Haut de page

Accueil » Tous les dossiers » Les réseaux de chaleur et de froid intelligents

Introduction : La place des réseaux de chaleur et de froid dans la transition énergétique

Aujourd’hui, la France compte près de 450 réseaux de chaleur répartis sur l’ensemble de son territoire, ce qui représente près de deux millions d’équivalents-logement desservis (cela correspond à 26 TWh d’énergie finale). Comparé à d’autres pays européens, ce taux est assez faible mais le déploiement des réseaux de chaleur en France s’est accéléré depuis quelques années.

A contrario pour les réseaux de froid, avec 620 MW installés en 2008, la France est le premier pays d’Europe en puissance installée, devant la Suède. On dénombre 14 réseaux de froid en France, desservant 80 000 équivalents-logements (894 GWh d’énergie finale) à travers 130 kilomètres de canalisations, répartis dans certains quartiers de Paris, La Défense, Bordeaux, Grenoble, Lyon, Montpellier, etc.

Historique : les 4 grandes périodes des réseaux de chaleur et de froid en France

Les premiers réseaux de chaleur ont été créés, dans les années 1930, dans les centres urbains de quelques grandes villes, dont les besoins de chaleur étaient importants. Ces réseaux ont été créés à l’initiative de grands Industriels : Paris (en 1928), Chambéry, Villeurbanne, Grenoble et Strasbourg.

Entre les années 1950 et 1970, années qui représentent une période de forte urbanisation en France, les réseaux de chaleur et de froid se sont beaucoup déployés. La construction des nouvelles zones d’habitation s’accompagnait souvent de la construction d’une chaufferie et d’un réseau de chauffage urbain fonctionnant en général au fuel lourd ou au charbon. En 1972 est créé, par exemple, le réseau de climatisation urbaine de La Défense. En 1973, la centrale Alsace, destinée à la production de l’eau glacée nécessaire à la climatisation des immeubles de bureaux du quartier Sud de La Défense est également mise en service.

Après un ralentissement, le déploiement s’est à nouveau accéléré dans les années 1980 pour diversifier le mix énergétique lors des chocs pétroliers, notamment à travers des réseaux alimentés par la géothermie profonde. Les notions de « réseau de chaleur » et de « réseau de froid » sont alors consacrées dans la « loi Chaleur » du 15 juillet 1980, dont les principales dispositions sont reprises au Livre VII du code de l’énergie.

Dans les années 2010, le Grenelle de l’environnement remet sur le devant de la scène l’importance des réseaux de chaleur pour l’alimentation en énergie renouvelable des bâtiments.

Le rapport de la programmation pluriannuelle des investissements de chaleur 2009 – 2020 indique que les « réseaux de chaleur ont un rôle essentiel à jouer pour atteindre les objectifs de développement de la chaleur renouvelable. Ils sont d’une part l’expression de la volonté d’une collectivité territoriale de se saisir de l’ensemble des enjeux liés à l’énergie et donc en particulier de ceux qui sont liés à l’usage, à la distribution et à la production de chaleur. D’autre part, techniquement, ils permettent d’utiliser des énergies « difficiles » et, s’agissant de renouvelables, la biomasse sous toutes ses formes, la géothermie et l’incinération des déchets par une valorisation optimale ».

Promulguées respectivement le 3 août 2009 et le 12 juillet 2010, les lois Grenelle I et II contiennent différentes dispositions visant à accompagner et encadrer le développement des réseaux de chaleur et de froid comme outil de mobilisation des énergies renouvelables.

Ainsi, la Loi Grenelle I institue notamment en 2009 le Fonds Chaleur qui est piloté par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie et auquel sont éligibles tous les projets dans lesquels plus de la moitié de l’énergie est produite grâce à des énergies nouvelles, renouvelables ou de récupération. Une fois ces réseaux agréés, les collectivités territoriales peuvent obliger le raccordement pour tout bâtiment dans la zone de desserte.

Dans le débat national sur la transition énergétique qui a eu lieu tout au long de l’année 2013, les réseaux de chaleur ont tenu une place importante : ils sont un vecteur de mobilisation des énergies renouvelables, permettront de diversifier le mix énergétique, etc. La synthèse des travaux du débat national propose ainsi de :

  • valoriser les réseaux de chaleur dans la mise en œuvre de la transition énergétique ;
  • mettre en œuvre une politique efficace de réseaux de chaleur ;
  • mettre en place un plan national ambitieux de récupération de la chaleur fatale et issue de la valorisation des déchets.

Pour en savoir plus :

Lois Grenelle et développement des réseaux de chaleur
Synthèse des travaux du débat national sur la transition énergétique

Définition d’un réseau de chaleur et d’un réseau de froid

Un réseau de chaleur ou de froid urbain est un « ensemble d’installations qui produisent et distribuent de la chaleur [ou du froid] à plusieurs bâtiments pour le chauffage et/ou l’eau chaude sanitaire [ou la climatisation] » (Source : Rhônalpes Energie Environnement).

Le réseau de chaleur est constitué d’un réseau primaire de canalisation, empruntant le domaine public ou privé, transportant de la chaleur et alimentant des postes de livraison, dit sous-stations, aux utilisateurs. Les réseaux de chaleur se distinguent selon 2 catégories : les chaufferies dédiées utilisant des réseaux pour la distribution de la chaleur et le réseau de chaleur au sens juridique du terme, c’est-à-dire que le producteur de chaleur exploitant la chaufferie est juridiquement distinct des usagers/consommateurs de l’énergie thermique au moins au nombre de deux.

Sur le même principe, les réseaux de froid transportent de l’eau glacée pour la climatisation des locaux et/ou pour le refroidissement d’applications.

En France, les réseaux de chaleur et de froid alimentent principalement les logements des ménages (près de 60 %) et le secteur tertiaire (hôpitaux, établissements scolaires et militaires). L’industrie occupe une place marginale.

Aujourd’hui, les réseaux de chaleur représentent environ 6 % du chauffage en France. Le chauffage individuel au gaz et à l’électricité représentent respectivement 44 % et 35 %. (Source : Connaissances des énergies)

Les enjeux et les avantages du développement des réseaux de chaleur et de froid

Un moyen de mobiliser massivement d’importants gisements d’énergies renouvelables

La chaleur est aujourd’hui produite à 85 % à partir d’énergies non renouvelables et à 73 % à partir d’énergies fortement émettrices de gaz à effet de serre. Le chauffage du résidentiel-tertiaire représente à lui seul un tiers des émissions de gaz à effet de serre de la France. Comme la production d’électricité ou de gaz, la chaleur et le froid devront être de plus en plus produits à partir d’énergies de sources renouvelables pour répondre aux objectifs européens de 20 % de réduction de émissions de gaz à effet de serre et de 20 % d’énergies de sources renouvelables dans le consommation d’énergie finale en 2020 dans lesquels la France s’est engagée. Ce dernier objectif représente une proportion de 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale française, ce qui revient à augmenter de 20 Mtep annuelles la production d’énergie à partir de sources renouvelables, compte tenu de la réduction des besoins notamment dans les bâtiments.

La chaleur renouvelable distribuée par réseau de chaleur représente un huitième de cet objectif. Dans ce cadre, les réseaux de chaleur, comme les réseaux de froid, apparaissent comme un moyen de promouvoir les énergies décarbonées ou à faible impact environnemental (l’émission moyenne de CO2 des réseaux de chaleur est de 0,190 kg/kWh (contre 0,180 pour l’électricité, 0,234 pour le gaz, 0,384 pour le charbon), source : Les reseaux_de_chaleur_en_France - CETE de l'Ouest) car ils permettent d’accéder à des gisements d’énergies qui ne pourraient pas être exploités par des systèmes individuels. Ils permettront ainsi de mobiliser d’importants gisements d’énergies de récupération issues du traitement des déchets ou de l’industrie et d’énergies renouvelables tels que la biomasse et la géothermie profonde.

Vecteur essentiel de développement des énergies propres et décarbonées, les réseaux de chaleur et de froid urbains utilisent un bouquet d’énergies (biomasse, géothermie, solaire, énergies de récupération gaz naturel, fioul, etc.) garantissant souplesse et efficacité. Cette solution permet de s’adapter aux conditions du marché pour optimiser les coûts énergétiques et améliorer le bilan environnemental.

Une solution pour réaliser des économies d’échelle et d’espace

De nombreuses énergies renouvelables peuvent produire sur place de la chaleur sans avoir besoin, en principe, de se connecter à un réseau. Il s’agit par exemple de l’eau chaude produite par l’énergie solaire, pour laquelle il n’est pas toujours besoin de se raccorder à un réseau électrique ou de gaz à condition d’être dans une zone ensoleillée et/ou de disposer d’un équipement de stockage en période d’ensoleillement insuffisant. La biomasse (par exemple, le chauffage au bois) et la méthanisation permettent également de chauffer directement des locaux.

En France, le potentiel de ces filières est important, en raison de ressources encore mal exploitées sur le territoire. Ces dispositifs sont particulièrement intéressants pour alimenter les endroits isolés, pour lesquels le raccordement à un réseau n’est pas forcément la solution optimale (coût de son développement).

Cependant, ce sont des installations et des équipements qui prennent beaucoup de place et qui ne sont pas toujours économiquement intéressants. Ainsi, la généralisation des systèmes décentralisés (un par logement ou par immeuble) de production de chaleur renouvelable (géothermie superficielle, chaudière bois, chauffe-eau solaire, pompe à chaleur, etc.) est une solution intéressante dans le secteur résidentiel pavillonnaire. Cependant, ces dispositifs deviennent plus difficiles à mettre en œuvre dans le collectif (où résident 43 % de la population) ou dans le tertiaire en zone dense, parce qu’ils sont consommateurs de surface au sol ou sur les bâtiments (géothermie, solaire, pompes à chaleur) ou nécessitent de volumineux espaces de stockage du combustible (bois). C’est la raison pour laquelle, en zone urbaine où l’espace est rare, les réseaux de chauffage urbains sont préférés aux solutions individuelles. Ils permettent notamment l’usage de la biomasse comme énergie primaire et la valorisation de l’électricité produite en fonction de la courbe de charge locale.

Par ailleurs, en mutualisant les moyens de production de chaleur et de froid, les réseaux urbains garantissent un approvisionnement fiable, une distribution sécurisée et une consommation maîtrisée de la chaleur et de la climatisation.

Enfin, le réseau de chaleur permet de centraliser les besoins d’énergie pour mieux les traiter et de mutualiser les coûts d’investissement.

La construction d’un réseau de chaleur ou de froid urbain permet de bâtir une solution de chauffage ou de climatisation efficace, pérenne et évolutive en fonction des développements futurs de la ville.

Les réseaux de chaleur permettent ainsi de faire des économies d’échelle grâce à la taille des réseaux et au système de contrôle centralisé. Ils permettent également de faire des économies financières.

Le lien entre réseau de chaleur, réseau de froid et Smart grids ?

À l’image des réseaux d’électricité et des réseaux de gaz, les réseaux de chaleur se modernisent :

  • les capteurs et les équipements communicants disposés sur les réseaux leur permettent de fonctionner de manière plus optimale. L’objectif est de mieux ajuster la production à la demande, d’anticiper davantage les périodes de pointe de chauffage et de réduire les pertes d’énergies. Comme en gaz et en électricité, les clients finals peuvent désormais bénéficier de compteurs évolués afin de mieux suivre leur consommation de chaleur. L’ensemble de ces équipements participent de la fiabilisation du réseau, en renforçant la sécurité des équipements par l’intermédiaire de nouvelles alertes en cas de panne ou de réparation des infrastructures et permettent ainsi de réduire les délais des interventions ;
  • ils intègrent désormais les énergies de sources renouvelables (géothermie, biomasse) ou les énergies de récupération (chaleur fatale issue des eaux usées, des data centers ou de la production de froid) ;
  • ils intègrent aussi de nouvelles technologies – cogénération et trigénération – qui permettent de gérer à distance les pointes de consommation et les variations de la production d’électricité issue des énergies renouvelables et, ainsi, d’augmenter l’efficacité du système énergétique (installation chez les particuliers de petites centrales de cogénération reliées à Internet, capables de produire électricité et chaleur dans les maisons à la demande, quand le réseau collectif délivre moins d’électricité – soleil et vent non disponibles) ;
  • ils constituent des systèmes de stockage d’énergie mutualisés (la chaleur se stockant bien plus facilement que l’électricité). Les réseaux de chaleur permettent de stocker les surplus de production électrique (éolien, solaire photovoltaïque, cogénération) et, ainsi, de passer plus facilement les pointes. Ainsi, la gestion coordonnée des réseaux d’électricité, de gaz et chaleur à distance jouera un rôle fondamental dans l’approvisionnement énergétique.

L’objectif de ce dossier est donc d’expliquer, en répondant à différentes questions : comment développer et gérer efficacement un réseau de chaleur ? Quelles énergies utiliser ? Quels en sont les avantages et les leviers de développement ? Quels en sont les inconvénients et les contraintes ? Comment optimiser la production et la distribution ? Quels sont les financements mobilisables ? Comment mieux prendre en compte les attentes des utilisateurs ? Comment les réseaux de chaleur sont peu à peu devenus des outils de flexibilité et d’efficacité pour le système énergétique ?

Zoom sur les réseaux de chaleur et de froid en Europe et dans le monde

Les réseaux de chaleur

Les réseaux de chaleur (450 réseaux, deux millions de logement desservis) représentent une part dans la consommation finale plus faible en France que dans d’autres pays européens. Les réseaux de chaleur français alimentent seulement 5 % de la population alors que la moyenne européenne se situe à plus de 30 %, avec des pays (Danemark, République tchèque, Islande, etc.) qui dépassent 50 %.(Enquête 2011 d’Euroheat & Power).

De fortes disparités entre les pays

Il existe en Europe environ 5 000 réseaux de chaleur, représentant 10 % du marché du chauffage. L’importance des réseaux de chaleur est très variable d’un pays à un autre. Au Royaume-Uni et aux Pays-Bas, les réseaux de chaleur desservent moins de 4 % des logements. A contrario, en Finlande, en Lituanie et en Suède, le chauffage urbain est le mode de chauffage dominant, avec des taux de pénétration de l’ordre de 50 %.

Les réseaux de chaleur sont, en général, plus développés dans le Nord, l’Est et le centre de l’Europe. Ces différences entre les pays s’expliquent en partie par les conditions climatiques et les ressources énergétiques locales (comme en Islande, où l’abondance de la ressource géothermique permet aux réseaux de chaleur d’atteindre un taux de pénétration de 95 %), mais aussi et surtout par les politiques menées par les différents pays en matière d’énergie depuis les années 1970-1980.

Des liens étroits avec la cogénération

Au total, les réseaux de chaleur européens sont alimentés à 80 % par la chaleur issue de la cogénération, la récupération de chaleur fatale et les énergies renouvelables.

Les liens entre chauffage urbain et cogénération sont très forts dans de nombreux pays d’Europe, où la production d’électricité est essentiellement thermique et dont l’efficacité énergétique peut donc être grandement augmentée en récupérant la chaleur dégagée par le processus. 11 % de l’électricité en Europe est produite en cogénération, et l’essentiel de la chaleur récupérée sert au chauffage de bâtiments via des réseaux de chaleur.

Perspectives

À l’échelle européenne, les réseaux de chaleur sont aujourd’hui perçus comme un moyen de contribuer à la lutte contre le réchauffement climatique. Dans les pays où la production d’électricité est essentiellement thermique, le développement de réseaux de chaleur alimentés par la cogénération permet d’augmenter l’efficacité énergétique. Les réseaux de chaleur sont également perçus comme un moyen de mobiliser massivement certaines sources d’énergies renouvelables et de récupération, et certains pays comme l’Allemagne ou la France, qui disposent de marges de progression importantes en matière de chauffage urbain, intègrent clairement cet outil dans leur politique de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

L’association Ecoheat4EU milite pour une politique au niveau européen en faveur des réseaux de chaleur et de froid, afin que les cadres législatifs des différents pays de l’union permettent et favorisent leur développement.

Des exemples de réseau de chaleur

En France : le réseau de la Compagnie parisienne de chauffage urbain (CPCU)

Le réseau de chaleur urbaine CPCU fonctionne comme un chauffage central à l’échelle de l’agglomération parisienne. La CPCU produit de la chaleur sous forme de vapeur dans plusieurs sites de production à partir de plusieurs sources d’énergie (le bouquet énergétique), la transporte et la distribue grâce à des canalisations souterraines interconnectées (le réseau maillé) jusqu’aux bâtiments raccordés.

Le réseau CPCU fonctionne en circuit fermé : une fois que le fluide chaud (la vapeur) a cédé ses calories, il est retourné sous forme d’eau refroidie (le condensat) vers les sites de production qui assurent son retraitement.

La chaleur livrée répond aux besoins de chauffage et d’eau chaude sanitaire des bâtiments desservis. Chaque bâtiment est équipé d’un poste de livraison qui récupère directement la chaleur sous forme d'eau chaude et la transfère au réseau de chauffage collectif de l'immeuble.

Dans le cadre d'une Boucle d'Eau Chaude (BEC), ce sont plusieurs bâtiments d’un quartier qui sont alimentés sous forme d'eau chaude. Le poste de livraison eau / eau sert d'interface entre le réseau local public et le réseau de chauffage collectif du bâtiment. CPCU exploite ainsi 17 BEC dans la métropole parisienne pour une puissance raccordée de 282 MW.

Le réseau CPCU fonctionne 365 jours par an, sans aucune interruption. L’ensemble du système est supervisé et conduit 24h/24 par une instance centrale appelée le dispatching. L’équipe du dispatching CPCU assure l’interface permanente entre les moyens de production et les besoins des clients.

Pour en savoir plus :

Fonctionnement du réseau CPCU

Au Danemark : une planification énergétique locale volontariste dès les années 80

Au Danemark, les réseaux de chaleur représentent 50 % du marché du chauffage. Ce taux atteint même 98 % à Copenhague.

En 1979, souhaitant diminuer fortement sa dépendance au pétrole importé, le Danemark a confié à ses collectivités locales une mission de planification énergétique, avec une priorité aux modes de chauffage les plus vertueux sur le plan socio-économique et environnemental. Le chauffage urbain a ainsi été rendu obligatoire dans de nombreux quartiers.

Ce caractère obligatoire est socialement bien accepté car les réseaux de chaleur danois sont tous soit publics, avec une interdiction légale de réaliser des bénéfices, soit exploités par des coopératives d’usagers.

Aujourd’hui, le Danemark produit 65 % de son énergie à partir de sources locales – biomasse et éolien (contre 6 % en 1973), en partie grâce aux réseaux de chaleur.

En Russie, en Amérique du Nord et en Asie

Russie

La Russie représente à elle seule 55 % de la puissance de chauffage urbain installée dans le monde. On estime que le pays compte plus de 17 000 systèmes de chauffage urbain, desservant 44 millions de clients. Il s’agit, en général, de petits réseaux assez anciens, qui souffrent de difficultés techniques et économiques dues à un manque d’entretien. Ils sont alimentés à 98 % par des énergies fossiles, dont 75 % de gaz naturel.

Amérique du Nord

Les États-Unis, où est né le chauffage urbain moderne en 1877, disposent des plus anciens réseaux de chaleur modernes, comme celui de Denver – 130 ans en 2010. Créé en 1882, le réseau de la ville de New-York est le plus important du monde. Sa puissance totale équivaut à deux fois celle du réseau de Paris. Globalement, les réseaux de chaleur aux États-Unis couvrent environ 4 % des besoins de chauffage.

Au Canada, les réseaux de chaleur sont encore peu développés ; ils desservent seulement 1,3 % des surfaces bâties du pays. Les réseaux les plus anciens sont essentiellement présents dans les grandes villes (Toronto, Montréal, Ottawa et Vancouver) et sont alimentés par du gaz et du fioul. Depuis la fin des années 1990 apparaissent de nombreux nouveaux réseaux, à plus petite échelle, privilégiant les énergies renouvelables (en particulier le bois et l’énergie solaire) et la cogénération.

Asie

Au Japon, les réseaux se sont développés à partir de 1970, initialement avec pour principal objectif la lutte contre la pollution de l’air. Les réseaux de chaleur et de froid sont intégrés dans la stratégie japonaise pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre, qui s’appuie sur une amélioration de l’efficacité énergétique, le développement de réseaux multi-énergies interconnectés et la mobilisation de sources d’énergies renouvelables et de récupération encore sous-exploitées.

En Chine, le chauffage urbain n’est apparu que dans les années 1980. Depuis, il n’a cessé de se développer, en lien avec la croissance du pays. En 2007, on estimait que 3 milliards de mètres carrés de surfaces bâties étaient chauffés par des réseaux de chaleur, pour un total de 54 Mtep de chaleur livrée. La Chine, dont l’alimentation énergétique repose essentiellement sur le charbon, dispose à travers le chauffage urbain d’un moyen de contribuer à la réduction de ses émissions de gaz à effet de serre, notamment en développant l’efficacité énergétique via la cogénération.

Pour en savoir plus :

Statistiques internationales sur les réseaux de chaleur et de froid (Euroheat & Power)
Réseaux de chaleur en Europe
Réseaux de chaleur en Asie
Réseaux de chaleur en Amérique du Nord

Les réseaux de froid

Les réseaux de froid restent assez peu répandus. En Europe, ils ne représentent qu’entre 1 % et 2 % du marché du froid. Ailleurs dans le monde, ils se développent surtout dans les zones très urbaines, marquées par un climat chaud, et avec un niveau de vie élevé. Ainsi, les réseaux de froid sont présents dans les métropoles japonaises (les réseaux y distribuent aujourd’hui plus de froid que de chaleur) et connaissent un essor au Moyen-Orient, en particulier dans les Émirats-Arabes-Unis où se concentrent d’importants programmes de développement urbain.

Japon

Au Japon, plus que dans tout autre pays du monde, les réseaux de chaleur sont aussi des réseaux de froid : depuis 1994, les 150 réseaux japonais distribuent davantage de froid (0,37 Mtep en 2008) que de chaleur (0,23 Mtep en 2008).

Fonctionnement d’un réseau de chaleur / de froid : les technologies

Le réseau de chaleur

Le réseau de chaleur ou chauffage urbain est un ensemble d’installations qui produisent et distribuent de la chaleur à plusieurs bâtiments pour le chauffage et/ou l’eau chaude sanitaire. Il est constitué d’une unité de production de chaleur, d’un réseau primaire de canalisation transportant la chaleur et la distribuant aux sous-stations.

L’unité de production de chaleur

La chaleur peut être produite à partir de différentes sources d’énergie et de différentes technologies :

  • les énergies conventionnelles (fossiles) telles que le gaz naturel, le fioul ou le charbon produisant de la chaleur par combustion. Ces énergies sont fortement émettrices de gaz à effet de serre. Elles sont adaptées à la fourniture de chaleur pendant les pointes ;
  • les énergies de sources renouvelables comme :
    • la biomasse (bois, résidus agricoles, cultures énergétiques, etc.) qui produit de la chaleur par combustion dans une chaufferie spécifique,
    • ou la géothermie profonde qui permet la récupération de la chaleur de nappes aquifères profondes (à partir de 1 500 mètres de profondeur) grâce à un échangeur ;
  • les énergies de récupération telles que la chaleur fatale dégagée lors de l’incinération des déchets dans les usines d’incinération des ordures ménagères (UIOM), celles des eaux usées, appelées aussi eaux grises, ou celle issue de sites industriels et des data centers. Les systèmes qui permettent de récupérer cette énergie font appel à des pompes à chaleur qui extraient l’énergie pour la transférer au réseau. Ces sources de chaleur sont peu à peu devenues exploitables parce que les bâtiments sont de moins en moins consommateurs d’énergie.

Ces différentes sources de chaleur ne permettent pas d’atteindre les mêmes régimes de température. Les combustibles (fossile comme le gaz ou renouvelable comme le bois) permettent d’atteindre plusieurs centaines de degrés et peuvent donc aisément amener un fluide caloporteur à une température de 100 °C. A contrario, la géothermie superficielle permet d’atteindre une température autour de 20 à 30 °C et la récupération sur eaux usées une température autour de 10 à 20 °C). Le solaire thermique, la récupération de chaleur industrielle, la chaleur collectée dans un immeuble climatisé occupent des plages de température intermédiaires.

Les pompes à chaleur (PAC) permettent d’élever la température à partir d’une source donnée, mais leur efficacité énergétique diminue lorsque l’écart de température à combler augmente. Ainsi, plus la température du réseau est basse, plus celui-ci a accès à une variété importante de sources de chaleur exploitables dans des conditions optimales (par échange direct si la température de la source est supérieure à celle du réseau, par une PAC si la température est légèrement inférieure). Le fonctionnement à très basse température permet en outre de faciliter le stockage de chaleur, en particulier dans le sous-sol. En effet, plus l’écart de température entre le stockage et son environnement est réduit, plus les pertes sont faibles.

Certaines unités de production de chaleur fonctionnent par ailleurs en cogénération, permettant de produire simultanément de l’électricité et de la chaleur.

Le gaz naturel représente 40 % de la chaleur produite (dont la moitié de ce chiffre environ avec cogénération), les énergies de sources renouvelables 35 %, le solde étant réparti entre le fuel, le charbon et les énergies de récupération.

La plupart du temps, les réseaux de chaleur ne sont alimentés que par une seule installation de production, fonctionnant en continu. Cependant, il est possible qu’ils soient alimentés par plusieurs unités, permettant ainsi de gérer l’alimentation dans les meilleures conditions, notamment pendant les heures de pointe ou en cas de défaillance de l’installation principale.

La centralisation de la chaufferie a l’avantage de la souplesse. Elle rend plus facile par exemple l’utilisation d’énergies renouvelables ou de récupération (chaleur, ordures ménagères, géothermie, biomasse) alors que les chaudières des particuliers sont, en général, alimentées au gaz ou au fioul.

Le réseau de distribution primaire

Formant une boucle fermée, le réseau de distribution primaire est composé de canalisations dans lesquelles la chaleur est transportée par un fluide caloporteur depuis l’unité de production de chaleur jusqu’à la sous-station d’échange. Un circuit aller (rouge sur le schéma) transporte le fluide chaud issu de l’unité de production. Un circuit retour (bleu sur le schéma) rapporte le fluide, qui s’est délesté de ses calories au niveau de la sous-station d’échange. Le fluide est alors à nouveau chauffé par la chaufferie centrale, puis renvoyé dans le circuit. La conception du réseau vise à assurer une densité thermique (nombre de bâtiments raccordés par kilomètre de conduite posée) aussi élevée que possible, afin de permettre la viabilité économique du réseau (coût d’investissement fortement liée au linéaire de conduite et recettes liées au nombre d’usagers).

Il existe trois types de fluides caloporteurs :

  • l’eau chaude (température entre 60 °C et 110 °C) utilisée pour les groupes d’immeubles d’habitation ou de bureaux, ou encore les hôpitaux et établissements industriels qui ne consomment pas de vapeur ;
  • l’eau surchauffée (température entre 110 °C et 180 °C) utilisée dans les réseaux de grande envergure qui alimentent des bâtiments nécessitant des températures élevées (laveries, abattoirs, industries textiles) ;
  • la vapeur (température entre 200 °C à 300 °C) dont l’utilisation est de plus en plus limitée. Elle est essentiellement utilisée pour la fourniture de chaleur industrielle, mais la ville de Paris l’utilise pour son réseau de chaleur.

Les réseaux de chaleur ne peuvent qu’être locaux et décentralisés. Contrairement au gaz naturel, les pertes en lignes y sont très fortes et on ne peut transporter le fluide porteur de la chaleur sur plus de quelques kilomètres. En l’absence d’une fiscalité carbone suffisante, ils ont du mal à rester compétitifs dans des zones d’habitat à relativement faible densité.

Pour en savoir plus :

Consulter la fiche sur le comptage d’énergie thermique intelligent

Les sous-stations d’échange

Situées au pied des immeubles, les sous-stations d’échange se composent d’un échangeur thermique qui permet le transfert de la chaleur entre le réseau de distribution primaire et le réseau de distribution de l’immeuble. La sous-station est dotée d’un compteur de chaleur qui permet de connaître et de facturer la consommation d’énergie du bâtiment.

Le réseau secondaire ne fait pas partie du réseau de chaleur au sens juridique, car il n’est pas géré par le responsable du réseau de chaleur mais par le responsable de l’immeuble.

Le réseau de froid

Un réseau de froid fonctionne comme un réseau de chaleur mais en sens inverse. Alors que le réseau de chaleur transporte de la chaleur d’une chaufferie aux bâtiments, le réseau de froid évacue la chaleur des bâtiments et la transporte jusqu’à un point de rejet dans l’air ou dans l’eau.

Sur le modèle du réseau de chaleur, le réseau de froid est donc composé de :

  • une ou plusieurs unités d’évacuation de la chaleur – qui peuvent être considérées comme des centrales frigorifiques ou des installations de production d’eau glacée ;
  • un réseau de canalisations permettant le transport de chaleur par un fluide caloporteur (en général de l’eau, dont la température se situe entre 1 et 12°C à l’aller et entre 10 °C et 20 °C au retour) ;
  • de sous-stations assurant la collecte de la chaleur dans les immeubles à climatiser.

L’eau glacée cède une partie de son énergie frigorifique aux installations de l’immeuble, puis l’eau réchauffée est ramenée vers les centrales de production grâce à une autre canalisation. Les réseaux de froid fonctionnent en circuit fermé et comprennent, donc, toujours au moins deux canalisations.


Source des schémas : Climespace

Les techniques utilisées pour la production de froid

La technique la plus utilisée en France (à 95 %) pour produire du froid est le compresseur, avec rejet de la chaleur dans l’air ou dans l’eau.

Les énergies renouvelables et de récupération ne représentent actuellement que 3 % du bouquet énergétique des réseaux de froid. On produit du froid à partir de chaleur fatale d’UIOM, inutilisée en été, à l’aide d’une machine à absorption.

La technique dite du « free cooling » (refroidissement naturel) permet d’utiliser directement (sans compresseur) le froid ambiant de l’air ou de l’eau, augmentant alors fortement la performance énergétique du dispositif. Cette technique est utilisée par le réseau Climespace à Paris, la Seine fournissant environ 50 % des besoins de froid du réseau.

Outre le réseau de froid classique, il est possible de produire du froid à partir d’un réseau de chaleur alimentant des machines à absorption situées au niveau des immeubles. Cette approche ne permet pas de bénéficier des avantages liés à la centralisation des équipements de production de froid, mais elle permet de mutualiser une infrastructure coûteuse. Un seul réseau en France utilise cette technique.

Encadrement juridique de la distribution de chaleur et de froid dans les collectivités

Un réseau de chauffage ou de froid urbain peut être créé par une collectivité territoriale afin d’assurer un service public local de distribution de chaleur ou froid. Ce service est souvent délégué à un tiers, chargé soit d’exploiter un réseau construit par la collectivité soit de construire lui-même le réseau à exploiter et de l’exploiter.

L’organisation de la distribution de chaleur

L’organisation du service public de distribution de chaleur et du froid diffère largement des modèles électrique et gazier. Ainsi, contrairement aux réseaux électriques et gaziers, les réseaux de chaleur et de froid ne bénéficient pas de monopole en droit et il existe des réseaux publics (65 % des réseaux) et des réseaux privés (35 % des réseaux).

C’est donc la collectivité territoriale qui est l’autorité responsable concernant le réseau et le service public de distribution de chaleur et de froid. Ce service public, et donc la maîtrise d’ouvrage, peuvent être soit exercés directement par la collectivité territoriale, c’est le mode de la régie (19 % des réseaux publics de distribution chaleur et de froid sont opérés en régie), soit délégués à une entreprise privée dans le cadre d’une délégation de service public. La procédure de délégation de service public est réglementée, s’effectue par appel d’offres et assure ainsi une mise en concurrence des opérateurs. Cette délégation peut s’opérer sous la forme d’un affermage (27 % des réseaux publics) ou d’une concession (54 % des réseaux publics).

Définitions :

Affermage : L’affermage est le contrat par lequel le contractant s’engage à gérer un service public, à ses risques et périls, contre une rémunération versée par les usagers. Le concédé reverse à la personne publique une redevance destinée à contribuer à l’amortissement des investissements qu’elle a réalisés.

Concession : La concession se distingue de l’affermage par la prise en charge par le concessionnaire (souvent une société privée) non seulement des frais d’exploitation et d’entretien courant mais également des investissements. Le concessionnaire se rémunère directement auprès de l’usager par une redevance fixée dans le contrat de concession.



La collectivité territoriale définit la stratégie de développement du réseau et les modalités du service public. La création d’un schéma directeur permet de formaliser cette stratégie en fixant des objectifs de desserte et/ou de mix énergétique.

Pour les modes de gestion en affermage ou concession, l’autorité concédante fixe les termes du contrat, avec notamment :

  • les règles de tarification ;
  • les modalités de gouvernance avec l’opérateur ;
  • les redevances de concession et d’occupation du domaine public.

Le classement d’un réseau de chaleur ou de froid

Le classement d’un réseau de chaleur ou de froid est une procédure permettant de définir des zones à l’intérieur desquelles toute installation d’un bâtiment neuf ou faisant l’objet de travaux de rénovation importants est obligatoirement raccordé au réseau dès lors que la puissance pour le chauffage, la climatisation ou la production d’eau chaude dépasse 30 kW. En 2010, la loi Grenelle 2 a redéfini les contours et les modalités du classement des réseaux de chaleur et de froid : le classement d’un réseau n’est possible que si trois conditions sont respectées :

  • le réseau est alimenté à au moins 50 % par des énergies renouvelables ou de récupération ;
  • un comptage des quantités d’énergie livrées par point de livraison est assuré ;
  • l’équilibre financier de l’opération pendant la période d’amortissement des installations est assuré.

Le classement est prononcé par délibération de la collectivité ou du groupement de collectivités sur le territoire desquelles se trouve le réseau.

Pour en savoir plus :

Fiche du CETE sur le cadre d’intervention des collectivités en matière de réseaux de chaleur

L’intelligence pour améliorer la gestion des réseaux de chaleur et de froid

Les réseaux de chaleur et de froid intégrent de nouvelles sources d’énergie. Le développement des technologies de l’information et de la communication (TIC) sur ces réseaux permet de rendre les réseaux intelligents en facilitant l’intégration de ces multiples sources d’énergie et en améliorant leur efficacité.

Les réseaux de chaleur et de froid intelligents permettent une gestion dynamique de l’énergie thermique en fonction des conditions de marché et au plus près de la demande finale. Les réseaux sont désormais capables de gérer plusieurs sources d’énergie suivant plusieurs paramètres variables dans le temps (ensoleillement, vent, appel de puissance, prix de l’électricité, température extérieure, etc.).

Intégrer les NTIC dans les réseaux de chaleur et de froid

Les réseaux de chaleur et de froid intègrent désormais de nombreuses sources d’énergie : les énergies conventionnelles (fossiles – gaz naturel, fioul ou charbon), les énergies de sources renouvelables (biomasse et géothermie profonde) et les énergies de récupération (chaleur fatale dégagée lors de l’incinération des déchets, celle des eaux usées, celles des data centers).

À l’image des réseaux électriques et des réseaux de gaz, la gestion de ces nombreuses sources et le besoin d’optimisation du fonctionnement du réseau nécessite l’introduction d’équipements intelligents : capteurs communicants, sous-stations intelligentes qui permettent le pilotage des réseaux, régulateurs de débit et de pression intelligents, interconnexion de ces éléments grâce à des réseaux informatiques, surveillance permanente, lien avec les autres éléments – bâtiments intelligents, capteurs météorologiques, Smart grid électrique, Smart grid gazier, stockage chaleur et production de l’eau chaude sanitaire.

Le déploiement des TIC sur les réseaux de chaleur et de froid donne la possibilité d’en optimiser la gestion (diminution des pertes, augmentation du taux de couverture des besoins par les sources les moins coûteuses sur le plan économique et sur le plan environnemental) en fournissant à chaque instant une image complète de la situation sur l’ensemble du réseau. L’objectif est de mieux ajuster la production à la demande, d’anticiper davantage les périodes de pointe de chauffage et de réduire les pertes d’énergies.

Elles participent également à la fiabilisation du réseau, en renforçant la sécurité des équipements du réseau de chaleur par l’intermédiaire de nouvelles alertes en cas de panne ou de réparation des infrastructures et permettent ainsi de réduire les délais des interventions.

Côté client, comme en gaz et en électricité, le comptage communicant permet de suivre sa consommation de chaleur pour mieux maîtriser sa dépense énergétique.

Améliorer l’efficacité du réseau en réduisant les pertes

Tout réseau de distribution de chaleur ou de froid subit des pertes d’énergie et des surconsommations : pertes dans les canalisations, pertes aux sous-stations, etc.

Avec la diminution des quantités de chaleur utile fournies aux bâtiments (les bâtiments sont de mieux en mieux isolés et deviennent basse consommation), la part relative de ces pertes augmente dans le bilan de consommation d’un réseau de chaleur. La compétitivité du réseau, sur le plan énergétique (et donc également économique) s’en trouve affectée.

Différentes techniques d’optimisation des réseaux de chaleur permettent d’améliorer l’efficacité des réseaux en réduisant les quantités d’énergie perdues.

Ajustement dynamique des températures

La plupart des réseaux sont dimensionnés de telle sorte qu’ils fournissent la quantité d’énergie suffisante aux bâtiments raccordés pour une température extérieure dite « de base ». Cependant, durant la plupart de la saison de chauffe, la température est supérieure à cette valeur de référence. Le réseau est donc maintenu à une température élevée sans que les besoins des bâtiments ne le justifient. Statistiquement, l’analyse des températures moyennes journalières en France montre que la température du réseau peut être abaissée à 65 °C la majorité du temps.

Optimisation de la température de départ

En équipant le réseau d’éléments intelligents capables de moduler la température de départ du fluide caloporteur en fonction des conditions météorologiques réelles, il est possible de réduire les pertes thermiques dans les canalisations. Une diminution de 15 °C de la température de départ permet ainsi de réduire de 16 % les pertes.

D’autres paramètres, comme les appels de puissance des usagers mesurés en temps réel, ou anticipés à partir de mesures passées, peuvent aussi être intégrés pour moduler plus finement la température, et donc réduire encore les pertes.

Variation des vitesses des pompes

Les réseaux de chaleur fonctionnent la majorité du temps à débit variable alors que les pompes qui les alimentent sont la plupart du temps entraînées par des moteurs à vitesse constante. Il est possible de diminuer de près de 50 % les consommations électriques en couplant aux moteurs un variateur électronique. Celui-ci permet d’abaisser la vitesse des pompes à pression constante. Le point de fonctionnement de la pompe est donc optimisé.

Le stockage

Certaines sources de chaleur produisent toute l’année, sans qu’il soit possible d’arrêter la production ou sans que cela présente un intérêt économique ou environnemental. C’est par exemple le cas de la chaleur de récupération des UIOM ou des data centers, ou de l’énergie produite par les panneaux solaires.
L’excédent de chaleur produit en été peut être stocké puis utilisé en période hivernale. Inversement, on peut emmagasiner du froid en hiver pour rafraîchir des bâtiments en été. Le stockage peut se faire dans des silos d’eau, dans le sous-sol, dans de la glace, etc.

Le stockage peut également être journalier (effacement des pics horaires) ou hebdomadaire (équilibrage entre les différents jours de la semaine).

Le stockage de l’énergie thermique présente plusieurs avantages. Il permet d’augmenter la quantité d’énergie gratuite ou à bas coût utilisable par le réseau, d’abaisser les puissances nominales de production, et donc les coûts des chaudières et échangeurs et d’améliorer de façon importante des rendements énergétiques des machines thermodynamiques et des systèmes de production de chaleur solaire (lissage de la courbe d’appel de puissance).

D’autres techniques existent pour réduire les pertes comme la surisolation des canalisations et la distribution en basse température.

Développer l’évolutivité des réseaux

À l’inverse du réseau de chaleur classique, à l’architecture centralisée, un réseau à très basse température peut être alimenté par un très grand nombre de points de production ou récupération d’énergie thermique (géothermie, SWAC, solaire thermique, etc.). Ce réseau multi-sources augmente son taux de couverture par des sources renouvelables et de récupération peu coûteuses, voire gratuites.

Ainsi, l’un des atouts des réseaux de chaleur est leur capacité à faire évoluer les sources de chaleur et de froid et les lieux de stockage de l’énergie thermique. Une source initialement dimensionnée pour un unique bâtiment (par exemple : petite installation de géothermie superficielle pour un immeuble tertiaire ; panneaux solaires thermiques individuels) peut finalement être raccordée au réseau. Ceci facilite le déploiement progressif du réseau : si, sur un aménagement neuf, on sait qu’une part significative des bâtiments ne sera pas construite avant plusieurs années, les premiers bâtiments peuvent être équipés de systèmes individuels qui pourront ensuite être reliés au réseau qui desservira l’ensemble du quartier.

Encore plus qu’avec un réseau classique, ce type de réseau nécessite une implication forte de la collectivité territoriale concernée. Il doit être parfaitement intégré dans le projet urbain, afin que toutes les sources de chaleur puissent être mobilisées et que tous les bâtiments neufs situés dans le périmètre du réseau soient raccordés.

Ce Smart grid thermique est plus évolutif, mais est encore au stade expérimental (quel sera le niveau de performance du système ? quelles sont les modalités d’achat de l’énergie auprès des sources ?).

Le comptage thermique intelligent

Si vous souhaitez contribuer sur ce sujet, contactez-nous

La pompe à chaleur, la cogénération et la trigénération, outils-clés du futur réseau intelligent combinant réseau électrique, réseau de gaz, réseau de chaleur, de froid intelligents sur un même territoire ?

Smart grids électriques, Smart gas grids et Smart grids thermiques peuvent être interconnectés, renforçant la souplesse du système énergétique. Les installations sont alors pilotées en fonction de l’état du système électrique et des prix de l’électricité et du gaz sur les marchés. Par exemple, l’excédent d’électricité produite à un instant donné peut être converti en chaleur, qui pourra être stockée s’il n’y a pas de besoin immédiat.

Trois technologies jouent un rôle majeur dans la mutualisation de ces trois réseaux : la pompe à chaleur, la cogénération et la trigénération. Elles constituent des solutions clés en main permettant de gérer à distance les pointes de consommation d’électricité et les variations de la production d’électricité issue des énergies renouvelables et d’arbitrer entre consommation d’électricité, de chaleur et de gaz.

Principe et fonctionnement des pompes à chaleur

Le système permet de récupérer de la chaleur dans l’air (grâce à un ventilateur), dans le sol ou l’eau (par le biais de capteurs) et de la transmettre à un fluide frigorigène.

Les variations de température et de pression font passer ce fluide d’un état de liquide froid à celui de gaz chaud et inversement.

Lorsque sa température est plus élevée, le fluide transmet sa chaleur au circuit de chauffage par le biais d’échangeurs. C’est un cycle thermodynamique simple (comme celui du réfrigérateur) qui permet d’amplifier les calories prélevées dans la nature.

Pour fonctionner, une alimentation électrique est nécessaire, même si généralement, 1 kWh d’électricité est consommé pour obtenir 3 à 4 kWh, voire plus de chaleur produite.

Principe et fonctionnement de la cogénération

La cogénération est un principe de production simultanée de deux énergies différentes dans le même processus. Le cas le plus fréquent est la production d’électricité et de chaleur, la chaleur étant issue de la production électrique ou l’inverse.

La chaleur est utilisée pour le chauffage et la production d’eau chaude à l’aide d’un échangeur. L’électricité peut être revendue au fournisseur d’électricité ou être consommée par l’installation. L’énergie utilisée pour faire fonctionner des installations de cogénération peut être le gaz naturel, le fioul ou toute forme d’énergie locale (géothermie, biomasse) ou liée à la valorisation des déchets (incinération des ordures ménagères, etc.). Cette source d’énergie fait fonctionner une turbine ou un moteur.

Principe et fonctionnement de la trigénération

La trigénération est une extension de la cogénération qui consiste à produire de l’électricité, de la chaleur et une troisième catégorie d’énergie, celle du froid. La trigénération est le procédé par lequel la chaleur produite par une centrale de cogénération est utilisée pour générer de l’eau réfrigérée pour la climatisation ou la réfrigération. Un refroidisseur à absorption est lié à la production combinée de chaleur-électricité pour fournir cette fonctionnalité. Plusieurs avantages sont associés à la trigénération, notamment :

  • production très efficace, sur place, d’électricité et de chaleur ;
  • réduction des coûts de combustible et d’énergie ;
  • utilisation électrique réduite durant la demande estivale ;
  • la chaleur du moteur peut être utilisée pour produire de la vapeur d’eau chaude pour une utilisation interne ;
  • importantes réductions des émissions de gaz à effet de serre ;
  • aucun polluant chimique nocif car l’eau sert d’agent réfrigérant.

Un exemple d’optimisation multi-énergies sur les réseaux d’électricité, de gaz et de chaleur : le réseau de chaleur solaire intelligent du Danemark

À travers le projet de Smart solar district heating Sunstore 4 à Marstal (île d’Ærø), le Danemark combine différentes technologies de production de chaleur (champs de panneaux solaires thermiques, réservoir de stockage d’eau chaude, pompes à chaleur et chaudières biomasse et fuel) qui permettent d’exploiter les fortes variations de prix de l’électricité, en raison de la prépondérance de l’éolien dans la production d’électricité, pour la production de la chaleur.

Ce réseau de chaleur est alimenté par une très grande installation solaire thermique : 18 300 m2 de panneaux solaires fournissent ainsi 40 % de la chaleur des 1 500 usagers du réseau, le reste étant assuré par une chaudière biomasse (pellet et paille) et une chaudière au fuel. Ce projet a débuté au printemps 2012 et il est financé par le 7e programme-cadre de recherche européen. Un autre projet intitulé Sunstore 3 est également en cours à Dronninglund.

Le fonctionnement de ces deux systèmes est rendu possible pour plusieurs raisons :

  1. les tarifs de l’électricité très variables en raison de la forte proportion de l’éolien dans la production électrique du Danemark ;
  2. la combinaison des différentes technologies ;
  3. des panneaux solaires efficaces et peu coûteux ;
  4. des technologies de stockage de chaleur améliorée ;
  5. de faibles pertes en raison de la grande taille du stockage.

Grâce à la combinaison des différentes technologies, il existe de multiples possibilités d’exploiter la flexibilité des prix de l’électricité :

  • en hiver :
    • lorsque le prix de l’électricité est élevé, l’énergie est produite grâce à la cogénération, il est possible de gagner de l’argent et de produire de la chaleur bon marché ;
    • lorsque le prix de l’électricité est plus faible ou à un niveau médian, la chaleur est produite grâce aux pompes à chaleur, à un prix relativement bon marché ;
  • en été :
    • lorsque le prix de l’électricité est bon marché, la chaleur est produite uniquement grâce au solaire thermique. Il est donc possible de produire gratuitement de la chaleur ;
    • lorsque le prix de l’électricité est très bon marché, la chaleur est produite par les pompes à chaleur gratuitement ou à un prix bon marché.

La présence de réservoirs de stockage de très grande capacité confère de la flexibilité au système et rend possible la combinaison des différentes technologies.

Pour en savoir plus :

Présentation du Smart solar district heating

Le 6 février 2014, le gouvernement a annoncé le lancement d’un appel à manifestations d’intérêt (AMI) « énergies renouvelables » dans le cadre du Programme d’Investissements d’Avenir (PIA) piloté par l’ADEME pour le compte de l’État. Cet AMI est dédié à quatre types d’énergies renouvelables : le solaire photovoltaïque, le solaire thermique, l’éolien et le froid renouvelable. L’hybridation des solutions renouvelables à la fois entre elles, avec les sources d’énergies traditionnelles mais également avec les moyens de stockage fait partie du lot. L’enjeu est de pallier au caractère variable de certaines sources de production renouvelables en misant sur la complémentarité et l’optimisation du fonctionnement conjoint des différentes sources d’énergie. L’AMI est, de fait, ouvert non seulement aux énergies renouvelables mais également à des systèmes hybrides qui permettent de mutualiser et de coupler plusieurs moyens de production d’électricité et de chaleur afin d’optimiser leur gestion et de réduire le coût de l’énergie. La date de clôture est fixée au 2 octobre 2015 avec deux échéances préalables (3 septembre 2014 et 3 mars 2015).

Pour en savoir plus :

Communique de presse du gouvernement
AMI sur le site de l’ADEME

Le rôle du consommateur sur les réseaux de chaleur

La situation actuelle sur le rôle des consommateurs en matière de réseau de chaleur

Dans la plupart des cas, les bâtiments raccordés à un réseau de chaleur ont un usage collectif, qu’il s’agisse d’habitat ou d’activité tertiaire. Le bâtiment est géré par un organisme dont la désignation et le rôle dépendent de son statut :

  • organismes d’habitat social ou investisseurs immobiliers pour les immeubles locatifs ;
  • syndicats de copropriétaires représentés le plus souvent par les syndics ;
  • entreprises propriétaires de leurs locaux ;
  • services techniques des collectivités ;
  • organismes de santé et de loisirs.

Les gestionnaires des bâtiments représentent les usagers des bâtiments chauffés par le réseau. Ils signent les contrats d’abonnement avec l’opérateur, gestionnaire du réseau primaire. Leur rôle est important dans le bon fonctionnement du réseau, car ils doivent organiser la circulation de l’information entre les usagers et l’opérateur. Tout particulièrement, le gestionnaire du bâtiment doit vérifier les factures reçues de l’opérateur, les régler dans les délais contractuels, répartir les charges correspondantes entre les occupants de l’immeuble et en collecter les montants.

Sauf cas particulier, les usagers bénéficiaires du service de distribution de chaleur n’ont pas de lien direct avec l’opérateur, gestionnaire du réseau, puisque l’abonnement au réseau de chaleur de leur immeuble est géré par le gestionnaire du bâtiment.

Les usagers ont accès au règlement du service et autres documents régissant le service public de la chaleur.

Des commissions des usagers peuvent avoir lieu entre la collectivité, le délégataire et les abonnés. Des rencontres entre les représentants des habitants, le gestionnaire du bâtiment et celui du réseau peuvent également être organisées à l’initiative de l’une ou l’autre des parties.

Il existe par ailleurs des associations qui représentent les intérêts des usagers du chauffage urbain.

Pour en savoir plus :

Guide de l’utilisateur fait par l’ADEME et la FEDENE

La facturation des consommations de chaleur

Le gestionnaire du bâtiment signe avec l’opérateur un contrat de fourniture de chaleur (ou contrat d’abonnement) sur la base des éléments définis dans le règlement de service et des caractéristiques des installations.

Pour en savoir plus :

AMORCE, Compréhension de la chaîne de facturation du chauffage d’un logement raccordé à un réseau de chaleur : du Délégataire à l’usager final

La publication du décret n° 2012-545 du 23 avril 2012 et de l’arrêté du 27 août 2012 relatifs à la répartition des frais de chauffage dans les immeubles collectifs

L’installation de compteurs ou de répartiteurs de frais de chauffage dans les immeubles dotés d’un chauffage collectif doit permettre de sensibiliser les consommateurs et de réaliser de 5 à 15 % d’économies d’énergie. Ainsi, en Allemagne, 95 % du parc de logements en sont équipés. Il faut dire que la loi autorise un locataire allemand qui habite un logement non équipé à déduire forfaitairement 15 % du prix de ses charges de chauffage de sa facture.

En France, en dépit des textes législatifs et réglementaires prescrivant ces dispositifs, seulement 10 % du parc des logements concernés est aujourd’hui équipé en France. Ainsi, le 30 septembre 1991, un décret est publié qui oblige la pose de compteurs ou répartiteurs de frais de chauffage. Cependant, très peu de copropriétés s’y sont conformées, en raison du fait que certaines données économiques permettant l’application du décret (prix par m2) n’étaient pas mises à jour.

Dans le cadre lois Grenelle 1 et 2, la France s’est engagée à réduire ses émissions de CO2 de 40 %, donc à réduire sensiblement les consommations d’énergie dans les logements. C’est pour cette raison que le décret du 30 septembre 1991 a été abrogé et que les règles de mise en œuvre de ce dispositif ont été actualisées dans le décret du 23 avril 2012 et l’arrêté du 27 août 2012 relatifs à la répartition des frais de chauffage dans les immeubles collectifs.

Pour en savoir plus :

Décret n° 91 999 du 30 septembre 1991 modifiant le code de la construction et de l'habitation et relatif à la répartition des frais de chauffage dans les immeubles collectifs
Décret n° 2012 545 du 23 avril 2012 relatif à la répartition des frais de chauffage dans les immeubles collectifs
Arrêté du 27 août 2012 relatifs à la répartition des frais de chauffage dans les immeubles collectifs

Le débat sur le déploiement des compteurs calorimétriques ou répartiteurs de chaleur

Aujourd’hui, le débat est lancé sur le rôle des compteurs individuels de chaleur dans la réduction de la consommation d’énergie. Si l’ADEME indique que l’individualisation des frais de chauffage pourrait permettre de faire jusqu’à 20 % d’économies d’énergie, des associations de consommateurs comme l’Union nationale des associations des responsables de copropriété (UNARC) ou la Confédération de la consommation, du logement et du cadre de vie (CLCV) indiquent que ce n’est pas toujours vrai.

L’individualisation des frais de chauffage concernent les logements chauffés collectivement, soit près de 5 millions de logements en France selon INSEE. Cela consiste à poser sur chaque radiateur des appareils qui évaluent la chaleur consommée, des compteurs calorimétriques appelés aussi répartiteurs de chaleur. Ces compteurs sont loués par des sociétés de services aux copropriétés ou aux sociétés gérantes des immeubles. Ces sociétés assurent la relève des compteurs et fournissent au gestionnaire de l’immeuble des évaluations de la consommation de chauffage par appartement. Les charges de chauffage sont facturées en fonction des consommations de chacun.

Selon l’ADEME, la recherche menée de 2004 à 2006 par le Centre d'études et de formation pour le génie climatique et l'équipement technique du bâtiment (COSTIC) et par Christophe Bellay, sociologue du CNRS/Certop et qu’elle a soutenu, démontre que la pose de répartiteurs incite les habitants à moins gaspiller le chauffage, permettant une économie de consommation d’énergie de 10 à 20 % selon les cas. Au total en France, l’équipement de l’ensemble du parc concerné permettrait d’économiser 2 millions de tonnes de CO2 par an.

Pour l’UNARC et la CLCV, ces répartiteurs ne permettent ni de faire des économies ni une facturation juste et équitable des frais de chauffage. Ainsi, selon eux, la facture acquittée par l'occupant ne correspond que pour une partie seulement à sa consommation personnelle. La majeure partie de la facture correspond à l'entretien de l'installation et au chauffage des parties communes. En outre, le coût de la location des compteurs et de leur entretien, qui peuvent atteindre 50 € par compteur et par an, pourrait être plus élevé que les économies d'énergie réalisées. Enfin, selon la CLCV, « certains logements sont, de par leur position dans l'immeuble, défavorisés (orientation plein nord…). Leurs occupants devront donc payer plus alors qu'ils ne sont pas responsables de cette situation. Ensuite, les habitants d'autres logements sont, au contraire, avantagés car ils vont bénéficier de la chaleur des autres appartements et pourront éteindre leurs radiateurs (c'est ce que l'on appelle le transfert de calories). Leurs voisins paieront donc le chauffage pour eux ».

Pour en savoir plus :

Dossier de presse de l’ADEME sur l’individualisation des frais de chauffage
Livre blanc de l’ADEME sur l’individualisation des frais de chauffage
Dossier de l’UNARC sur les répartiteurs de chaleur

Les projets en France

Île-de-France : Le démonstrateur énergétique de Marne-la-Vallée

L’établissement public d’aménagement de Marne-la-Vallée, EPAMARNE, a signé un partenariat avec EDF, ERDF et Dalkia afin de concevoir le premier démonstrateur énergétique à grande échelle en Île-de-France, fondé sur un système de Smart grid électrique et thermique.

Déployé sur un vaste périmètre comprenant la Cité Descartes, la future station du Grand Paris Express à Noisy-Champs et les quartiers d’habitat et d’activités environnants, ce projet a pour objectif :

  • d’optimiser en temps réel de la production d’énergie en fonction des besoins du quartier ;
  • de mobiliser les énergies renouvelables locales afin de produire électricité et chaleur ;
  • d’accroître les économies d’énergie.

Ce projet fait partie du programme « Ecocité ». Piloté par l’EPAMARNE, ce projet est mené en partenariat avec EDF, ERDF et Dalkia, le laboratoire d’excellence Futurs urbains et le Centre Scientifique et Technique du Bâtiment (CSTB).

Pour en savoir plus :

Consulter le point de vue de Vincent Pourquery de Boisserin, Directeur général de l’EPAMARNE

PACA : le réseau de chaleur de Roquebrune-Cap-Martin alimenté par une station d’épuration

Situé sur la commune de Roquebrune-Cap-Martin, l’éco-quartier CAP AZUR a été lancé en 2011 par la commune, la communauté d’agglomération de la Riviera Française (CARF) et l’Établissement public foncier de la région PACA (EPF PACA).

Il se caractérise par son système de récupération de la chaleur dans les eaux de la station d’épuration de la commune. L’eau, légèrement tiède (environ 15 à 20 °C à la sortie de la station), est récupérée au lieu d’être jetée à la mer et transmise via des échangeurs à un circuit d’eau appelé « boucle d’eau tempérée ». Elle est ensuite convertie grâce à des pompes à chaleur en chauffage (eau à 45 °C), en eau chaude sanitaire (65 °C) ou en source de refroidissement des 7 bâtiments basse consommation du projet. Ce système permet de produire 4 kWh de chaud et/ou 4,5 kWh de froid pour seulement 1 kWh d’énergie électrique consommé pour la valorisation des calories prélevées.

Pour encore plus d’efficacité énergétique, la chaleur des eaux usées venant des appartements sera récupérée et utilisée pour le préchauffage d’eau chaude sanitaire.

Les différents équipements du réseau de chaleur seront reliés par un système qui permettra de suivre le fonctionnement des installations et de les piloter à distance permettant ainsi d’ajuster la production de chaleur et de froid aux besoins réels des bâtiments.

Le système permettra également de gérer la demande d’énergie de l’écoquartier en période de pointes de consommation, grâce à l’effacement du chauffage et la production d’eau chaude dans certaines parties de l’éco-quartier pour en faire fonctionner d’autres. Cette technique est rendue possible grâce aux installations de stockage d’eau et à l’inertie de bâtiments basse consommation.

Piloté par EDF, ce projet rassemble Bouygues Immobilier et Veolia.

Aquitaine : l’éco-quartier GINKO du lac à Bordeaux



Situé à Bordeaux, l’éco-quartier GINKO aménagé par Bouygues Immobilier compte 2 200 logements et différents locaux publics (écoles, collège, gymnase, centre commercial) couvrant 32 hectares.



Cet écoquartier se caractérise par son réseau de chaleur intelligent, la boucle d’eau tempérée qui alimente le pôle commercial et les bureaux et les panneaux photovoltaïques qui assurent une partie de la production d’énergie.

Le réseau de chaleur intelligent

Géré par Cofely et d’une longueur de 5,2 km, le réseau de chaleur collectif de l’éco-quartier Ginko est alimenté uniquement par de la chaleur 100 % renouvelable (80 % de biomasse bois et 20 % de biomasse huile). Le réseau de chaleur assure le préchauffage de l’eau chaude sanitaire, complété par des panneaux solaires thermiques en fonction de l’orientation des bâtiments.

Afin de suivre au plus près les consommations et les usages et piloter la performance énergétique de l’éco-quartier, un système intelligent incluant télérelève, télésurveillance et télépilotage des installations a été installé sur l’ensemble du réseau. Le système s’appuie sur une gestion technique centralisée (GTC), intégrée à une plate-forme de supervision pour garantir une efficacité et une réactivité maximales.

La boucle d’eau tempérée

Le pôle commercial Ginko et les bureaux sont également alimentés par une boucle d’eau tempérée (entre 20°C et 35°C) pour assurer leur rafraîchissement. Ce procédé repose sur l’échange et la récupération d’énergie produite à partir de pompes à chaleur. Cette technique permettra de favoriser le bilan environnemental et économique de l’éco-quartier.

Un dispositif pédagogique pour sensibiliser les habitants

Cofely Services a mis en ligne un site internet (http://ginkobordeaux.reseau-chaleur.com) permettant notamment aux riverains de comprendre leur système de production d’énergie et leur facture énergétique.

Les travaux des installations de production énergétiques ont démarré en janvier 2011 et leur exploitation a débuté en juin 2012.

Le coût du projet s’élève à 6,6 millions d’euros, dont 1,7 million d’euros financés par l’ADEME, 265 000 euros financés par le FEDER et 265 000 euros financés par le Conseil régional d’Aquitaine.

La conception, le financement, la construction, l’exploitation et la maintenance pendant 18 ans seront assurés par Cofely et Bouygues Immobilier.

Île-de-France : Le réseau de chaleur de Val d’Europe : récupération de la chaleur d’un data center pour chauffer une zone de 600 000 m2

Un data center de 10 000 m2 consomme autant d’électricité qu’une ville moyenne de 50 000 habitants. Déjà élevée, leur consommation électrique est passée de 300 W/m2 au début des années 2000 à plus de 1 500 W/m2 aujourd’hui. Il est donc intéressant du point de vue économique et environnemental de récupérer la chaleur dégagée par ces procédés et de la réutiliser.

C’est le choix fait à Val d’Europe (77). Inauguré en 2012, le réseau de chaleur du Val d’Europe récupère la chaleur produite par les serveurs informatiques d’un data center, la valorise grâce à un échangeur pour réchauffer l’eau du réseau de chauffage, avant de la distribuer jusqu’aux bâtiments raccordés comprenant une piscine et une pépinière d’entreprises (près de 6 000 m2 au total). Mais grâce au data center, le réseau de chauffage pourrait alimenter près de 600 000 m2. Un parc d’entreprise, des hôtels, une ZAC et des logements seront bientôt alimentés par ce réseau.

Dans les bureaux de la pépinière, l’eau, chauffée par la chaleur dégagée par le data center, circule dans le plafond sous des panneaux blancs rayonnants.

Le système est doté d’installations de secours fonctionnant au gaz naturel.

Dalkia a financé la plupart des coûts d’installation (réseau, échangeur thermique), soit près de 4 millions d’euros.

Île-de-France : Le réseau de chaleur de Ris-Orangis : chauffage et rafraîchissement d’un écoquartier assurés par la biomasse et la géothermie basse profondeur

Situé sur les terrains de l’ancien Service des Alcools, de ses entrepôts et de son lac attenant à Ris-Orangis (91), l’éco-quartier des Docks de Ris représente une superficie de 18 ha desservis par un réseau de chaleur. Afin de valoriser les ressources naturelles, le réseau de chaleur de l’éco-quartier repose sur deux ressources énergétiques différentes : la biomasse (chaufferie au bois) et la géothermie très basse température couplée à des pompes à chaleur. Une centrale photovoltaïque d’une surface d’environ 1500 m² a également été installée sur la toiture de la plus grande des halles. Ces différentes sources d’énergie renouvelable fournissent 60 % des besoins en énergie de l’éco-quartier.

L’aménageur de l’éco-quartier, l’AFTRP, a signé en décembre 2010 avec l’opérateur Dalkia un contrat de concession d’une durée de 24 ans. Dalkia conçoit, finance, réalise et exploite le réseau pendant la durée de la concession, en maintenant un prix cohérent avec les autres énergies et stable dans le temps, car très peu dépendant du coût du kWh électrique ou fossile. Il ne s’agit pas d’une délégation de service public, mais d’un nouveau montage juridique : une association foncière urbaine libre (AFUL). Elle a été créée pour assurer la gestion du réseau concédé à l’opérateur Dalkia.

En 2010, ce projet a été lauréat de l’appel à projet « nouveaux quartiers urbains » organisé par le Conseil régional d’Île-de-France.

Pour en savoir plus :

Site Internet des Docks de Ris

Alsace : La centrale géothermique de Rittershoffen pour alimenter en chaleur un procédé industriel

Baptisé Exploitation de la chaleur d’origine géothermale pour l’industrie (ECOGI), le projet situé à Rittershoffen a pour objectif de mettre en place une centrale géothermique alimentant pendant au moins vingt ans un procédé industriel de l'usine Roquette Frères, un groupe industriel spécialisé dans la transformation des céréales.

Prévue pour être opérationnelle en 2015, la centrale géothermique de Rittershoffen a été inaugurée en octobre 2012 par le forage d’un premier puits. Un deuxième puits a été creusé en 2013 pour réaliser une boucle de convection de l'eau. Il s’agit d’aller puiser l’eau à 2 500 mètres de profondeur. Dans la centrale de production, un échangeur transférera la chaleur de l'eau du circuit géothermique primaire, saturée de sel, à la boucle d'eau douce secondaire qui alimentera l'usine, située à 15 kilomètres de la centrale, via une canalisation enterrée et calorifugée. L'eau y passera de 160 °C à 75 °C après valorisation de sa chaleur par les différentes installations : amidonneries, glucoserie, éthanolerie et autres ateliers de transformation. Le circuit secondaire de 30 kilomètres représente à lui seul plus du tiers de l'investissement.

Avec une puissance cible estimée à 24 mégawatts thermiques (MWth) et le renfort d’une chaudière biomasse, la chaleur géothermique permettra à l’usine de passer de son alimentation 100 % gaz à un mix énergétique constitué pour 75 % d’énergies renouvelables (50 % d’origine biomasse, 25 % d’origine géothermale).

Ce système permettra de couvrir 30 % des besoins en chaleur du site et, donc, de remplacer 16 000 tonnes équivalent pétrole par an (soit 39 000 tonnes de CO2).

D’un montant de 45 millions d’euros, le projet est financé à hauteur 25 millions d’euros par le Fonds chaleur de l’ADEME.

Le projet ÉCOGI rassemble trois acteurs : le groupe industriel Roquette Frères, spécialisé dans la transformation d’amidon, Electricité de Strasbourg (ES, groupe EDF) et la Caisse des dépôts et consignations.

Pour en savoir plus :

Présentation du premier forage, Electricité de Strasbourg

Île-de-France : Meaux, le premier réseau de chaleur géothermique de France

Depuis 1982, la ville de Meaux exploite la géothermie pour alimenter son réseau de chaleur. Elle est la première ville française à avoir fait ce choix dans les années 1980. L’exploitation, gérée par le Syndicat mixte pour la géothermie de Meaux, fait l’objet d’une délégation de service public attribuée à la société Energie Meaux.

La ville dispose aujourd’hui du réseau de chaleur géothermique le plus important de France. L’installation puise sa chaleur dans la nappe phréatique du bassin parisien nommée Dogger. Cette nappe s’étend sur 15 000 km² et à Meaux elle a une profondeur d’environ 2000 mètres, sa température varie entre 65 °C et 75 °C. Meaux compte deux sites de production : le Quartier Beauval avec six puits et le Quartier Hôpital avec deux puits. En 2013, trois nouveaux puits ont été forés.

Aujourd’hui, plus de 15 000 logements, sur les 21 000 logements que compte la ville, sont alimentés par ce réseau (75 % de la chaleur produite). L’hôpital, certains bâtiments municipaux et de nombreux groupes scolaires bénéficient également du chauffage par géothermie.

Languedoc-Roussillon : RiDER : une gestion multi-énergies et multi-bâtiments Porté par IBM avec l’appui de centres de recherche publics et d’industriels, le projet RiDER porte sur le développement des échanges inter-bâtiments d’énergies provenant de sources diverses (classiques, renouvelables et fatales, sous forme thermique et électrique). Le projet repose sur les interactions entre plusieurs domaines (TIC, énergies, infrastructures, comportement humain). Des sites pilotes à Montpellier et Perpignan ont été identifiés en 2010.

Pour en savoir plus :

Consulter la présentation du projet sur la page Languedoc-Roussillon de la rubrique Territoires et projets

Les projets dans le monde

Norvège : le chauffage urbain de Lillestrøm

Akershus Energi, entreprise norvégienne d’hydroélectricité a lancé un projet intitulé Akershus Energipark à Lillestrom (20 km à l’Est d’Oslo).

Ce projet combine la construction d’une usine de chauffage urbain dont toutes les sources énergétiques utilisées (copeaux de bois, déchets, eaux grises et énergie) proviennent d’un territoire situé à moins d’une heure de route de l’usine et la recherche sur la production de combustible à hydrogène pour les voitures.

La centrale de production de chaleur construite par Akershus Energi produit 70 % de sa chaleur grâce au brûlage des copeaux de bois. L’énergie utilisée pour chauffer l’eau des réseaux de chaleur est ensuite soit envoyée directement chez le client soit stockée dans un très grand réservoir de stockage de chaleur (capacité de 1,2 millions de litres).

L’usine sera en fonctionnement complet en 2015. La capacité énergétique de cette dernière est estimée à 160 GWh, soit l’équivalent des besoins en chauffage de 150 000 ménages de la zone autour de Lillestrøm. L’objectif est que la chaleur remplace le fuel et les radiateurs électriques pour le chauffage des logements des ménages.

Les instituts de recherche HyNor (autoroute de l’hydrogène) et IFE (Institut de la technologie de l’énergie) participent également au projet en utilisant le site l’expérimentation de la production de combustible à hydrogène pour les voitures.

L’État norvégien finance le projet à hauteur de 73 millions de couronnes norvégiennes (9 millions d’euros).

Allemagne: la mise en commun de l’énergie solaire à Hambourg

À Hambourg, un projet lancé en 2011 permet aux propriétaires de panneaux solaires thermiques d’alimenter le réseau de chaleur. La chaleur produite par chacun est mutualisée au sein d’un stockage commun. Chaque fournisseur reste propriétaire de la chaleur qu’il fournit au réseau : la chaleur cédée en été peut être récupérée en hiver, seuls les kilowattheures excédentaires étant facturés.

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son quatorzième forum le 4 mars 2014 sur le thème « Les réseaux de chaleur et de froid intelligents, une efficacité énergétique optimisée ».

Odile Lefrère, Chargée d'études Énergies renouvelables et Réseaux de chaleur au Centre d’études et d’expertise sur les risques, l’environnement, la mobilité et l’emménagement, Bertrand Guillemot, Responsable Département Expertise Techniques, Direction Technique chez Dalkia et Michel Salem-Sermanet, Directeur général adjoint en charge du développement de l’Etablissement public d’aménagement de Marne-la-Vallée sont intervenus lors du forum afin de nous présenter l’évolution des réseaux de chaleur et de froid vers des réseaux plus intelligents pour en faire des outils de flexibilité et d’efficacité pour le système énergétique.


Point de vue d'Odile Lefrère
Chargée d'études Énergies Renouvelables / Réseaux de Chaleur

Point de vue de Bertrand Guillemot
Responsable Département Expertise Technique, Direction Technique

Point de vue de Michel Salem-Sermanet
Directeur général adjoint en charge du développement


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview d’Emmanuel Goy
Délégué adjoint Energie

Interview de Vincent Gaschignard
Direction de l'Exploitation
Responsable Département Conduite Bilan et Optimisation

Interview de Bruno Alaves
Directeur général adjoint

Interview de Robert Serna
Directeur général des services de la Ville de Dunkerque




Point de vue d’Odile Lefrère (CEREMA) :

Les premiers réseaux de chaleur datent de 1920 et il y a eu différentes périodes dans leur développement : les grandes politiques d’urbanisation, le choc pétrolier, etc. Le choc pétrolier a notamment eu pour conséquence de faire apparaître les premiers réseaux de chaleur utilisant des sources renouvelables, pour des questions d’indépendance énergétique.

Depuis le début des années 2010, on constate un nouvel engouement pour les réseaux de chaleur, en raison du besoin de mobilisation des énergies renouvelables, pour des raisons cette fois plutôt environnementales.

Elles sont aujourd’hui confrontées à un triple défi :


Source : Cerema

En effet, dans les objectifs des 3 x 20 que s’est fixé la France, les réseaux de chaleur représentent un huitième de l’effort. La chaleur produite à partir d’énergies renouvelables est donc aujourd’hui une énergie « moderne » et qui sera de plus en plus utilisée en raison de l’urgence climatique et du faible taux de renouvellement urbain qui ne permettra pas d’avoir un parc de bâtiments très sobre en énergie assez rapidement.


Source : Cerema

Afin de mobiliser massivement les énergies renouvelables sur les réseaux de chaleur, il faut renforcer les technologies existantes et en développer de nouvelles.

La mobilisation des EnR pour atteindre l’objectif de 75 % d’EnR dans les réseaux de chaleur et de froid que s’est fixé la France pour 2020 (ce taux était de 36 % en 2012 : les réseaux de chaleur intègrent plus d’EnR que les réseaux d’électricité et de gaz) se fera en plusieurs étapes.

La première étape se fera en continuant de mobiliser les gisements d’énergie que l’on connaît et exploite déjà :

  • le bois énergie (la France est un pays où la forêt se renouvelle et grandit tous les ans) ;
  • la récupération de chaleur via l’incinération des déchets ménagers ;
  • la géothermie profonde.

Afin d’améliorer les rendements, l’efficacité énergétique du système et de réduire les pertes en ligne, les réseaux fonctionneront à des températures plus basses. Les nouvelles constructions s’adapteront également aux émetteurs basse température avec des technologies nouvelles comme les planchers chauffants. La difficulté associée à ces réseaux à basse température est qu’ils ne sont pas adaptés au bâti ancien concernant l’appel de puissance. Cela demandera de multiples travaux sur les réseaux existants, mais sur les réseaux neufs, les régimes de températures seront diminués.


Source : Cerema

La première étape passera également par le développement des réseaux de froid. Les bâtiments sont de mieux en mieux isolés : il y fait plus chaud et comme les étés sont plus chauds, le besoin de froid augmente. Ce besoin est exacerbé par la demande de confort toujours plus importante. Les réseaux de froid présentent l’avantage de pouvoir mobiliser des sources d’énergie renouvelables, ce qui en climatisation n’est pas encore très répandu. Les réseaux de froid permettent également de mieux contrôler les fluides frigorigènes qui sont dangereux. Enfin, ils sont plus efficaces, moins encombrants et plus esthétiques que la climatisation électrique.

Il existe déjà des réseaux de froid en Europe, dont le plus grand est celui de Paris. Les réseaux de froid sont beaucoup plus développés dans d’autres pays, comme au Japon.


Source : Cerema

Entre 2020 et 2030, après avoir développé l’ensemble des EnR déjà connues et maîtrisées, viendra la deuxième étape qui consistera à faire fonctionner les réseaux à des températures plus basses pour mobiliser des sources d’énergie qui ne pouvaient pas être utilisées par les réseaux de chaleur « classiques ».

La mobilisation de ces énergies permettra de développer des réseaux réversibles : un réseau à 20 °C est à la fois une source froide en été et une source chaude en hiver. Et grâce aux pompes à chaleur, il sera ainsi possible d’avoir les mêmes réseaux pour la production de froid et de chaleur.

Cependant, il faudra trouver une solution pour l’eau chaude sanitaire parce qu’une eau à 20 °C peut poser des problèmes sanitaires (notamment, la prolifération de bactérie du genre légionelle).

L’avantage de ces nouvelles sources est qu’il sera également possible de mobiliser la géothermie à faible profondeur. Actuellement, les sources mobilisées pour la géothermie profonde ne représentent pas une grande surface du territoire français (cf. les zones en violet sur la carte ci-dessous). Grâce à la mobilisation de la géothermie à faible profondeur, il sera possible de quadriller beaucoup plus largement le territoire.

L’avantage de ces systèmes par rapport à la géothermie individuelle est qu’ils permettent de mutualiser l’investissement et qu’il existe des possibilités de stockage.


Source : Cerema

Parmi ces nouvelles sources, il sera également possible de mobiliser le solaire thermique. Actuellement, des projets existent en France (le premier réseau est apparu en 2012), mais ils sont au stade de l’expérimentation. Au Danemark, ces technologies sont utilisées depuis les années 1980. De 2020 à 2030, ce sera la phase de densification en France.

Il existe deux types de solaires thermiques :

  • la version centralisée en fermes solaires qui existe surtout au Danemark ;
  • la version diffuse sur le toit de chaque bâtiment, notamment en ville.

Les avantages du solaire thermique par rapport au solaire photovoltaïque – il faut en effet choisir entre les deux technologies parce que, sur le toit, il n’y a la place que pour l’une des deux – est :

  • qu’il est plus efficace en termes d’énergie captée au mètre carré ;
  • qu’il est plus facile à construire (technologie très basique) ;
  • et qu’il peut fonctionner en réseau de chaleur (l’installation et l’entretien de la technologie sont réalisés par l’opérateur, ce qui arrange en général les gestionnaires de bâtiment).


Source : Cerema

Lors de la deuxième étape, il sera également possible de mobiliser des sources « faibles » (elles dégagent peu de chaleur par rapport à celle dégagée par une usine d’incinération des ordures ménagères par exemple). Cela permet de récupérer la chaleur des eaux usées, des data centers, des crématoriums et les bâtiments à énergie positive (aujourd’hui, seule l’électricité injectée sur le réseau par ces derniers entre dans le bilan énergétique du bâtiment mais pas la chaleur). L’addition de ces nombreuses petites sources n’est pas négligeable à l’échelle d’un quartier.


Source : Cerema

Le stockage de la chaleur se développera également entre 2020 et 2035. Le stockage permet de lisser les pics de demande sur les réseaux de chaleur. Il existe deux types de stockage : le stockage journalier et le stockage intersaisonnier, qui consiste à stocker la chaleur reçue en été pour la réinjecter dans le réseau en hiver.

Le stockage de l’énergie est un grand enjeu aujourd’hui. En matière de stockage de la chaleur, depuis l’invention de l’eau chaude, c’est possible, mais c’est très encombrant. Il faudra encore innover dans ce domaine même si de premières avancées apparaissent : stockage dans les aquifères grâce à la géothermie, stockage avec des fluides à changement d’état, stockage chimique, etc.


Source : Cerema

On imagine également une synergie entre les réseaux de chaleur et les réseaux électriques grâce au stockage par le réseau de chaleur du surplus de production électrique : c’est ce que l’on appelle le Smart grid énergétique (thermique, électrique et gazier). Aujourd’hui, les pompes à chaleur et la cogénération permettent de passer de la chaleur à l’électricité et inversement très facilement. En développant les Smart grids énergétiques, on évitera les problèmes de prix négatifs sur les marchés de l’électricité, etc.

L’exemple de ce Smart grid énergétique se trouve au Danemark : une éolienne, un réseau de chaleur, un réseau de gaz et du solaire thermique sont connectés et produisent de l’énergie en fonction des appels de puissance sur les réseaux, de l’ensoleillement, du vent, du prix de l’électricité, des températures extérieures, etc.


Source : Cerema

Si on continue notre voyage dans le futur, l’électricité sera réservée aux usages qui ne peuvent pas s’en passer (électricité spécifique) et les appareils qui ont besoin d’eau chaude comme le lave-linge ou le lave-vaisselle ne seront plus alimentés avec de l’eau froide chauffée grâce à l’électricité, mais directement avec de l’eau chaude. Aujourd’hui, ce type d’appareils existent.


Source : Cerema

Une fois que les différents vecteurs énergétiques (électricité, gaz, chaleur, froid) seront réconciliés, il faudra également réconcilier l’aménagement énergétique et l’aménagement urbain. Au Danemark, les réseaux de chaleur sont souvent interconnectés, rendant les réseaux plus efficaces et plus sûrs, notamment en cas de défaillance de l’une des sources de production. Grâce à un foisonnement plus important, il sera possible de se passer plus facilement des énergies fossiles.

Les réseaux de chaleur « géants » permettront également de mobiliser des sources de chaleur très éloignées des villes (les « centrales nucléaires qui dégagent beaucoup de chaleur chauffent les oiseaux actuellement »).


Source : Cerema

Entre 2030 et 2050, les réseaux de chaleur seront entièrement décarbonés, ils utiliseront toutes les énergies de source renouvelable et de récupération possibles et, associés à une gestion intelligente des bâtiments et des réseaux énergétiques, permettront une transition énergétique efficace et rapide. Cependant, pour que cela se réalise, il faudra que les réseaux de chaleur ne soient pas oubliés dans le cadre du débat sur la transition énergétique.


Source : Cerema


Odile Lefrère
04 mars 2014



Odile Lefrère est chargé d’études Énergies Renouvelables / Réseaux de Chaleur au Centre d’études et d’expertises sur les risques, l’environnement, la mobilité et l’aménagement. Placé sous la tutelle du ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie et du ministère de l’égalité des territoires et du logement, le Cerema est un centre de ressources d’expertises scientifiques et techniques intervenant en appui à la conception, la mise en œuvre et l’évaluation des politiques publiques portées par les services de l’État et des collectivités territoriales. Sa spécificité repose sur un ancrage territorial fort et sur son expertise dans différents domaines pour répondre à la complexité du développement durable.


Consulter le blog du Cerema sur les réseaux de chaleur intelligents


Point de vue de Bertrand Guillemot (Dalkia) :

À l’origine, le réseau de chaleur était une chaîne linéaire « production – transport – distribution – consommation ». Dès l’origine, l’objectif était de rationaliser le chauffage et d’optimiser la production en la centralisant. Aujourd’hui, ce n’est plus seulement la consommation qui oriente la production de chaleur, mais un ensemble de facteurs.

Grâce à leur organisation centralisée, les réseaux de chaleur ont toujours su s’adapter aux différentes évolutions engendrées par les politiques énergétiques : chocs pétroliers, le passage du fuel au charbon et aujourd’hui la conversion et le développement des énergies renouvelables.

Ainsi, les réseaux de chaleur existants s’adaptent facilement aux EnR&R. Certains accueillent d’ailleurs depuis les années 1970 de la géothermie (le réseau de chauffage de Melun créé dans les années 1970 fonctionne toujours).

Les réseaux de chaleur se développent également pour répondre à la demande de chauffage existante : près de 33 % de l’énergie en France est convertie en chaleur pour alimenter les bâtiments tertiaires et résidentiels. Même si la règlementation thermique RT 2012 va permettre de réduire la consommation d’énergie et la RT 2020 va développer les bâtiments à énergie positive, les bâtiments auront tout de même besoin de chauffage et ils auront certainement besoin de plus en plus de fraîcheur. La mission des réseaux de chaleur est désormais de mettre en cohérence ces différents besoins avec les énergies disponibles.


Source : Dalkia

Un réseau de chaleur est une installation complexe avec de multiples acteurs :

  • une collectivité, le concédant qui s’apparente au propriétaire du réseau de chaleur signe un contrat avec l’opérateur,
  • des clients qui signe un abonnement avec l’opérateur. Ce sont en majorité des sociétés, propriétaires immobiliers et bailleurs sociaux qui mettent à disposition des utilisateurs la chaleur,

Chacun de ces acteurs a des attentes particulières. L’opérateur doit répondre à l’ensemble de ces attentes dans un cadre réglementaire contraint.

Qu’est-ce qu’un réseau de chaleur intelligent ?

Le règlement (UE) n°347/2013 donne une définition de ce qu’est un Smart grid mais il ne mentionne que l’électricité.

Wikipédia explique que les « "réseaux intelligents" sont des réseaux matériels de distributions de fluides (électricité, eau, gaz, pétrole...) [la chaleur n’est pas mentionnée] et/ou d’information (télécommunications) qui ont été "augmentés" (rendus intelligents) par des systèmes informatiques, capteurs, interfaces informatiques et électromécaniques leur donnant des capacités d’échange bidirectionnel et parfois une certaine capacité d’autonomie en matières de calcul et gestion de flux et traitement d’information ». Sur les réseaux de chaleur, ces différents systèmes étaient déjà installés dans les années 1980-1990.

L’objectif du réseau de chaleur intelligent est de mettre de la cohérence entre les différentes énergies (gaz, électricité et chaleur) et les demandes des clients du réseau. Cette cohérence sert les attentes de la collectivité territoriale qui souhaite à la fois efficacité économique, réduction de l’impact environnemental et gestion multi-énergies afin de mitiger ses risques.

Les attentes des clients ne sont pas nécessairement alignées sur celles de la collectivité. Ainsi, le client est principalement intéressé par le prix qui lui est proposé. Cette optimisation budgétaire est souvent contradictoire avec le développement d’une gestion multi-énergies ambitieuse. Le client souhaite également le respect des réglementations et des obligations légales (par exemple, dans les bâtiments collectifs, les contraintes de températures permettent de prévenir un certain nombre de maladies dont la légionellose) et la mise en place de solutions peu invasives (il n’est pas possible de rentrer chez les utilisateurs pour faire des trous dans les murs, passer des canalisations et multiplier les capteurs, etc.).

La réponse de l’opérateur face aux demandes d’efficacité économique et d’optimisation budgétaire est une optimisation des investissements et la mise en œuvre d’un suivi en temps réel des situations. Le pilotage du réseau est en train de passer du mode « la chaleur était produite sans grande préoccupation de la consommation » à un mode « la chaleur est produite pour répondre à une demande actuelle ou à venir en limitant l’impact ». Cette demande n’est pas nécessairement de la chaleur utile à l’instant T pour les clients. Il s’agit d’avoir une démarche d’optimisation énergétique – ne pas seulement produire en quantité, mais de surveiller la qualité de l’énergie consommée et quand elle est consommée – et c’est bien l’objet des réseaux intelligents. Outre une conception et une gestion sophistiquée, un des moyens est également d’informer et de sensibiliser les utilisateurs aux bonnes pratiques.


Source : Dalkia

Pour aller vers des réseaux de chaleur plus intelligents, il faut travailler sur la complémentarité et la performance du réseau. Il faut arriver à déterminer comment déconnecter la production de la consommation, voire comment contrôler la consommation. Chaque client a ses caractéristiques de consommation et ses attentes.

L’objectif est d’optimiser, au meilleur coût, l’impact et les énergies disponibles, sécuriser et répondre à ces demandes qui continueront d’exister même si elles diminueront.

En réponse à ces différentes demandes des clients, et aux attentes de la collectivité, l’opérateur du réseau de chaleur propose différents types d’énergies :

  • fossiles : gaz, fuel, charbon ;
  • fatale ou de récupération, issue d’usines d’incinération des ordures ménagères ou de procédés industriels, ou en Europe de cogénérations (le réseau de chaleur de la ville de Dunkerque est alimenté à 65 % par de la chaleur fatale provenant des usines d’Arcelor Mittal, le réseau de froid de Barcelone sera alimenté par du froid récupéré sur le terminal gazier de la ville) ;
  • EnR : biomasse, géothermie exploitée depuis longtemps, thalassothermie exploitée depuis quelques années à Monaco et depuis 3 ans à Cherbourg. D’autres énergies, comme le solaire, restent encore exceptionnelles en réseau en France parce que l’opérateur n’a pas trouvé de modèle économique supportable pour les clients ;
  • enfin, l’électricité. qui reste négligeable dans le mix énergétique des réseaux de chaleur mais qui se développe. Elle est principalement un moyen de valoriser une autre source de chaleur, géothermie ou thalassothermie, à l’aide de pompes à chaleur.

Grâce à cette variété de systèmes, l’opérateur propose une certaine flexibilité électrique, principalement en matière de production électrique avec les cogénérations qui produisent aussi de la chaleur mais aussi de consommation ou d’effacement électrique grâce aux pompes à chaleur qui peuvent être démarrées ou arrêtées en fonction de l’état du système électrique. La flexibilité existe aussi sur la partie chaleur grâce aux stockages thermiques.

La difficulté réside dans la diversité des paramètres : l’opérateur du réseau travaille en multi-énergies, multi-sources, multi-impacts. La température du réseau est fluctuante et influe sur le débit et les températures de retour qui ont un impact le rendement de la production et de la distribution. L’opérateur doit projeter le réalisé dans un futur : quotas de CO2, pourcentage d’ENR&R, coût final, pour mesurer les impacts et faire les meilleurs choix.

Aujourd’hui, il est déjà possible, grâce la contribution des réseaux de chaleur, de mettre en cohérence les différentes énergies disponibles avec les besoins et contraintes du territoire.


Source : Dalkia

La gestion des réseaux de chaleur et de froid intelligents se fait d’abord à partir des consommations, passe par le réseau et finie aux installations de production et aux de stockage. La gestion est menée à partir des systèmes d’analyse et de reporting. Elle prend en compte les aspects quantitatifs mais aussi les aspects qualitatifs, caractère ENR&R, température, quantité équivalente de CO2, etc.

Différents moyens techniques sont déjà mis en œuvre pour surveiller et piloter l’action du réseau de chaleur chez les consommateurs : compteurs évolués, télégestion, télérelevé, gestion technique du bâtiment (GTB), gestion technique centralisée (GTC), automates. Ces outils permettent de recueillir les données.

Ainsi, l’intelligence existe déjà dans la gestion de toutes les sous-stations de livraison que nous installons. Elles sont toutes équipées d’un compteur communicant qui transmet l’ensemble des informations utiles au système de gestion mais qui peut également recevoir des ordres de sa part.

L’ensemble de ces matériels communiquent par différents moyens : historiquement avec le réseau téléphonique commuté (RTC), aujourd’hui par GPRS, 3G, ADSL, VPN, fibre optique, etc. Les données sont gérées automatiquement et ensuite analysées par l’opérateur, qui réagit au travers d’actions sur la production avec des outils d’aide à la décision et de transmission d’ordre (outils de modélisation, cartographie, GTC, automates, compteurs, etc.).

A posteriori, mais de plus en plus en temps réel, l’opérateur informe l’ensemble des acteurs du système à travers les systèmes de reporting. Le reporting sert d’abord à informer tous les clients, qui peuvent être soit le client, soit le bailleur, soit l’utilisateur. L’opérateur réalise donc un double reporting, à la fois vers le client et vers l’utilisateur. Aujourd’hui, nous avons mis en place sur un grand nombre de nos réseaux des systèmes d’alertes SMS qui permettent d’informer les différents acteurs sur la situation, les évènements à venir, les éventuelles défaillances.

Le reporting sert également à informer les autorités locales et la collectivité.

Historiquement, l’objectif de conduite de la production était de faire en sorte de mettre en adéquation la production avec la consommation. Aujourd’hui, les projets mis en œuvre cherchent plutôt à décorréler autant que possible la production des pics de consommation pour optimiser les impacts et le coût.

Chaque réseau, même celui de Varsovie qui est le plus grand que nous exploitons avec 1 500 kilomètres de canalisations, connaît un fort pic de consommation le lundi matin parce que, les bureaux sont mis en réchauffage et l’ensemble des habitants prennent leur douche alimentée par le réseau. Pour répondre à ce pic de consommation, trop souvent la chaleur est produite par des centrales qui peuvent répondre rapidement à cette pointe en utilisant de l’énergie fossile (à Varsovie du charbon).

Aujourd’hui, un gros travail est fait sur le stockage de chaleur. Il permet d’agir facilement sur la corrélation et la décorrélation de la production et de la consommation. Le stockage de la chaleur a des rendements supérieurs à 80 ou 90 % (certains systèmes de stockage d’électricité ont des rendements de 30 %).

Le stockage sert l’objectif principal de notre travail, qui est d’agir sur la qualité de la chaleur fournie et non seulement sur la quantité. Tous les mégawattheures ne se valent pas. Un mégawattheure de chaleur fatale sorti d’une usine sera envoyé « aux petits oiseaux » si nous ne l’utilisons pas, il ne peut pas être avoir la même valeur qu’un mégawattheure sorti d’une chaudière charbon.


Source : Dalkia

La mise en œuvre du réseau de chaleur doit prendre en compte la notion de planification urbaine. Il faut faire des choix (quels bâtiments seront raccordés au réseau de chaleur, quelles énergies seront utilisées, quels impacts cela aura) en fonction du mix énergétique (électricité, gaz, chaleur) souhaité pour le quartier. Cela est possible grâce à l’outil « Gestion Mix ». Il permet à l’opérateur de proposer aux autorités territoriales de comparer différents mix énergétiques en prenant en compte les types de bâtiments, les demandes et les ressources en fonction de différents critères (empreinte environnementale, développement durable, etc.).

La Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) travaille également sur ces sujets de planification urbaine. Elle a lancé un appel d’offres, auquel a répondu la Fédération des services énergie environnement (FEDENE) et le Syndicat national de chauffage urbain et de la climatisation (SNCU), pour mettre en corrélation des cartographies de réseau avec des demandes de chaleur. Le Schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) d’Île-de-France est un bon exemple du travail effectué sur le sujet. Il donne une idée précise du potentiel de développement des réseaux de chaleur et permet d’orienter la politique environnementale de la région Île-de-France.

D’autres outils permettent de mieux concevoir les réseaux de chaleur et la stratégie d’exploitation : outils de modélisation du comportement du client, du réseau et des centrales, outils de prévision et outils d’optimisation.

Ces outils permettent de déterminer, en fonction des systèmes de production et du comportement des clients, s’il est plus rentable de gérer un réseau de chaleur à 80 °C ou à 100 °C ou à 110 C. Actuellement, il est plus rentable de gérer un réseau de chaleur qui peut monter jusqu’à 110 °C quelques heures par an mais qui fonctionne la très grande majorité du temps à 70°C, plutôt que d’opérer un réseau qui fonctionne en permanence à 70°C. Il est ainsi possible d’installer des tuyaux plus petits, de mieux travailler l’isolation, etc. C’est moins capitalistique et aussi efficace. En revanche, il faut prévoir les impacts que ce choix aura en période de pointe. Modélisation et prévision sont les clés de la réussite des réseaux de chaleur intelligents.

Il faut également travailler sur la structure tarifaire et la sensibilisation du client. Les structures de prix que nous pratiquons ne valorisent pas la différenciation qualitative de l’énergie ni la manière de la consommer.


Source : Dalkia


Source : Dalkia

Pour que les réseaux de chaleur soient complètement intelligents, aujourd’hui il existe encore différentes contraintes :

  • il manque une volonté forte des autorités, qui permettra de débloquer des moyens. Les autorités locales lancent des appels d’offres pour des réseaux de chaleur qui décrivent parfois de manière très détaillée la solution technique et la structure tarifaire à appliquer. Il faut laisser l’opérateur proposer des solutions innovantes car il possède un vrai savoir-faire et une capacité d’intégration qui permettent l’optimisation ;
  • il manque des opportunités de marché, notamment face aux prix de l’électricité qui sont bas et aux prix du gaz qui s’effondrent. La France a un outil industriel formidable entre l’électricité et le gaz : le réseau de chaleur fait le lien entre ces deux énergies, en y ajoutant les ENR&R. Il sait stocker efficacement de l’énergie pour son usage final, il sait produire une grande flexibilité ;
  • le marché de capacités n’est pas mature et il n’encourage pas à multiplier et diversifier les outils de production. Le développement de ce marché dynamisera les cogénérations, les installations de pompe à chaleur et le stockage d’énergie sous forme thermique ;
  • la culture d’intégration des différentes énergies est assez faible. Aujourd’hui, nous sommes plus dans l’opposition des énergies plutôt que dans leur complémentarité. Le réseau de chaleur a un rôle à jouer sur le sujet ;
  • le coût des systèmes représente un investissement très élevé dont la rentabilité, du fait de éléments cités précédemment est encore trop faible pour mettre en place des réseaux très sophistiqués ;
  • l’acceptation des clients qui ont peur de l’impact de ces nouvelles sources d’énergie et de ces systèmes de gestion sur leur confort et sur les prix. Il faut continuer de les rassurer ;
  • l’acceptation des opérateurs parce que ces nouveaux systèmes sont plus complexes à gérer. Il faut également qu’ils trouvent le modèle d’affaires de la vente d’économies d’énergie.


Source : Dalkia

Nous disposons de beaucoup d’outils intelligents et d’innovations. Mais aujourd’hui, ils peinent à être mise en œuvre parce que le marché n’est pas encore mature.


Bertrand Guillemot
04 mars 2014



Bertrand Guillemot est Responsable Département Expertise Techniques à la Direction technique du groupe Dalkia. Dalkia développe une offre de services centrés sur l’efficacité énergétique et environnementale : grands réseaux de chaleur ou de froid urbains, utilités industrielles, maintenance des installations thermiques et techniques, gestion globale des bâtiments, etc.




Point de vue de Michel Salem-Sermanet (EPAMARNE) :

Le territoire de Marne-la-Vallée est un territoire stratégique de la région Ile-de-France à plusieurs titres.

Ce territoire est de taille importante, il a une superficie d’une fois et demi celle de Paris. Il est très accessible : il est relié à l’Est au premier hub TGV d’Europe, construit par l’État pour accueillir Eurodisney dans la compétition qui l’opposait à Barcelone dans les années 1980, et il sera relié à l’Ouest au Grand Paris Express dès 2020.

La première caractéristique de ce territoire est qu’il est en plein développement : 2 000 à 3 000 logements sont construits chaque année et 2 000 emplois sont créés par an. Cela permet d’avoir un développement habitat/emploi équilibré du territoire puisqu’avec 300 000 habitants et 140 000 emplois, le ratio est d’un emploi par actif résident.

Marne-la-Vallée comprend six principaux secteurs de développement :

  • deux secteurs à l’ouest où seront réalisés d’ici 2020 les premiers gares du Grand Paris Express : la gare de Noisy-Champs et la gare de Bry-Villiers-Champigny ;
  • au centre, on trouve les secteurs péri-urbains avec de grands écoquartiers, dont le plus grand éco-quartier d’Île-de-France à Bussy-Saint-Georges comprenant 4 500 logements ;
  • à l’est, le secteur de l’intercommunalité du Val d’Europe. C’est un pôle urbain qui s’est beaucoup développé parce que, lors de l’installation des parcs d’attraction de Disneyland Paris, une partie de l’accord signé reposait sur la création d’une ville autour des parcs. Disney voulait en effet maîtriser l’urbanisation autour des parcs compte tenu de l’investissement que représentait ses parcs. Cette intercommunalité, qui a aujourd’hui 30 000 habitants, en aura 60 000 dans 20 ans. Cette intercommunalité a la croissance démographique la plus forte en France ;
  • à proximité de Disneyland Paris , un peu plus au sud, se développe un très gros projet, appelé « Villages Nature » qui démarrera cette année dans le cadre d’un partenariat entre Disney et Pierre-et-Vacances. L’objectif est de créer un projet d’éco-tourisme familial d’une taille de l’ordre de quatre Center parks en particulier sur la thématique de l’eau.

Une caractéristique importante de Marne-la-Vallée est que le développement de l’ensemble du territoire se fait dans le respect des principes de l’aménagement durable : équilibre habitat/emploi, mixité, densité, interface ville/nature, etc.


Source : EPA Marne

Une autre caractéristique importante de ce territoire est qu’il concentre l’expertise d’institutions d’enseignement supérieur et de centres de recherche publics sur la ville durable et tout particulièrement sur les questions d’énergie et de mobilité. Le campus Descartes – appelé aussi Cluster Descartes – est ainsi présent depuis le début des années 1980. Il rassemble différents instituts travaillant sur les thématiques de la ville durable. Cela représente près de 15 000 étudiants et 3 000 ingénieurs ou chercheurs dans une cinquantaine de laboratoires de recherche dont le Centre scientifique et technique du bâtiment (CSTB), l’Institut français des sciences et technologies des transports, de l’aménagement et des réseaux (IFSTTAR) et l’institut public/privé Efficacity pour la transition énergétique des villes créé récemment avec le soutien du PIA et qui rassemble tous les acteurs de l’efficacité énergétique en milieu urbain (6 industriels : EDF, GDF, RATP, Veolia, IBM, Vinci ; 7 ingénieristes et 15 acteurs académiques comme l’Université Paris-Est, l’Ecole des Ponts, 3 écoles d’architecture, l’ESIEE, etc.).


Source : EPA Marne

À Marne-la-Vallée, l’objectif est à la fois de développer une ville agréable et dynamique et de faire du territoire, grâce à son potentiel de développement et à son expertise sur la ville durable, un territoire « démonstrateur » ou catalyseur d’innovations urbaines. Nous mettons ce territoire à disposition des acteurs du cluster Descartes pour tester leurs innovations, mais également de tous les acteurs français et internationaux, publics et privés, qui veulent innover.

L’image ci-dessous présente une synthèse des projets innovants mis en œuvre sur le territoire de Marne-la-Vallée. L’innovation porte en particulier sur les questions d’énergie :

  • efficacité énergétique des bâtiments, résidentiels, tertiaires, data centers ;
  • mobilisation des énergies renouvelables (géothermie – mobilisée à Lognes depuis longtemps et bientôt à Village Nature et dans le projet de Smart grid électrique et thermique du cluster Descartes –, biomasse avec un potentiel très important puisqu’au sud du territoire il y a beaucoup de forêts) et des énergies de récupération (récupération de l’énergie du data center (10 MW) de Val d’Europe pour alimenter la piscine intercommunale et la zone d’activité qui se développe à proximité et récupération de l’énergie dans la future gare du Grand Paris Express pour alimenter la gare et une partie de l’écoquartier) ;
  • mobilité : mise en place de bornes de recharge de véhicules électriques, service d’autopartage, de covoiturage, etc.

Une gouvernance de cette démarche d’innovation a été mise en place avec les collectivités de Marne-la-Vallée. L’objectif est de mettre en synergie toutes ces innovations et de mettre en place un système d’évaluation avec le pôle de compétitivité Advancity et le réseau européen Eurbanmab, qui fera des audits réguliers de la qualité des innovations.


Source : EPA Marne

Le projet de Smart grid électrique et thermique est mené par EPAMARNE en lien avec la commune de Champs-sur-Marne et la communauté d’agglomération de Marne-la-Vallée Val Maubuée et trois acteurs industriels : EDF, ERDF et Dalkia. Un accord de consortium entre ces différents acteurs a permis de lancer la réalisation d’une étude préparatoire au projet.

Le projet a été lancé en octobre 2013 lors de l’évènement Greencity en présence de la ministre du Commerce extérieur, Madame Nicole Bricq, afin de lui donner une certaine visibilité au-delà du seul territoire de Marne-la-Vallée.


Source : EPA Marne

Le projet se déploiera sur un territoire d’une surface de 200 hectares, avec au Sud le campus Descartes et au Nord un quartier résidentiel composé de 4 000 logements, de bâtiments publics et tertiaires. Cela représente au total plus de 600 000 m2 de surfaces bâties, à la fois neufs et existants. À l’horizon de 15 à 20 ans, la surface bâtie aura triplé, de 600 000 à 1,5 millions de m2.

Le quartier à terme sera donc mixte avec une très grande diversité : un campus de 200 000 m2, 600 000 m2 de logements, un pôle tertiaire important en cours de développement (sur les 12 derniers mois, 55 000 m2 de tertiaires ont été signés).


Source : EPA Marne

Les objectifs du projet de Smart grid sont de :

  • développer le potentiel d’énergies renouvelables du territoire en utilisant toutes les ressources EnR locales (biomasse et géothermie) et de limiter l’apport des nouvelles ressources extérieures au site ;
  • mutualiser les besoins énergétiques des différentes typologies de bâtiments et d’optimiser la distribution par un Smart grid ;
  • passer à l’opérationnel à court terme (dès les prochaines années) par la mise en œuvre d’une solution adaptée à l’avancement des projets immobiliers, permettant l’échelonnement des investissements ;
  • déployer des solutions innovantes et viables financièrement pour permettre leur duplication.

Les collectivités du territoire sont très impliquées. L’expertise du territoire au travers du cluster Descartes est également mobilisée, notamment avec le nouvel Institut Efficacity. L’EPAMARNE a les moyens de fédérer les acteurs et de cofinancer le projet. Tous les ingrédients sont donc réunis pour faire de ce projet un succès.

Cependant, il existe certaines contraintes :

  • une multitude de maîtres d’ouvrages, de propriétaires et copropriétaires, même si l’EPAMARNE est un aménageur unique qui permet d’avoir une stratégie globale en termes d’énergie ;
  • l’amalgame des bâtis anciens (depuis 1983) et de constructions neuves (2014 et au-delà) ;
  • une programmation et un développement dispersés, imposés par les travaux du Grand Paris Express ;
  • un développement sur 20 ans ;
  • une exploitation et une occupation des bâtiments discontinues (le campus par exemple).

Aujourd’hui, l’étude de faisabilité est arrivée à son terme et a confirmé :

  • le potentiel très important en matière de géothermie à différentes profondeurs pour faire du chaud et du froid, pour répondre aux besoins du neuf et de l’existant, et en matière de biomasse locale (la plate-forme de transformation de la biomasse sera située à seulement une 15 km au sud de Marne-la-Vallée) ;
  • la possibilité d’équiper de nombreuses toitures plates dans les projets de bâtiments neufs avec des panneaux photovoltaïques.

Le principe du projet est d’optimiser les réseaux électrique et thermique pour gérer au mieux les besoins et la production d’énergie en temps réel. La contrainte sera de développer le Smart grid au fur et à mesure du développement du projet immobilier. À ce stade, nous imaginons de créer des mini-réseaux sur un certain nombre de sites du territoire en fonction des opportunités de développement des projets immobiliers. À terme, ils seront interconnectés pour créer un grand réseau qui communique à l’échelle des 200 ha.


Source : EPA Marne

L’étude du projet Smart grid s’est structurée autour de différents thèmes : aménagement, analyse des réseaux existants, analyse du potentiel EnR&R, préfiguration énergétique, éclairage extérieur, mobilité et accès aux services, modélisation de la courbe de charge. Aujourd’hui, cette étude technique se termine et nous entrons dans une phase plus opérationnelle. Ainsi, après qu’un certain nombre de décisions fondamentales auront été prises dans les prochains mois par les collectivités sur la nature de ce réseau (public/privé ?), nous entamerons la phase de réalisation.

Grâce au partenariat entre de grands industriels et un établissement public d’aménagement, il a été possible de convaincre les collectivités de se lancer dans ce projet pour deux raisons :

  • elles ont été rassurées par les compétences techniques du consortium, qui a d’ailleurs vocation à s’élargir ;
  • elles sont convaincues qu’un territoire innovant est un territoire attractif et que ce projet peut y contribuer.

Ce projet va nous ouvrir au champ plus large des Smart cities. Les réseaux intelligents mis en place pourront être utilisés pour d’autres services urbains : mobilité, pilotage de la ville, etc.


Source : EPA Marne


Michel Salem-Sermanet
04 mars 2014



Michel Salem-Sermanet est Directeur général adjoint en charge du Développement de l’Établissement public d’aménagement Marne-la-Vallée. La vocation de l’EPAMARNE est d’aménager, de planifier et d’impulser le développement de Marne-la-Vallée. Il a la charge de mettre en cohérence, dans l'espace et dans le temps, la réalisation des éléments qui font la ville nouvelle.




Interview d'Emmanuel Goy (Amorce) :

Pourquoi faut-il favoriser les réseaux de chaleur dans le cadre de la transition énergétique actuelle ?

Les réseaux de chaleur représentent, par la mutualisation des moyens de production de chaleur, un moyen efficace d’utiliser les énergies renouvelables et de récupération notamment en zones urbaines et périurbaines. La valorisation de ces énergies locales se fait au travers d’unités plus performantes et mieux contrôlées, en termes d’émissions de gaz à effet de serre et de polluants locaux qu’avec les solutions individuelles. Elle est, de plus, source d’activité économique non délocalisable et apporte une meilleure stabilité des prix dans le temps. Cette stabilité est un atout dans la lutte contre la précarité énergétique.

Quelles sont les évolutions techniques et technologiques que connaissent et que connaîtront les réseaux de chaleur ?

L’enjeu en France est de réduire la température moyenne de distribution, pour mieux accueillir les énergies renouvelables, comme le solaire thermique ou la géothermie, et les énergies « fatales », comme la récupération de chaleur sur les eaux usées. Les projets de boucles d’eau tempérées (ou très basse température) pour produire du chaud ou du froid font leur apparition. Le stockage a, également, tendance à se développer, avec des capacités de quelques heures à quelques jours pour optimiser les dimensionnements des unités de production en biomasse notamment. Le stockage intersaisonnier existe déjà au Danemark ou en Allemagne, par exemple pour mieux valoriser le solaire thermique.

Pouvez-vous nous présenter des projets de réseaux de chaleur intelligents ?

Sur l’agglomération de Montpellier, diverses sources d’énergie sont utilisées selon les besoins et potentiels de valorisations locales :

  • chaufferies bois, biogaz de décharge, biogaz de méthaniseur ;
  • trigénération au bois ;
  • géothermie par sonde ;
  • récupération de chaleur sur un centre de traitement de déchet par méthanisation.

Sur le réseau de chaleur de la ville de Paris, un nouveau site utilisant la géothermie va être construit pour fournir à la fois de la chaleur et du froid renouvelables aux nouveaux quartiers d’une zone urbaine en restructuration. D’autres projets sont menés, notamment en biomasse, géothermie, récupération de chaleur des égouts et co-combustion bois-charbon. Comme sur un grand réseau électrique, le réseau de chaleur dispose de son « dispatching » qui assure la continuité du service et l’optimisation de l’équilibre production / consommation à partir de prévisions jusqu’à 3 jours permettant de privilégier les sources d’énergies renouvelables.

À Grenoble, les puissances appelées sur les outils de production de chaleur et sur les pompes à chaleur sont optimisées par un pilotage prenant en compte les prévisions de la demande, la capacité de stockage du réseau et des informations provenant de capteurs de débit et de température sur les sous-stations.

À Balma (Grand Toulouse), le nouveau réseau de chaleur sera alimenté par une centrale de production énergétique affichant 85 % de part d’énergies renouvelables grâce à la combinaison du bois et du solaire. La chaufferie sera équipée d’un stockage journalier pour optimiser les performances technico-économiques de l’installation.

Comment envisagez-vous les synergies des réseaux de chaleur avec les autres réseaux d’énergie de la ville (électricité, gaz, froid) ?

La synergie entre les réseaux d’énergie est le gage d’une démarche optimisée et cohérente avec la politique énergie-climat du territoire. Elle est indispensable pour une bonne optimisation des investissements publics.

Par sa capacité à récupérer les chaleurs fatales, le réseau de chaleur est un composant incontournable d’une Smart city. En très basse température, il est couplé à des pompes à chaleur et a donc naturellement besoin du réseau électrique. Il peut également servir à l’équilibre du réseau électrique par la production (unités de cogénération au bois ou gaz, y compris biogaz) ou la consommation (capacité d’absorption rapide de puissance importante en transformant avec un bon rendement, via des pompes à chaleur, l’électricité en chaleur beaucoup plus facilement stockable). Un réseau basse température peut également avoir recours à des chaudières gaz à condensation voire des pompes à chaleur gaz.

AMORCE travaille sur les outils de planification énergétique territoriaux avec pour objectifs de faire converger les politiques locales de développement des énergies renouvelables et de la maîtrise de l’énergie et les stratégies de développement des réseaux d’énergie, en tenant compte des besoins d’extensions et de renforcements, mais aussi des économies d’investissements réalisées, notamment grâce à la maîtrise de l’énergie.

Comment s’articulent les compétences des collectivités territoriales en termes de réseaux de chaleur ? Quelles différences existe-t-il avec les réseaux électriques et de gaz ?

La distribution d’électricité, de gaz et de chaleur sont des compétences communales. Pour le gaz et l’électricité, la collectivité ne choisit pas l’opérateur qui assure la gestion du réseau et n’a que très peu de marge de manœuvre sur le contrat de concession. Pour la chaleur, elle exerce cette compétence en direct, en régie ou via une délégation de service public, pour laquelle elle a la main sur la rédaction du contrat et peut, donc, fixer des objectifs par exemple de prix, d’efficacité énergétique ou de taux d’énergies renouvelables dans le mix énergétique. On voit ainsi émerger des dispositions où les bénéfices de l’exploitation du réseau de chaleur sont en partie utilisés pour financer des actions de maîtrise de l’énergie sur le territoire.


Emmanuel Goy
10 mars 2014




Emmanuel Goy est Responsable du pôle énergie et réseaux de chaleur d’AMORCE. Il travaille depuis 20 ans sur les politiques énergie-climat locales. Il a contribué au sein d’AMORCE aux travaux du Grenelle de l’environnement et du débat national sur la transition énergétique, notamment dans le groupe dédié à la distribution d’énergie. Il est membre de la commission nationale du label Citergie qui distingue les collectivités pour l’exemplarité de leurs politiques locales en matière d’énergie.



AMORCE fédère au niveau national 550 collectivités et 250 entreprises sur la gestion de l’énergie, les réseaux de chaleur et les déchets.



Interview de Vincent Gaschignard (CLIMESPACE) :

Pouvez-vous nous expliquer le fonctionnement des réseaux de froid ? Comment est produit le froid transporté dans les réseaux (volume de consommation d’électricité, développement durable, etc.) ? Quels sont les coûts associés ?

Le réseau de froid urbain parisien permet d’apporter de l’énergie frigorifique aux clients de CLIMESPACE. Long de plus de 65 kilomètres, il assure la liaison entre 7 centrales de production et plus de 550 clients. Trois sites de stockage sont aussi connectés à ce réseau, ils ont pour fonction, d’une part, d’écrêter les pointes d’appel de puissance et, d’autre part, de réaliser des opérations d’effacement et d’optimiser la performance économique de la production.

L’énergie frigorifique est produite sous forme d’eau glacée comprise entre 2 et 5 °C. Elle est injectée sur le réseau au moyen de systèmes de distribution situés en centrale. Elle est ensuite distribuée aux clients au moyen de sous-station intelligentes (intégralement pilotables à distance). Une fois que l’eau glacée a libéré l’énergie frigorifique chez le client, elle retourne vers la centrale pour être à nouveau refroidie.

L’intégralité du système (centrales, réseau, sous-stations client) est pilotée depuis un poste de contrôle par des équipes de conduite, 24 heures/24 et 365 jours par an. Un chef de conduite, assisté d’un technicien de conduite, contrôle en temps réel le bon équilibrage de la demande des clients avec la production. Cette équipe de conduite peut alors à tout moment : donner des ordres de démarrage ou d’arrêt aux différents équipements, optimiser les paramètres de fonctionnement des centrales et des sous-stations, réagir à l’ensemble des alarmes remontées, etc. La présence de cette équipe en cycle continu est un élément clés de l’optimisation des performances du réseau de froid urbain.

CLIMESPACE travaille depuis plus de 10 ans à l’amélioration de l’efficacité énergétique globale du système avec des résultats significatifs. Ainsi, par rapport à une situation où les clients seraient équipés d’installations autonomes pour couvrir leurs besoins en froid, le réseau de froid urbain de CLIMESPACE permet des économies :

  • sur la consommation d’énergie électrique : - 50 % ;
  • sur les émissions de gaz à effet de serre : - 70 % ;
  • sur les consommations en eau : - 75 %.

Pour avancer toujours plus dans une démarche durable, 100 % de l’électricité consommée par CLIMESPACE est garantie d’origine renouvelable par ses fournisseurs.

Cette démarche d’efficacité énergétique est le cœur de métier de CLIMESPACE qui vient d’ailleurs d’obtenir, en janvier 2014, la certification ISO 50001 dédiée au management de l’énergie.

Quelles sont leurs différentes utilités ?

Les clients de CLIMESPACE sont variés et l’usage qu’ils font de l’énergie frigorifique livrée est spécifique pour chacun d’eux.

La majorité des clients sont d’importants gestionnaires d’immobilier de bureau. L’énergie frigorifique est alors utilisée pour la climatisation du bâtiment avec des besoins principalement centrés sur les périodes chaudes. Certains bâtiments, abritant des salles de serveurs informatiques, consomment du froid toute l’année.

Viennent ensuite les grands magasins et les centre commerciaux. Il s’agit alors de clients consommant de l’énergie frigorifique toute l’année pour maintenir une température maîtrisée malgré l’afflux du public.

Certains des principaux musées parisiens sont aussi raccordés au réseau de froid urbain. L’énergie frigorifique livrée est alors utilisée tant pour le rafraichissement que pour maîtriser l’hygrométrie des salles.

Enfin, les plus prestigieux hôtels parisiens sont raccordés au réseau. L’énergie frigorifique apporte une réponse à deux principaux besoins : le rafraichissement du bâtiment et le refroidissement des chambres froides.

Quelles sont les innovations que vous mettez en place pour rendre les réseaux de froid intelligents ?

Le réseau de CLIMESPACE est depuis l’origine un réseau intelligent.

Les postes de consommation de nos 550 clients sont tous télé-relevés et télé-opérés, nous permettant une surveillance à distance, un contrôle de la livraison de froid et une adaptation de la production en fonction de leurs besoins en temps réel.

ISIDistrib, en effet, créé un lien intelligent entre la consommation des clients et la production des centrales. C’est une solution imaginée et mise en œuvre par CLIMESPACE qui permet d’identifier en temps réel le client le plus difficile à livrer sur le réseau. L’information est alors remontée au poste de contrôle et toute la production est dimensionnée en fonction des contraintes exprimées par ce client. Cela permet de s’assurer en permanence que tous les clients sont correctement livrés, tout en optimisant les consommations électriques des pompes de distribution en centrales.

CLIMESPACE a, également, déployé un outil de prévision de la consommation de ses clients, mais aussi de ses propres consommations électriques. Ces prévisions vont jusqu’à un horizon d’une semaine.

Cet outil est particulièrement utile lorsqu’il est appliqué aux effacements de demande électrique. CLIMESPACE, en collaboration avec son fournisseur d’électricité qui est, également, opérateur d’effacement, peut ainsi réduire sa consommation en électricité de plusieurs mégawatts en moins de 15 minutes (et pour plusieurs heures) afin de participer à l’équilibrage du réseau électrique. Ceci est rendu possible par une bonne connaissance de nos capacités de production et par l’usage de nos installations de stockage de froid.

Quelles sont les synergies des réseaux de froid avec les autres réseaux d’énergie en ville (électricité, gaz, chaleur) ? Pouvez-vous nous expliquer comment jouer sur cette complémentarité ? Quels en sont les avantages ? Pouvez-vous nous présenter quelques-uns de vos projets innovants ?

Les installations de CLIMESPACE sont au cœur des réseaux des villes et deux exemples illustrent parfaitement les interactions entre les réseaux et l’interface opérée par CLIMESPACE : les réseaux combinés chaud et froid tout d’abord et les opérations d’effacement électrique ensuite.

Historiquement, CLIMESPACE est resté pendant longtemps un producteur d’énergie frigorifique exclusivement. Ainsi, la chaleur fatale ramenée en centrale était évacuée dans l’environnement. CLIMESPACE s’est associé à l’opérateur du réseau de chauffage urbain parisien, CPCU, pour mettre en service en 2013 un nouveau réseau permettant l’évacuation de cette chaleur fatale vers une boucle d’eau chaude alimentant des clients. Cette association a permis de donner naissance au réseau Paris Nord-Est. De plus, la centrale de ce réseau sera combinée à une géothermie qui permettra l’utilisation d’une ressource de chaleur renouvelable. Cette association des réseaux chaud et froid permet des gains importants en efficacité énergétique et environnementale.

Les opérations d’effacement sont aussi un bon exemple de synergies entre le réseau de froid urbain et le réseau d’électricité. CLIMESPACE est en effet un des plus importants consommateurs d’électricité du territoire parisien. Grâce à ses installations de stockage, CLIMESPACE est capable de réduire volontairement sa consommation électrique afin de participer à l’équilibre des réseaux de transport et de distribution d’électricité. Là encore, les bénéfices sont à la fois techniques, économiques et environnementales.


Vincent Gaschignard
10 mars 2014



Vincent Gaschignard est Responsable du département Conduite, Bilan et Optimisation au sein de la Direction de l’exploitation chez CLIMESPACE.
En 2005, diplômé de l’école nationale des ponts et chaussées, il entre chez Gaz de France en tant qu’ingénieur de recherche au sein du pôle Techniques de Transport de la Direction de la Recherche. En 2007, il prend en charge les projets liés à l’inspection des pipelines. De 2005 à 2010, il est également responsable qualité du Hall d’Essais Mécanique de la Direction de la recherche.
En 2010, il rejoint la Direction de l’exploitation de CLIMESPACE. Début 2011, il devient responsable du département Conduite, Bilan et Optimisation. Ce département a la responsabilité de l’équilibrage en temps réel de la production et de la demande client, il pilote aussi la production dans un but de performance environnementale et économique.

Dans le cadre d’une concession de service public conclue avec la Ville de Paris en 1991, CLIMESPACE CLIMESPACE produit et distribue de l’énergie frigorifique au cœur de la capitale grâce au réseau de froid urbain. Cette activité lui permet ainsi de répondre aux besoins de climatisation des bâtiments parisiens (grand magasins, musées, bureaux, hôtels).
Grâce à un développement soutenu, CLIMESPACE livre aujourd’hui à ses 550 clients environ 400 GWh d’énergie frigorifique à l’année.
Climespace est une filiale du groupe GDF SUEZ et intervient fréquemment en tant que pôle de compétence en support des projets du groupe dans le domaine des réseaux de froid urbain, en France et à l’international.

Interview de Bruno Alavès (Réseau GDS) :

Quel est le niveau de développement des réseaux de chaleur sur les territoires que vous desservez en gaz naturel ? Quelle part y prenez-vous ?

Réseau GDS, est une société d’économie mixte (SEM) de la Ville de Strasbourg, qui a connu une première transformation majeure en avril 2012, avec la cession de sa filiale de commercialisation d’énergies au Groupe ES (Électricité de Strasbourg). Amorçant la transformation en profondeur de son modèle économique, l’entreprise a mis en œuvre une stratégie de diversification autour de son cœur de métier historique de gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel. Les axes directeurs de cette stratégie ont conduit Réseau GDS à créer, avec différents partenaires industriels, des filiales dédiées à chacun de ses nouveaux domaines d’action :

  • le développement et l’exploitation de réseaux de chaleur ;
  • la performance énergétique du bâti ;
  • l’injection de biométhane dans le réseau de distribution local.

En 2013, le projet d’entreprise de Réseau GDS s’est pleinement intégré à la stratégie de développement durable et de transition énergétique de la Ville de Strasbourg, posant les fondations d’un nouveau Pôle de l’énergie publique.

Réseau GDS, acteur majeur de la transition énergétique à l’échelon du territoire, mène une stratégie de diversification qui s’appuie prioritairement sur le développement des réseaux de chaleur, indispensables à la montée en puissance des énergies renouvelables.

Comment vous coordonnez-vous avec les autorités concédantes pour le développement des réseaux de chaleur ?

À ce jour environ 19 % des logements des bailleurs sociaux des communes desservies en gaz naturel par Réseau GDS, sont alimentés par des réseaux de chaleur. Réseau GDS ambitionne d’en prendre une part importante dans un avenir proche en s’appuyant sur un partenariat développé avec la société EBM Thermique, déjà exploitante de plusieurs réseaux de chaleur sur le territoire de la Communauté urbaine de Strasbourg.

Le développement cohérent des réseaux de chaleur nécessite une vision globale des infrastructures existantes pour en optimiser le fonctionnement, notamment par le biais d’interconnexions futures et par le choix d’approvisionnements énergétiques innovants, dans une logique d’exploitation de ressources locales en circuit court. Dans cette logique, une parfaite coordination entre autorités concédantes et exploitants constitue une condition de réussite importante.

Il existe, cependant, une limite légale à la concertation en amont d’un projet : lorsqu’une autorité concédante souhaite développer localement un réseau de chaleur, elle doit lancer un appel à candidature dans le cadre d’une procédure publique de délégation de service public (DSP). Lors du déroulement de cette procédure, tout rapport particulier entre l’autorité concédante et un quelconque candidat est formellement interdit.

En revanche, en amont des procédures de DSP, les services de l’autorité concédante ont toute liberté d’échanger avec les acteurs industriels et institutionnels, notamment sur le schéma directeur du territoire, les enjeux et la vision à moyen terme. Réseau GDS, en tant qu’acteur public local, se positionne comme un interlocuteur privilégié des communes, avec une vision globale des enjeux du territoire et une connaissance « terrain » des contraintes et potentiels de chaque collectivité.

Quelles sont les évolutions techniques et technologiques que connaissent et que connaîtront les réseaux de chaleur ?

Pour devenir un acteur reconnu dans le domaine des réseaux de chaleur, Réseau GDS s’est rapproché d’EBM Thermique, filiale française du groupe coopératif suisse EBM pour fonder une filiale dédiée, Réseaux de Chaleur Urbains d’Alsace (RCUA). Cette filiale bénéficie de toute l’expertise d’EBM en matière de technologies innovantes et d’utilisation des ressources renouvelables, nourrie de veille technologique et de prospective.

Ainsi, répondant en 2013 à l’appel d’offre de la Communauté urbaine de Strasbourg pour la conception et le déploiement d’un nouveau réseau de chaleur dans le quartier de Strasbourg-Wacken, Réseau GDS et EBM Thermique ont proposé une solution innovante utilisant un minimum de 87% de ressources renouvelables en circuit court, incluant pour une large part les rafles de maïs issues de l’agriculture locale.

Une autre innovation est celle du suivi en temps réel des consommations, qui permet à la fois aux usagers de mieux réguler leur propre consommation, aux concessionnaires d’optimiser leurs installations et à l’autorité concédante de contrôler le fonctionnement de la délégation de service public.

Quelles sont les synergies existantes et envisagées entre les réseaux de chaleur et les autres réseaux d’énergie sur le territoire, notamment le réseau de gaz naturel ?

Ces différents axes de progrès tendent à concrétiser la vision de réseaux de chaleur qui seront certes intelligents mais aussi interconnectés et pilotés afin de pouvoir évoluer vers un modèle économique encore plus efficient.

RCUA anticipe ainsi une flexibilité plus grande encore dans l’approvisionnement d’énergie, en se préparant à une interconnexion de réseaux de chaleur possédant des sources d’énergie locales différentes, ce qui devrait permettre une adaptation souple aux variations de prix et aux disponibilités des différentes sources d’énergie.

Un réseau de chaleur intelligent dépend de sa capacité à s’adapter, d’un côté, à la variation des consommations des usagers, de l’autre, aux prix des différentes sources d’énergie, en favorisant les énergies renouvelables locales. Les investissements en équipements physiques relevant de la maintenance préventive ou curative, sont évidemment essentiels. Ceux liés au pilotage du réseau le sont néanmoins tout autant car ils permettent de dégager une marge financière par l’optimisation des flux du réseau qui peut être répercutée à l’usager sous forme d’économie tarifaire.

Au-delà des enjeux de gestion et de gouvernance, RCUA s’engage aussi fortement dans la sensibilisation et l’information du consommateur. Ces actions sont importantes car elles peuvent, en agissant sur le levier des comportements, contribuer à alléger les factures d’énergie. Dans certains cas, la promotion des « éco-gestes » et bonnes pratiques énergétiques peut se substituer à un investissement coûteux.

Dans une vision plus large des infrastructures énergétiques, l’optimisation des synergies entre les réseaux de chaleur et les autres réseaux d’énergie, et en particulier le réseau de gaz naturel, constituera un enjeu clé. En effet, l’interconnexion de différents réseaux de chaleur d’un même territoire, une métropole régionale par exemple, permettra de réguler les ressources utilisées pour la production de la chaleur utilisée en fonction des consommations constatées. Un jour verra l’utilisation préférentielle d’une chaufferie attachée à un réseau et utilisant telle énergie renouvelable, un autre jour verra l’utilisation additionnelle de telle autre chaufferie attachée à un autre réseau avec, par exemple, une utilisation du gaz : une « smart city » énergétiquement économique verra alors en quelque sorte le jour.

Quelle sera, selon-vous, la place des réseaux de chaleur dans la transition énergétique française ?

Aujourd’hui le gaz naturel est souvent employé en tant que source d’énergie de secours pour les réseaux de chaleur. Demain, avec l’arrivée du bio-méthane, le gaz naturel pourra aussi faire partie du mix énergies renouvelables des réseaux de chaleur.

L’incitation à l’utilisation des EnR, les réseaux de chaleur en étant l’un des principaux vecteurs de développement, permettra de faire diminuer la facture énergétique française en réduisant la dépendance aux importations. De ce fait, la place des réseaux de chaleur dans l’avenir énergétique français est et restera stratégique à moyen et long terme.

Avec sa stratégie volontariste en matière de développement et de gouvernance citoyenne des réseaux de chaleur, Réseau GDS entend prendre toute sa part dans la transition vers un modèle local de l’énergie sobre et efficient.


Bruno Alavès
10 mars 2014




Bruno Alavès, a quitté, en 2012, le Groupe GDF Suez pour rejoindre l’entreprise locale de distribution (ELD) strasbourgeoise Réseau GDS, dont il devient le Directeur Général Adjoint en charge du développement, avec pour principale mission de piloter la stratégie de diversification de l’opérateur historique du réseau de distribution de gaz naturel.




Réseau GDS est l’une des premières ELD gazières de France, avec un volume de gaz naturel acheminé supérieur à 5 TWh/an et près de 120 000 clients répartis sur 92 communes, incluant Strasbourg et sa communauté urbaine.

Interview de Robert Serna (Ville de Dunkerque) :

Un réseau de chaleur aujourd’hui reconnu internationalement pour ses performances environnementales

Le réseau de chauffage urbain de Dunkerque est le plus grand réseau de récupération de chaleur industrielle fatale en France, qui s’appuie sur la présence du site industriel sidérurgique d’Arcelor-Mittal.

Il a été distingué à Copenhague en 2009 en recevant un « Award of Excellence » de l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

Construit à partir de 1985, le réseau dunkerquois est le deuxième plus grand réseau de la région Nord-Pas-de-Calais avec une puissance de 100 MW. Il est composé de 50 kilomètres de canalisation et de 180 sous-stations.

Il dessert 180 bâtiments et environ 6 000 logements. Il compte 105 clients auxquels sont vendus 140 000 MWh/an :

  • le logement collectif social (environ 4 000 logements) ;
  • le logement collectif privé (environ 2 000 logements ;
  • le secteur tertiaire privé ;
  • le centre hospitalier ;
  • les collèges et lycées publics ;
  • les autres secteurs tertiaires publics.

Il est placé sous la responsabilité de la Ville de Dunkerque qui en a confié la concession jusqu’en 2024 à Énergie Grand Littoral, filiale de Dalkia France.

L’originalité de ce réseau est de récupérer la chaleur fatale issue des hauts fourneaux sidérurgiques du groupe Arcelor-Mittal. Une hotte de captation d’une puissance de 15 MW a été installée en 1986. Une nouvelle hotte d’une puissance de 8 MW l’a été en 2008.

Les atouts du réseau sont nombreux :

  • la récupération de chaleur sur ces captations représente entre 55 et 65 % des besoins du réseau en fonctionnement normal et il s’agit d’une énergie neutre en termes d’émission de CO2 ;
  • 20 000 tonnes de gaz à effet de serre (GES) sont ainsi économisées chaque année au regard de l’énergie fournie. La captation sur le refroidissoir sidérurgique permet aussi de récupérer 90 % des poussières et, donc, améliore la qualité de l’air ;
  • l’énergie est rachetée à l’industriel à un tarif bas (5 euros le mégawattheure) ce qui contribue à l’équilibre financier du réseau et à sa performance commerciale ;
  • la présence majoritaire d’énergie renouvelable dans le réseau lui permet d’être assujetti à la TVA au taux réduit ce qui améliore encore sa compétitivité.

Ce réseau, au-delà de sa performance énergétique, permet également de démontrer, par l’exemple, qu’on peut concilier le nécessaire développement industriel et la préservation de l’environnement et de la santé des populations, à l’heure où la question de l’« économie circulaire » prend de plus en plus d’importance.

La volonté de développer ce réseau dans le cadre d’une politique de transition énergétique volontariste à l’échelle communautaire

À court terme, deux extensions sont en cours sur le quartier en rénovation urbaine du Jeu de Mail et sur la commune associée de Saint-Pol-sur-Mer. À titre d’illustration, dans le cadre du Fonds Chaleur, l’ADEME subventionne à 50 % les réseaux de chaleur si l’énergie d’origine renouvelable est majoritaire. L’extension de Saint-Pol-sur-Mer porte ainsi sur plus de 3 kilomètres pour un coût de 4,2 millions d’euros financés à 50 % par l’ADEME, le solde étant financé dans le cadre du contrat de concession signé avec Énergie Grand Littoral.

L’objectif est aujourd’hui de dépasser le cadre initial du réseau, limité à la ville de Dunkerque et la commune associée de Saint-Pol-sur-Mer, pour développer le réseau de chaleur sur le territoire de l’agglomération dunkerquoise (200 000 habitants) – de manière maillée ou en boucle locale – afin de pouvoir distribuer une énergie décarbonée à des tarifs compétitifs et pour tous les besoins (résidentiel individuel et collectif, tertiaire, industrie).

Fin 2011, la Communauté urbaine de Dunkerque – déjà autorité organisatrice en matière d’électricité et de gaz à l’échelon communautaire – a adopté une délibération fixant cette orientation qui s’inscrit dans son Plan Climat et correspond aussi à l’objectif national d’une part d’au moins 23 % d’énergie d’origine renouvelable dans l’énergie finale consommée en France en 2020. L’adoption toute récente de la loi de modernisation de l’action publique territoriale et d’affirmation des métropoles (MAPAM) conforte cette orientation, la compétence « réseau de chaleur » étant désormais clairement communautaire. La prise de compétence effective par la Communauté urbaine est programmée pour début 2015 après une phase de concertation avec les communes concernées par les perspectives de développement.

Une étude a été commanditée par la Ville et la Communauté urbaine en 2012, pour mettre en œuvre cette stratégie de développement. Elle a consisté en l’élaboration de scénarios technico-économiques d’extensions de réseaux prenant en compte les densités urbaines et recensant les sources d’énergie potentielles, pour poursuivre cette volonté de joindre énergie fatale liée à certaines activités économiques et captation de chaleur pour intégration dans le réseau.

L’objectif est de constituer un vaste réseau de chaleur utilisant différentes sources d’énergies (chaleur industrielle, bois, eau de mer, etc.) couvrant la population la plus étendue possible.

L’étude a aussi conforté l’idée d’un raccordement au réseau du Centre de valorisation énergétique des ordures ménagères, sécurisant le réseau et renforçant sa capacité de développement.

Parallèlement au développement du réseau auprès des grands comptes, une étude de faisabilité est en cours pour expérimenter le raccordement des logements individuels afin de développer et densifier un réseau jusqu’ici composé essentiellement de partenaires institutionnels.

Une nécessité : impliquer encore plus les particuliers pour lutter contre la précarité énergétique

Le raccordement des particuliers constitue un autre objectif stratégique afin, notamment, de densifier le réseau et de permettre ainsi la baisse du coût de la chaleur qu’il fournit.

Sur un plan politique et citoyen, il s’agit aussi de convaincre les habitants du bien-fondé des énergies renouvelables et de la pertinence du réseau de chaleur dunkerquois.

Ce réseau s’inscrit enfin dans une perspective de lutte contre la précarité énergétique avec la fourniture d’une énergie moins chère et une politique d’aide à l’isolation des logements menée par la Communauté urbaine (expérience de la thermographie aérienne et point d’appui avec la démarche Réflex’énergie).

Le développement du réseau est stratégique pour contribuer à la diversification du pôle énergétique majeur qu’est aujourd’hui Dunkerque

Dunkerque est la première plate-forme énergétique européenne avec une centrale nucléaire, un gazoduc géant qui achemine de Norvège le tiers de la consommation française, des raffineries et bientôt un terminal méthanier construit par EDF.

Pour diversifier ce pôle énergétique en l’orientant vers l’avenir, Dunkerque a fait le choix de se positionner sur l’ensemble des énergies nouvelles (éolien, solaire, etc.) à travers un pôle d’excellence régional « Énergies 2020 ». Le développement du réseau de chaleur à l’échelon communautaire s’inscrit clairement dans cette perspective.


Robert Serna
03 avril 2014





Robert Serna est le Directeur général des services de la Ville de Dunkerque.





1ère plate-forme énergétique d’Europe, 3e port français, Dunkerque (94 000 habitants) est le cœur d’une agglomération de 200 000 habitants, façade littorale de la Région Nord-Pas-de-Calais sur la mer du Nord, conjuguant tradition industrielle et portuaire avec développement durable. La Ville et l’agglomération se sont engagées depuis de nombreuses années dans une démarche volontariste d’efficacité énergétique au service de ses entreprises et de ses habitants, visant à promouvoir une utilisation économe et économiquement acceptable, dans un contexte de montée des préoccupations environnementales, notamment en matière énergétique. À Dunkerque, la chaleur et l’énergie des hommes permettent au projet de devenir réalité.