FR 3137744 A1 20240112 FR 2206811 A 20220705 L’installation comprend : - des équipements de collecte d’énergie qui sont en relation de transfert d’énergie avec des sources comprenant au moins une source d’énergie carbonée, l’au moins une source d’énergie carbonée comprenant un réseau de distribution d’électricité ; - des équipements de transformation d’énergie alimentés au moins en partie par les équipements de collecte. On se dote d’une estimation horodatée de la carbonation de la production électrique alimentant le réseau de distribution, et on pilote l’installation dans le sens d’une optimisation au regard d’au moins un critère comprenant un critère de modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Figure pour l’abrégé : [Fig.1] Procédé et installation pour fournir de l’énergie notamment thermique, peu carbonée, dans au moins un bâtiment ou analogue, et système s’y rapportant. La présente invention concerne un procédé pour fournir de l’énergie notamment thermique, peu carbonée, dans au moins un bâtiment ou analogue, en vue d’une optimisation au regard d’un certain nombre de critères qui peuvent inclure le coût d’installation, les coûts de fonctionnement, la réduction de consommation énergétique, des considérations environnementales etc. La présente invention concerne également une installation permettant la mise en œuvre du procédé. La présente invention comprend en outre un système de régulation pour la mise en œuvre du procédé. Etat de la technique L’invention intéresse tout particulièrement mais non limitativement les ensembles immobiliers relativement grands, par exemple les immeubles collectifs, groupes d’immeubles, ensembles industriels, les centres hospitaliers, les centres commerciaux, les hôtels ou complexes de type hôtelier, les ensembles scolaires ou universitaires etc. Dans le domaine du bâtiment on connaît les installations permettant d’approvisionner l’énergie en provenance de plusieurs sources, par exemple réseaux publics de distribution de gaz ou d’électricité, sondes géothermiques, capteurs solaires thermiques, capteurs solaires photovoltaïques, capteurs aérothermiques ou etc. Ces installations connues comportent divers équipements pour transformer l’énergie collectée et pour l’utiliser, par exemple des pompes à chaleur, des appareils de chauffage par effet Joule, des climatiseurs, des chaudières etc. Il est également connu de mettre en œuvre un procédé qui régule l’installation en pondérant le recours aux différentes sources et aux différents équipements en fonction des besoins et selon des critères économiques ou autres. Les documents FR 2 960 099 A1, US 2008/092 875 A1, WO 2015/014 951 A2, EP 3 012 539 A1, EP 2 141 419 A1, FR 3 065 516 A1, EP 1 987 298 B1, DE 10 2010 033 909 A1, DE 100 22 544 A1, US 2018/0 283 799 A1, KR 2013 00 17 182 A et KR 101 801 775 B1 décrivent des installations de ce type, perfectionnées de diverses manières dans le sens d’une exploitation optimisée des ressources les plus avantageuses en termes de coût et/ou d’environnement. Le WO 2022/029 235 A1 enseigne d’opérer l’installation suivant un scénario couvrant une période et prescrivant pour chaque tranche de temps de la période une combinaison d’états d’activation des différents équipements de l’installation. Le scénario est établi à l’avance en fonction de diverses prévisions, notamment climatiques et relatives à l’utilisation du bâtiment ou encore à l’état de ressources de stockage énergétique. Il est de plus en plus souhaité de minimiser « l’empreinte carbone » des activités humaines, c’est-à-dire la quantité de rejets carbonés, notamment de dioxyde de carbone, qui accompagne lesdites activités. Les installations de fourniture d’énergie thermique pour les bâtiments sont concernées, en termes de structure et en termes de pilotage. L’empreinte carbone d’une installation est fonction de la « carbonation » de l’énergie consommée (nombre de grammes de CO2 par kWh), ainsi que du besoin énergétique de l’installation. Certains équipements de production d’énergie, notamment solaires et aérothermiques, fonctionnent sans rejeter de carbone. Mais leur coût d’investissement, leur emprise au sol, leur puissance limitée et/ou, surtout, l’intermittence de leur production, contraignent en général à les faire coexister avec d’autres moyens de production thermique, utilisant l’électricité d’un réseau de distribution et/ou un combustible carboné. Une pompe à chaleur puisant des calories ou des frigories dans une source géothermique constitue un moyen énergétiquement efficace. Toutefois son coût d’investissement et l’emprise au sol des capteurs géothermiques pour une puissance moyenne annuelle donnée, interdisent généralement d’en faire le seul complément aux ressources non carbonées. Reste donc le recours aux pompes à chaleur, éventuellement réversibles, puisant des calories ou des frigories dans des sources aériennes, au chauffage par effet Joule alimenté par de l’électricité du réseau, et/ou au chauffage par combustion. Les documents US 2008/0092 875 A1 et US 7 958 885 B2 proposent de réduire la carbonation de l’énergie consommée par une installation de fourniture d’énergie thermique en recourant à des accumulateurs thermiques. La minimisation de l’empreinte carbone par arbitrage entre différentes sources d’énergie dont l’une est le réseau public de distribution électrique se heurte à une difficulté : la carbonation de l’électricité fournie par le réseau est très variable. Dans les pays comme la France disposant de centrales nucléaires et hydrauliques ainsi que d’équipements éoliens et photovoltaïques, l’électricité fournie par le réseau est très peu carbonée tant qu’un certain seuil de consommation n’est pas dépassé. Ledit seuil dépend de facteurs climatiques, de facteurs d’activité, en fonction de l’heure dans la journée, et aussi en fonction de l’indisponibilité de certains équipements de production non carbonée (tranches de centrales nucléaires en maintenance, barrages hydrauliques à leur niveau minimal etc.). Tout kWh appelé par le réseau au-delà du seuil précité est probablement très carboné car fourni par une centrale thermique. D’un autre côté, il peut être pertinent de consommer de l’électricité carbonée si elle peut servir à produire très efficacement de l’énergie thermique. Par exemple, il peut être avantageux d’alimenter une pompe à chaleur avec de l’électricité carbonée ou même très carbonée lorsque les conditions sont propices à un bon coefficient d’efficacité de la pompe à chaleur. Par ailleurs, si le besoin est un besoin de rafraichissement, le passage par l’énergie électrique n’est pas toujours contournable. La problématique de minimisation de l’empreinte carbone d’une installation de fourniture d’énergie dans au moins un bâtiment est donc complexe, car elle tient à la fois à la structure de l’offre énergétique, à la structure de la demande, à la structure de l’installation, à la conjoncture climatique, et à la conjoncture thermique dans le bâtiment. Par ailleurs certains pays, de plus en plus nombreux, octroient des avantages sous forme de labels, de bonus dans des appels d’offres, d’avantages financiers et/ou etc., à des projets d’installations et installations respectant atteignant des objectifs de décarbonation But de l’invention Le but de l’invention est ainsi de proposer un procédé, une installation et un système de régulation permettant d’abaisser l’empreinte carbone de l’énergie thermique consommée dans au moins un bâtiment. Présentation de l’invention Suivant l’invention, le procédé pour fournir de l’énergie thermique dans au moins un bâtiment, au moyen d’une installation comprenant : - des équipements de collecte d’énergie qui sont en relation de transfert d’énergie avec des sources comprenant au moins une source d’énergie carbonée, l’au moins une source d’énergie carbonée comprenant un réseau de distribution d’électricité ; - des équipements de transformation d’énergie alimentés au moins en partie par les équipements de collecte ; procédé dans lequel, de manière à satisfaire les besoins de l’installation en termes d’énergie thermique, on pilote l’installation dans le sens d’une optimisation au regard d’au moins un critère ; est caractérisé en ce qu’on se dote d’une estimation horodatée de la carbonation de la production électrique alimentant le réseau de distribution électrique, et en ce que l’au moins un critère comprend une modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Le pilotage de l’installation consiste typiquement à définir pour un instant donné une combinaison d’états d’activation des différents équipements de l’installation, en fonction de la demande en énergie thermique provenant du bâtiment et de ses occupants, et en fonction des sources d’énergie disponibles, par exemple le réseau de distribution, des capteurs solaires photovoltaïques ou thermiques, des sondes géothermiques, des structures de stockage thermique, des chaudières etc. Suivant l’invention, on se dote d’une estimation de la carbonation de l’électricité disponible sur le réseau de distribution d’électricité. Ladite carbonation varie très fortement dans le temps, selon le mix énergétique instantané (part de nucléaire, d’hydraulique, d’éolien, de photovoltaïque, de thermique) mis en œuvre pour alimenter le réseau de distribution. L’étape de se doter d’une estimation de la carbonation peut être conduite de plusieurs manières. On peut acquérir l’estimation d’un prestataire extérieur qui peut être un opérateur du réseau de distribution ou une entité tierce. En variante, et notamment si une telle estimation n’est pas disponible, l’estimation peut être faite dans le cadre du procédé, sur la base de données telles que des données météorologiques, calendaires, relatives au mix énergétique du réseau de distribution, et/ou etc. Ensuite l’optimisation recherchée dans le cadre du procédé prend en compte ladite estimation en vue de minimiser l’empreinte carbone de l’installation. Ceci ne signifie pas nécessairement que le pilotage fait en sorte que l’empreinte carbone soit la plus basse possible dans une situation donnée. En effet, typiquement, la modération de l’empreinte carbone n’est que l’un des critères du pilotage. D’autres critères entrent généralement en ligne de compte, notamment le coût d’exploitation, la gestion de la maintenance de certains équipements, la gestion des équipements de stockage-déstockage thermique s’il y en a, etc. L’optimisation aboutit donc le plus souvent à un compromis dans lequel intervient la modération de l’empreinte carbone de l’installation, mais sans obligatoirement que l’installation fonctionne à son plus bas niveau d’empreinte carbone possible. Dans certaines réalisations, on acquiert des données comprenant des données météorologiques et des données relatives à la production de l’électricité alimentant le réseau de distribution, et l’estimation de carbonation prend en compte lesdites données. Les données météorologiques font partie des informations permettant de prévoir le besoin en énergie thermique dans le bâtiment. Si l’installation comporte des équipements solaires photovoltaïques et/ou solaires thermiques, ces données permettent aussi de prévoir la production de ces équipements. Les données relatives à la production de l’électricité alimentant le réseau sont utiles pour obtenir ou affiner l’estimation de carbonation. Même si ces données ne renseignent pas directement sur la carbonation de l’électricité fournie par le réseau, elles peuvent contribuer à élaborer une estimation de cette carbonation. De telles données utiles peuvent être relatives au nombre de réacteurs nucléaires opérationnels et/ou à leur puissance totale. Elles peuvent aussi être relatives à la gestion de la puissance hydroélectrique. Elles peuvent être relatives à la puissance attendue de la part des génératrices éoliennes etc. Dans une version, on acquiert des données comprenant un historique de la carbonation de l’électricité ayant alimenté le réseau de distribution d’électricité au cours d’au moins une année antérieure, et l’estimation prend en compte lesdites données. Dans cette version, on part de l’idée que à date et heure correspondantes de l’année antérieure et de l’année en cours, la carbonation pourra être comparable. Avantageusement, on fait une moyenne des carbonations de l’électricité ayant alimenté le réseau de distribution au cours d’années antérieures à date et heure correspondantes, et on obtient l’estimation en se basant sur cette moyenne. Les années antérieures peuvent être les années directement précédentes, ou des années sélectionnées. Par exemple, l’au moins une année antérieure est sélectionnée d’après des critères de ressemblance, notamment météorologique et/ou de carbonation de la production d’électricité alimentant le réseau de distribution, avec l’année en cours. Dans une version, l’au moins une année antérieure est sélectionnée d’après des critères de ressemblance, notamment météorologique et/ou de carbonation de la production d’électricité alimentant le réseau de distribution, avec l’année en cours. Lorsque l’on s’est constitué une valeur de carbonation basée sur au moins une année antérieure, selon un perfectionnement l’obtention de l’estimation peut passer par l’application d’un correctif prenant en compte au moins un paramètre d’actualité, tiré par exemple de données météorologiques. Le correctif peut aussi prendre en compte certains paramètres comme les variations de la demande d’énergie thermique dans le bâtiment en fonction par exemple des évènements calendaires tels que par exemple jours ouvrés/week-ends/jours fériés/congés scolaires. Ce que l’on appelle ci-dessus « date et heure correspondantes » ne signifie pas nécessairement même date et même heure. On peut par exemple choisir dans les années antérieures des dates « correspondantes » en fonction du jour de la semaine, de l’ouvrabilité de la date (jour férié ou jour ouvrable), ou encore en fonction de la ressemblance avec la date courante en termes de météorologie. Si par exemple le mois de juillet d’une année antérieure était beaucoup plus chaud qu’août, alors que le mois d’août de l’année en cours est très chaud, mieux vaut établir une correspondance entre le 15 août (jour férié) de l’année en cours avec le 14 juillet (autre jour férié) de l’année antérieure. Dans une autre version ou la même, l’estimation de carbonation peut aussi prendre en compte en tant que paramètre d’actualité un état de disponibilité des moyens de production électrique alimentant le réseau de distribution. Lorsqu’une part significative des moyens de production décarbonés, typiquement les réacteurs nucléaires et des centrales hydrauliques, est à l’arrêt pour maintenance, l’opérateur du réseau va probablement devoir activer des moyens carbonés, par exemple des centrales thermiques, pour alimenter le réseau, notamment en cas de facteurs aggravants, notamment météorologiques, comme des températures extrêmes. Dans une version, l’on obtient l’estimation horodatée en se basant sur la carbonation de l’électricité fournie par le réseau de distribution au cours d’au moins une année antérieure à une date correspondante choisie avec un décalage calendaire pour être d’un même jour de la semaine que la date pour laquelle est établi l’estimatif. En général la date décalée sera tout de même proche de celle pour laquelle on établit l’estimatif, de façon que les données climatiques des deux dates soient comparables. Dans une version, on acquiert des données météorologiques, on fait une moyenne des carbonations de la production de l’électricité ayant alimenté le réseau certaines années précédentes à date et heure correspondantes, et on obtient l’estimation en appliquant à cette moyenne un correctif prenant en compte les données météorologiques de l’année pour laquelle on établit l’estimatif par rapport à une moyenne desdites années antérieures. Dans une version concernant une installation comprenant un équipement de chauffage par combustion, on active l’équipement de chauffage par combustion pendant un segment temporel pour lequel l’estimation de carbonation de l’électricité fournie par le réseau est élevée. La carbonation du réseau est une moyenne pondérée entre les carbonations de productions décarbonées (nucléaire, hydroélectricité), faiblement carbonées (éolien, solaire) et fortement carbonées (centrales thermiques). Une moyenne élevée signifie que le thermique est fortement mis à contribution. Dans ce cas, on peut supposer que la fourniture de kWh supplémentaires par le réseau sera assurée par centrale thermique. Cela peut être contre-productif en termes d’empreinte carbone si ce kWh supplémentaire est destiné à produire de la chaleur chez le consommateur. Mieux vaut brûler le combustible directement chez le consommateur, en termes d’empreinte carbone globale comme en termes économiques. De préférence, le procédé est appliqué à une installation comprenant au moins un équipement de stockage-déstockage thermique tel qu’un équipement géothermique et/ou au moins une citerne contenant un fluide de stockage-déstockage thermique. De tels équipements offrent des degrés de liberté très avantageux pour l’optimisation selon l’invention. Par exemple, dans le cadre de l’optimisation, on procède à un déstockage thermique lorsque l’électricité fournie par le réseau de distribution d’électricité est prévue fortement carbonée, et un stockage thermique lorsque l’électricité fournie par ledit réseau est prévue faiblement carbonée. Selon un autre exemple, dans le cadre de l’optimisation, on consomme de l’énergie fournie par le réseau de distribution électrique dans un premier segment temporel où sa carbonation est relativement faible, et on épargne ainsi de l’énergie stockée, puis on consomme l’énergie de stockage ultérieurement lorsque ladite carbonation est plus élevée que lors du premier segment temporel. En particulier, on peut stocker une partie au moins de cette énergie en vue d’abonder l’énergie qui sera consommée ultérieurement. Dans une version, on alimente avec de l’énergie électrique ayant une relativement forte carbonation une pompe à chaleur que l’on fait fonctionner entre deux sources thermiques présentant une faible différence de température entre elles. On peut ainsi se procurer de l’énergie thermique dans des conditions globalement avantageuses. On peut en particulier stocker cette énergie pour en disposer plus tard, à un moment où son obtention aurait été globalement moins avantageuse. Par « globalement », on fait ici référence au degré d’optimisation cumulé de l’obtention de l’électricité et de son utilisation pour produire de l’énergie thermique. Il est préféré d’appliquer le procédé à une installation dont les équipements de collecte comprennent au moins un équipement de collecte d’énergie renouvelable tel qu’au moins un capteur photovoltaïque, au moins un capteur solaire thermique, au moins un capteur aérothermique, au moins un capteur géothermique. De tels équipements fournissant sur place ou à proximité immédiate une énergie totalement décarbonée facilitent l’optimisation selon l’invention au regard du critère de modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie à l’installation. Dans une version préférée, à un instant courant de pilotage de l’installation, l’estimation de carbonation est un prévisionnel horodaté s’étendant sur une certaine période à partir de l’instant courant, et l’optimisation comprend définir un scénario prescrivant une séquence de combinaisons d’états d’activation des équipements sur ladite période, le scénario étant défini dans le sens d’une optimisation globale sur la période au regard de l’au moins un critère comprenant la modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Sur la base de prévisions comprenant ledit prévisionnel horodaté de carbonation mais aussi de prévisions de besoins en énergie thermique dans l’installation et de disponibilité des sources d’énergie thermique autres que le réseau, le scénario édicte pour chaque instant, par exemple pour chaque segment temporel de par exemple un quart d’heure, une combinaison d’états d’activation des équipements de l’installation. Cette version de l’invention permet de réduire le besoin en puissance de calcul et en même temps de gérer une trajectoire thermique de l’ensemble de l’installation dans le temps. Par exemple, en utilisant le bâtiment comme un moyen de stockage-déstockage thermique, on peut laisser la température du bâtiment diminuer pendant des segments temporels où l’énergie est chère et/ou fortement carbonée, et anticiper les segments temporels plus favorables où il sera avantageusement possible de réchauffer à nouveau le bâtiment. Inversement le scénario peut aussi prescrire de réchauffer le bâtiment en prévision de segments temporels ultérieurs attendus défavorables, au cours desquels on pourra réduire la consommation en laissant le bâtiment se refroidir. Si les équipements comprennent des équipements de stockage-déstockage thermique, le scénario peut dans le même esprit prescrire un déstockage thermique lorsque l’électricité fournie par le réseau est prévue fortement carbonée, et un stockage thermique lorsque l’électricité fournie par le réseau est faiblement carbonée. De préférence, plus généralement, l’optimisation au regard du critère de modération de l’empreinte carbone ne vise pas une modération immédiate maximale, car cela conduirait à systématiquement vider les stocks thermiques sauf lorsque de l’énergie décarbonée gratuite, type photovoltaïque locale, est en excès, et donc à réduire fortement l’intérêt de tels stockages. On recherche au contraire une modération globale sur une certaine durée, notamment, dans la version avec scénario, sur la période couverte par le scénario, qui peut typiquement être de 12 mois. Dans une version, l’étape de se doter d’une prévision horodatée de la carbonation de la production d’électricité fournie par le réseau de distribution comprend, pour chaque segment temporel horodaté, une prise en compte de la carbonation d’un segment temporel correspondant d’au moins une année antérieure, et une correction basée sur des différences entre l’année en cours et l’au moins une année antérieure. De telles corrections peuvent être basées sur des particularités météorologiques de l’année en cours par rapport à la période correspondante de l’année antérieure, sur des évolutions du parc de moyens de production alimentant le réseau de distribution, sur des variations dans l’utilisation et/ou l’équipement des locaux etc. Dans une version du procédé : - le scénario horodaté prescrit les flux énergétiques des différents équipements au cours de chacun des segments temporels successifs dans un sens d’optimisation globale, au regard d’au moins un critère comprenant le critère de modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation, sur la période couverte par le scénario ; - on opère l’installation en mettant en œuvre, à chaque instant, les équipements en prenant en compte le scénario. Typiquement, le scénario tel qu’il est établi pour un futur relativement lointain, c’est-à-dire par exemple pour la semaine suivante, le mois suivant ou plus, n’est qu’une approche de l’optimisation recherchée. Cette approche est plus ou moins adéquate en fonction de divers aléas passés ou dont la prévision est intervenue récemment. De tels aléas peuvent être météorologiques, relatifs à l’utilisation réelle du bâtiment, relatifs à la disponibilité des moyens de production électrique du réseau et/ou la disponibilité des équipements de l’installation, etc. C’est pourquoi, de préférence, à au moins un instant postérieur au début de l’étape d’opérer l’installation, on met à jour le scénario de façon que l’optimisation globale prenne en compte : - des divergences éventuelles entre un historique de la fourniture d’énergie thermique dans l’installation et le scénario avant mise à jour ; et/ou - des divergences éventuelles entre des prévisions récentes et des prévisions plus anciennes sur lesquelles est basé le scénario avant mise à jour. Quelle que soit la sophistication mise en œuvre dans l’élaboration du scénario, un décalage entre les situations réelles et celles anticipées par le scénario est difficilement évitable. Si le scénario prescrit est mis en œuvre rigidement, il en résulte certains inconvénients en termes de satisfaction de la demande et en termes d’optimisation au regard des critères. De préférence, pour parer à cela, le scénario prescrit en outre des modalités d’ajustement à la demande réelle d’énergie thermique à l’instant courant, et/ou à des paramètres réels des sources d’énergie à l’instant courant, ces modalités étant elles-mêmes optimisées au regard de l’au moins un critère comprenant la modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Par exemple, si les occupants du bâtiment demandent, par le biais de thermostats, plus de chauffage que l’installation en fournirait d’après le scénario, les modalités d’ajustement prescrivent quel équipement doit être activé, ou différemment activé, pour fournir cette puissance appelée plus grande que celle anticipée. Selon un autre exemple, si l’électricité disponible sur le réseau est plus chère ou plus carbonée que d’après le scénario, les modalités d’ajustement peuvent prescrire, par exemple, de puiser, ou puiser davantage dans un stockage. Selon encore un autre exemple, en cas de déficience d’une pompe à chaleur de l’installation, les modalités d’ajustement prescrivent quel(s) autre(s) équipement activer différemment pour compenser la déficience. Dans une version du procédé, l’au moins un critère comprend, en plus de ladite modération de l’empreinte carbone, un critère de modération du coût d’exploitation et/ou un critère de sobriété énergétique. On affecte à chaque critère un barème d’évaluation commensurable avec les barèmes affectés aux autres critères, et on réalise l’optimisation d’après la somme des évaluations. Par exemple, les barèmes peuvent être dans une unité monétaire. Le barème des coûts d’exploitation est alors, par exemple, en valeur réelle. L’empreinte carbone et la sobriété énergétique sont chiffrées dans la même unité monétaire selon une règle de correspondance que l’on s’est fixée, par exemple en euros par kWh et en euros par kg de CO 2 . Avantageusement, avant d’établir le scénario, on exécute les étapes suivantes : - en fonction d’une simulation thermique dynamique du bâtiment, d’une utilisation prévue du bâtiment et d’une climatologie annuelle du site d’implantation du bâtiment, établir un chronogramme annuel des divers besoins énergétiques du bâtiment ; - se doter d’un catalogue d’équipements de collecte, de transformation, d’utilisation et/ou de stockage d’énergie compatibles avec le chronogramme, et avec des données relatives au cahier des charges du bâtiment ; - par itérations informatiques tester virtuellement différentes combinaisons d’équipements du catalogue et de dimensionnements de ces équipements pour déterminer celles capables de satisfaire au moins en grande partie le chronogramme ; - établir le scénario horodaté de chacune des combinaisons déterminées comme capables de satisfaire le chronogramme ; - sélectionner l’une de ces combinaisons déterminées et le scénario horodaté correspondant, en prenant en compte l’au moins un critère conjointement avec des considérations relatives à l’installation ; et - construire l’installation correspondant à la combinaison sélectionnée. Ainsi, la technique consistant à se baser sur ledit scénario permet non seulement d’opérer favorablement une installation existante, mais aussi, en amont, de conférer à une installation la meilleure structure possible en vue de satisfaire encore mieux l’au moins un critère, en particulier le critère de modération de l’empreinte carbone. Les considérations relatives à l’installation comprennent par exemple le montant des investissements, le coût d’exploitation et au moins un avantage pouvant découler de la satisfaction de normes de sobriété énergétique et/ou de modération de l’empreinte carbone. Un tel avantage peut être une labellisation favorable sur le plan commercial et/ou fiscal. Selon un second aspect de l’invention, l’installation pour fournir de l’énergie notamment thermique dans au moins un bâtiment ou analogue, l’installation comprenant : - des équipements de collecte d’énergie qui sont en relation de transfert d’énergie chacun avec une source respective ; - des équipements de transformation d’énergie alimentés au moins en partie par les équipements de collecte ; - des équipements utilisateurs d’énergie ; - un système de régulation capable de définir pour certains au moins des équipements différents états d’activation respectifs choisis en fonction de paramètres notamment climatiques, dans le sens d’une optimisation au regard de critères, est caractérisée en ce que le système de régulation met en œuvre un procédé selon l’invention complété ou non par tout ou partie de ses perfectionnements. Dans une version avantageuse l’installation comprend au moins un équipement de stockage-déstockage thermique tel qu’un équipement géothermique et/ou au moins une citerne contenant un fluide de stockage-déstockage thermique. Les équipements de collecte peuvent comprendre au moins un équipement de captation d’énergie renouvelable tel qu’au moins un capteur photovoltaïque, au moins un capteur solaire thermique, au moins un capteur aérothermique, et/ou au moins un capteur géothermique. Suivant un troisième aspect de l’invention, le système pour la régulation d’une installation destinée à fournir de l’énergie notamment thermique dans au moins un bâtiment ou analogue, cette installation comprenant : - des équipements de collecte d’énergie qui sont en relation de transfert d’énergie chacun avec une source respective ; - des équipements de transformation d’énergie alimentés au moins en partie par les équipements de collecte ; - des équipements utilisateurs d’énergie ; le système de régulation étant capable de définir pour certains au moins des équipements différents états d’activation respectifs choisis en fonction de paramètres notamment climatiques, dans le sens d’une optimisation au regard de critères, est caractérisé en ce que le système est conçu pour mettre en œuvre dans l’installation un procédé selon l’invention complété ou non par tout ou partie de ses perfectionnements. D’autres particularités et avantages de l’invention apparaîtront encore dans la description ci-après relative à des modes de réalisation non-limitatifs, en référence aux dessins annexés. Brève description des Figures La est une représentation schématique d’une installation selon l’invention, dans un bâtiment ; La description qui suit s’entend comme décrivant toute particularité ou combinaison de particularités, dans les termes utilisés ci-après ou dans des termes plus généraux, dès lors que cette particularité ou combinaison de particularités est productrice d’effet ou avantage technique, même si la particularité ou combinaison de particularités ne constitue qu’une partie d’une phrase ou d’un paragraphe. Dans l’exemple représenté à la , l’installation est associée à un bâtiment 1 implanté sur un terrain 2. L’installation comprend des équipements de collecte d’énergie comprenant ici : au moins un capteur solaire photovoltaïque CPh transformant le rayonnement solaire 33 en énergie électrique ; au moins un capteur solaire thermique CTh transformant le rayonnement solaire 33 en chaleur absorbée par un liquide caloporteur parcourant le capteur ; au moins un échangeur aérothermique Ath pouvant fonctionner en capteur de chaleur ou en dissipateur thermique (capteur de froid) pour un liquide caloporteur parcourant ledit capteur par échange de calories entre le liquide et l’air extérieur 34 ; plusieurs sondes géothermiques 3 ; et au moins un raccordement à un réseau public de distribution d’électricité 36. Les sondes géothermiques 3 sont du type BTES enfoncées dans une zone du terrain 2 et du sous-sol correspondant qu’on appelle ici milieu géothermique 31 pour le distinguer du sol naturel 32 qui n’est pas influencé thermiquement par les sondes 3. Il peut également y avoir un réservoir de combustible ou, comme représenté, un raccordement à un réseau de distribution de combustible 37, notamment de gaz combustible. Dans d’autres réalisations, certains types d’équipement de collecte tels que CPh, CTh et/ou Ath ne sont pas présents, l’invention pouvant être mise en œuvre dès lors que le raccordement au réseau 36 n’est pas l’unique source d’énergie capable d’alimenter l’installation pour qu’elle fournisse de l’énergie thermique (chaud et/ou froid) au bâtiment. Un boîtier électrique 6 reçoit l’énergie électrique du réseau 36 et du capteur photovoltaïque Cph et fournit l’électricité de l’une et/ou l’autre de ces provenances sur une sortie de puissance 7. Dans certaines réalisations le boîtier 6 ou un boîtier spécifique (non représenté) peut également injecter dans le réseau de distribution 36 de l’électricité produite par le capteur photovoltaïque CPh. En outre, l’installation comprend un ensemble 8 d’équipements de transformation et de stockage d’énergie thermique, à savoir, dans l’exemple, des pompes à chaleur PAC, une chaudière Comb reliée à la source de combustible 37 pour des périodes exceptionnelles, ainsi qu’une citerne froide 9 et une citerne chaude 11 qui contiennent typiquement de l’eau additivée. Le parc de pompes à chaleur PAC permet de produire à volonté du froid et de la chaleur. La citerne froide 9 est destinée à accumuler du froid par congélation de tout ou partie de l’eau qu’elle contient, et à restituer ce froid par dégel total ou partiel de son contenu congelé. Chaque citerne 9, 11 contient un échangeur de chaleur pour échanger de la chaleur avec un fluide caloporteur pour recevoir ou fournir de l’énergie thermique en liaison avec les sources, directement ou par pompe à chaleur interposée. Il y a également dans l’installation un ensemble 10 d’équipements d’utilisation qui sont en relation d’interface avec l’utilisateur (occupant du bâtiment, personnel technique ou de gestion) pour la consommation énergétique du bâtiment, à savoir par exemple des lampes 12 et des prises électriques 13, des modules de climatisation AC, des modules de chauffage Ht, des sols chauffants 14, des points de distribution d’eau chaude sanitaire 16 (un seul de chaque est représenté pour alléger la représentation). L’installation comprend en outre un ensemble de raccordement sélectif 17, capable d’établir des raccordements appropriés entre les capteurs thermiques 3, ATh, CTh, les équipements 8 de stockage et transformation et les équipements d’utilisation 10. L’ensemble de raccordement 17 comprend typiquement des canalisations, des électrovannes simples 18, des électrovannes à voies multiples 19, et des pompes 21. L’ensemble 17 est raccordé aux sondes 3 par des tuyauteries 22 pour un liquide caloporteur, en général de l’eau additivée, circulant dans les sondes 3 où ce liquide caloporteur échange de la chaleur avec le milieu géothermique 31. Il y a également dans l’installation de multiples détecteurs de température, pression et débit ainsi que compteurs d’intensité électrique, et de multiples appareils de commande comme des thermostats ou interrupteurs, certains à la disposition des utilisateurs, d’autres à la disposition du personnel technique ou de gestion de l’immeuble. On a simplement représenté ici, à ce titre, un détecteur de température Te pour le liquide caloporteur entrant dans les sondes 3, un détecteur de température Ts pour le liquide caloporteur sortant des sondes 3, et un débitmètre D mesurant le débit de liquide caloporteur dans les sondes 3, ainsi qu’optionnellement un détecteur Tg pour la température du milieu géothermique 31. On sait qu’au-delà d’une certaine profondeur où elle n’est plus influencée par la température de surface, la température du milieu géothermique 31 croît avec la profondeur (gradient géothermal). Le détecteur Tg est placé à une profondeur choisie pour que la température locale y soit représentative d’une moyenne pour le milieu géothermique 31. La représentation des ensembles 8, 10 et 17 sous forme de blocs à la est conceptuelle, en pratique certains des différents équipements de chacun de ces ensembles peuvent être disséminés dans le bâtiment. C’est notamment, mais pas uniquement, le cas des équipements d’utilisation 10. Par ailleurs la classification entre équipements de transformation et de stockage 8 et équipements d’utilisation 10 est en partie arbitraire. Par exemple des appareils de chauffage Ht peuvent être des transformateurs d’énergie fonctionnant par effet Joule et comporter une capacité de stockage thermique. Les doubles flèches horizontales 20 entre ces blocs symbolisent les liaisons fluidiques entre eux. L’installation est configurable selon de nombreuses manières par un automate programmable AUT qui émet des commandes pour d’une part relier sélectivement entre eux les différents équipements et d’autre part piloter leur état d’activation, le tout en fonction de paramètres comprenant notamment le niveau de la demande pour chaque forme d’énergie (électricité, chauffage, rafraichissement, eau chaude sanitaire etc.) et la puissance disponible en provenance des capteurs locaux (CPh, CTh, Ath, 3). En général, de multiples combinaisons d’états d’activation des différents équipements sont capables de satisfaire la demande. Une unité de commande CU exécute un programme d’optimisation qui émet des préconisations envoyées à l’automate AUT pour permettre à l’automate AUT de sélectionner et activer la combinaison optimale des états d’activation. Les préconisations sont des ordres de priorité entre équipements ayant des fonctions analogues, et/ou des recommandations pour des niveaux d’activation des équipements, et/ou des préconisations concernant les modes de fonctionnement pour les équipements ayant au moins deux modes de fonctionnement. Les équipements à deux modes de fonctionnement possibles sont par exemple, ici, les équipements pouvant intervenir dans la production de froid ou de chaleur (pompes à chaleur PAC si elles sont réversibles), les équipements pouvant céder ou acquérir de l’énergie (citernes 9, 11), les capteurs tels que les sondes 3 ou le capteur aérothermique Ath qui peuvent fonctionner en capteur de froid ou de chaleur, les modules de climatisation AC le cas échéant capables de fonctionner en chauffage ou en rafraichissement. Les préconisations délivrées par l’unité de commande CU peuvent être fournies sous forme de possibilités alternatives ou cumulatives avec des rangs de priorité. On souhaite en effet, de préférence, éviter que l’automate AUT soit empêché de satisfaire la demande en raison de préconisations excessivement contraignantes émises par l’unité de commande CU. En particulier l’installation doit de préférence être pleinement opérationnelle du point de vue des utilisateurs du bâtiment même si, par exemple, un équipement atteint sa limite de puissance ou est défaillant. L’automate AUT et l’unité de commande CU pourraient être regroupées en un seul automate « intelligent ». La subdivision proposée ici est avantageuse pour être compatible avec une installation préexistante, équipée d’un automate AUT classique, que l’on a post-équipée selon l’invention en lui adjoignant notamment l’unité de commande CU et éventuellement certains des équipements de collecte 3, CPh, CTh, ATh, de transformation et stockage 8, d’utilisation 10, et de raccordement 17. Un autre avantage de la subdivision proposée ici est de permettre d’installer tout ou partie de l’unité de commande CU à distance (en variante de ce qui est présenté ici à titre illustratif). Ainsi une seule unité de commande CU peut desservir plusieurs installations. Par exemple l’unité de commande CU peut être détenue par un prestataire fournissant ses services au propriétaire ou locataire du bâtiment 1. L’unité de commande CU peut aussi être commune à plusieurs bâtiments tels que 1, appartenant à un même ensemble. Le bloc électrique 6 est relié à l’automate AUT qui le pilote. La sortie de puissance 7 alimente électriquement les trois ensembles 8, 10 et 17, ainsi que, de façon non représentée, l’automate AUT et l’unité de commande CU. L’unité de commande CU comporte un port de raccordement informatique pour une liaison 23, par exemple via Internet, avec une ou plusieurs sources de données, parmi lesquelles notamment des prévisions météorologiques. Pour élaborer ses préconisations, l’unité de commande CU pend en compte des données qui peuvent être de natures très diverses, à savoir économiques, météorologiques, environnementales, liées à la bonne gestion des stocks thermiques dans le milieu géothermique 31, dans les citernes 9 et 11 et dans le bâtiment lui-même en fonction de la date, paramètres d’occupation des locaux etc. Suivant l’invention, l’un des paramètres environnementaux sur lesquels se base l’unité de commande CU pour élaborer ses préconisations, est une estimation horodatée de la carbonation de l’électricité fournie par le réseau. Comme la consommation globale des clients du réseau 36 varie rapidement au cours d’une journée, notamment à certaines heures de la journée, la carbonation de l’électricité peut, elle aussi, varier très rapidement, notamment la carbonation des kWh fournis en sus de la capacité de production des moyens de production décarbonés (hydraulique, nucléaire) ou faiblement carbonés (éolien, photovoltaïque). Ceci explique que l’on préfère selon l’invention disposer de données assez précisément horodatées. Par exemple, comme les heures de pointe de consommation électrique, (heures matinales en hiver dans les régions froides ou tempérées, heures d’été chaudes en région tempérée ou chaude) sont bien connues, l’unité de commande CU peut préconiser de puiser l’énergie thermique dans les stocks pendant de telles heures et de reconstituer les stocks en-dehors de ces heures grâce au réseau 36, alors que le réseau 36 fournit de l’électricité faiblement carbonée. Dans un tel cas les citernes 9, 11 ou encore le bâtiment en tant que réserve thermique sont efficaces. Selon un autre exemple, pour une stratégie de décarbonation à plus long terme, on sait que la consommation électrique sur le réseau 36 est modérée et plus régulière pendant les inter-saisons (avril-mai et septembre-octobre en région tempérée). L’électricité fournie pendant ces périodes est faiblement carbonée. Il peut être prévu que pendant ces périodes l’unité de commande CU préconise une consommation de l’électricité du réseau 36 pour abonder les stocks thermiques qui seront utiles au cours de la saison suivante. Ceci signifie par exemple refroidir le milieu géothermique 31 et/ou la citerne froide 9 au printemps en vue des besoins de climatisation en été, ou bien les réchauffer à l’automne en vue de la saison froide. Dans les zones tarifaires où le prix du kWh fourni par le réseau 36 varie en fonction de la conjoncture énergétique, la recherche d’une modération de la carbonation tend à converger avec l’optimisation économique car les périodes de tarif élevé sont souvent des périodes de production plus carbonée. Lorsque l’installation comporte des équipements de production tels que les capteurs photovoltaïques Cph, les capteurs solaires thermiques Cth et aérothermiques Ath, l’utilisation de ces équipements au maximum de leur capacité instantanée (qui dépend des conditions météorologiques instantanées) converge avec une minimisation des coûts et de l’empreinte carbone de l’installation puisque l’énergie qu’ils fournissent à l’installation est gratuite et totalement décarbonée. Dans le cas où la puissance thermique que ces équipements sont capables de fournir excède la demande de l’installation, l’optimisation consiste en général à diriger la puissance excédentaire vers un équipement de stockage thermique. Cela n’est cependant pas toujours possible, ou bien peut impliquer un arbitrage. Par exemple, en cas de forte chaleur, on pourra mettre en œuvre un arbitrage concernant l’énergie thermique proposée par les capteurs Ath et/ou Cth s’il n’y a aucune possibilité d’utilisation directe de cette énergie par exemple pour chauffer une piscine ou la citerne d’eau chaude 11 ou un ballon d’eau chaude sanitaire (par exemple s’ils sont déjà à température au moins sensiblement égale à celle des fluides caloporteurs ayant traversé les capteurs Cth et/ou Ath) ou refroidir la citerne froide 9, (si la température extérieure est positive en °C alors que le contenu de la citerne est partiellement congelé). Dans de tels cas, l’arbitrage pourra conduire à décider l’activation de la pompe à chaleur malgré une électricité a priori chère et/ou carbonée. Par exemple, si une période de forte chaleur intervient tardivement dans la saison chaude, il pourra être favorable sur le plan énergétique de stocker de la chaleur avec un meilleur coefficient d’efficacité de la pompe à chaleur en cette période chaude que par des températures beaucoup plus basses ultérieurement. De même si une période très fraiche intervient tardivement dans la saison froide, des frigories pourront avantageusement être stockées pendant cette période en vue d’une utilisation ultérieure en rafraichissement ou climatisation. Si la différence est petite entre la température du fluide caloporteur fourni par le capteur Ath ou Cth et la citerne d’eau chaude 11 ou le ballon d’eau chaude sanitaire, le coefficient d’efficacité d’une pompe à chaleur puisant des calories du capteur Ath ou Cth pour les fournir à la citerne 11 ou au ballon d’eau chaude sanitaire sera excellent et compensera l’éventuelle mauvaise qualité de l’électricité consommée par la pompe à chaleur en termes d’optimisation au sens de l’invention. Dans un autre exemple, la température extérieure est de l’ordre de 5°C, l’électricité est chère et/ou carbonée, alors que le contenu de la citerne froide 9 est partiellement congelé. Le fluide caloporteur fourni par le capteur aérothermique Ath ne peut pas directement fournir de frigories à la citerne 9 puisqu’il est plus chaud que le contenu de la citerne. Par contre une pompe à chaleur extrayant des calories de la citerne 9 et les rejetant à l’atmosphère via le capteur aérothermique Ath fonctionnant en source chaude aura un très bon rendement qui compensera l’éventuelle mauvaise qualité de l’électricité consommée, en termes d’optimisation au sens de l’invention. Dans de tel exemples, l’optimisation peut être non seulement instantanée, mais aussi globale, c’est-à-dire inclure le futur. Même si le niveau d’optimisation immédiate est peu satisfaisant, l’optimisation peut être globalement très satisfaisante si l’énergie thermique stockée permet d’éviter ou de restreindre, le recours ultérieur à des processus bien moins qualitatifs en termes d’optimisation au sens de l’invention. La recherche d’une carbonation modérée n’est, de préférence, qu’un critère parmi d’autres pour l’optimisation pratiquée selon l’invention. En général, l’optimisation recherchée est un compromis optimal entre le coût d’exploitation, la consommation d’énergie exogène (c’est-à-dire autre que produite par les capteurs thermiques de l’installation), l’empreinte carbone et la gestion des stocks thermiques, en particulier la gestion de la température du milieu géothermique, qui ne doit pas dériver à moyen et long terme. La bonne gestion des stocks thermiques est importante. Si on la négligeait, il serait presque toujours plus avantageux à court terme de puiser dans les stocks thermiques la totalité de l’énergie thermique appelée par la demande au-delà de ce qui est fourni gratuitement par les capteurs solaires Cph et Cth et aérien Ath. Ainsi, plus généralement, comme on vient de le voir dans l’exemple non-limitatif ci-dessus, l’optimisation est de préférence une optimisation globale englobant l’instant présent et une certaine période consécutive à l’instant présent. Suivant l’invention, de préférence, on accepte une optimisation qui n’est que « imparfaite » à l’instant courant lorsqu’une meilleure optimisation à l’instant courant conduirait vraisemblablement à une moins bonne optimisation sur toute la période. Pour se doter de ladite estimation horodatée de la carbonation, une première possibilité consiste à obtenir cette estimation horodatée via la liaison 23 de la part des opérateurs du réseau 36 et/ou des producteurs d’électricité alimentant le réseau 36. Toutefois actuellement, du moins dans certains pays et notamment en France, lesdits producteurs et opérateurs ne fournissent ni valeur de la carbonation de l’électricité à l’instant courant ni prévisionnel de la carbonation future. Face à cette situation, l’invention prévoit d’élaborer la prévision horodatée sur la base d’informations pertinentes relativement à la carbonation de l’électricité en train d’être distribuée sur le réseau 36 et allant être distribuée pendant une période à venir sur le réseau 36. De telles informations peuvent être relatives à la carbonation de l’électricité fournie par le réseau 36 au cours d’une ou plusieurs années antérieures, jour par jour ou même heure par heure, ou de préférence quart d’heure par quart d’heure. De telles informations peuvent provenir d’une source publique ou privée. Une source privée peut être une banque de données qui a été constituée au cours d’années antérieures spécifiquement pour la mise en œuvre de l’invention. D’autres informations pertinentes sont relatives à la disponibilité des divers moyens de production électrique alimentant le réseau 36. D’une année à l’autre, certains moyens peuvent avoir été arrêtés, provisoirement ou définitivement, d’autres peuvent avoir été (re)mis en service. D’autres informations pertinentes encore peuvent être relatives au niveau général de la demande, qui évolue avec la démographie, avec l’électrification croissante de la consommation énergétique, mais aussi, en sens inverse, avec les mesures d’économie d’énergie comme l’isolation thermique croissante de l’habitat. Dans une version, on évalue la carbonation de l’électricité fournie par le réseau 36 d’après une carbonation constatée dans le passé à date et heure correspondante. La carbonation constatée dans le passé est de préférence une moyenne des carbonations constatées lors de plusieurs années antérieures à date et heure correspondante. La date de l’année en cours et la date correspondante d’une année antérieure peuvent être la même date calendaire. Mais on peut aussi faire se correspondre des dates différentes d’un même jour de la semaine, par exemple deux lundis. On peut faire se correspondre des dates fériées, des dates de congés scolaires, ou encore des jours qui se ressemblent sur le plan météorologique. Il sera en général impossible de réaliser une correspondance parfaite entre un jour de l’année en cours et un jour d’une année passée ou une moyenne de jours d’années passées. Toutefois, dans une version, on prend comme estimation horodatée de la carbonation à l’instant courant la carbonation à une date et heure correspondantes d’une année antérieure ou la moyenne des carbonations à date et heure correspondantes de plusieurs années antérieures. En effet, la prise en compte de la carbonation n’étant pas cruciale pour le bon fonctionnement de l’installation, une estimation approximative est suffisante dans certains cas. Dans d’autres versions, on souhaite affiner l’estimation horodatée. Ayant obtenu une première approche de la carbonation, par exemple comme exposé ci-dessus, on applique un correctif à cette évaluation pour obtenir l’estimation horodatée de la carbonation. Si la date correspondante est la même date calendaire, le correctif pourra tenir compte des différences inhérentes au calendrier (jour de la semaine ou week-end, férié ou non, congé scolaire ou non). Si la date correspondante est choisie « intelligemment » comme évoqué plus haut, le correctif tient compte par exemple des évolutions dans la production alimentant le réseau 36, par exemple la croissance du parc éolien, la fermeture provisoire ou définitive, ou au contraire la (re)mise en service de tranches de centrales nucléaires, la variation de la puissance électrique fournie par le réseau 36 entre l’année en cours et l’année passée prise en considération, et un différentiel météorologique entre l’année en cours et ladite année passée. Les correctifs à appliquer en fonction de chaque paramètre de variation sont déterminables par analyse des données disponibles concernant les années antérieures en matière de calendrier, météorologie, puissance fournie par le réseau, carbonation de l’électricité, évolution du parc de moyens de production etc. Dans une version, on affecte à chaque critère d’optimisation un barème d’évaluation commensurable avec les barèmes affectés aux autres critères, et on réalise l’optimisation en recherchant un extrémum de la somme des évaluations. Par exemple, les barèmes sont des barèmes pécuniaires formulés en unités monétaires telles que l’euro. Dans un tel cas les coûts de fonctionnement sont comptés en valeurs réelles, un barème pécuniaire est attribué à chaque kg de CO2 émis, que ce soit sous forme de carbonation de l’électricité du réseau 36 et sous forme de rejet de combustion locale si l’installation comporte au moins un appareil de combustion Comb, et un autre barème pécuniaire est attribué à chaque kWh consommé. Les kWh peuvent être différemment pondérés selon qu’il s’agit de combustion locale ou d’acquisition via le réseau 36, selon comment on évalue le coût en énergie primaire non renouvelable de chaque kWh fourni sur le réseau 36. Pour la valeur du kg de CO2 émis, on peut se baser sur la valeur de marché du CO2 (en général formulé en euros par tonne), et/ou sur les pénalités fiscales et d’image associées aux fortes émissions de CO2. Ayant ainsi exprimé de manière commensurable les trois paramètres pertinents pour l’optimisation, on recherche pour un instant donné la combinaison d’états d’activation des différents équipements de l’installation qui satisfait à la demande et pour laquelle la somme des valeurs des trois paramètres est optimale, c’est-à-dire minimale si les barèmes sont en unité monétaire. Comme déjà évoqué plus haut, de préférence, l’optimisation prend en compte la gestion des stocks thermiques de l’installation. Dans l’exemple représenté à la , il s’agit des stocks dans les citernes 9 et 11 et dans le milieu géothermique 31. On veut éviter que l’optimisation aboutisse systématiquement à un déstockage thermique. Pour y parvenir, on peut selon une première option imposer une trajectoire de contenu thermique à chacune des structures de stockage. En ce qui concerne la citerne chaude 11 et le milieu géothermique 31, le contenu thermique est mesurable par une mesure de température. Dans la citerne froide 9, la température est en général stable, égale à la température où la phase liquide et la phase solide coexistent. Le contenu thermique y est par exemple mesurable d’après le niveau de remplissage puisque la masse totale de liquide et de solide est constante tandis que le volume massique du solide est différent de celui du liquide. Selon cette première option, on mesure les contenus thermiques réels, on calcule leur écart par rapport à leur trajectoire, on fait la somme des écarts et on ajoute algébriquement cette somme à la demande de l’installation pour obtenir une demande corrigée. Les combinaisons d’états des équipements sont choisies pour ramener les stocks à leur trajectoire respective. Selon une deuxième option, préférée, les stocks sont gérés dans le cadre d’une optimisation globale qui inclut non seulement l’instant présent mais une période consécutive à l’instant présent. Dans ce cas, on peut admettre un certain déficit ou même accroissement du déficit thermique des stocks par rapport à leur trajectoire, en des instants où le respect de la trajectoire serait défavorable au regard des critères d’optimisation choisis (coût d’exploitation, carbonation et consommation énergétique exogène dans l’exemple pris plus haut) et où on anticipe que le rattrapage du déficit sera moins pénalisant ultérieurement. Dans ce même procédé d’optimisation globale ou un autre, on peut maintenir ou accroître un excédent de stocks thermiques en des instants où cela pénalise relativement peu l’optimisation instantanée et où on anticipe que cet excès de stock sera d’un plus grand bénéfice en termes d’optimisation en un instant ultérieur pour lequel on prévoit, par exemple, une carbonation élevée et/ou un prix élevé de l’électricité alimentant le réseau électrique 36. En général, en fonction de son site d’implantation (zone chaude, froide, ventée, exposée au Nord ou au Sud etc.) et de sa destination (habitation, bureautique, industrielle, villégiature etc.) une installation aura majoritairement besoin de chaleur ou de froid sur une année. Par ailleurs, le milieu géothermique est presque toujours une source thermique particulièrement avantageuse à des fins d’optimisation immédiate au regard des critères d’optimisation choisis (coût d’exploitation, dépense énergétique et empreinte carbone de l’installation). Cependant, si l’on puise systématiquement les calories et les frigories dans le milieu géothermique, sa température à long terme va dériver en sens inverse du besoin majoritaire (c’est-à-dire par exemple va diminuer si le besoin majoritaire est le chauffage). Au bout de quelques années, la chaleur devient de plus en plus difficile à puiser, au point que le milieu géothermique finit par devenir inexploitable, ce qui est catastrophique par rapport à l’investissement initial. C’est pourquoi, comme exposé plus haut, on propose selon l’invention de réguler le puisage thermique dans le milieu géothermique dans le sens du respect d’une trajectoire de température jugée idéale. Cette régulation peut être indirecte : avant la mise en route de l’installation, on mesure la réactivité (variation de température) du milieu géothermique lorsqu’on puise une quantité de chaleur déterminée. En service on régule la température non pas directement, mais d’après les puisages thermiques opérés, que l’on peut traduire en termes de température du milieu géothermique d’après les essais initiaux. Une telle régulation indirecte de la température est plus fine que par mesure directe au moyen du détecteur Tg car les variations instantanées de température du milieu géothermique sont très lentes et donc très faibles entre deux instants rapprochés. Avec une telle régulation indirecte, le détecteur Tg n’est pas nécessairement présent, et s’il l’est, il ne sert qu’à vérifier de temps en temps la règle de correspondance entre puisage et variation de température, et corriger au besoin cette règle si un écart permanent semble s’installer entre température mesurée et trajectoire. En l’absence du détecteur Tg une dérive défavorable du milieu géothermique sera néanmoins constatable d’après la baisse d’efficacité du puisage. Plus généralement, selon l’invention, l’optimisation recherchée est une optimisation globale sur une certaine période commençant à l’instant d’intervention ou un peu avant et s’étendant dans le futur de l’instant présent. Pour cela, on se dote de prévisions relatives à des paramètres pertinents pour élaborer une estimation de la demande en énergie thermique du bâtiment en différents instants futurs et pour choisir en ces instants la combinaison d’états optimale des équipements de l’installation pour satisfaire cette demande. Les paramètres pour lesquels les prévisions peuvent être prises en compte sont typiquement tout ou partie de la liste suivante : température extérieure, ensoleillement, vitesse du vent, prix d’achat de l’énergie, prix de revente de l’énergie, paramètres environnementaux parmi lesquels la carbonation de l’électricité fournie par le réseau 36 et aussi éventuellement des paramètres de pollution atmosphérique, degré d’occupation de l’immeuble, état des stocks thermiques dans les structures de stockage, etc. Les prévisions relatives aux paramètres climatiques, et aux tarifs de l’énergie applicables dans la période à venir sont disponibles sous une forme pouvant directement alimenter l’entrée 23 de l’unité de commande CU. En pratique l’entrée 23 est typiquement un raccordement à un ou plusieurs serveurs via internet, sa représentation à la est purement illustrative. Concernant la carbonation, si des prévisions ne sont pas disponibles, on les établit par exemple au moyen de la méthode décrite plus haut, soit dans l’unité de commande CU soit à distance pour les transmettre à l’unité de commande CU via l’entrée 23. D’une manière générale, le procédé d’optimisation globale de la fourniture d’énergie thermique dans un bâtiment correspond de préférence, dans son principe, à celui décrit dans WO 2022/029 235 A1. On ne décrira ici que l’adaptation de ce procédé connu pour que l’optimisation globale tende à une minimisation de l’empreinte carbone de la fourniture d’énergie thermique par l’installation. A un instant courant de pilotage de l’installation, l’estimation de carbonation de l’électricité fournie par le réseau de distribution 36 est un prévisionnel horodaté s’étendant sur une certaine période à partir de l’instant courant. L’optimisation comprend définir un scénario prescrivant une séquence de combinaisons horodatées d’états d’activation des équipements sur ladite période. Chaque combinaison d’états est affectée à un segment temporel défini par sa date et son heure, par exemple l’heure de début du segment temporel. Typiquement tous les segments temporels ont la même durée, par exemple un quart d’heure, et ils se suivent de façon jointive dans le temps. Le scénario est défini dans le sens d’une optimisation globale sur la période au regard de l’au moins un critère comprenant la modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. L’optimisation multicritère est opérée par exemple comme décrit plus haut. Typiquement, pour chaque segment temporel de la période il y a une somme des critères dans l’échelle commune, échelle en unités monétaires dans l’exemple décrit plus haut. Le scénario optimal est celui pour lequel le résultat de l’addition des sommes obtenues pour chacun des différents segments temporels est le plus favorable, donc le plus petit si l’échelle est exprimée en unité monétaire de coût. La recherche du scénario optimal est typiquement réalisée par des itérations informatiques. Dans une version, une fois que le scénario horodaté a été établi, on opère l’installation en mettant en œuvre, à chaque instant, les équipements en prenant en compte le scénario. De préférence, il est prévu de mettre à jour le scénario au cours de son exécution pour tenir compte des divergences éventuelles entre un historique de la fourniture d’énergie thermique dans l’installation et le scénario avant mise à jour ; et/ou des divergences éventuelles entre des prévisions récentes et des prévisions plus anciennes sur lesquelles est basé le scénario avant mise à jour. Dans une version perfectionnée le scénario prescrit en outre des modalités d’ajustement à la demande réelle d’énergie thermique à l’instant courant et/ou à des paramètres réels des sources d’énergie à l’instant courant, ces modalités étant elles-mêmes optimisées au regard de l’au moins un critère comprenant la modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Dans l’exemple de la , si l’automate AUT est confronté à une demande d’énergie thermique différente de celle prévue par le scénario, il ajuste le scénario conformément aux modalités d’ajustement valables pour le segment temporel courant. Lors de la construction ou de la rénovation d’un immeuble ou ensemble immobilier, il y a avantage à remplir les conditions permettant l’octroi de labels et/ou d’avantages fiscaux. Ils offrent en outre un argument commercial par affichage de vertu écologique et promesse d’économies à l’utilisation. Dans cette optique qui s’ajoute à celle de l’optimisation telle qu’elle a été décrite jusqu’ici, l’invention propose, dans une version, non seulement d’optimiser la fourniture énergétique d’une installation, mais, en amont, de concevoir l’installation pour qu’elle permette des optimisations particulièrement avantageuses au regard des critères comprenant notamment le critère de modération de l’empreinte carbone accompagnant la satisfaction de la demande en énergie thermique. On peut procéder comme suit : - en fonction d’une simulation thermique dynamique du bâtiment, d’une utilisation prévue du bâtiment et d’une climatologie annuelle du site d’implantation du bâtiment, établir un chronogramme annuel des divers besoins énergétiques du bâtiment ; - se doter d’un catalogue d’équipements de collecte, de transformation, d’utilisation et/ou de stockage d’énergie compatibles avec le chronogramme, et avec des données relatives au cahier des charges du bâtiment ; - par itérations informatiques tester virtuellement différentes combinaisons d’équipements du catalogue et de dimensionnements de ces équipements pour déterminer celles capables de satisfaire au moins en grande partie le chronogramme ; - établir le scénario horodaté de chacune des combinaisons déterminées comme capables de satisfaire le chronogramme ; - sélectionner l’une de ces combinaisons déterminées et le scénario horodaté correspondant en prenant en compte l’au moins un critère conjointement avec des considérations relatives à l’installation ; et - construire l’installation correspondant à la combinaison sélectionnée. La « simulation thermique dynamique », ou STD, mentionnée ci-dessus est une étude préalable à la construction d’un bâtiment, fournissant un chronogramme des besoins en énergie thermique du bâtiment en fonction de multiples facteurs tels que site d’implantation, exposition, ensoleillement, caractère venté ou non du site, matériaux de construction utilisés et mesures d’isolation thermique qui seront mises en œuvre, destination du bâtiment (habitation, bureaux, hôtel etc.). Selon les pays cette étude ou une autre équivalente peut être désignée par une terminologie locale différente. Les considérations relatives à l’installation comprennent le montant des investissements, le coût d’exploitation et au moins un avantage pouvant découler de la satisfaction de normes de sobriété énergétique et/ou de modération de l’empreinte carbone. Bien entendu l’invention n’est pas limitée aux exemples décrits et représentés. L’installation représentée à la n’est qu’un exemple parmi une infinité d’autres possibles, et n’est en outre qu’une vision très schématisée d’une installation réelle qui comporterait bien plus qu’un équipement de chaque sorte, bien plus qu’une sonde géothermique, par exemple jusqu’à plus de 100 sondes, et concernerait souvent plus qu’un seul bâtiment etc. L’invention est applicable à des complexes immobiliers de natures très diverses. Dans certains cas, on a besoin simultanément de chaud (pour l’habitat, les bureaux, …) et de froid (par exemple pour un entrepôt frigorifique). Dans d’autres cas, on n’a besoin que de chaud (pays froids), ou quasiment que de froid (pays chauds). L’invention est compatible avec tous ces cas particuliers. Procédé pour fournir de l’énergie thermique dans au moins un bâtiment, au moyen d’une installation comprenant : - des équipements de collecte d’énergie (CPh, CTh, Ath, 3, 6) qui sont en relation de transfert d’énergie avec des sources (31, 33, 34, 36, 37) comprenant au moins une source d’énergie carbonée (36, 37), l’au moins une source d’énergie carbonée comprenant un réseau de distribution d’électricité (36) ; - des équipements de transformation d’énergie (PAC, Comb) alimentés au moins en partie par les équipements de collecte ; procédé dans lequel, de manière à satisfaire les besoins de l’installation en termes d’énergie thermique, on pilote l’installation dans le sens d’une optimisation au regard d’au moins un critère ; caractérisé en ce qu’on se dote d’une estimation horodatée de la carbonation de la production électrique alimentant le réseau de distribution électrique (36), et en ce que l’au moins un critère comprend une modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu’on acquiert des données comprenant des données météorologiques et des données relatives à la production de l’électricité alimentant le réseau de distribution électrique (36) et en ce que l’estimation de carbonation prend en compte lesdites données. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce qu’on acquiert des données comprenant un historique de la carbonation de l’électricité ayant alimenté le réseau de distribution au cours d’au moins une année antérieure, et en ce que l’estimation de carbonation prend en compte lesdites données. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce qu’on on fait une moyenne des carbonations de la production de l’électricité ayant alimenté le réseau certaines années précédentes à date et heure correspondantes, et on obtient l’estimation en se basant sur cette moyenne. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que l’au moins une année antérieure est sélectionnée d’après des critères de ressemblance, notamment météorologique et/ou de carbonation de la production d’électricité alimentant le réseau de distribution, avec l’année en cours. Procédé selon l’une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu’on obtient l’estimation en appliquant à une valeur de carbonation basée sur au moins une année antérieure un correctif prenant en compte au moins un paramètre d’actualité. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu’on acquiert des données météorologiques et l’estimation de carbonation prend en compte lesdites données météorologiques en tant que paramètre d’actualité. Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que l’estimation de carbonation prend en compte en tant que paramètre d’actualité un état de disponibilité des moyens de production électrique alimentant le réseau de distribution (36). Procédé selon l’une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que l’estimation de carbonation prend en compte en tant que paramètre d’actualité le jour de la semaine et/ou l’ouvrabilité du jour sur lequel porte l’estimation. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’on obtient l’estimation horodatée en se basant sur la carbonation de l’électricité fournie par le réseau de distribution (36) au cours d’au moins une année antérieure à une date correspondante choisie avec un décalage calendaire pour être d’un même jour de la semaine que la date pour laquelle est établi l’estimatif. Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, l’installation comprenant un équipement de chauffage par combustion (Comb), caractérisé en ce qu’on active l’équipement de chauffage par combustion pendant un segment temporel pour lequel l’estimation de carbonation de l’électricité fournie par le réseau (36) est élevée. Procédé selon l’une des revendications 1 à 11, caractérisé en ce qu’il est appliqué à une installation comprenant au moins un équipement de stockage-déstockage thermique tel qu’un équipement géothermique (3) et/ou au moins une citerne (9, 11) contenant un fluide de stockage-déstockage thermique. Procédé selon l’une des revendications 1 à 12, caractérisé en ce que l’on procède à un déstockage thermique lorsque l’électricité fournie par le réseau (36) est prévue fortement carbonée, et un stockage thermique lorsque l’électricité fournie par le réseau (36) est prévue faiblement carbonée. Procédé selon l’une des revendications 1 à 13, caractérisé en ce que dans le cadre de l’optimisation, on consomme de l’énergie fournie par le réseau de distribution électrique (36) dans un premier segment temporel où sa carbonation est relativement faible, et on épargne ainsi de l’énergie de stockage, puis on consomme l’énergie de stockage ultérieurement lorsque ladite carbonation est plus élevée que lors du premier segment temporel. Procédé selon l’une des revendications 1 à 14, caractérisé en ce qu‘on alimente avec de l’énergie électrique ayant une relativement forte carbonation une pompe à chaleur que l’on fait fonctionner entre deux sources thermiques présentant une faible différence de température entre elles. Procédé selon l’une des revendications 1 à 15, caractérisé en ce qu’il est appliqué à une installation dont les équipements de collecte comprennent au moins un équipement de collecte d’énergie renouvelable tel qu’au moins un capteur photovoltaïque (CPh), au moins un capteur solaire thermique (STh), au moins un capteur aérothermique (Ath), au moins un capteur géothermique (3). Procédé selon l’une des revendications 1 à 16, caractérisé en ce qu’à un instant courant de pilotage de l’installation, l’estimation de carbonation est un prévisionnel horodaté s’étendant sur une certaine période à partir de l’instant courant, et en ce que l’optimisation comprend définir un scénario prescrivant une séquence de combinaisons d’états d’activation des équipements sur ladite période, le scénario étant défini dans le sens d’une optimisation globale sur la période au regard de l’au moins un critère comprenant la modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Procédé selon la revendication 17, caractérisé en ce que l’étape de se doter d’une prévision horodatée de la carbonation de la production d’électricité fournie par le réseau de distribution comprend, pour chaque segment temporel horodaté, une prise en compte de la carbonation d’un segment temporel correspondant d’au moins une année antérieure, et le cas échéant une correction basée sur des différences entre l’année en cours et l’au moins une année antérieure. Procédé selon la revendication 17 ou 18, caractérisé en ce que : - le scénario horodaté prescrit les flux énergétiques des différents équipements au cours de chacun de segments temporels successifs dans un sens d’optimisation globale, au regard d’au moins un critère comprenant le critère de modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation, sur la période couverte par le scénario ; - on opère l’installation en mettant en œuvre, à chaque instant, les équipements en prenant en compte le scénario. Procédé selon la revendication 19, caractérisé en ce qu’à au moins un instant postérieur au début de l’étape d’opérer l’installation, on met à jour le scénario de façon que l’optimisation globale prenne en compte : - des divergences éventuelles entre un historique de la fourniture d’énergie thermique dans l’installation et le scénario avant mise à jour ; et/ou - des divergences éventuelles entre des prévisions récentes et des prévisions plus anciennes sur lesquelles est basé le scénario avant mise à jour. Procédé selon la revendication 19 ou 20, caractérisé en ce que le scénario prescrit en outre des modalités d’ajustement à la demande réelle d’énergie thermique à l’instant courant et/ou à des paramètres réels des sources d’énergie à l’instant courant, ces modalités étant elles-mêmes optimisées au regard de l’au moins un critère comprenant la modération de l’empreinte carbone de l’énergie thermique fournie par l’installation. Procédé selon l’une des revendications 17 à 21, caractérisé en ce qu’avant d’établir le scénario, on exécute les étapes suivantes : - en fonction d’une simulation thermique dynamique du bâtiment, d’une utilisation prévue du bâtiment et d’une climatologie annuelle du site d’implantation du bâtiment, établir un chronogramme annuel des divers besoins énergétiques du bâtiment ; - se doter d’un catalogue d’équipements de collecte, de transformation, d’utilisation et/ou de stockage d’énergie compatibles avec le chronogramme, et avec des données relatives au cahier des charges du bâtiment ; - par itérations informatiques tester virtuellement différentes combinaisons d’équipements du catalogue et de dimensionnements de ces équipements pour déterminer celles capables de satisfaire au moins en grande partie le chronogramme ; - établir le scénario horodaté de chacune des combinaisons déterminées comme capables de satisfaire le chronogramme ; - sélectionner l’une de ces combinaisons déterminées et le scénario horodaté correspondant en prenant en compte l’au moins un critère conjointement avec des considérations relatives à l’installation ; et - construire l’installation correspondant à la combinaison sélectionnée. Procédé selon la revendication 22, caractérisé en ce que les considérations relatives à l’installation comprennent le montant des investissements, le coût d’exploitation et au moins un avantage pouvant découler de la satisfaction de normes de sobriété énergétique et/ou de modération de l’empreinte carbone. Procédé selon l’une des revendications 1 à 23, caractérisé en ce que l’au moins un critère comprend, en plus de ladite modération de l’empreinte carbone, un critère de modération du coût d’exploitation et/ou un critère de sobriété énergétique, en ce qu’on affecte à chaque critère un barème d’évaluation commensurable avec les barèmes affectés aux autres critères, et on réalise l’optimisation d’après la somme des évaluations. Installation pour fournir de l’énergie notamment thermique dans au moins un bâtiment ou analogue, l’installation comprenant : - des équipements de collecte d’énergie (Cph, CTh, Ath, 3, 6) qui sont en relation de transfert d’énergie chacun avec une source respective ; - des équipements de transformation d’énergie (PAC, Comb) alimentés au moins en partie par les équipements de collecte ; - des équipements utilisateurs d’énergie (10) ; - un système de régulation capable de définir pour certains au moins des équipements différents états d’activation respectifs choisis en fonction de paramètres notamment climatiques, dans le sens d’une optimisation au regard de critères, caractérisée en ce que le système de régulation met en œuvre un procédé selon l’une des revendications 1 à 24. Installation selon la revendication 25, caractérisée en ce qu’elle comprend au moins un équipement de stockage-déstockage thermique tel qu’un équipement géothermique (3, 31) et/ou au moins une citerne (9, 11) contenant un fluide de stockage-déstockage thermique. Installation selon la revendication 25 ou 26, caractérisée en ce que les équipements de collecte comprennent au moins un équipement de collecte d’énergie renouvelable tel qu’au moins un capteur photovoltaïque (CPh), au moins un capteur solaire thermique (CTh), au moins un capteur aérothermique (Ath), au moins un capteur géothermique (3). Système pour la régulation d’une installation destinée à fournir de l’énergie notamment thermique dans au moins un bâtiment ou analogue, cette installation comprenant : - des équipements de collecte d’énergie (CPh, CTh, Ath, 3, 6) qui sont en relation de transfert d’énergie chacun avec une source respective (31, 33, 34, 36) ; - des équipements de transformation d’énergie (PAC, Comb) alimentés au moins en partie par les équipements de collecte ; - des équipements utilisateurs d’énergie (10) ; le système de régulation étant capable de définir pour certains au moins des équipements différents états d’activation respectifs choisis en fonction de paramètres notamment climatiques, dans le sens d’une optimisation au regard de critères, caractérisé en ce que le système est conçu pour mettre en œuvre dans l’installation un procédé selon l’une des revendications 1 à 24.