJE T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

3 POTENTIELS DE PRODUCTION .................................................................................. 14

3.1 L’E NERG IE S OLA IRE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 3.2 L’E NERG IE E OLIENNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 3.3 LA R ES SOU RCE E N EA U SOU TER RA INE ET LA GE OLOG IE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 3.4 LE RE SE AU DE CH ALE UR AVEC BO IS/BIOM ASS E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

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1 OOBBJJEECCTTIIFFSS DDEE LL’’EETTUUDDEE

Dans le cadre de la loi Grenelle 1, cette étude vise à préciser le potentiel, propre au site, de production d’énergies d’origine renouvelable et d’exploitation d’énergies de récupération. Les principales sources d’énergie seront abordées pour déterminer en première approche le potentiel de chacune en termes de production d’énergie, électricité et chaleur.

La politique nationale insiste aussi sur le développement des réseaux de chaleur, mais n’inclut que les réseaux alimentés par des énergies renouvelables, dont la biomasse et la géothermie, ainsi que les énergies de récupération. Cette étude indiquera dans quelle mesure et pour quelle ressource l’exploitation d’un réseau de chaleur serait envisageable.

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2 PPRREESSEENNTTAATTIIOONN DDUU PPRROOJJEETT EETT DDEE SSEESSBBEESSOOIINNSS

2.1 LE PROJET

Le projet doit accueillir en majeure partie des entreprises artisanales ou industrielles de tailles variables, de la logistique, ainsi que du logement, avec différentes gammes de surfaces pour les locaux.

Activités Logement TOTAL

SDP totale 92 400 m² 36 600 m² 129 000 m²

SDP pour Surface De Plancher

2.2 LES BESOINS DU PROJET

Nous estimerons ci-dessous des consommations en énergie électrique et/ou thermique pour les différents types d’usage des bâtiments. Selon les cas, il pourra s’agir de consommations pour le chauffage, l’ECS, ou des consommations électriques pour certains usages repris dans la règlementation thermique. Il pourra aussi s’agir de consommation en énergie primaire (dans le cas où l’on se base sur la règlementation thermique (RT), en énergie f inale (facturée au compteur) ou bien utile (dont jouit l’utilisateur en bout de chaîne), si l’on prend des ratios de consommation issus de la littérature.

Procédé de transformation en énergie secondaire

Convert isseur (moyen de chauffage, apparei l électr ique,…)

Energie primaire

Transport d’énergie secondaire

Energie ut ile

Pertes d’énergie

Pertes d’énergie

Pertes d’énergie

Energie f inale

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Les valeurs d’énergie produite données dans l’étude seront en général des valeurs d’énergie f inale. Le facteur de conversion entre énergie primaire et énergie f inale est une convention. En France, la RT (2005 ou 2012) prend les coeff icients suivants :

- électricité du réseau = 2,58- autre source d’énergie = 1

Concernant la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque, etc.), la RT la déduit (jusqu’à une limite de 12 kWh/m².an) de l’énergie électrique ou thermique consommée via d’autres modes. Cela signif ie en théorie que l’énergie primaire consommée par un bâtiment peut dépasser le seuil de la RT si une partie est produite à partird’énergies renouvelables.

En revanche dans cette étude, pour ces modes de production nous comparerons directement l’énergie ainsi produite avec les seuils de la RT en énergie primaire.

Le projet se destinera à accueillir divers types d’activités, allant du commerce à l’artisanat, des TPE ou des PME. Pour chaque ilot, la proportion de locaux à usages de bureaux, de stockage, d’atelier ou autres pourra être modulé dans la limite de la surface totale proposée. Les besoins varieront fortement selon l’usage des locaux au sein d’une activité, et selon les activités, pour le chauffage, l’eau chaude sanitaire (ECS) et les consommations électriques spécif iques. Nous ferons donc certaines hypothèses pour permettre la discussion, que nous ne rappellerons pas par la suite mais dont il sera bon de se souvenir au moment de tirer les conclusions de l’étude.

a. Le cadre règlementaire

Face au changement climatique, le gouvernement s’est engagé à ramener les émissions de gaz à effet de serre (GES) de la période de 2008 à 2012, au niveau de celles de 1990. Le secteur du bâtiment est, parmi les secteurs économiques, le plus gros consommateur en énergie et donc en conséquence, un des leviers d’action.

La nouvelle réglementation concernant la construction neuve s’appuie sur :

• la d irect ive européenne du 16 décembre 2002 qui demande aux Etats membres de mettre en place des exigences minimales de performance énergétique pour les bâtiments neufs ;

• le p lan Climat 2004 qui spécif ie c la irement l’object if de la réglementation thermique des construct ions neuves (une améliorat ion de la performance de la construct ion neuve d’au moins 15% pour atteindre au moins 40% en 2020, une limitat ion du recours à la climat isat ion et la maîtr ise de la demande en électr icité) ;

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• et enfin la lo i de programmation du Grenelle de l’Environnement qui donne des object ifs de performance précis pour les bât iments neufs à hor izon 2012 et 2020 grâce notamment à la nouvelle réglementat ion thermique (RT2012) ;

Pour les constructions neuves, la loi du 3 août 2009 relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement a fixé comme objectif la généralisation des bâtiments basse consommation (BBC) d’ici 2012 et des bâtiments à énergie positive à l’horizon 2020.

Les bâtiments neufs à usage de bureaux ou d’enseignement, les établissements d’accueil de la petite enfance, les logements devaient se soumettre à la RT 2012 depuis le 28 octobre 2010.

Mais, depuis le 1er janvier 2013, la RT 2012 s’applique à tous les bâtiments neufs. En effet, un décret et un arrêté du 28 décembre 2012 précisent les exigences de performance énergétique de la RT 2012 pour les bâtiments tertiaires qui n’y étaient pas encore soumis : hôtels, restaurants, commerces, bâtiments d’université, gymnase, salle de sport, établissements de santé y compris les résidences pour personnes âgées, aérogares, tribunaux et bâtiments à usage industriel et artisanal.

Toutefois, la nouvelle réglementation ne s’applique pas complètement à tous les bâtiments neufs. En effet, en sont exclus :

• Les construct ions provisoires prévues pour une durée d’ut il isat ion de moins de 2 ans,• Les bâtiments ou part ies de bât iments dont la température normale d’ut ilisat ion est

infér ieure ou égale à 12°C ;• Aux bâtiments ou part ies de bât iments destinés à rester ouverts sur l’extérieur en

fonctionnement habituel ;• Aux bâtiments et part ies de bâtiments qui, en raison de contraintes spécif iques liées à

leur usage, doivent garant ir des condit ions part iculières de température d'hygrométrie ou de qualité de l'a ir, et nécessitant de ce fait des règles part iculières ;

• aux bâtiments ou part ies de bât iment chauffés ou refroid is pour un usage dédié à un procédé industr ie l

• aux bâtiments agricoles ou d'élevage ;• aux bâtiments servant de lieux de culte et ut ilisés pour des activ ités relig ieuses ;• aux bâtiments situés dans les départements d'outre-mer.

La réglementation définit la consommation conventionnelle d’énergie d’un bâtiment neuf par un coeff icient d’énergie primaire (cep) exprimé en kWh/ (m2.an).

La valeur cible de la RT 2012 est un cep de 50 kWh/ (m2.an) (niveau de performance énergétique équivalent au label des Bâtiments Basse

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Consommation BBC) modulable selon différents critères1 et la consommation conventionnelle maximale est définie comme suit :

Cep max = 50 x Mctype x (Mcgeo+Mcalt +Mcsurf + Mcges)

Ce coeff icient comprend la consommation électrique ou thermique liée au chauffage, au refroidissement, à la production d’eau chaude sanitaire, à la ventilation, à l’éclairage, mais pas aux consommations électriques n’entrant pas dans l’une de ces catégories (matériel informatique, électroménager, etc.). Il faut aussi déduire de cette consommation la production locale à partir d’énergies renouvelables2.

Enfin, la surface considérée dans le calcul est aussi déf inie dans l’arrêté de la RT2012 mais sera confondue ici avec la Surface De Plancher (SDP) au regard de la précision des données du projet et de celle voulue par l’étude.

Concernant les bâtiments existants, les mesures réglementaires sont différentes selon l’importance des travaux entrepris par le maître d’ouvrage :

- Pour les rénovations très lourdes de bâtiments de plus de 1000 m², achevés après 1948, la réglementation définit un objectif de performance globale pour le bâtiment rénové. Ces bâtiments doivent aussi faire l ’objet d’une étude de faisabilité des approvisionnements en énergie préalablement au dépôt de la demande de permis de construire ;

- Pour tous les autres cas de rénovation, la réglementation définit une performance minimale pour l’élément remplacé ou installé. (Source :http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Batiments-existants-.html )

A l'horizon 2020, il est envisagé la RT 2020, qui mettra en œuvre, le concept de bâtiment à énergie positive (BEPOS). Ces futures réglementations sont des réglementations d'objectifs, elles laissent la liberté de conception tout en limitant la consommation d'énergie.

En l’état actuel de nos connaissances sur le projet et de l’impossibilité d’évaluer les cep max, nous avons décidé d’utiliser le ratios de 65 kWh/m².an.pour les logements et les bâtiments d’activités. Les fonctions précises des futurs bâtiments logistiques et artisanaux nous étant inconnus, nous considèreronsqu’ils ne sont pas soumis à la réglementation thermique et nous utiliserons en conséquence un ratio de 100 kWh/m².an

1 Se référer aux arrêtés du 26 octobre 2010 et du 28 décembre 2012 relat i fs aux caractérist iques thermiques et aux exigences de performance énergétique des bâtiments nouveaux et des part ies nouvel les de bâtiments.

2 Se référer à l ’arrêté du 26 octobre 2010

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Quelques remarques

Sur l’utilisation des valeurs seuils de la RT : dans le cadre de la règlementation, il ne s’agit pas d’estimer des consommations, même si le terme sera utilisé de façon abusive, mais plutôt une performance énergétique du bâti. La consommation réelle dépend en effet de trop de paramètre incontrôlables en amont, tels que les comportements des usagers, qui peuvent faire s’éloigner les consommations réelles des prévisions de plusieurs dizaines de pourcents. Ainsi, si l’on prend les normes précédentes comme base de calcul pour estimer des besoins, ils ne ref lèteront pas nécessairement les besoins de production, et ces derniers devront être plutôt considérés comme des minima.

Sur la production/consommation électrique : en dehors de zones non raccordées au réseau national, l’électricité produite localement sera de toute façon transmise au réseau, puisque la consommation locale et la production ne coïncident généralement pas à un moment donné, et que l’électricité se stocke très mal. Par conséquent, la consommation « normale » d’électricité par le projet sera assurée par un raccordement au réseau. En résumé, une production locale d’électricité ne se substitue pas localement à la consommation à partir du réseau. Puisque l’électricité produite localement n’est pas à proprement parler consommée sur place, la comparaison entre une production locale et le besoin électrique d’un projet sera limitée à des bilans globaux (annuels, en général) de type « production-besoin » sans considérer la variation des besoins et des capacités de production dans le temps.

Sur la production/consommation locale de chaleur : en revanche, la consommation de chaleur pourra et devra être faite sur place, la chaleur se transportant moins bien mais pouvant se stocker mieux que l’électricité. La distinction entre la chaleur utilisée pour le chauffage et celle utilisée pour l’ECS est importante dans la mesure où les besoins varient différemment dans l’année, le besoin en ECS étant moins soumis au cycle des saisons. Toutefois, nous ne tiendrons pas compte de ces variations en 1ère approche, et nous considérerons donc les besoins de chaleur dans leur ensemble.

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b. Les hypothèses de besoins du projet

L’avancée des études, ne nous permet pas de connaitre avec exactitude les surfaces dédiées à certains usages. Compte tenu des données de consommation disponibles, nous distinguerons les bureaux, et les logements dureste des activités pour lesquelles les ratios de consommations sont plus mal renseignés. Nous prendrons donc les hypothèses suivantes pour les surfaces :

Bureaux Logistique Industrie et artisanat TOTAL

Activités 18 480 36 960 36 960 92 400 m²

Logements / / / 36 600 m²

SDPTotale 129 000 m²

Pour les bâtiments et parties de bâtiments à usage de logements et de bureaux (neufs)

On prendra la RT2012 comme référence de consommation, donc hors consommation électrique spécif ique non comprise dans le calcul de la RT2012 : soit 50 kWh/m².an, modulé selon différents coeff icients.

La RT2012 dans le cadre du projet donne alors un seuil de consommation en énergie primaire de 65 kWh/m².an.

Concernant la consommation électrique spécif ique, des chiffres de l’ADEME de 20051 donne une consommation moyenne de 121 kWh/m².an (énergie f inale facturée). Attention toutefois, cette valeur inclut des consommations électriques telles que la ventilation et l’éclairage, qui sont aussi déjà comprises dans la valeur de la RT2012. Pour permettre les comparaisons entre les différents cas de f igures, on prendra la part de la consommation due à l’éclairage, au refroidissement et à la ventilation égale à 30 kWh/m².an.

1 Guide des facteurs d’émissions du Bilan Carbone – les chiff res sont issus des données de 2003 du CEREN.

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On estimera que la valeur de l’ADEME de 2005 est encore pertinente pour la consommation électrique hors chauffage et ECS, dans la mesure où l’amélioration de la performance thermique du bâti n’a pas pour effet a priori de diminuer cette consommation.

Hypothèse de consommation pour les bureaux et logements (55080 m2)

Chauffage, ECS 2203 MWh/an

Refroidissement, éclairage, ventilation 1377 MWh/an

Consommation électrique spécifique 5287 MWh/an

Total 8867 MWh/an

Pour les bâtiments logistiques et artisanaux

Pour les bâtiments logistiques, les principaux postes de consommation sont le froid (si besoin de conservation des produits stockés), l’éclairage, le chauffage, et les process de conditionnement des produits. Selon les f ilières, certains postes seront absents ou négligeables, comme la production de froid ou les process.

Le besoin en chauffage sera aussi très variable d’un bâtiment à l’autre : en plus de la partie de bureaux, les parties logistiques auront des besoins très différents selon l’activité et les entreprises, celles-ci pouvant être maintenues à une température minimale pour assurer la mise hors gel – de l’ordre de +5°C en période hivernale et hors contrainte de conservation de certains produits – ou bien à des températures plus confortables (>17°C), par exemple dans le cas de travaux manuels des opérateurs.

Un exemple de fourchette de consommation pour des entrepôts logistiques classiques chauffés en-dessous de 12°C : de 100 à 200 kWh/m².an.

Pour les bâtiments artisanaux, la question est la même pour le chauffage, et la consommation électrique dépendra des process et donc de l’activité des entreprises implantées.

Dans les 2 cas, la consommation énergétique n’est pas encadrée par la loi, notamment parce que les besoins sont très variables selon l’activité. Des

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ratios de consommation de chaleur ou d’électricité sont donc diff iciles à déterminer. Des exemples trouvés dans le cas de l’industrie mécanique, dans un document réalisé dans une optique d’eff icacité énergétique pour le compte la CCI de l’Essonne1, donne pour quelques bâtiments chauffés au gaz des consommations allant de 0 kWh/m².an (ateliers de traitement thermique) à 187 kWh/m².an (bâtiment logistique) en passant par 116 kWh/m².an (forge) et 142 kWh/m².an (atelier d’usinage).

Nous prendrons un ratio de consommation uniquement pour le chauffage (et l’ECS dans une moindre mesure) pour les bâtiments logistiques et les ateliers de : 100 kWh/m².an.

Hypothèse de consommation pour les bâtiments logistiques et artisanaux

(73920 m2)

Chauffage, ECS 7392 MWh/an

Récapitulatif des hypothèses de besoins annuels en énergie finale du projet pour du chauffage et eau chaude sanitaire (hors électricité spécifique pour les ateliers et bâtiments logistiques)

Hypothèse de consommation annuelle du projet (MWh/an)

Chauffage et ECS

Refroidissement, éclairage, ventilation

Electricité spécifique Total

Bureaux/logements 2203 1377 5287 8867

Logistique/Industrie et artisanat 7392 / / 7392

Total 9595 1377 4186 16259

1 www.essonne.cci. fr/download/fi le/fid/3728

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Note sur la relation entre puissance installée et énergie produite/consommée

La puissance, dite nominale, d’une installation est la quantité d’énergie qu’elle peut produire pendant un temps donné, sous des conditions optimales. Le choix d’un raisonnement en puissance (kW) ou en énergie (kWh) dépendra surtout des ratios de production des différentes techniques, qui s’expriment le plus souvent sous l’une ou l’autre de ces formes. Le passage de l’un à l’autre ne sera toutefois pas forcément pertinent sans hypothèse sur les variations de besoins/production au cours d’une année. En effet, une puissance qui peut sembler élevée au regard des besoins annuels moyens peut juste suff ire à assurer les besoins en période de forte demande (hiver). A l’opposé, une puissance qui paraît correspondre aux besoins peut ne pas suff ire en période de forte demande, une puissance d’appoint supplémentaire étant alors nécessaire.

En résumé, pour les ratios précédents, ceux exprimés en puissance auront tendance à surestimer les besoins en énergie, tandis que ceux exprimésen énergie auront tendance à sous estimer les besoins en puissance.

Note sur les estimations de rentabilité

Pour les f ilières abordées, les estimations de rentabilité sont faites sur différentes bases de comparaison.

Pour les f ilières produisant de l’électricité, il s’agira de comparer l’électricité produite et vendue à un certain prix, à celle acheté sur le réseau.

Pour la production de chaleur, la rentabilité dépendra des f ilières classiques de référence (électricité, gaz, f ioul). Les prix d’achat des énergies pris comme référence seront ici :

- électricité : 12,63 c€/kWh au 1er janvier 201- gaz : 7 c€/kWh je trouve presque 8 centimes /€/kWh (0.0793)- f ioul : 10 c€/kWh

http://www.developpement-durable.gouv.fr/energie/petrole/se_resul_fr.php

Les coûts d’investissement au kW installé pour des chaudières (f ioul, gaz, bois-énergie) sont très variables, aussi bien entre les f ilières qu’au sein d’une même f ilière. On prendra le ratio suivant qui servira pour comparer la f ilière bois aux solutions classiques :

Coût d’investissement (hors études) pour la f ilière bois = 5 fois celui pour une f ilière classique (f ioul, gaz).

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Note sur les émissions de CO2 associé au kWh d’énergie produit

Ci-dessous quelques ratios d’émissions de l’ADEME pour des cycles complets (de l’extraction à la combustion), qui pourront servir de base de comparaison avec les autres techniques abordées :

Fioul : 300 gCO2/kWh

Gaz: 230 gCO2/kWh

Electricité du réseau : 130 à 600 gCO2/kWh1

1 Source : étude RTE-ADEME d’octobre 2007

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3 PPOOTTEENNTTIIEELLSS DDEE PPRROODDUUCCTTIIOONN

3.1 L’ENERGIE SOLAIRE

L’utilisation du rayonnement solaire comme source d’énergie a aujourd’hui deux domaines d’application :

- la production de chaleur- la production d’électricité

La productivité des installations dans ces 2 domaines dépend directement de l’intensité moyenne du rayonnement sur une zone considérée, l’énergie produite ou récupérée étant plus ou moins proportionnelle à l’énergie naturellement reçue. Des cartographies existent pour évaluer ce rayonnement annuel moyen en fonction de la zone géographique, sans tenir compte de paramètres locaux propres à chaque secteur (brouillard, relief, etc.) comme l’illustre celle ci-contre.

L’intérêt de telles cartographies est limité dans la mesure où c’est l’énergie récupérée qui importe, plutôt que l’énergie naturelle incidente. Elles permettent néanmoins d’avoir une idée de l’énergie maximale récupérable (s’il n’y avait pas de pertes entre le captage et l’utilisation finale) et la comparaison entre zones géographiques.Certaines établissent tout de même une corrélation avec la production d’énergie résultante par des installations standards, en particulier dans le cas de la production d’électricité (cf. § suivant).

Energie annuelle moyenne incidente

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3.1.1 La production de chaleur par panneaux solaires thermiques

L’énergie du rayonnement solaire infrarouge est directement captée et stockée, sous forme de chaleur, dans un fluide caloporteur. Ce f luide transmet ensuite sa chaleur à l’eau sanitaire (cas du chauffe eau solaire individuel ou CESI) ou en même temps à l’eau de chauffage (cas des systèmes solaires combinés ou SCC), par un échangeur de chaleur (sorte de plaques ou tuyaux permettant l’échange de chaleur sans contact entre les f luides).

Cette énergie peut aussi servir de source chaude aux systèmes thermodynamiques de climatisation solaire. Différents procédés existent, à absorption, à adsorption ou à dessiccation/évaporation.

Enfin, des installations solaires permettent la concentration des rayons solaires pour chauffer un f luide jusqu’à évaporation, et ensuite entraîner une turbine pour produire de l’électricité. Ces systèmes de fortes puissances sont des projets à part entière, au même titre qu’un parc éolien par exemple, et sauraient diff icilement trouver leur place en milieu urbain, indépendamment du potentiel du site. On peut citer pour information :

Les systèmes Dish Sterling à concentrateurs paraboliques et moteur

Sterling au foyer (photo : prototype à Odeillo en Espagne)

Les centrales à capteurs cylindro-paraboliques (photo : centrale LUZ en Californie de 354 MW)

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Les tours solaires (photo : centrale à héliostat de 35 MW à Séville en

Espagne)

La chaleur devant être consommée localement, elle doit donc être stockée pour être restituée aux moments voulus. La question du stockage de la chaleur inclut aussi la température de l’eau de chauffage désirée et la couverture des besoins en fonction du volume d’eau stockée (en tenant compte des pertes de chaleur de l’installation). Ainsi, pour un même ensoleillement et une même surface de capteurs, la couverture des besoins pourra varier fortement selon le dimensionnement de l’installation en aval.

Quelques exemples de capteurs solaires, variant par leur forme, leur mise en œuvre, leur performance et leur application.

Les capteurs plans vitrés, les plus communs, qui peuvent servir à la

production d’ECS et au chauffage avec appoint. Ils peuvent être intégrés

à la toiture ou f ixés dessus en surimposition.

Les capteurs à absorbeurs métalliques, non vitrés, semi-rigides

et moins souples que les capteurs

Les capteurs sous vides, rigides, qui possèdent en général un rendement meilleur que les capteurs plans pour des températures plus élevées (au-dessus de 30°C), et peut servir au chauffage, à la production d’ECS et dans des systèmes de climatisation solaire.

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moquettes, mais avec un meilleur rendement. Ils peuvent par exemple servir au préchauffage de l’ECS. Ils

permettent en outre une bonne intégration au bâti, notamment pour

des bâtiments existants, mais ne sont pas orientables.

Les capteurs dits « moquette » non vitrés, sont souples mais ont un mauvais rendement. Ils peuvent par exemple servir au chauffage de l’eau d’une piscine, mais pas à la production d’ECS.

Application au projet

Etant donné la densité du projet et du milieu urbain et les surfaces de toiture disponibles, les solutions de récupération de chaleur par panneaux solaires de type capteurs plans ou capteurs sous vide semblent privilégiées pour le chauffage et la production d’ECS.

On prendra comme hypothèses des hauteurs de bâtiments R+2 pour les logements et R+3 pour les bureaux.

Ci-dessous un tableau récapitulatif des surfaces projetées de toitures du projet :

Logements

R+2

Bureaux

R+3Logistique

Industrie/

ArtisanatTOTAL

Surface totale du

projet36 600 m2 18 480 m2 36 960 m2 36 960 m2 129 000 m2

Surface totale de

toiture18 300 m² 6160 m² 36 960 m² 36 960 m² 98 380 m²

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Estimation d’une surface de capteurs pour du chauffage de bureaux

L’estimation ci-dessous basée sur des besoins annuels en chaleur n’a pas tellement de sens puisque la surface de panneaux et le volume de l’élément de stockage de la chaleur seront définis en fonction des variations journalières, voire saisonnières, des besoins. En pratique, même si l’énergie récupérée sur une année équivaut aux besoins, l’installation suff it rarement à satisfaire les besoins en chauffage en périodes de pointe journalières ou annuelles (couverture des besoins de l’ordre de 30 à 40% dans le Nord, le reste étant couvert par un chauffage d’appoint).

- Energie fournie par 1 m² de panneau solaire thermique plan sur une année : 500 kWh/m².an1.

- Besoins globaux en chauffage et ECS du projet : 9595 MWh/an

=> surface de panneau correspondant au besoin global : 19190 m² (soit environ 15% de la SHON totale et 19.5 % de la surface de toiture).

Quelques ratios au m² de panneau sur les coûts2

- Energie fournie par 1 m² de panneau solaire thermique plan sur une année : 500 kWh/m².an

- Coût d’une installation au m² de panneau : 500 à 1200 €/m² TTC- Coût de maintenance de l’ordre de 2% du coût d’installation- Durée de vie globale de l’installation 20 ans- Taux d’actualisation de 6%/an qui donne un taux d’actualisation sur 20

ans de 8,7%

Le coût de production du kWh serait alors de :

(500 à 1200) x (0,087+0,02)/500 = 0,11 à 0,26 €/kWh TTC

En comparaison, le kWh acheté sur le réseau électrique (énergie f inale) est autour de 0,12 €/kWh TTC.

Avec de tels ratios, le m² de panneau solaire thermique n’apparaît pas rentable économiquement sur 20 ans. On peut argumenter sur l’évolution du prix de l’électricité du réseau, le taux d’actualisation, ainsi que sur la durée de vie d’une installation solaire. Sur 25 ans par exemple, le coût de production irait de 0,098 à 0,23 €/kWh.

1 Des opérations répertoriées par l ’ADEME pour du logement collect if dans dif férentes régions de France donnent des valeurs al lant de 430 à 790 kWh/m².an, sans l ien direct apparent avec la localisation des projets.

2 Fourchette établ ie dans le cadre de l ’étude ADEME citée plus haut, toute installat ion comprise et hors appoint, pour des surfaces de panneaux al lant de 40 à 1000 m².

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Autre façon de raisonner : une année de chauffage et production d’eau chaude électrique à partir du réseau reviendrait à :

0,12 x 9 525000 = 1 143 000 €.

Le coût de l’installation solaire avec maintenance pour 7676 m² de panneau qui couvriraient 40% des besoins serait de :

(500 à 1200) x 7676 x (1 + 0,02) = 3 914 760 à 9 325 424 €

La consommation d’un appoint électrique sur 20 ans pour couvrir les 60% restants serait de : 0,12 x 0,60 x 9 525000 = 685 800 €

Le temps de retour serait alors de : (3 914 760 à 9 325 424) / (1 143 000 – 685800) = 9 à 21 ans

Tableau récapitulatif

Potentiel de production / maximum En moyenne 500 kWh/m².an -Supérieur aux besoins en valeur

globale annuelle

Proportion de production par rapport aux besoins en chauffage et ECS du projet

Couverture des besoins de 30 à 40% en pratique

Durée de vie moyenne d’une installation

20 ans

Temps de retour hors subventions jusqu’à 20 ans

Contenu CO2 du kWh produit 55 gCO2/kWh

Premières conclusions

La technologie solaire thermique est une solution au potentiel a priori intéressant compte tenu des besoins du projet, mais dont la rentabilité reste à préciser à l’échelle du bâtiment, en fonction de la forme du bâti et de l’usage (chauffage, ECS ou les 2 à la fois) et de la solution d’appoint choisie. Les surfaces importantes de toitures développées par rapport à la SHON sont aussi un atout pour cette technologie.

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3.1.2 La production d’électricité par panneaux solaires photovoltaïques

L’énergie du rayonnement solaire capté sert à créer un courant électrique – par effet photovoltaïque sur certains matériaux – qui sera ensuite transmis sur le réseau électrique national, un réseau local ou bien stocké dans des batteries.

Différents types de cellules photovoltaïques existent avec des rendements variables (cf tableau suivant). La puissance d’un module photovoltaïque s’exprime en Watt crête (Wc).

Source : Schéma Régional Solaire

� Les possibilités de raccordement au réseau électrique public

Le site est aujourd’hui desservi par un réseau électrique basse et moyenne tension (HTA) qui alimente les entreprises, qui possèdent souvent un poste transformateur sur leur parcelle. Sous réserve de la capacité actuelle du réseau, le raccordement ne semble poser aucune contrainte particulière.

� Le potentiel de production local d’électricité

L’ensoleillement dans le secteur du projet se situerait, d’après différentes cartes, aux alentours de 1200-1300 kWh/m².an.

Une estimation basée sur le logiciel du PVGIS1 (PhotoVoltaic Geographical Information System) permet une évaluation rapide du potentiel de production

1 http://re. jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=fr&map=europe

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21

d’installations photovoltaïque standard au kWc de puissance installée1 (cf. tableau ci-dessous).

Les hypothèses sont les suivantes :

- technologie des capteurs : silicium cristallin- puissance nominale installée : 1 kWc- pertes estimées à cause de la température et des niveaux faibles de

rayonnement : 8.1 %- pertes estimées à cause des effets de réf lectance angulaire : 3 %- autres pertes (cable, onduleur…) : 14%- pertes conjuguées du système : 23.4 %- panneaux intégrés au bâti- inclinaison des panneaux optimisée sur l’année (environ 35° par rapport à

la verticale)- orientation plein Sud

- pas de système d’héliostat (pas de suivi de la trajectoire du soleil) – un tel système, que l’on trouve dans les centrales solaires, permet des gains de productivité de l’ordre de 30 %.

1 1 kWc de puissance installé correspond à environ 10 m² de panneaux en si l icium polycristal lin.

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22

Source : PVGIS

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23

Valeurs moyennes d’irradiation et d’ensoleillement sur le secteur du projet

Mois

Irradiation journalière moyenne (kWh/m²)

Irradiationmensuelle moyenne (kWh/m²)

Production moyenne

journalière d’électricité (kWh/kWc)

Production mensuelle

d’électricité (kWh/kWc)

Janvier 1.04 32.3 0.86 26.7

Février 2.20 61.7 1.79 50.1

Mars 2.78 86.2 2.21 68.4

Avril 4.19 126 3.22 96.6

Mai 4.73 146 3.55 110

Juin 4.70 141 3.48 104

Juillet 5.02 156 3.68 114

Août 4.54 141 3.34 104

Septembre 3.50 105 2.64 79.1

Octobre 2.44 75.6 1.90 58.9

Novembre 1.49 44.7 1.21 36.3

Décembre 0.80 24.7 0.66 20.4

Moyenne sur l’année 3.12 95 2.38 72.4

Total sur l’année 1140 868

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Les valeurs de production sont données par une formule du type E = k.P.H, où :

� E est l’énergie électrique produite par l’installation en kWh/m²,� k est le rendement de l’installation hors pertes des capteurs, appelé aussi facteur de conversion (en pratique de l’ordre de 75%),� P est la puissance nominale de l’installation,� H est l’irradiation reçu par le module en kWh/m².

L’estimation ci-dessus donne donc une productivité de l’ordre de 868kWh/kWc.an1, soit, rapporté au m² de panneau installé, de l’ordre de 86.8kWh/m².an (soit environ 7% de l’énergie incidente), en comptant les pertes de l’installation (les ordres de grandeurs restent semblables pour d’autres types de technologie pour les capteurs des panneaux, comme les capteurs amorphes).

Pour une orientation des mêmes panneaux vers le Sud-Est et une inclinaison de 29°, la production est estimée à environ 830 kWh/m².an.

Pour une orientation horizontale des panneaux, par exemple dans le cas de modules intégrés ou posés sur des toitures terrasses, la valeur de production est estimée à environ 770 kWh/kWc.an.

Dans le cadre du projet, sans connaître les formes de toiture des bâtiments neufs (plate, pente double ou simple) et le mode de pose et du type des capteurs, on prendra un ratio de 800 kWh/kWc.an, soit environ 80 kWh/m².an.

1 A ti tre de comparaison, une autre est imation réalisée à part ir d’un logiciel en l igne du bureau d’études TECSOL donne une production de 815 kWh/kWc.an avec des hypothèses simi laires.

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Membrane photovoltaïque amorphe sur toiture des entrepôts Sisley à Saint-

Ouen-l’Aumône (95) - surface de 35000 m², puissance

estimée à 848 kWc (source : cahiers techniques du

bâtiment n°305 – avril 2011)

Panneaux photovoltaïques en 2010 sur la toiture du club house du Golf de Mérignies (59) –

puissance de 7,7 kWc

Panneaux photovoltaïques en surimposition sur toiture existante en bacs acier -puissance de 7,35 kW (Lyon, 2006)

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� Rachat de l’électricité produite et rentabilité d’une installation

En dehors du bilan global production-besoin du projet, l’intérêt d’une production locale d’électricité est fortement conditionné par le rachat de l’électricité produite par les gestionnaires de réseaux publics. Ce rachat est encadré par l’arrêté du 7 janvier 2013 qui a modif ié celui du 4 mars 2011 fixantles tarifs selon des seuils de puissance et des critères d’intégration au bâti des installations photovoltaïques. La quantité d’électricité annuelle rachetée (en kWh) est plafonnée à [1500 heures x puissance installée].

Pour des installations sur des bâtiments d’activité par exemple, les tarifs sont les suivants :

Type d’intégration

de l’ installation

*

Puissance crête

installée (kW)

Tarif de rachat** entre le

01/01/2013 et le 31/01/2013

(c€/kWh)

Tarif de rachat** entre le

01/02/2013 et le 31/03/2013

(c€/kWh)

Résidentiel Intégré au bâti

(IAB)

0-9 31.59 31.59

9-36 27.64 -

Intégration simplifiée au

bâti (ISB)

0-36 18.17

36-100 17.27

Enseignement

ou santé

Intégré au bâti

(IAB)

0-9 21.43 31.59

9-36 21.43 -

Intégration simplifiée au

bâti (ISB)

0-36 18.17

36-100 17.27

Autres bâtiments

Intégré au bâti

(IAB)

0-9 18.58 31.59

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Intégration simplifiée au

bâti (ISB)

0-36 18.17

36-100 17.27

Tout type d’installation 0-12 8.18

* La notion d’intégration est définie en annexe de l’arrêté.

** Le tarif d’achat initial pour une installation donnée est réévalué chaque trimestre. Cette dégressivité est déf inie en fonction de la puissance crête totale des demandes de raccordement pour le trimestre précédent sur l’ensemble du territoire national, fournie par les gestionnaires de réseaux publics à la Commission de régulation de l’Energie.

Il est néanmoins soumis une réactualisation annuelle définie dans l’arrêté.

Le prix de revient du kWh produit dépend de facteurs tels que :

- le cout d’installation, de maintenance et de démantèlement- sa productivité (énergie injectée sur le réseau)- la durée de vie de l’installation- des taux d’actualisation sur la durée de vie de l’installation

Application au projet

En prenant comme hypothèses :

- un coût d’installation au Wc installé de 6 €/Wc* (matériel et pose, hors études),

- un coût de maintenance de l’ordre de 2% du coût d’installation- une productivité de 800 Wh/Wc.an, - une durée de vie globale de 20 ans- un taux d’actualisation de 6%/an qui donne un taux d’actualisation sur 20

ans de 8,7%

Le coût de production du kWh serait alors de : 6*(0,087+0,02)/800 = 0,80 €/kWh, hors aides d’investissement éventuelles.

En prenant par exemple le tarif de rachat pour les bâtiments résidentiels du 1er

trimestre 2013 de 18.17 c€/kWh pour une installation inférieure à 36 kWh, sans compter l’actualisation annuelle, le temps de retour moyen (indépendamment de la taille de l’installation pour ce tarif de rachat) serait alors de : 800/18.17 ≈ 44ans.

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Pour des puissances comprises entre 36 et 100 kW et un prix de rachat de 17.27c€/kWh, le temps de retour serait de : 800/17.27 ≈ 46 ans.

Pour des puissances supérieures à 100 kW, qui concernerait davantage l’utilisation des bâtiments logistiques, avec un prix de rachat plus faible de 9.981

€/kWh, le temps de retour monterait à 80 ans.

*Le coût de l’installation est à ajuster aussi en fonction de la taille de l’installation et de son intégration ou non au bâti. Pour des projets non résidentiels de taille relativement importante, supérieure à 36 kW ou 100 kW, le coût annoncé peut descendre en dessous de 4 €/Wc, ce qui donnerait des temps de retour inférieurs à 21 et 45 ans respectivement. Toutefois, il manque encore d’exemples de projets atteignant ces coûts d’investissement hors subventions.

Ci-dessous un tableau récapitulatif des surfaces projetées de toitures du projet :

Logements

R+2

Bureaux

R+3Logistique

Industrie/

ArtisanatTOTAL

Surface totale du

projet36 600 m2 18 480 m2 36 960 m2 36 960 m2 129 000 m2

Surface totale de

toiture18 300 m² 6160 m² 36 960 m² 36 960 m² 98 380 m²

Surface de toiture par bâtiment

neuf

Nous raisonnerons de façon simplif iée avec le ratio de production vu précédemment de 80 kWh/m².an, indépendamment de la technologie de capteurs ou de l’orientation des bâtiments et des toitures.

Sur la surface totale de toiture, prenons une proportion de 50% de surface utilisable pour de la production photovoltaïque, soit environ 49 190 m².

La production électrique annuelle correspondante est de : 80 x 49190 ≈ 3935MWh/an.

1 http://www.encyclo-ecolo.com/Tarif_rachat_%C3%A9nergie_solaire

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Cela représente environ 41% des besoins globaux du projet et environ 70% des besoins en électricité hors chauffage et ECS.

Tableau récapitulatif

Potentiel de production / maximum 80 kWh/m².anProportion de production par rapport aux besoins du projet

41% des besoins globaux avec 50% des surfaces de toiture utilisés

Durée de vie moyenne d’une installation

20 ans

Temps de retour hors subventions > 30 ansContenu CO2 du kWh produit 55 gCO2/kWh

Premières conclusions

Comme pour la technologie solaire thermique, le solaire photovoltaïque prof ite des surfaces importantes de toitures des bâtiments commerciaux ou industriels ou en couverture des zones de stationnement. Le potentiel de production par rapport aux besoins reste modeste et la rentabilité, hors subventions mais compte tenu des prix de rachat de l’électricité, est plutôt mauvaise si l’on considère la durée de vie moyenne d’une installation.

De plus, la partie du projet concernée par les servitudes liées à la ZPPAUP et au périmètre de protection de monuments historiques nécessitera une étude précise des perspectives et des co-visibilités depuis l’édif ice.

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3.2 L’ENERGIE EOLIENNE

3.2.1 La production d’électricité par éolienne

Une éolienne est un dispositif visant à convertir l’énergie cinétique du vent en énergie mécanique utilisable soit directement, dans le cas de pompes, soit pour produire de l’électricité dans le cas d’aérogénérateurs.

Quelques types d’éoliennes :

- Les éoliennes à axe horizontale : les plus répandues, à la conception la plus simple et au rendement globalement meilleur. Elles utilisent l’effet de portance sur leurs pales pour leur mise en mouvement (comme les ailes d’avion) .Elles doivent être orientées dans la direction du vent et sont pour cela souvent couplées à un système d’orientation.

Eolienne de type Darrieus à axe horizontal en toiture à Equihen en France (puissance : 6 kW)

(source : H2-développement)

Source : wikipediEolienne à axe horizontal du lycée Léonard de Vinci à Calais hauteur 35 m, puissance 132 kW (source : ARENE)

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- Les éoliennes à axe vertical

On peut distinguer 2 grands types :

Eoliennes de type Savonius

elles sont constituées de 2 demi-godets légèrement désaxés. Elles sont peu bruyantes, peuvent démarrer à des vitesses de vent faibles et ont un couple important quoique variable au cours de la rotation. L’augmentation rapide du poids avec la puissance fait qu’elles sont peu adaptées à la production de grande puissance. Des variantes à écran ou à voilure existent, ou les pales sont orientées selon la direction du vent. Elles ont un rendement assez faible.

Source : Quietrevolution

Source : Pcon

Eoliennes de type Darrieus

elles utilisent l’effet de portance sur des prof ils dépassant de l’axe du rotor. Leur inconvénient majeur est qu’elle nécessite une force extérieure, comme un moteur, au démarrage.

L’exploitation de l’énergie éolienne pour la production d’électricité peut se faire à petite échelle par des éoliennes de faibles ou moyennes puissances dites « urbaines » de quelques kW à quelques centaines de kW on parle de micro,

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petit ou moyen éolien), ou à plus grande échelle grâce à des parcs éoliens composés de plusieurs éoliennes de plusieurs MW.

En dehors de l’électrif ication rurale des zones non reliées au réseau électrique national, la production à petite échelle reste limitée à l’alimentation de particuliers, et nécessitent alors l’emploi de batteries. La connexion au réseau permet d’y injecter l’électricité produite sans recourir aux batteries, mais s’avère en général d’autant moins rentable que la puissance de l’installation diminue. Elle permet néanmoins une meilleure intégration aux projets d’aménagement, sous réserve de connaître ou d’évaluer les caractéristiques du vent sur chaque projet.

3.2.2 Les documents régionaux existants d’aide à la décision

La production à grande échelle est un projet à part entière, qui connaît des contraintes d’implantation d’autant plus fortes que la taille des éoliennes est importante. Dans le Nord-Pas-de-Calais, un schéma régional de l’éolien a étéélaboré dans le cadre du schéma régional de développement des énergies renouvelables1, en partenariat avec l’ADEME, et disponible depuis juin 2010. Sans valeur règlementaire (il n’est pas opposable aux tiers), il s’agit surtout d’un outil d’aide à la création de projet éolien, qui reprend les différentes contraintes techniques et règlementaires sur la région Nord-Pas-de-Calais et y repère les zones propices ou non à l’implantation d’éoliennes.

Ce volet éolien définit des zonages par type de contrainte, issus de documents à valeur règlementaire ou non, établis par des organismes tels que la DREAL, la DRAC2 ou le SDAP3 du Nord et du Pas-de-Calais :

- potentiel de production : les estimations de puissances sur la carte du schéma régional ont été réalisées par extrapolation de mesures de la station météorologique de Lille-Lesquin réalisées à une hauteur de 10m, pour des hauteurs de 50 m au-dessus du sol et des caractéristiques générales des terrains (rugosité, relief). Le seuil de densité de puissance de 200 MW/m²

1 Ou un Schéma Régional Climat, Air et Energie (SRCAE) équivalent au sens de la loi n°2009-967 du 3 août 2009 de programmation relat ive à la mise en œuvre du Grenel le de l 'environnement (article L222-1)

2 Direct ion Régionale des Affaires Culturel les

3 Service Départemental de l 'Architecture et du Patrimoine

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correspond à une vitesse de vent de 5,4 m/s, et indique un seuil de rentabilité dans les conditions économique de 2002.

- patrimoine architectural : synthèse des monuments historiques inscrits et classés (périmètre de 500m), de cônes de protection visuelle des monuments historiques.

- patrimoine paysager : synthèse des zones sensibles règlementées (sites classés, ZPPAUP), de zones non règlementées mais recensées (schéma régional de protection, 1995), et d’autres zones repérées et a priori défavorables à l’implantation d’éolienne ; définition par zone géographique de critères d’échelles et de lignes de force

- patrimoine naturel : synthèse des ZNIEFF, zones Natura 2000, zones d’arrêtés préfectoraux de protection du biotope (APB) et réserves naturelles.

- servitudes et contraintes techniques : synthèse des servitudes liées à la défense nationale, à l’aviation civile, à la protection des radiocommunications, liaisons hertziennes, servitudes radioélectriques, servitudes liées aux radars de Météo-France, ou au projet du Canal Seine-Nord.

La synthèse du volet éolien du schéma régional recoupe diverses contraintes à l’échelle de la région, qui délimitent des zones comme étant favorables, contraintes ou défavorables à l’éolien.

L’autre outil à disposition des collectivités, communes et EPCI, est la Zone de Développement de l’Eolien (ZDE), qui leur permet d’effectuer une demande, auprès du préfet, pour instaurer des périmètres préférentiels d’implantation d’éoliennes et de parcs éoliens, en définissant des seuils et des plafonds de puissances. Les ZDE permettent aux installations de bénéficier de l’obligation d’achat de l’électricité produite, à des tarifs f ixés par décret ministériel supérieurs au prix de revente de base. Dans la région Nord-Pas-de-Calais, elles n’ont toutefois pas encore été définies.

3.2.3 Règlementation

Jusqu’à la loi POPE de 2005, le seuil au-delà duquel un projet éolien requérait une étude d’impact et une enquête publique était un seuil de puissance installée de 2,5 MW. Dorénavant, il s’agit d’un seuil portant sur la hauteur des éoliennes :

� Hauteur de mât inférieure à 12 m : pas de formalité.� Hauteur de mât supérieure à 12 m : un permis de construire est nécessaire (art. L. 421-1-1 du CU) ainsi qu’une notice d’impact1.� Hauteur de mât supérieure à 50 m : en plus du permis de construire, une étude d’impact2 et une enquête publique sont demandées1.

1 Code de l ’environnement, art icle R. 122-9

2 Code de l ’environnement, art. R. 122-8

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SHOB2 créée

< 2 m² Entre 2 et 20 m² > 20 m²

Hauteur

< 12 m Rien Déclaration préalable

Permis de construire

> 12 m Permis de construire

Permis de construire

Permis de construire

Le code de l’urbanisme3 précise que la hauteur à prendre en compte, pour déterminer si un projet est soumis à permis de construire ou non, correspond à la hauteur du mât de l’éolienne et de la nacelle (sans l’encombrement des pales). Le code de l’environnement4 prend seulement en compte la hauteur du mât.

1 Code de l ’environnement, art. R. 123-1, annexe I

2 Surface hors œuvre brute (2008)3 Art. L.421-1-14 Art. L.553-2

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Source : comité de pilotage étude ZDE « Nord-Est

Source : schéma régional des énergies renouvelables – volet éolien

L’autorisation pour les éoliennes de plus de 50m est aussi soumise à l’éloignement des installations d’au moins « 500m par rapport aux constructions à usage d’habitation, aux immeubles habités et aux zones destinées à l'habitation définies dans les documents d'urbanisme en vigueur à la date de publication de la même loi » (loi du 12 juillet 2010)1.

Le classement des éoliennes comme Installations Classées pour la Protection de l’Environnement

Depuis la loi « Grenelle 2 » du 12 juillet 2010, les installations éoliennes sont en principe classées sous la nomenclature ICPE. Le décret d’application2 crée une rubrique au sein de la nomenclature ICPE, soumettant les installations éoliennes aux régimes suivants :

- Autorisation : installations ayant : � au moins une éolienne avec un mât d’une hauteur de plus de 50m� des éoliennes de hauteurs comprises entre 12m et 50m et d’une puissance totale supérieure à 20 MW

- Déclaration : installations ayant des éoliennes de hauteurs comprises entre 12m et 50m et d’une puissance totale inférieure à 20 MW

1 Art. L553-1 du Code de l ’environnement

2 Décret n°2011-984 du 23 août 2011

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3.2.4 Estimation de production d’électricité par éolienne

En l’absence de données locales, faisons une estimation au ratio avec des valeurs de référence. La vitesse minimale de fonctionnement d’une éolienne prise comme minimum de référence dans l’établissement d’une Zone de Développement de l’Eolien (circulaire du 19 juin 2006) est de 3 m/s. La puissance nominale des éoliennes est en général obtenue pour une vitesse de vent de l’ordre de 10 m/s. En supposant qu’une éolienne d’une puissance nominale d’1 kW fonctionne 10 % de l’année à puissance nominale (soit 880 heures), la production électrique théorique serait grossièrement de 880 kWh/kW.an.

En prenant comme hypothèse de garder une éolienne de taille « raisonnable », disons inférieure à 12 m, d’une puissance de 15 kW, celle-ci produirait dans ces conditions 13,2 MWh/an.

N.B : Cet ordre de grandeur est à moduler en fonction de la taille (donc de la puissance) et du type de l’installation : les grandes éoliennes ont de meilleurs rendements à puissance nominale et leur production électrique au kW installé est plus importante. Certains types d’éoliennes auront un rendement meilleur que les grandes éoliennes classiques à axes horizontal, pour des vitesses de vents « faibles » (< 10 m/s) ou des vents turbulents, ce qui est généralement le cas pour les petites éoliennes en milieu urbain et celles à axe vertical.

Des variations importantes pouvant apparaître au sein d’une même localité, il serait nécessaire, le cas échéant, de réaliser une étude plus précise sur le site d’implantation des éoliennes pour établir un prof il de distribution des vents donnant la répartition des caractéristiques du vent dans une année par rapport à sa vitesse et à son orientation.

3.2.5 Le rachat de l’électricité produite et rentabilité d’une installation

A l’intérieur des ZDE, le tarif de rachat est règlementé par l’arrêté du 17 novembre 2008. Il régit le tarif pour des durées de contrat de 15 ans pour les installations terrestres (20 ans pour les installations en mer). Le tarif de base est indexé sur des indices et révisé annuellement selon les modalités définies dans l’arrêté.

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Tarifs de rachat de l’électricité produite par éolienne terrestre en France métropolitaine

En dehors de ces ZDE, aucun tarif préférentiel de rachat de l’électricité produite n’existe. Le rachat se fera donc au prix de vente pratiqué par le distributeur d’électricité local1.

3.2.6 Evaluation d’un temps de retour moyen pour une installation éolienne

- Coût d’investissement global : 1500 €/kW- Production annuelle du kW installé : 880 kWh/an- Prix de rachat du distributeur : 5 c€/kWh

=> Temps de retour : 1500/ (880 x 0,05) = 34 ans

A titre de comparaison, avec le tarif de rachat de 8,2 c€/kWh pendant 15 ans (fonctionnement annuel de 2400 h et moins), le temps de retour est de l’ordre de 20 ans.

1 Arrêté du 13 mars 2002

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3.2.7 Application au projet

Les contraintes du site

D’après le schéma régionalLa zone d’étude se situe globalement en zone favorable d’après les cartes de synthèse, sans contrainte particulière d’ordre architectural, paysager ou de servitude. En revanche, le potentiel de production n’est pas identif ié (zone blanche sur la 1° carte ci-dessous). Une étude des caractéristiques du vent sur site sur une année et à une ou plusieurs altitudes semble nécessaire pour prétendre à une exploitation.

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Quelques contraintes identifiées ou restant à identifier sur le site

- Patrimoine architectural : La zone prend place pour partie dans la ZPPAUP (Zone de Protection du Patrimoine Architectural Urbain et Paysager) de Roubaix et l’église Sainte-Thérèse, dans sa totalité, a été inscrite sur l’inventaire supplémentaire des monuments historiques par arrêté du 29 juillet 2005. Le périmètre de protection de 500 mètres autour concerne une partie de la zone d’étude.

- Patrimoine naturel : pas de ZNIEFF, de zones Natura 2000 à proximité du site, ni d’élément de la trame verte et bleue.

- Servitudes techniques : aucune servitude aérienne d’après l’annexe du PLU.

- Contraintes d’implantation par rapport aux zones d’habitation ou zones à urbaniser. Dans le cadre de l’article L553-1 du code de l’environnement, l’implantation d’une éolienne de plus de 50 m de hauteur n’est donc pas envisageable en théorie.

- L’absence de zone de développement de l’éolien empêche de bénéficier du tarif de rachat de l’électricité privilégié règlementaire.

Contraintes liées au projet

La relative densité du projet rend tout bâtiment très proche d’une éolienne éventuelle. Selon l’orientation de l’axe de l’éolienne, il peut être diff icile d’échapper à des turbulences dues aux bâtiments, sauf peut-être le long de la Lys, si le vent souff le dans cet axe. Cela est gênant surtout pour les éoliennes « classiques » à axe horizontal. Certains types d’éoliennes à axe horizontal ou à axe vertical seraient moins sensibles à ces perturbations et pourraient aussi être implantée sur les toits des bâtiments, cependant les rendements théoriques plus faibles et les retours d’expériences moins nombreux rendent la technologie économiquement plus risquée. L’implantation d’une ou plusieurs éoliennes, si elle était étudiée, devrait en toute logique être accompagnée d’une optimisation du plan masse af in de favoriser le f lux d’air vers l’éolienne.

Les possibilités de raccordement au réseau électrique public

Elles sont les mêmes que pour la production photovoltaïque. La desserte du réseau basse et moyenne tension est existante et d’une capacité d’accueil à préciser.

Tableau récapitulatif

Potentiel de production / maximum Indéterminé

Proportion de production par rapport aux besoins en chauffage et

Indéterminé

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ECS du projet

Durée de vie moyenne d’une installation

20 ans

Rentabilité hors subventions > 30 ans

Contenu CO2 du kWh produit 7 gCO2/kWh

Premières conclusions

Le potentiel éolien n’est pas défini dans cette étude, ni sa rentabilité réelle. Des mesures de vent sur site au minimum seront nécessaires pour le déterminer. Le cas échéant, la nature du site et du projet orienterait vers du petit éolien, de faible puissance et de hauteur inférieure à 12m. Les contraintes d’implantations seraient alors plutôt faibles du point de vue technique et règlementaire. Pour des éoliennes de hauteur comprises entre 12m et 50m, des contraintes règlementaires viennent cependant s’ajouter (ICPE, notice d’impact, permis de construire).

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3.3 LA RESSOURCE EN EAU SOUTERRAINE ET LA GEOLOGIE

Les techniques abordées ci-dessous exploitent les propriétés thermiques du sol, qui à la particularité d’avoir une chaleur relativement constante comparé à l’air extérieur, plus chaudque lui en hiver, et plus froid en été. Elles recherchent la chaleur ou la fraicheur contenue dans le sol à plus ou moins grande profondeur, et la transfère vers le f luide d’un réseau de chauffage (eau ou air), éventuellement au moyen d’une pompe à chaleur (PAC).

Selon la température de la ressource, on parlera de géothermie haute, basse ou très basse énergie. Dans le cas de la très basse énergie, voire de la basse, des pompes à chaleur sont en général utilisées pour extraire la chaleur de la ressource et la transférer au f luide de chauffage, par l’intermédiaire d’un autre f luide qui subit des transformations dites « thermodynamiques ». La haute énergie exploite directement la chaleur, soit pour la transmettre à un réseau de chaleur, soit pour la production d’électricité. Dans le cas de l’étude par exemple, les ressources sous-terraines orienteront vers des solutions de géothermie à très basse énergie.

Parmi les caractéristiques intéressantes pour l’étude d’un potentiel géothermique, on peut citer :

- Pour la géologie : la nature des couches lithographiques au droit du site et leurs caractéristiques physico-chimiques (roches meubles ou cohérentes, humidité, perméabilité, porosité) qui déf inissent les propriétés thermiques du sol (capacité et conductivité thermiques).

- Pour l’hydrogéologie : la présence et les caractéristiques physico-chimiques d’un aquifère souterrain (volume, débit, position, température, composition chimique).

3.3.1 Le contexte réglementaire

La protection et la bonne gestion de l’eau et des milieux aquatiques sont formalisées dans les Schémas Directeurs d’Aménagement et de Gestion des Eaux (SDAGE) sur 7 bassins hydrographiques répartis sur le territoire français métropolitain. Le projet se situe dans le périmètre du SDAGE du bassin Artois Picardie, adopté le 16 octobre 2009. Dans ce cadre, des Schémas d’Aménagement et de Gestion des Eaux (SAGE) divisent ce bassin en sous-bassin et f ixent les objectifs qualitatifs et quantitatifs de qualité de l’eau et des milieux aquatiques. Le projet se situe dans le périmètre du SAGE Marque-Deûle, en cours d’élaboration.

Au regard du SDAGE 2009, la masse d’eau superf icielle concernée par le projet est : AR 64 -Canal de Roubaix-Espierre. Les objectifs retenus par le SDAGE sont :

� bon état global en 2027, � bon potentiel d’état écologique en 2027, � bon état chimique en 2027.

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Les travaux en sous-sol sont soumis à une législation visant à contrôler les ouvrages d’une part (code minier), et à contrôler les prélèvements et les rejets d’eau d’autre part (code de l’environnement).

Le code minier impose :

� une déclaration par le maître d’ouvrage ou l’entreprise de forage auprès de la préfecture pour des forages d’une profondeur supérieure à 10 m� une autorisation au-delà de 100 m.

Le code de l’environnement définit quelles opérations sont soumises à déclaration ou à autorisation. Nous pouvons citer :

� Pour le prélèvement :

Rubrique 1.1.1.0 : Sondage, forage, y compris les essais de pompage, création de puits ou d’ouvrage souterrain, non destiné à un usage domestique, exécuté en vue de la recherche ou de la surveillance d’eaux souterraines ou en vue d’effectuer un prélèvement temporaire ou permanent dans les eaux souterraines, y compris dans les nappes d’accompagnement de cours d’eau => déclaration

Rubrique 1.1.2.0 : Prélèvements permanents ou temporaires issus d’un forage, puits ou ouvrage souterrain dans un système aquifère, à l ’exclusion de nappes d’accompagnement de cours d’eau, par pompage, drainage, dérivation ou tout autre procédé, le volume total prélevé étant :

- Supérieur ou égal à 200 000 m³/an => autorisation- Supérieur à 10 000 m³/an mais inférieur à 200 000 m³/an => déclaration

Rubrique 1.3.1.0 : A l’exception des prélèvements faisant l’objet d’une convention avec

l’attributaire du débit affecté prévu par l ’article L. 214-9 du code de l’environnement, ouvrages, installations, travaux permettant un prélèvement total d’eau dans une zone où des mesures permanentes de répartition quantitative instituées, notamment au titre de l’article L. 211-2 du code de l’environnement, ont prévu l’abaissement des seuils :

- Capacité supérieure ou égale à 8 m³/h => autorisation- Dans les autres cas => déclaration

� Pour le rejet :

Rubrique 2.2.1.0 : Rejet dans les eaux douces superficielles susceptible de modifier le régime des eaux, à l ’exclusion des rejets visés à la rubrique 2.1.5.0 ainsi que des rejets des ouvrages visés aux rubriques 2.1.1.0 et 2.1.2.0, la capacité totale de rejet de l’ouvrage étant :

- Supérieure ou égale à 10 000 m³/j ou à 25 % du débit moyen interannuel du cours d’eau => autorisation

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- Supérieure à 2 000 m³/j ou à 5 % du débit moyen interannuel du cours d’eau mais inférieure à 10 000 m³/j et à 25 % du débit moyen interannuel du cours d’eau => déclaration

Rubrique 2.3.2.0 : Recharge artificielle des eaux souterraines => autorisation

L’emploi de sondes géothermiques est aussi encadré par le code minier qui impose :

� une déclaration par le maître d’ouvrage ou l’entreprise de forage auprès de la préfecture pour des forages d’une profondeur supérieure à 10m (art.131 du décret 78-498 du 28 mars 1978) ou pour les gites de moins de 100m de profondeur (art.17 du même décret).� une autorisation au-delà de 100 m.

Le code de l’environnement et la loi sur l’eau concernent ce type d’ouvrage dans la mesure où ils dépassent un certains seuil de profondeur (100m) et les soumettent alors à autorisation (qui vaut aussi dans le cadre du code minier)

3.3.2 Exploitation de la chaleur de l’eau de nappe

L’eau des nappes souterraines est pompée puis sa chaleur est en partie transférée, via une PAC, vers le f luide d’un réseau de chauffage ou d’eau chaude sanitaire. L’eau puisée peut être rejetée vers un réseau d’eau en surface, ou bien vers son aquifère d’origine. La 2ème solution oblige à réaliser un 2ème puits d’injection, en plus du puits de pompage, mais à l’intérêt de réalimenter la source et d’éviter l’épuisement de la ressource, ainsi qu’une pollution éventuelle du milieu de surface récepteur. Ce 2ème puits doit tout de même rester suff isamment éloigné du point de puisage pour limiter la baisse (ou la hausse) de température de l’aquifère au point de puisage. Contrairement au pompage d’eau de surface, la température de l’eau puisée, et donc le rendement de la pompe à chaleur, restent assez stables pendant l’année.

Source :Le Moniteur

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Le potentiel de la nappe au droit du site est qualif ié de moyen à fort pour la géothermie par le site du BRGM.

Source : BRGM http://sigesnpc.brgm.fr/spip.php?article142

Application au projet

Estimation d’un débit nécessaire pour du chauffage et ECS

- Besoins en chauffage et ECS : 9595 MWh/an.- Puissance fournie par un abaissement de 5°C de la ressource en eau pour un débit de 1

m³/h : 6 kW

=> Avec un fonctionnement de 2000 h par an, on extrait donc 12 MWh/an par m³/h d’eau pompée.

=> Débit moyen nécessaire : 9595/12 = 799 m³/h (221 l/s)

Estimation de la rentabilité d’un système géothermique sur nappe

L’intérêt économique lors de l’investissement avec la géothermie sur nappe augmente avec l’importance des besoins, si l’on considère que le nombre de forages, qui représentent une part importante de l’investissement, ne varie que peu avec les besoins (seul le débit et donc la taille de la pompe et du réseau varient).

Raisonnons sur une installation à 2 forages pour le pompage et la réinjection :

- une durée de fonctionnement : 2000 h par an, - puissance thermique : 30 kW- débit pompé : 5 m³/h => énergie récupérée : 60 MWh/an (équivalent au besoin en chaleur

de 1200 m² de bureaux selon les valeurs de la RT2012)

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- Coût d’une installation géothermique sur nappe hors forages et hors aides et subventions : 1000 €/kW, soit pour une puissance de 30 kW, 30 000 €

- Coût de fonctionnement :� alimentation électrique de la pompe à chaleur : avec un COP de 4, la PAC consomme 1 kWh du réseau électrique pour produire 4 kWh de chaleur. Donc, pour produire 60 MWh/an, la consommation électrique du réseau sera de 15 MWh/an. � On suppose que la pompe utilisée a une puissance de 15 kW, et consomme alors 30 MWh/an.

=> Consommation électrique du réseau : 45 MWh/an

=> Avec un prix de l’électricité du réseau à 0,12 €/kWh, cela revient à : 5400 €/an

- Une année de chauffage et production d’eau chaude électrique à partir du réseau reviendrait à : 0,12 x 60000 = 7200 €.

Temps de retour de l’installation hors forage et hors maintenance par rapport à du chauffage électrique :

30000 / (7200-5400) = 17 ans

Tableau récapitulatif

Potentiel de production / maximum 6 kW par m³/h d’eau pompée / Indéterminé

Proportion de production par rapport aux besoins en chauffage et ECS du projet

De l’ordre de 0,25% par m³/h pompé

Potentiel de pompage réduit et incertain à cause de la surexploitation

de la nappe

Durée de vie moyenne d’une installation

15 ans pour la PAC

30 ans pour le reste

Contenu CO2 du kWh produit 50 à 200 gCO2/kWh

Premières conclusions

Bien que la ressource souterraine en eau existe au droit du site, son exploitation à des f ins industrielles au cours du 20° siècle a sensiblement réduit sa capacité (baisse de niveau).

Etant donné la profondeur de la ressource et l’investissement nécessaires pour les forages, il faudrait assurer une consommation et un débit d’eau exploité suff isant pour avoir une rentabilité correcte.

En résumé, l’exploitation de l’eau de nappe ne peut se justif ier que si le potentiel résiduel de la nappe est suff isant.

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3.3.3 Exploitation de la chaleur du sol

Les puits canadiens ou provençaux

L’échange de chaleur se fait entre le sol et l’air, au niveau de canalisations enterrées. L’air ainsi réchauffé ou refroidi est ensuite envoyé dans le système de ventilation du bâtiment. Ce procédé n’a pas vocation à la production d’eau chaude sanitaire, le réchauffement restant assez limité.

Schéma de principe de puits canadien

Réseau du puits canadien avant remblaiement (source : Canada Clim)

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� Les fondations géothermiques

Dans le cas de bâtiments fondés sur pieux, éléments de fondation en béton armé enfoncés dans le sol, on peut intégrer lors de leur fabrication ou de leur mise en place sur site un système de captage de l'énergie (tube en polyéthylène noyé dans le pieu renforcé par une armature en fer et dans lequel il est possible de faire circuler de l'eau). Le système de captage est connecté à une PAC. Il est aussi possible d’utiliser ce procédé de la même manière pour des parois de fondations ou de soutènement.

Tubes et armatures en tête d’un pieu (source : PREBAT)

Schéma de principe de fondations géothermiques (source : PPI chaleur 2009)

Les sondes géothermiques horizontales

Cette technique exploite la chaleur contenue dans la couche superf icielle du sol (0,60m à 1,20m de profondeur) par un réseau de tubes enterrés installés en boucles et reliés à une pompe à chaleur. La chaleur est récupérée par conduction par un f luide caloporteur circulant en circuit fermé dans ces tubes. Ce f luide peut être de l’eau additionnée d’antigel (tubes en polyéthylène) ou directement le f luide frigorigène de la pompe à chaleur (tubes de cuivre gainés de polyéthylène, pour la technologie dite de détente directe).

L’inconvénient de cette technologie est l’espace qu’elle consomme : il faut compter de 1,5 à 2 fois la surface habitable à chauffer. Elle est donc plus adaptée aux opérations de logements

Capteurs horizontaux Viessmann ©

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individuels. Parmi les contraintes de pose :

Il faut veiller à rester à distance :

- des arbres (au moins 2m)- des réseaux enterrés non hydrauliques

(au moins 1,50m)- des fondations de puits, fosses sceptiques

et réseaux d’évacuation (au moins 3m)

La surface au-dessus des capteurs doit rester perméable (pas de construction comme une terrasse)

Le terrain doit être de préférence peu pentu pour éviter les remblais

Le sol doit être de préférence meuble.

On peut aussi trouver des capteurs disposés en « corbeilles » ou en « spirales », qui ont pour intérêt de limiter l’emprise au sol tout en gardant un certain linéaire.

Sondes en spirales

Source : revue Hydraulique nov. 2010

Sondes en corbeilles

Source : revue Hydraulique nov. 2010

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Les sondes géothermiques verticales

Ces sondes géothermiques sont des capteurs en U placés verticalement à plusieurs dizaines de mètres de profondeur, scellés par une cimentation adaptée, et reliées à une pompe à chaleur. Le f luide caloporteur, de l’eau additionnée d’antigel, y circule en circuit fermé et récupère la chaleur du sous-sol.

Par rapport à des capteurs horizontaux, cette technique a pour avantages de consommer moins de surface de terrain et d’être moins vulnérable aux variations de température et aux racines des arbres grâce à sa plus grande profondeur. En revanche, elle nécessite des forages et l’intervention d’entreprises de forage spécialisées et pose des contraintes administratives supplémentaires, relatives à la protection des sous-sols.

Les sondes doivent être espacées d’une distance minimale les unes des autres pour éviter de perturber les sondes voisines.

Sonde géothermique – fabricant : Geotech Source : Le Moniteur

La chaleur captée dépend de la longueur des sondes et aussi de la nature du sol. Le transfert de chaleur entre le sol et le capteur se fera d’autant mieux que le sol est meilleur conducteur thermique et que le contact entre le capteur et le sol est important. Un sol humide permet aussi un meilleur stockage de chaleur qu’un sol sec. Le tableau ci-dessous, pris parmi d’autres existants dans la littérature ou des mesures directes, reprend les puissances que l’on peut extraire par mètre de sonde selon la nature du sol.

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Influence de la nature du sol sur le potentiel géothermique très basse énergie

Source : guide ADEME-BRGM sur les pompes à chaleur géothermique (février 2008)

D’autres paramètres inf luencent la conductivité, comme le gel, ou encore la rétractation du sol en période de sécheresse pour des sols argileux, qui réduit le contact avec le capteur et donc le transfert de chaleur. Cela peut être compensé par la profondeur à laquelle sont enterrés les capteurs, où l’effet se fait moins sentir. Le débit de la nappe, le cas échéant, inf luence aussi les performances (recharge thermique du sol).

Les prof ils géologiques existants à proximité du site montrent sous les remblais (de 0.8 à 1,80 de profondeur), une nature de sol plutôt argileuse jusqu’à environ 80 mètres de profondeur, puis de la craie jusqu’à environ 100 mètres, et enf in les calcaires carbonifères.

Estimation d’une quantité de sondes verticales pour chauffage et ECS

- puissance moyenne d’extraction de 35 W/ml de sonde pour le sous-sol au droit de la zone d’étude (essentiellement des limons et argiles sur les premiers mètres).

=> En supposant un fonctionnement pendant 2000 h/an d’une installation géothermique, on extrait une énergie de 70 kWh/an.ml de sonde.

- On suppose une profondeur de sonde de 100 ml, et des sondes espacées au moins de 10 m les unes des autres dans le cas de champ de sondes. Une seule sonde « occupe » dans ce cas une emprise au sol moyenne de 100 m².

=> On en déduit une énergie extraite au m² d’emprise au sol de : 70 kWh/m².an.

- Besoins en chauffages et ECS : 3252 MWh/an pour 25 647 m² de SHON, soit en moyenne 127 kWh/m².an.

Pour rappel, la proportion du chauffage et de l’ECS dans la consommation énergétique de bureaux neufs sous la RT2012 est de l’ordre de 50 kWh/m².an.

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En fonction des projets, il faut donc une emprise au sol pour disposer un champ de sonde comprise entre 1 et 2 fois la surface SHON à chauffer pour des sondes descendant à 100m de profondeur, et d’autant plus si leur profondeur diminue (par exemple : 10 à 20 fois la surface à chauffer pour une profondeur de sondes de 10 m).

Exprimé en longueur de sonde, le ratio est d’environ 2 ml de sonde par m² de SHON à chauffer.

Estimation de la rentabilité d’un système géothermique sur sondes

Le prix du forage peux varier de 50 à 150 €/ml, ce qui revient à une fourchette de 50 à 150 €/m²d’emprise au sol ou encore 1430 à 4300 €/kW, et qui représente la majeure partie du coût d’investissement.

Des ratios de l’ADEME de 2006, parlent d’un coût au m² chauffé de l’ordre de 145 à 185 €/m², et de 2,5 à 3,5 €/m².an TTC pour le fonctionnement. Prenons aussi les hypothèses suivantes :

- une pompe à chaleur avec un COP moyen de 4- une électricité à 0,11 €/kWh- une consommation moyenne en chauffage et ECS de 50 kWh/m²/an

=> la consommation électrique pour chauffer 1 m² de SHON coûte alors 5,5 €/m² avec du chauffage électrique, et 1,38 €/m² avec une PAC sur sondes géothermiques, auxquels on ajoute 2,5 à 3,5 €/m² pour le fonctionnement, soit une économie annuelle de 0,62 à 1,62 €/m².

Selon les différentes hypothèses de coûts, le temps de retour par rapport à du chauffage électrique serait alors au minimum de : 145 / 1,62 = 89,5 ans hors subventions !

On pourra noter que ces ratios de 2005 concernent des habitations individuelles d’une centaine de m², sans précision quant à leurs performances thermiques. Pour des surfaces plus importantes, le coût d’investissement au m² sera plus faible, mais des ratios adaptés restent à définir. Il restera de toute façon plus important que pour de la géothermie sur nappe, surtout à cause du coût de forage qui augmente plus régulièrement avec la surface à chauffer.

Tableau récapitulatif

Potentiel de production / maximum 35 W/ml de sonde

70 kWh/an.ml de sonde

Proportion de production par rapport aux besoins en chauffage et ECS du projet

Selon surface au sol disponible

1 à 2 fois la surface SHON à chauffer

Durée de vie moyenne d’une installation

15 ans pour une PAC

30 ans pour le reste

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Temps de retour hors subventions > 50 ans

Contenu CO2 du kWh produit 50 à 200 gCO2/kWh

Premières conclusions

La géologie du site incite à première vue à envisager une exploitation de la géothermie, notamment grâce à sa nature limoneuse facile à forer et à la présence d’eau sur de grandes profondeurs.

Toutefois, les techniques de géothermie sont consommatrices d’espace au sol si l ’on excepte les fondations géothermiques profondes, ce qui oblige à forer à de grandes profondeurs pour augmenter la surface de capteurs utile, ce qui accroît d’autant le coût des travaux de forage et rend la technique peu rentable hors subventions.

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3.4 LE RESEAU DE CHALEUR AVEC BOIS/BIOMASSE

3.4.1 La biomasse

Selon la Directive 2001/77/CE relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité, la biomasse est « la fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture (comprenant les substances végétales et animales), de la sylviculture et des industries connexes, ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et municipaux »24.

La biomasse peut servir principalement de combustible pour la production de chaleur, soit au niveau d’un bâtiment, soit d’une parcelle ou d’une zone d’aménagement via un réseau de chaleur. Elle peut aussi servir, pour la partie fermentescible, à la production de biogaz.

Le schéma ci-dessous donne un aperçu des principales f ilières d’approvisionnement en biomasse.

24 Source : http://www.industrie.gouv.fr/energie/renou/biomasse/f1e_biom.htm

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3.4.2 Le réseau de chaleur

Un réseau de chaleur est au sens technique du terme composé d’une ou plusieurs chaufferies qui alimentent en chaleur, grâce à un f luide caloporteur et un réseau de canalisations, des bâtiments industriels, tertiaires ou des habitations. Il existe 2 types de réseaux :

- réseau communal : de petites tailles, leurs puissances est inférieure à 1 MW,- réseau urbain : de grande taille, ils peuvent chauffer des villes entières, leur puissance

est de 550 MW.

3.4.3 Les sources potentielles à proximité du projet

La f ilière bois/biomasse dans la région Nord Pas de Calais est en cours de structuration. Uncontrat de f ilière forêt-bois a été lancé début 2010 entre les Conseils Régionaux du Nord-Pasde Calais et de la Picardie, et l’association interprofessionnelle Nord Picardie Bois et plusieurs projets ont vu le jour à travers la région. Ce Contrat traduit pour toute la f ilière une volonté forte et partagée de travailler en synergie, avec les Régions Nord-Pas de Calais et Picardie, pour favoriser la valorisation des essences de bois régionales et le développement durable de la f ilière, en conciliant le développement local, l’emploi, les compétences, la préservation des ressources naturelles et le bien-être de la population.

Dans le Nord-Pas de Calais, en 2007, le volume total de bois récolté était de 350 087 m3 en2007, dont environ 80 000 m3 pour le bois-énergie.

La ville de Roubaix dispose d’un réseau de chaleur urbain. Ce dernier est alimenté par la chaufferie biomasse de Roubaix, située dans le quartier du Cul de Four, à proximité du site.

Cette nouvelle chaufferie, d’une puissance thermique de 20 mégawatts, est la plus grande de ce type au Nord de Paris. Elle fonctionne avec deux grandes chaudières alimentées par 30 000 tonnes de bois par an, bois sous forme de plaquettes forestières, écorces et chutes de bois.

A titre informatif , le site de l’Union sera raccordé à ce réseau de chaleur.

conclusions

Au regard des informations ci-dessus, le recours au réseau de chaleur existant est le plus pertinent pour combler une partie des besoins du projet.

Aussi, dans le cadre de ce projet, LMCU prévoit de réaliser une étude sur la faisabilité et l’opportunité d’un réseau de chaleur interne au site et/ou un raccordement au réseau de chaleur de l’Union.

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Colonisation par la végétation de zones de démolition

Friche herbacée

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Famille Taxon Nom françaisStatuts en Nord-Pas-de-Calais

Rareté en Nord-Pas-de-Calais

Menace en Nord-Pas-de-

Calais

Légi

slat

ion Intérêt

patrimonial en Nord-Pas-

de-Calais

Espèce déterminante pour la modernisation ZNIEFF en Nord-Pas-de-

Calais

Espèce caractérisant

les Zones Humides

Plantes exogènes envahissante en

Nord-Pas-de-Calais

ACERACEAE Acer pseudoplatanus L. X��(���-�� ��� "S?+��@ �� #�ASTERACEAE Achil lea mil lefolium L. !�)���%� ����=������ "?�@ �� #�POACEAE Agrost is capil laris L. !0���������������� " � #�

APIACEAE Ant hriscus sylvest ris (L.)Hof fmann !�)���1�����'�0� " �� #�

ASTERACEAE Arct ium lappa L. V�����(������ " � #�

POACEAE Arrhenat herum elat ius (L.) Beauv. ex J. et C. Presl ��� ����%��'% " �� #� �� ��

ASTERACEAE Artemisia vulgaris L. !� ������ ��� " �� #�ASTERACEAE Bell is perennis L. �L1�����'�'��� "?��@ �� #�BETULACEAE Betula pendula Roth ������'����1���/ "?+�@ � #�BUDDLEJACEAE Buddlej a davidii Franch. ����%������'�� �?��@ � +! !

POACEAE Calamagrost is epigej os (L.)Rot h ���� �0�������� ��� " � #�

CONVOLVULACEAE Calystegia sepium (L.) R. Brown #���������)���� " �� #� ���

BETULACEAE Carpinus betulus L. �)�� ��� �� "?+��@ �� #�CARYOPHYLLACEAE Cerast ium fontanum Baumg. �%������� �� " �� #�PAPAVERACEAE Chelidonium maj us L. �)%������� " �� #�CHENOPODIACEAE Chenopodium album L. �)%������(���� " �� #�ASTERACEAE Cirsium arvense (L.) Scop. ���������)� �� " �� #�ASTERACEAE Cirsium vulgare (Savi) Ten. ������� �� " �� #�ASTERACEAE Conyza canadensis (L.) Cronq. .��0������������ � �� +!CORNACEAE Cornus sanguinea L. ��������������0��� "?�S�@ �� #�POACEAE Dactyl is glomerat a L. ���-���00�� %�% "?+�@ �� #�APIACEAE Daucus carot a L. ������� ��� "?��@ �� #� �� ��

ROSACEAE Duchesnea indica (Andrews)Focke ���������Y"��� �?+�@ �� +!

ONAGRACEAE Epilobium hirsutum L. X����(�)%����% " �� #� ���ONAGRACEAE Epilobium montanum L. X����(���� ���0��� " � #�EQUISETACEAE Equisetum arvense L. ��C������)� �� " �� #�ASTERACEAE Eupat orium cannabinum L. ���������)��'���� " �� #� ���

POLYGONACEAE Fallopia j aponica (Hout t .)Ronse Decraene �����%�������� �?�@ �� +! !

POACEAE Festuca pratensis Huds. �%�1�������%� " !� #�POACEAE Festuca rubra L. �%�1�����0�?�;�;@ "?�@ �� #� �� �� ��OLEACEAE Fraxinus excelsior L. ��C���� �� "?+�@ �� #�ASTERACEAE Galinsoga sp. V������0�GERANIACEAE Geranium mol le L. V%����� �� " �� #�GERANIACEAE Geranium robert ianum L. V%����� )��(��>���(�� " �� #�LAMIACEAE Glechoma hederacea L. #������������ " �� #�ARALIACEAE Hedera helix L. #�����0�� ���?�;�;@ "?�@ �� #�APIACEAE Heracleum sphondylium L. ������ ���?�;�;@ " �� #� ��ELAEAGNACEAE Hippophae rhamnoides L. !�0������=��/�������� "?�@ �� #� ��� ��� ��HYPERICACEAE Hypericum perforatum L. *�������������=��% "?�@ �� #�LAMIACEAE Lamium album L. #� ���(���� " �� #�ASTERACEAE Lapsana communis L. #� ������� ��� " �� #�FABACEAE Lathyrus lat i fol ius L. V����>���0��=������� +?��@ !� +!ASTERACEAE Leucanthemum vulgare Lam. V����� ��0����� "?�@ �� #�SCROPHULARIACEAE Linaria vulgaris Mil l . #�������� ��� " �� #�POACEAE Lolium perenne L. ��-�0������0���� "?+�@ �� #�FABACEAE Lotus corniculatus L. #������������%?�;�;@ "?+�@ �� #�SOLANACEAE Lycium barbarum L. #-����� �� �?��@ !�Z!�4��S[ +! �ASTERACEAE Mat ricaria recut ita L. *���������� � ���� " �� #�FABACEAE Medicago sat iva L. #�D��������'%� ��?+S@ � +!FABACEAE Mel i lot us albus Med. *%����(���� " � #�ONAGRACEAE Oenothera biennis L. ���0��(���������� �?!�@ !� +!APIACEAE Past inaca sat iva L. ����������'%?�;�;@ "�?�@ �Z!�4!�[ #�ASTERACEAE Picris hieracioides L. �������=������%���'�3�� " �� #�PLANTAGINACEAE Plantago lanceolata L. �����������%��% " �� #�PLANTAGINACEAE Plantago maj or L. �������>���0��=������� " �� #� ��POACEAE Poa annua L. �L���������� " �� #�POACEAE Poa pratensis L. �L���������%�?�;�;@ "?+�@ �� #�POLYGONACEAE Polygonum aviculare L. �����%����������/ "?!@ ��Z��4�[ #�LAMIACEAE Prunella vulgaris L. ��������� ��� " �� #�AMYGDALACEAE Prunus spinosa L. ���������� "?+�@ �� #�FAGACEAE Quercus robur L. �)C���%������% "?+�@ �� #�RANUNCULACEAE Ranunculus repens L. ����������� ���� " �� #� ���GROSSULARIACEAE Ribes rubrum L. V�������������0� "�?+�@ � #� ���FABACEAE Robinia pseudoacacia L. ��(�����=��/������� +� �� +! !ROSACEAE Rosa canina L. s. st r. ����������)���� "?�@ �� #�ROSACEAE Rubus sp. �����SALICACEAE Salix alba L. �����(���� "?�@ �� #� ���SALICACEAE Salix cinerea L. ����������% "?�@ �� #� ���CAPRIFOLIACEAE Sambucus nigra L. ���������� "?+��@ �� #�ASTERACEAE Senecio inaequidens DC. �%��W������� � !� +! �ASTERACEAE Senecio j acobaea L. �%��W��9���(%� " �� #�BRASSICACEAE Sinapis arvensis L. *����������)� �� " �� #�SOLANACEAE Solanum nigrum L. *�����������?�;�;@ "?+!@ ��Z��4?��S #�ASTERACEAE Sonchus oleraceus L. #������ ���<�)�� " �� #�BORAGINACEAE Symphyt um of f icinale L. ���������==������� " �� #� ���ASTERACEAE Tanacet um vulgare L. ,��������� ��� "?�@ �� #�ASTERACEAE Taraxacum sp. ��������FABACEAE Trifol ium pratense L. ,�3=�������%� "?+�@ �� #�FABACEAE Trifol ium repens L. ,�3=��(���� "?+�@ �� #�ASTERACEAE Tussilago farfara L. ,������0� " �� #�URTICACEAE Urt ica dioica L. V��������� " �� #�SCROPHULARIACEAE Verbascum t hapsus L. *��3��(��������(���� " � #�VERBENACEAE Verbena of f icinal is L. .��'�����==������� " � #�CAPRIFOLIACEAE Viburnum opulus L. .������(��� "?�@ � #�FABACEAE Vicia cracca L. .����>%��� " �� #�FABACEAE Vicia sat iva L. .��������'%�?�;�;@ "?!��@ �� #�FABACEAE Vicia t et rasperma (L.) Schreb. .����>1����0������ " � #� �� ��

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Pour les statuts sténonaturalisé (N, N?), subspontané (S, S?), adventice (A, A?) et cultivé (C), la définition de menaces n’est guère adaptée. Quand un taxon est uniquement concerné par ces statuts, un code « H » est indiqué dans la colonne menaces. Par convention, le code « H » a également été affecté aux hybrides non fixés.

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