Rapport de recherche

2024

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P2ATES : Power-to-heat et stockage thermique en aquifère, pour la réduction du CO₂ dans les chauffages à distance

De Oliveira Filho, Fleury; Hollmuller, Pierre

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DE OLIVEIRA FILHO, Fleury, HOLLMULLER, Pierre. P2ATES : Power-to-heat et stockage thermique en aquifère, pour la réduction du CO₂ dans les chauffages à distance. 2024

This publication URL: https://archive-ouverte.unige.ch/unige:175735
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Rapport final du 29 février 2024

# P2ATES

## Power-to-heat et stockage thermique en aquifère, pour la réduction du CO₂ dans les chauffages à distance

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Source : P2ATES
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**Date** : 29 février 2024

**Lieu** : Berne

**Prestataire de subventions :**

Office fédéral de l'énergie OFEN
Section Recherche énergétique et cleantech
CH-3003 Berne
www.ofen.admin.ch

**Cofinancement :**

SIG
2, ch du Château-Bloch - 1219 Vernier
https://ww2.sig-ge.ch

UNIGE
66, bd Carl Vogt - 1211 Genève 4
www.unige.ch/sysener/fr/

**Bénéficiaires de la subvention :**

Fleury de Oliveira
Groupe Systèmes Énergétiques - UNIGE
66, bd Carl Vogt - 1211 Genève 4
https://www.unige.ch/sysener/fr/

**Auteur(s) :**

Fleury de Oliveira, Groupe Systèmes Énergétiques - UNIGE, fleury.deoliveira@unige.ch
Pierre Hollmuller, Groupe Systèmes Énergétiques - UNIGE, pierre.hollmuller@unige.ch

**Membres du groupe de suivi :**

Martin Patel (UNIGE)

Michel Meyer (SIG)

Stephan Mathez (Solar campus)

Andreas Hurni (Réseaux thermiques suisse)

Christian Freudiger (OCEN)

Pierre Hollmuller (UNIGE)

Loïc Quiquerez (SIG)

Jérôme Faessler (Géothermie Suisse)

Maxime Freymond (Groupement suisse PAC)

Rita Kobler (OFEN)

**Suivi du projet à l'OFEN :**

Stephan Mathez, stephan.a.mathez@solarcampus.ch

Andreas Eckmanns, andreas.eckmanns@bfe.admin.ch

**Numéro du contrat de l'OFEN** : SI/502282-01

Les auteurs sont seuls responsables du contenu et des conclusions du présent rapport.
Résumé

P2ATES concerne la valorisation estivale, via pompe à chaleur (PAC), de la chaleur basse enthalpie et de l'électricité faiblement carbonée, pour une utilisation hivernale sur un chauffage à distance (CAD), avec déphasage saisonnier par stockage thermique en aquifère (ATES). Une étude par simulation numérique du système CAD - PAC - ATES a permis de déterminer : i) l'excès de chaleur estival, lié à une production PAC en continu (contrairement à une production modulée par la demande) ; ii) la réponse thermique du stock ATES, en fonction de ses caractéristiques hydrogéologiques ; iii) les réponses du système selon la taille du réseau de chaleur, le mix de production, les niveaux de température du CAD, et le mode de déstockage ; ainsi que iv) le contenu CO2 de la chaleur produite/récupérée en tenant compte de la dynamique saisonnière du contenu CO2 de l'électricité suisse (imports/exports inclus). L'analyse paramétrique du système a permis de caractériser les performances énergétiques et environnementales des différents systèmes, d'établir des règles de dimensionnement et de proposer des recommandations pour les acteurs du secteur basées sur un modèle charge/décharge développé dans le cadre de ce projet. On a pu démontrer qu'afin de maximiser le fonctionnement du stock, il faut garantir : i) un certain équilibre de débit à l'interface CAD/aquifère ; et ii) une gestion de la température d'injection dans le puits chaud qui s'avère incompatible avec l'obligation légale actuelle qu'impose une différence de température inférieure à 3 K à 100 m du puits d'injection. Dans les cas où ces contraintes sont respectées, on a pu démontrer que l'utilisation des stocks thermiques en aquifère permet, dans la plupart des cas, une meilleure valorisation de l'électricité estivale par rapport à une valorisation via le power-to-gas. Par ailleurs, l'utilisation des PAC pour la charge de l'aquifère se montre efficace et permet de réduire jusqu'à 50% des émissions CO2 des réseaux de chaleur. En revanche, ce système ne semble pas approprié aux réseaux CAD haute température, pour lesquels le stockage des rejets thermiques haute température est suffisant pour décarboner le système.

Zusammenfassung

P2ATES betrifft die sommerliche Nutzung von Niederenthalpie-Wärme und kohlenstoffarmer Elektrizität mittels Wärmepumpe (WP) für die winterliche Nutzung in einem Fernwärmenetz (FWN), mit saisonaler Phasenverschiebung durch thermische Speicherung in Aquiferen (ATES). Eine Studie mittels numerischer Simulation des Systems FWN - WP - ATES ermittelt: i) den sommerlichen Wärmeüberschuss, der mit einer kontinuierlichen WP-Produktion verbunden ist (im Gegensatz zu einer nachfragegesteuerten Produktion); ii) die thermische Reaktion des ATES, abhängig von seinen hydrogeologischen Eigenschaften; iii) die Reaktionen des Systems je nach Grösse des Wärmenetzes, des Produktionsmixes, der Temperaturniveaus des FWN und des Ausspeicherungsmodus; sowie iv) den CO2-Gehalt der erzeugten/wiedergewonnenen Wärme unter Berücksichtigung der saisonalen Dynamik des CO2-Gehalts der Schweizer Elektrizität (inkl. Importe/Exporte). Die parametrische Systemanalyse ermöglichte es, die Energie- und Umweltleistung der verschiedenen Systeme zu charakterisieren, Dimensionierungsregeln aufzustellen und Empfehlungen für die Akteure des Sektors vorzuschlagen, die auf einem im Rahmen dieses Projekts entwickelten Last-/Entlastungsmodell basieren. Es konnte gezeigt werden, dass zur Maximierung des Speicherbetriebs Folgendes gewährleistet werden muss: i) ein gewisses Fließgleichgewicht an der Schnittstelle FWN/Aquifer; und ii) ein Temperaturmanagement für die Injektion in die heiße Quelle, das sich als unvereinbar mit der derzeitigen gesetzlichen Verpflichtung erwiesen hat, dass die Temperaturdifferenz in 100 m Entfernung von der Injektionsquelle weniger als 3 K betragen muss. In den meisten Fällen, in denen diese Auflagen eingehalten werden, konnte nachgewiesen werden, dass die Nutzung von Wärmespeichern in Aquiferen eine bessere Verwertung von Sommerstrom ermöglicht als eine Verwertung über Power-to-Gas. Darüber hinaus erweist sich die Nutzung von Wärmepumpen zur Beladung des Aquifers als effizient und ermöglicht eine Reduzierung der CO2-Emissionen von Wärmenetzen um bis zu 50%. Für
Hochtemperatur-FWN scheint dieses System jedoch nicht geeignet, da die Speicherung von Hochtemperaturabwärme in diesem Fall ausreicht, um das System zu dekarbonisieren.

## Summary

P2ATES investigates the summer recovery, via a heat pump (HP), of low-enthalpy heat and low-carbon electricity, for winter use on a district heating system (DH), with seasonal phase shifting by aquifer thermal storage (ATES). A numerical simulation study of the DH - HP - ATES system was used to determine: i) the summer excess heat, linked to continuous heat pump production (as opposed to production modulated by demand); ii) the thermal response of the ATES storage, as a function of its hydrogeological characteristics; iii) the responses of the system according to the size of the heating network, the production mix, the temperature levels of the DH, and the discharge mode; as well as iv) the CO₂ content of the heat produced/recovered, taking into account the seasonal dynamics of the CO₂ content of Swiss electricity (including imports/exports). The parametric analysis of the system allowed to characterise the energy and the environmental performance of the various systems, to establish sizing rules and to propose recommendations for actors in the sector based on a charge/discharge model developed during this project. We were able to demonstrate that in order to maximise the operation of the storage, it is necessary to guarantee: i) a certain flow balance at the DH/aquifer interface; and ii) manage the injection temperature in the hot well, which has proved incompatible with the current legal requirement which imposes a temperature difference of less than 3 K at 100 m from the injection well. In cases where these constraints are met, it has been shown that the use of ATES enables, in most cases, better summer electricity recovery than a power-to-gas system. In addition, the use of heat pumps to charge the aquifer has been shown to be effective, reducing CO₂ emissions from heating networks by up to 50%. However, this system seems not suitable for high-temperature DH networks, for which the storage of high-temperature thermal waste is sufficient to decarbonise the system.

## Take-home messages

- L'analyse géospatiale des demandes thermiques et des aquifères connues en Suisse a permis d'évaluer le potentiel du stockage de chaleur saisonnier dans les aquifères à faible profondeur (Quaternaire) et à moyenne/grande profondeur (Cénozoïque et du Mésozoïque Supérieur jusqu'à 2'000 mètres de profondeur). Il en sort un potentiel entre 1 et 3 TWh/an pour les stocks à basse température et entre 0.5 et 2 TWh/an pour les stocks à haute température.

- La valorisation de l'électricité estivale via pompe à chaleur avec stockage en aquifère permet de réduire les émissions de CO₂ des réseaux de chaleur de manière significative (jusqu'à 50%). En revanche, ces reductions sont limitées dans le cas des réseaux de chaleur à haute température. Dans ce cas, la réduction de CO₂ s'élève tout au plus à 25% et provient pour l'essentiel du stockage d'excès de rejets thermiques à haute température, l'utilisation estivale de la PAC étant alors fortement limitée.

- Dans une partie considérable des cas étudiés (+ 75%), la valorisation de l'électricité estivale via pompe à chaleur, couplée au stockage en aquifère, s'avère plus efficace que le stockage de l'électricité sous forme chimique via des systèmes du type power-to-gas.

- On souligne l'importance de l'équilibre des débits à l'interface CAD / aquifère, pour une performance optimisée du stock. En effet, selon le déséquilibre des débits dans les deux côtés de l'échangeur de chaleur qui fait l'interface CAD / aquifère, une partie importante de la chaleur produite ne peut pas être stockée / déstockée. Par ailleurs, on a pu expliciter le fait qu'il faut assurer une haute température dans la partie chaude du stock, ce qui est incompatible avec la réglementation actuelle pour l'exploitation des aquifère en Suisse.
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# Table des matières

<table><tr><td>Résumé</td><td>3</td></tr><tr><td>Zusammenfassung</td><td>3</td></tr><tr><td>Summary</td><td>4</td></tr><tr><td>Take-home messages</td><td>4</td></tr><tr><td>Table des matières</td><td>5</td></tr><tr><td>Liste des abréviations</td><td>7</td></tr><tr><td>1 Introduction</td><td>8</td></tr><tr><td>1.1 Contexte et justification du projet</td><td>8</td></tr><tr><td>1.2 Objectifs du projet</td><td>9</td></tr><tr><td>1.3 Approche méthodologique et structure du document</td><td>11</td></tr><tr><td>2 Fonctionnement d'un système de stockage thermique sur aquifère</td><td>13</td></tr><tr><td>3 Potentiel du stockage en aquifère au niveau Suisse</td><td>15</td></tr><tr><td>4 Modèle ATES</td><td>18</td></tr><tr><td>5 Modèle intégré CAD - ATES</td><td>23</td></tr><tr><td>5.1 Description du modèle</td><td>23</td></tr><tr><td>5.1.1 Mode hivernal / déstockage de l'ATES</td><td>23</td></tr><tr><td>5.1.2 Mode estival / stockage de l'ATES</td><td>25</td></tr><tr><td>5.2 Inputs et paramètres</td><td>25</td></tr><tr><td>5.2.1 Modes de production</td><td>25</td></tr><tr><td>5.2.2 Demande CAD</td><td>25</td></tr><tr><td>5.2.3 Température CAD</td><td>26</td></tr><tr><td>5.2.4 Rejets thermiques et PAC de production</td><td>27</td></tr><tr><td>5.2.5 PAC de décharge</td><td>27</td></tr><tr><td>5.2.6 Aquifère</td><td>28</td></tr><tr><td>5.2.7 Récapitulatif des configurations possibles</td><td>28</td></tr><tr><td>5.3 Outputs et indicateur environnemental</td><td>28</td></tr><tr><td>5.3.1 Output des simulations</td><td>28</td></tr><tr><td>5.3.2 Émissions de CO<sub>2</sub></td><td>29</td></tr><tr><td>6 Exemple de fonctionnement</td><td>31</td></tr><tr><td>7 Enjeux du déséquilibre des débits CAD et ATES</td><td>35</td></tr><tr><td>7.1 Identification du problème</td><td>35</td></tr><tr><td>7.1.1 Considérations générales</td><td>35</td></tr><tr><td>7.1.2 Illustration du problème sur un exemple</td><td>35</td></tr><tr><td>7.2 Limites théoriques</td><td>38</td></tr></table>
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<table><tr><td>7.2.1</td><td>Limites au niveau de la charge</td><td>38</td></tr><tr><td>7.2.2</td><td>Limite au niveau de la décharge</td><td>39</td></tr><tr><td>7.2.3</td><td>Plage de fonctionnement optimal</td><td>39</td></tr><tr><td><b>8</b></td><td><b>Résultats globaux</b></td><td><b>41</b></td></tr><tr><td>8.1</td><td>Comparaison simulation / limites théoriques</td><td>41</td></tr><tr><td>8.1.1</td><td>Charge / décharge</td><td>41</td></tr><tr><td>8.1.2</td><td>Émissions de CO<sub>2</sub></td><td>43</td></tr><tr><td>8.2</td><td>Bilan énergétique</td><td>45</td></tr><tr><td>8.2.1</td><td>Résultats globaux</td><td>45</td></tr><tr><td>8.2.2</td><td>Application des filtres</td><td>45</td></tr><tr><td>8.3</td><td>Bilan environnemental</td><td>47</td></tr><tr><td>8.3.1</td><td>Bilans globaux</td><td>47</td></tr><tr><td>8.3.2</td><td>Application des filtres</td><td>48</td></tr><tr><td><b>9</b></td><td><b>Discussion et conclusions</b></td><td><b>51</b></td></tr><tr><td>9.1</td><td>Contexte et méthodes</td><td>51</td></tr><tr><td>9.2</td><td>Résultats</td><td>51</td></tr><tr><td>9.3</td><td>Discussion et mise en perspective</td><td>52</td></tr><tr><td>9.4</td><td>Limites et développements possibles</td><td>53</td></tr><tr><td><b>10</b></td><td><b>Bibliographie</b></td><td><b>54</b></td></tr><tr><td><b>11</b></td><td><b>Annexes</b></td><td><b>57</b></td></tr><tr><td>11.1</td><td>Modèle d'évolution de la demande du CAD</td><td>57</td></tr><tr><td>11.2</td><td>Niveau de température de quelques CAD en Suisse</td><td>58</td></tr><tr><td>11.3</td><td>Analyse on / off des modes de production</td><td>59</td></tr><tr><td>11.4</td><td>Bilan énergétique et dynamique de production des modes REF, ATES et P2ATES</td><td>66</td></tr><tr><td>11.4.1</td><td>CAD basse température</td><td>66</td></tr><tr><td>11.4.2</td><td>CAD haute température</td><td>67</td></tr><tr><td>11.5</td><td>Équations du modèle charge / décharge</td><td>67</td></tr><tr><td>11.5.1</td><td>Modèle charge</td><td>67</td></tr><tr><td>11.5.2</td><td>Modèle décharge</td><td>72</td></tr></table>
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## Liste des abréviations

<table><tr><td>ATES</td><td>Aquifer thermal energy storage</td></tr><tr><td>CAD</td><td>Chauffage à distance</td></tr><tr><td>CCF</td><td>Couplage chaleur-force</td></tr><tr><td>COP</td><td>Coefficient de performance</td></tr><tr><td>DJU</td><td>Degrés-jour</td></tr><tr><td>EnR&R</td><td>Énergie renouvelable ou de récupération</td></tr><tr><td>ETHZ</td><td>École polytechnique de Zurich</td></tr><tr><td>GSP</td><td>Groupement suisse de pompe à chaleur</td></tr><tr><td>KBOB</td><td>Conférence de coordination des services de la construction et des immeubles des maîtres d'ouvrage publics</td></tr><tr><td>LCOH</td><td>Levelized cost of heat</td></tr><tr><td>OCEN</td><td>Office cantonal de l'énergie (Genève)</td></tr><tr><td>OFEN</td><td>Office fédéral de l'énergie</td></tr><tr><td>P2H</td><td>Power to heat</td></tr><tr><td>PAC</td><td>Pompe à chaleur</td></tr><tr><td>PTES</td><td>Pit thermal energy storage</td></tr><tr><td>RETS</td><td>Réseaux thermiques suisse</td></tr><tr><td>SIG</td><td>Services industriels de Genève</td></tr><tr><td>SRE</td><td>Surface de référence énergétique</td></tr><tr><td>TRNSYS</td><td>Transient System Simulation Tool</td></tr><tr><td>TRNAS</td><td>Two-well TRNSYS model for ATES</td></tr><tr><td>UNIGE</td><td>Université de Genève</td></tr></table>
# 1 Introduction

## 1.1 Contexte et justification du projet

Dans les années à venir, les gestionnaires de réseaux de chauffage à distance (CAD), existants ou neufs, devront augmenter significativement la part renouvelable de leur production. En effet, l'exemple du canton de Genève, où le nouveau Plan Directeur de l'Énergie [1] impose d'ici 2030 un taux minimal de 80% d'énergie d'origine renouvelable ou de récupération (EnR&R) dans les réseaux CAD, illustre le défi auquel les gestionnaires de réseaux devront faire face.

Ainsi, en fonction des ressources énergétiques locales et de leur niveau de température, la valorisation se fera selon l'ordre de mérite qui favorise une utilisation rationnelle de l'énergie avec une allocation des coûts optimisée [2]. L'utilisation directe de chaleur fatale / renouvelable dont les températures sont compatibles avec celles du réseau CAD (usines d'incinération, géothermie moyenne / grande profondeur, etc.) sera priorisée afin de garantir un fonctionnement en ruban tout au long de l'année. En complément, et de façon modulaire, la valorisation de ressources basse enthalpie (stations d'épuration, eaux superficielles, géothermie de surface, etc.) se fera par l'intermède des pompes à chaleur (PAC) afin de rehausser leurs niveaux de température ; alors que les pointes des demandes hivernales seront couvertes de manière ponctuelle par des ressources fossiles pour des raisons économiques (générateurs de chaleur à grande puissance avec faibles coûts d'investissement).

L'application du power-to-heat (P2H)<fnref n="1" /> combiné à du stockage saisonnier de chaleur et aux réseaux CAD n'a, à notre connaissance, pas encore été étudiée dans le contexte Suisse. Au niveau international, Sayegh et al. [3] mentionnent la possibilité de charger un stock saisonnier avec une PAC alimentée par des ressources renouvelables. En revanche, aucun exemple d'application concrète ou d'étude théorique n'est mentionné dans la revue de littérature faite par Sayegh et al. [3].

Actuellement, le P2H est largement utilisé dans les réseaux thermiques au nord de l'Europe, notamment au Danemark. En effet, lors d'excès de production électrique d'origine éolienne, des PAC centralisées ou des chaudières électriques sont enclenchées pour alimenter les réseaux CAD et/ou les stocks thermiques connectés au réseau. Du fait que la surproduction éolienne a normalement lieu en période hivernale, les stocks thermiques sont dimensionnés de sorte à absorber les fluctuations journalières ou hebdomadaires de la production électrique [4], mais ne sont pas dimensionnés / utilisés pour un déphasage saisonnier.

De manière complémentaire, il convient de rappeler l'émergence de grandes centrales solaires connectées à de larges réservoirs d'eau semi-enterrés (PTES) pouvant atteindre plusieurs milliers de mètres cubes, pour le déphasage saisonnier de l'énergie thermique [4, 5, 6]. Dans ces systèmes, des PAC sont utilisées pour décharger le stock, mais jamais comme source de chaleur pour la charge. Dans le contexte suisse, où les réseaux CAD desservent généralement des zones urbaines a très forte densité, ce type de système risque de ne pas voir le jour par manque de place pour l'installation des centrales solaires et de PTES.

Par ailleurs, la question de la variation été-hiver du contenu CO₂ de l'électricité devient une problématique de plus en plus étudiée dans le milieu de la recherche. On peut citer notamment les travaux suisses de Weber & Baldini [7], qui étudient l'impact sur les émissions CO₂ de l'utilisation d'une PAC connectée à un stock thermique. Le but principal de cette étude est de savoir si un stock à haute température sur sondes géothermiques et chargé par des rejets thermiques d'une machine de froid (PAC réversible) permet de réduire les émissions CO₂ par une augmentation du COP annuel. Il s'avère que la réduction des émissions CO₂ n'est pas significative car la quantité des rejets thermiques liés à la climatisation dans nos latitudes (charge stock limitée par la ressource) est très réduite. Dès lors, il nous

<footnote n="1">¹ Le power-to-heat consiste à valoriser la production électrique renouvelable excédentaire pour la production de chaleur par des chaudières électriques ou par des pompes à chaleur [34].</footnote>
semble pertinent d'analyser le potentiel de réduction de CO₂ dans le cas où le fonctionnement du stock thermique saisonnier n'est pas limité par la quantité d'énergie disponible pour la charge.

La Stratégie Énergétique Suisse mise sur le développement des réseaux CAD et le couplage de ces derniers avec le réseau électrique, pour minimiser les émissions CO₂ du système énergétique. Elle est décrite par diverses publications et directives, notamment le document « Perspectives Énergétiques 2050+ » [8] où l'emploie des réseaux CAD apparaissent comme une option nécessaire pour la décarbonisation des systèmes d'approvisionnement thermique. Par ailleurs, le couplage des réseaux thermiques, électriques et gaziers apparaît également comme une condition clef dans la gestion intelligente des réseaux, qui permettra entre autres une meilleure gestion offre-demande, notamment par l'absorption des excédents de production électriques renouvelables. Ainsi, l'électricité excédentaire peut être utilisée pour la production d'autres vecteurs énergétiques comme par exemple, les gaz de synthèse (CH₄, H₂) [9] ou directement pour la production de la chaleur (P2H).

Par ailleurs, il est à noter que pour ce qui est de l'exploitation thermique des aquifères à faible, moyenne ou grande profondeur, il est aujourd'hui difficile de savoir s'il sera nécessaire de procéder à une recharge thermique pour garantir une exploitation durable des ressources géothermiques. Si tel s'avérait être le cas, la recharge des aquifères pourrait se faire avec des PAC eau-eau sur l'eau de lacs, de rivières ou sur les effluents des stations d'épuration.

## 1.2 Objectifs du projet

Dans ce contexte, le présent projet propose d'étudier pour le territoire suisse, les possibilités qu'offrent les systèmes électrothermiques du P2H, couplés à un stockage thermique saisonnier. Plus particulièrement, la question se pose de faire fonctionner les PAC en continu sur la période estivale, de stocker la chaleur haute température en aquifère profond, puis de la récupérer en hiver. En effet, un tel concept novateur possède à priori les avantages suivants :

* la mise à profit du faible contenu CO₂ de l'électricité suisse et européenne en période estivale, permettant la valorisation par PAC des ressources basse température abondantes ;

* l'augmentation du nombre d'heures de fonctionnement de la PAC (fonctionnement en ruban) ;

* l'augmentation de la puissance renouvelable disponible pour le CAD en période hivernale ;

* la possibilité de recharger l'aquifère en cas de dérive thermique (maintien de la température) ; respectivement augmentation de la température naturelle d'aquifères de moyenne profondeur, pour les rendre compatibles avec l'injection directe de la chaleur dans le réseau de chaleur.

Notons que l'utilisation des stocks thermiques (journaliers ou hebdomadaires) comme moyen de valorisation des excédents de la production électrique renouvelable est largement présente dans les systèmes thermiques au Danemark [4], mais pas encore utilisés comme source complémentaire pour les CAD suisse.

Notre étude se détache des autres projets par l'utilisation de ressources thermiques abondantes mais à basse enthalpie (lacs, stations d'épuration, etc.) et de l'électricité estivale peu carbonée comme sources énergétiques renouvelables pour des PAC centralisées. La chaleur produite par la PAC en été est chargée dans des aquifères à moyenne / haute température pour son utilisation lors la saison de chauffage (voir schéma ci-dessous - Figure 1).

Ce qui pourrait paraître de prime abord comme une aberration énergétique (surproduction de chaleur engendrant une consommation d'électricité supplémentaire en été), semble être une option viable pour décarboner le système énergétique suisse, dès lors que :

* le contenu CO₂ de l'électricité en période hivernale est entre 3 et 4 fois plus important que celui en période estivale [10], tendance qui semble se confirmer dans les années à venir [11], et que ;
* les consommations énergétiques pour couvrir les demandes thermiques (chauffage et eau chaude sanitaire) comptent pour environ un tiers des consommations totales d'énergie [8].

<figure><img src="image_8.png" /><figcaption>Figure 1 : Représentation graphique des courbes de charge journalières (images du haut) et bilans des flux énergétiques (images du bas) de l'impact du P2ATES sur le mix énergétique d'un CAD (images de droite) par rapport à un système sans stockage de chaleur (images de gauche) et un système avec uniquement le stockage des rejets haute température (images centrales).</figcaption></figure>

Comme indiqué sur les diagrammes de flux qui suivent (Figure 2), il semblerait que le rendement des systèmes de stockage long-terme de l'électricité renouvelable sous forme chimique (*power-to-gas*) soient moins performants que celui sous forme thermique (*power-to-heat* plus stockage thermique), et ceci pour tous les cas où l'efficacité du stock est supérieure ou égale à 35%.
### Power-to-heat + ATES

<figure><img src="image_9.png" /></figure>

### Power-to-gas

<figure><img src="image_10.png" /><figcaption>Figure 2 : Comparaison de la valorisation de 1 kWh du surplus d'électricité estival par des systèmes power-to-heat (en haut) et power-to-gas (en bas). Rendements systèmes : ATES – 40% (valeur médiant des simulations réalisées dans le cadre de ce projet) ; Electrolyse – 72% ; Méthanation – 87.5% (maximum théorique) ; couplage chaleur force (CCF) – 40% électricité + 45% chaleur ; PAC – COP de 3.</figcaption></figure>

L'utilisation du P2H couplé à des stocks thermiques a l'avantage de permettre une meilleure exploitation des ressources locales à faible température, normalement très abondantes ; et pourrait engendre une possible optimisation économique des investissements dans les PAC, grâce à une augmentation des heures de fonctionnement.

Cela dit, pour le stockage en aquifère, la législation suisse impose actuellement une limite de 3 K maximum dans un rayon de 100 mètres du puits d'injection par rapport à la température naturelle du milieu, quel que soit la profondeur de l'aquifère et la qualité chimique des eaux souterraines. Toutefois, une motion<fnref n="2" /> acceptée par le parlement en 2023 oblige le conseil fédéral et son administration à proposer une évolution législative qui permettrait de ne plus appliquer cette limite à certaines eaux souterraines. Un travail est en cours et devrait aboutir à des propositions d'évolutions législatives d'ici 2025-2026 pour permettre aux systèmes de stockage à haute température de se développer sans cette contrainte de température.

## 1.3 Approche méthodologique et structure du document

Dans le cadre de ce projet nous étudions le potentiel du stockage en aquifère d'excédents de chaleur estivale, en provenance de rejets thermiques à haute température (mode ATES) et / ou de production par PAC (mode P2ATES). L'étude se base sur de la simulation numérique du système intégré PAC-Aquifère-CAD permettant d'étudier la réponse du système lors que l'aquifère est utilisé comme moyen de stockage saisonnier.

Afin de couvrir une large palette de possibilités, diverses configurations du système ont été évaluées, telles que pour diverses configurations : taille du CAD, niveaux de température aller / retour, capacités de production à disposition, configurations hydrogéologiques de l'aquifère, mode d'extraction de la chaleur (directe ou assistée via une PAC supplémentaire).

Le rapport est structuré comme suit :

<footnote n="2">² https://www.parlament.ch/fr/ratsbetrieb/suche-curia-vista/geschaeft?AffairId=20223702</footnote>
Avant de se lancer dans le vif du sujet, nous rappelons le fonctionnement d'un stockage thermique sur
aquifère (chapitre 2) et évaluons le potentiel brut de ce type de système au niveau Suisse, en regard
des aquifères disponibles (chapitre 3).

Au niveau de la simulation, nous commençons par valider le modèle simplifié utilisé ici pour l'aquifère,
en le comparant avec un modèle hydrogéologique très détaillé, qui ne permet cependant pas le
couplage intégré avec le reste du système (chapitre 4).

Nous décrivons alors le modèle intégré CAD – PAC – ATES (chapitre 5), en termes de composants et
régulation en mode hivernal (déstockage) et estival (stockage). Cette description est suivie par une
énumération des diverses configurations possibles (mode de production, puissance et régime de
température du CAD, capacité de production des divers composants, taille et débits nominal de
l'aquifère), donnant lieu à 5'220 configurations possibles. Nous explicitons enfin les outputs et
indicateurs retenus pour l'évaluation de la performance énergétique et environnementale (émissions
CO2) du système.

Nous décrivons alors sur la base d'un exemple le fonctionnement des différents modes d'opération du
système et les résultats obtenus (chapitre 6), ce qui permet de comprendre l'interaction entre la PAC,
le CAD et le stock en aquifère.

Nous explicitons alors les enjeux de l'équilibre des débits CAD et ATES pour un fonctionnement optimal du système, et développons un modèle théorique qui permet d'éliminer 3'265 des combinaisons de CAD et aquifère non-optimales (chapitre 7).

Finalement, nous analysons sous forme de diagrammes synthétique l'ensemble des simulations
effectuées, en termes de bilan énergétique et environnemental (chapitre 8) et bouclons l'étude par une
discussion des résultats obtenus et des conclusions (chapitre 9).
## 2 Fonctionnement d'un système de stockage thermique sur aquifère

Avant de décrire les résultats du projet, il nous semble judicieux d'expliquer le fonctionnement des systèmes de stockage de chaleur sur doublet géothermique (ATES – *Aquifer thermal energy storage*).

Le but principal de tout système de stockage d'énergie est de combler le manque de concordance temporel entre l'offre énergétique et la demande. Comme indiqué sur la Figure 1, le système thermique est caractérisé par une demande de chaleur (chauffage et eau chaude sanitaire) ayant un profil saisonnier bien défini où des pics de demande sont présents en hiver et des creux en période estivale. Dans ce genre de système, l'intégration des stocks thermiques possède un double avantage. En effet, il permet à la fois de lisser la demande (stock comme consommateur supplémentaire d'énergie en été) et d'augmenter la puissance thermique disponible (stock comme producteur supplémentaire de chaleur en hiver).

Dans le cas spécifique d'un stock du type ATES, un aquifère d'eau souterraine est utilisé comme milieu de stockage, offrant l'avantage d'avoir une faible emprise au sol par rapport aux volumes d'eaux mobilisés pour le stockage de chaleur. Par ailleurs, et dans le but de mutualiser les importants coûts d'installation, les ATES sont généralement raccordés à des réseaux CAD qui fonctionnent comme moyen de transport de la chaleur à stocker / déstocker, les réseaux thermiques permettent ainsi de transporter la chaleur vers les sites de stockage et vers les consommateurs finaux.

Le schéma de fonctionnement d'un stockage thermique sur doublet géothermique est présenté sur la Figure 3. Pendant les mois d'été et lors de surplus de production de chaleur (renouvelable ou des rejets thermiques), l'eau de l'aquifère (pompée depuis le puits froid) est réchauffée avec les calories transmises depuis le CAD et ensuite réinjectée dans le puits chaud du doublet. Ce processus permet de rehausser la température naturelle de l'aquifère (figure de gauche). Pendant les mois d'hiver, la circulation est inversée et les calories du puits chaud sont transmises au réseau CAD (pompage puits chaud et réinjection puits froid – figure de droite).

<figure><img src="image_11.png" /><figcaption>Figure 3 : Schéma de fonctionnement d'un stockage thermique sur doublet géothermique. À gauche : rehaussement de la température du puits chaud (charge de l'aquifère) avec l'énergie renouvelable disponible sur le réseau. À droite : pompage de l'eau depuis le puits chaud (décharge du stock) pour le transfert de chaleur vers le CAD. Exemple avec température naturelle de l'aquifère égale à 25°C.</figcaption></figure>
Sur la Figure 4, on présente l'évolution des températures dans les puits chaud et froid pendant trois cycles de charge et décharge d'un ATES (température naturelle de l'aquifère égale à 25°C). Pour cet exemple simplifié, la charge est réalisée avec l'injection d'eau dans le puits chaud à une température constante de 90°C, tandis que la décharge se fait avec l'injection d'eau dans le puits froid à 50°C, limite de température imposée par les températures de retour du réseau CAD.

<figure><img src="image_12.png" /><figcaption>Figure 4 : Évolution des températures dans les puits chaud et froid ($T_{hot}$ et $T_{cold}$) lors des moments de charge et décharge de l'aquifère. Exemple avec une charge constante à 90°C dans le puits chaud et réinjection à 50°C dans le puits froid lors de la décharge. Profil des températures simulées pour le projet HEATSTORE [12]. Température naturelle de l'aquifère égale à 25°C.</figcaption></figure>

On note que la décharge (bandes bleues sur la Figure 4) s'arrête au moment où la température du puits chaud (lignes rouges sur la Figure 4) atteint la température limite imposée par le retour du CAD. La durée de la décharge augmente au fur et à mesure des années, grâce à l'extension du volume thermiquement activé autour du puits chaud. Plus d'information sur le fonctionnement, les contraintes techniques et les modes de fonctionnement charge / décharge sont disponibles sur le rapport [12].
### 3 Potentiel du stockage en aquifère au niveau Suisse

Avant d'étudier les caractéristiques des stockages thermiques sur aquifère, il est utile d'estimer le potentiel du stockage en aquifère au niveau Suisse. Sur demande de l'association « Géothermie Suisse », les volumes d'aquifères saturés disponibles aux projets de stockage thermique ont été évalués en collaboration avec Luca Guglielmetti, géologue et alors chercheur à l'Université de Genève [13].

L'étude des surfaces exploitables pour des projets de stockage correspond au résultat de la superposition spatiale entre :

* les zones à haute demande thermique (contrainte économique pour la réalisation des réseaux thermiques);

* les zones pouvant accueillir des aquifères en sous-sol (contrainte hydrogéologique).

L'étude en question analyse le potentiel des aquifères du Quaternaire (« faible profondeur »), du Cénozoïque et du Mésozoïque Supérieur (« moyenne à grande profondeur ») comme milieux de stockage de chaleur.

Pour garantir un marché d'acteurs il est important que le stock se trouve à proximité des acheteurs. De plus, pour avoir un prix de la chaleur concurrentiel, il est nécessaire que les coûts liés à la construction et à la maintenance du stock puissent être mutualisés avec un grand nombre d'utilisateurs. Ainsi et pour garantir ces deux derniers points, nous avons sélectionnés les territoires où le déploiement des réseaux CAD semblent économiquement pertinent.

Les zones favorables aux réseaux thermiques ont été choisies par l'application d'un seuil minimal de densité thermique entourées d'une zone tampon de 100 m pour la création de clusters à forte densité thermique. En outre, seules les demandes concernant les habitations et les services ont été retenues dans l'étude [14], car le niveau de température requis par les sites industriels peut être supérieur à 90°C et donc peu adapté au stockage de chaleur en sous-sol.

Par ailleurs, pour répondre au mieux à différents montages financiers possibles, trois valeurs de densité thermique ont été retenues dans cette analyse : 500, 750 et 1'000 MWh/ha. Le référentiel OFEN ne distingue qu'un seuil à 700 MWh/ha/an [15].

Comme indiqué sur la Figure 5, les zones propices au déploiement des réseaux thermiques se trouvent sur le plateau, au bord des lacs et cours d'eau d'importance. Plus le seuil de densité thermique considéré est élevé, plus les zones propices aux réseaux sont petites et les énergies agrégées associées faibles.

En ce qui concerne le stockage thermique dans les couches géologiques, une contrainte supplémentaire doit être considérée : les caractéristiques petro-physiques et hydrogéologiques des terrains (Figure 6). Une limite maximale de profondeur des aquifères (2'000 m) a été choisie dans le but de permettre la réalisation de stocks de chaleur à des coûts abordables.
<figure><img src="image_13.png" /><figcaption>Figure 5 : Exemple de la localisation des zones favorables à l'implantation d'un réseau thermique (seuil de 1'000 MWh/ha) et indication de la demande agrégée par cluster en GWh/an [14].</figcaption></figure>

<figure><img src="image_14.png" /><figcaption>Figure 6 : Emplacement et profondeur des couches géologiques pouvant accueillir des stocks thermiques en aquifère [16].</figcaption></figure>
La superposition des zones à forte demande thermique avec les informations sur les épaisseurs des aquifères permet d'extraire l'information des volumes disponibles. Cependant, au vu de la grande hétérogénéité entre les aquifères et la faible connaissance sur l'état de saturation des nappes, des variantes sur le taux de saturation ont été appliquées.

Par ailleurs, au vu des faibles valeurs de porosité et de perméabilité primaires dans les formations Mésozoïques, une troisième information a été ajoutée. Elle consiste à prendre en considération les zones à faille où les circulations d'eau sont plus importantes et semblent favorables aux projets géothermiques hydrothermales.

Globalement, les volumes à disposition pour du stockage thermique au niveau suisse sont :

* Aquifères Quaternaires :

* terrains meubles avec zone saturée entre 10 et 20 m, correspondant à un volume saturé entre 5 et $20 \times 10^8 m^3$.

* terrains meubles avec zone saturée de plus de 20 m, correspondant à un volume saturé entre 5 et $30 \times 10^8 m^3$.

* Aquifères Cénozoïque et Mésozoïque Supérieur :

* Cénozoïque, correspondant à un volume saturé entre 2 et $15 \times 10^{10} m^3$.

* Mésozoïque Supérieur, correspondant à un volume saturé entre 1 et $10 \times 10^{10} m^3$.

Sur la base de ces volumes, Géothermie Suisse estime le potentiel de stockage entre 1 et 3 TWh/an pour les stocks à basse température et entre 0.5 et 2 TWh/an pour les stocks à haute température [13].
# 4 Modèle ATES

Une part importante du travail a été consacrée à trouver une solution robuste pour simuler les réponses thermiques des aquifères lors des moments de charge et de décharge du stock thermique. Plusieurs pistes ont été envisagées comme par exemples : le développement d'un outil propre au projet ; l'adaptation d'outils de simulation détaillée sur l'évolution des températures dans des aquifères [17, 18] afin de permettre de simuler de manière intégrée le système énergétique CAD-aquifère-PAC ; ou encore l'utilisation des modules existants sur les échanges thermiques dans les aquifères appartenant à un environnement de simulation énergétique plus large.

Le choix s'est finalement porté sur le module TRNASТ [19], développé dans le cadre de l'environnement TRNSYS [20], qui permet de simuler plusieurs composants du système thermique (chaudières, pompes de circulation, buffers, échangeurs de chaleur), ainsi que les réponses thermiques à l'intérieur d'un aquifère exploité par un doublet géothermique (module TRNASТ). Dans le cas de ce projet, le doublet géothermique est utilisé comme système de stockage thermique à moyenne / haute température.

Le module TRNASТ est disponible depuis 2005 et se base sur les modèles numériques de Hellström, Bennet et Claesson développés, testés et validés à l'Université de Lund [21]. Il s'agit d'un modèle simple qui simule les transferts de chaleur et de masse dans l'aquifère homogène. Les équations différentielles de la chaleur (diffusion et convection) sont traitées dans un domaine de maillage 2D (différences finies) autour du puits d'étude (symétrie cylindrique) avec conservation d'entropie. Les transferts convectifs se font dans l'axe radial, alors que les transferts conductifs se font dans les deux axes du maillage [22].

En revanche, un certain nombre de limitations existent, par exemples : les injections et les extractions d'eau se font de manière radiale sur toute la longueur de l'aquifère ; la vitesse naturelle d'écoulement dans l'aquifère doit être négligeable ; la distance entre les puits est considérée comme suffisante pour éviter des courts-circuits thermiques ; les densités, ainsi que les viscosités des fluides caloporteurs sont constantes et ne changent pas avec les changements de pression et de température (pas de buoyancy).

Dans le but de vérifier la fiabilité du module TRNASТ lors des simulations à haute température et haute pression, les résultats obtenus avec TRNASТ ont été comparés à ceux d'un set de 576 simulations<fnref n="3" /> réalisées dans le cadre du projet HEATSTORE par des chercheurs à l'ETHZ [23, 24].

Les simulations HEATSTORE sont réalisées par la solution numérique des équations différentielles de la chaleur et du transport de masse en milieu poreux sur un maillage 3D. Des simulations détaillées sont ainsi réalisées pour vérifier le comportement hydro-thermique des aquifères en prenant en compte les échanges thermiques et massiques, ainsi que les effets des variations de densité et viscosité du fluide caloporteur. En outre, pour simuler l'efficacité théorique maximale des aquifères, aucune limite a été imposée concernant les puissances disponibles à la charge et sur les demandes de puissance lors de la décharge. Par ailleurs, les modes charge / décharge sont régis par calendrier avec : 4 mois de charge, 2 mois de pause, 4 mois de décharge et 2 mois de pause et ceci pendant 15 ans. Le débit nominal de circulation (pompage / injection) a été estimé à partir des paramètres hydrogéologiques (épaisseur aquifère, profondeur, perméabilité, artésianisme). Dans l'intention de simuler au mieux l'interface CAD-aquifère, des contraintes de température lors de la charge et de la décharge (températures des puits par rapport au niveau de température du CAD) ont été prises en compte [12].

Pour effectuer la comparaison entre les résultats obtenus par TRNASТ et ceux de HEATSTORE, il a été nécessaire de créer un modèle TRNSYS qui reproduise au mieux les conditions simulées par les chercheurs à Zurich. La charge / décharge est gérée par calendrier, les débits maximaux et les conditions hydrogéologiques sont ceux des simulations HEATSTORE et les puissances disponibles pour la charge / décharge sont « infinies ». Les charges sont faites à 90°C dans le puits chaud et les décharges, à 50°C ou 20°C dans le puits froid.

<footnote n="3">³ Actuellement, le module TRNASТ ne permet pas de simuler des aquifères plus profonds que 1'000 m. Une modification et la recompilation du code FORTRAN sont nécessaires.</footnote>
Les énergies injectées et simulées par le module TRNAST sont comparées à celles simulées par l'ETHZ. Cette comparaison est faite sur la Figure 7, pour les paramètres principaux qui régissent la réponse de l'aquifère lors de l'injection de chaleur (stockage), soit le débit de circulation (épaisseur, perméabilité et artésianisme) et la température de réinjection dans le puits froid. La comparaison entre les deux modules fait état d'un écart d'environ 15% entre les simulations TRNAST et celles de l'ETHZ.

De manière analogue, la Figure 8 compare les deux simulateurs au niveau de la réponse de l'aquifère lors de l'extraction de chaleur (déstockage). Dans ce cas, l'écart est plus important, pour le module TRNAST les énergies extraites aux aquifères sont environ 25% supérieures que celles estimées par les modèles ETHZ.

En revanche, en ce qui concerne l'efficacité du stock (ratio entre les énergies extraites et les énergies injectées dans l'aquifère), l'écart entre les deux simulateurs reste dans une fourchette de +/- 10% (Figure 9), avec des efficacités plus importantes pour les systèmes simulés avec TRNAST.

<figure><img src="image_15.png" /><figcaption>Figure 7 : Comparaison entre les résultats des simulations TRNAST et ETHZ pour les énergies injectées dans les aquifères à 500 mètres de profondeur.</figcaption></figure>
<figure><img src="image_16.png" /><figcaption>Figure 8 : Comparaison entre les résultats des simulations TRNAS T et ETHZ pour les énergies extraites des aquifères à 500 mètres de profondeur.</figcaption></figure>

<figure><img src="image_17.png" /><figcaption>Figure 9 : Comparaison entre les résultats des simulations TRNAS T et ETHZ pour l'efficacité des aquifères à 500 mètres de profondeur.</figcaption></figure>
L'explication de l'écart de performance entre les deux simulateurs provient selon toute vraisemblance de l'écart des températures simulées par les deux logiciels. Sur l'image de la Figure 10, on voit que les températures simulées par l'ETHZ pour le puits chaud les heures de décharge sont plus basses que celles simulées par le module TRNAST.

<figure><img src="image_18.png" /><figcaption>Figure 10 : Évolution des températures dans les puits chaud et froid simulées par le module TRNAST de TRNSYS et par des simulations 3D réalisées à l'ETHZ pour un aquifère de 100 m d'épaisseur entre 450 et 550 m de profondeur, avec perméabilité de $1 \times 10^{14} \text{ m}^2$, 10% de porosité et avec artésianisme.</figcaption></figure>

Cette différence peut être le résultat soit d'un court-circuit thermique (interaction entre les plumes chaude et froide), soit d'un effet de *buoyancy* (déplacement non-uniforme du front thermique).

Selon la méthode proposée par Hellström, Bennet et Claesson [21], des pertes d'efficacité liées à des processus de *buoyancy* sont à éliminer. En effet, pour les paramètres utilisés lors des simulations, notamment la perméabilité et l'épaisseur des aquifères, ainsi que les niveaux de température d'injection dans les puits froid et chaud, le temps nécessaire à un basculement du front thermique (déplacement non-vertical) serait supérieur à 3'500 jours, valeur nettement supérieure au temps du cycle de charge et décharge, à savoir 120 jours lors de la validation du module TRNAST. Toute variation de température liée aux processus de *buoyancy* est donc négligeable.

La différence de réponse thermique entre les deux simulateurs pourrait donc provenir d'un court-circuit thermique entre les puits chaud et froid. En effet, les simulations HEATSTORE sont réalisées avec un espacement de 140 m entre les puits chaud et froid. En conséquence, un court-circuit thermique impliquerait un abaissement de la température du puits chaud, avec moins d'énergie à soutirer, et un réchauffement du puits froid limitant ainsi la quantité d'énergie à injecter. Il est à noter que les simulations des puits chaud et froid dans TRNAST sont faites de manière indépendante, ce qui rend le court-circuitage impossible.

L'hypothèse d'un court-circuit thermique dans les simulations ETHZ est corroborée par l'analyse des niveaux de température autour des puits de charge et décharge. L'étendu des plumes thermiques à la fin de la dernière année de simulation pour les deux modèles numériques sont illustrées sur la Figure 11.
<figure><img src="image_19.png" /><figcaption>Figure 11 : Visualisation de la plume thermique simulée par l'ETHZ (figure de gauche [24] – coupe horizontale) pour un aquifère très productif (représentatif du 9ᵉ décile de toutes les simulations ETHZ) et celle simulée par TRNAST (graphique de droite – coupe verticale) pour un aquifère très peu productif (représentatif du 1ᵉ décile de toutes les simulations ETHZ).</figcaption></figure>

On note en effet que les calculs TRNAST (Figure 11 – droite) induisent un rehaussement de la température naturelle de l'eau d'au moins 2.5 K déjà pour des distances inférieures à 100 m. De même, les simulations ETHZ (Figure 11 – gauche) montrent une certaine interaction entre les puits chaud et froid, avec une frontière qui se dessine entre les deux puits.

Finalement, sur la base des analyses explicitées dans cette section, on peut affirmer que l'utilisation du module TRNAST avec des charges à haute température est suffisamment fiable pour la présente étude, aussi longtemps que les puits chaud et froid sont suffisamment écartés pour que leur interaction reste négligeable.
# 5 Modèle intégré CAD - ATES

## 5.1 Description du modèle

Une fois le modèle ATES validé, les efforts se sont concentrés sur la création dans l'environnement TRNSYS d'un modèle intégré CAD - ATES. Le schéma synoptique du modèle est présenté sur la Figure 12.

<figure><img src="image_20.png" /><figcaption>Figure 12 : Représentation graphique des composants du modèle TRNSYS. À noter que dans le modèle, deux échangeurs de chaleur sont utilisés à l'interface CAD / aquifère, un pour la charge et le deuxième pour la décharge.</figcaption></figure>

Le modèle reçoit en input la dynamique horaire de la demande, ainsi que les niveaux de température du CAD (voir sections 5.2.2 et 5.2.3), à partir desquels est déduit le débit du CAD. À partir de ces informations, les divers modes de production et de stockage / déstockage sont enclenchés, en tenant compte de leurs niveaux de puissance et de température, de façon in fine à respecter la température aller du CAD.

Le contrôle on / off des modes de production et de la charge / décharge est régi par des consignes de température (notamment la température aller du CAD). Les consignes en question sont sujettes à des hystérèses, afin de minimiser les instabilités numériques. Une analyse détaillée du fonctionnement des contrôleurs se trouve en annexe (section 11.2).

### 5.1.1 Mode hivernal / déstockage de l'ATES

En mode hivernal, les modes de production sont enclenchés selon l'ordre de mérite suivant :

* décharge en direct de l'ATES ;
* décharge assistée de l'ATES, via une PAC spécifique (à ne pas confondre avec la PAC de production principale, voir ci-dessous) ;

* valorisation des rejets thermiques haute température ;

* valorisation d'une ressource à basse température, via la PAC de production ;

* complément de puissance ou température via la chaudière fossile.

La décharge du stock est le premier mode de production, l'idée étant de valoriser le stock le mieux possible et de minimiser ses pertes thermiques. En effet, si la décharge se fait après la valorisation d'une autre source de chaleur, la durée de décharge diminue, car la décharge n'est possible que lorsque la température du stock au puits chaud est supérieure à la température du réseau à son point d'injection. Avec l'ordre de mérite choisi, la décharge directe de l'aquifère est possible aussi longtemps que la température du puits chaud est supérieure à la température de retour du CAD. En tenant compte du pincement de l'échangeur de chaleur (efficacité fixée à 85%), la décharge peut se faire jusqu'au moment où la température du puits chaud descend à un niveau proche de celui du retour du CAD (voir par exemple la Figure 4, où l'on voit l'évolution des températures du puits chaud pour un CAD avec une température de retour fixée à 50°C).

Pour extraire une plus grande quantité d'énergie de l'aquifère, il est possible de faire appel à une PAC de décharge, qui permet de prolonger la décharge du stock. Dans ce cas de décharge assistée (également appelé supercooling [25]), le stock ATES fonctionne comme source froide de la PAC de décharge, et l'extraction d'énergie se fait jusqu'au moment où la température de réinjection dans le puits froid (température de sortie de la PAC de décharge côté évaporateur) attend une limite inférieure, fixée dans notre étude à 15°C. Dans cette étude, la température de production de la PAC de décharge est limitée à 85°C et sa puissance est modulée sur 20 étages, afin de limiter la température de production lorsque le débit du CAD est faible. Par ailleurs, afin de limiter le nombre de marche arrêt des PAC, nous intégrons un buffer entre la PAC et le CAD. Ce dernier est dimensionné de sorte à permettre un fonctionnement en continu de la PAC pendant au moins deux heures avec le nombre maximal d'étages enclenchés. Finalement, le COP de la PAC est calculé au niveau horaire, en fonction des températures et des débits du côté évaporateur et condenseur (Type 927 de TRNSYS), avec une efficacité thermodynamique d'environ 40%.

En outre, dans le but de contrôler au mieux l'évolution des températures dans l'aquifère, son débit est modulé (entre 10 à 100% de son débit nominal), de sorte à garantir une température de réinjection de 15°C au maximum dans le puits froid, afin de ne pas réchauffer ce dernier (ce qui limiterait la capacité de charge au prochain cycle). Voir à ce propos l'enjeu de l'équilibrage des débits entre CAD et ATES (section 7).

En complément à la décharge de l'ATES, les rejets thermiques (température max de production de 110°C) permettent d'augmenter la température du CAD, à concurrence de la valeur requise pour satisfaire la demande (température aller du CAD).

Si les rejets thermiques ne sont pas suffisants, on enclenche la PAC de production, qui produit à 85°C, à partir d'une source froide « infinie » (température constante égale à 10°C), avec un COP horaire calculé de façon identique à celui de la PAC de décharge. Tout comme pour cette dernière, la puissance de la PAC de production est modulée sur 20 étages, afin de limiter la température du CAD à sa valeur de consigne. Par ailleurs, afin de limiter le nombre de marche arrêt des PAC, nous intégrons un buffer entre la PAC et le CAD, dimensionné de façon identique à celui de la PAC de décharge.

Finalement, le dernier mode de production est la chaudière à gaz qui vient compléter de façon modulable le manque de puissance nécessaire à atteindre la température de consigne aller du CAD. Un buffer connecté à la chaudière représente à la fois l'inertie du réseau connectés au CAD. La taille du buffer a été choisi en prenant le réseau genevois comme référence, soit 66.7 m³ par MW de puissance CAD.
### 5.1.2 Mode estival / stockage de l'ATES

En période estivale, les excès de production renouvelable (rejets thermiques et PAC de production) induisent une température supérieure à la température aller du CAD, ce qui permet d'actionner la charge de l'ATES (note : pour simplifier la lecture de la Figure 12, l'accès aux puits chauds et froids lors de la charge sont représentés par des connexions « depuis le bas », étant entendu qu'il s'agit dans les faits des mêmes points d'injection que pour la décharge, voir Figure 3).

Afin de ne pas actionner inutilement la chaudière à gaz, la charge n'est activée qu'aussi longtemps que la température en sortie de l'échangeur ATES ne chute pas en dessous de la consigne aller du CAD. Par ailleurs, tout comme pour le mode hivernal, la puissance nominale de la PAC est modulée de façon à obtenir une température en sortie de l'échangeur ATES compatible avec la consigne aller du CAD, avec une efficacité thermodynamique d'environ 40%.

Tout comme pour la décharge, lors de la charge le débit dans l'ATES est modulé (entre 10 à 100% de son débit nominal), de sorte à permettre une hausse de 30 K entre les eaux pompées dans le puits froid et celles injectées dans le puits chaud, ceci afin de maximiser la décharge directe lors du prochain cycle.

## 5.2 Inputs et paramètres

### 5.2.1 Modes de production

Le modèle ci-dessus peut être paramétré pour les trois modes de fonctionnement étudiés dans le cadre de ce projet (voir Figure 1) :

* REF : seules les unités de production de base (rejets thermiques, PAC, chaudière) sont considérées, sans utilisation de l'aquifère ;

* ATES : les unités de production de base sont utilisées avec un stockage en aquifère, mais ce dernier est réservé aux rejets thermiques (pas d'activation de la PAC pour du stockage) ;

* P2ATES : la PAC et les rejets thermiques sont utilisées en ruban, l'excès de production estival étant stocké dans l'aquifère.

### 5.2.2 Demande CAD

Afin d'évaluer l'impact de la taille des aquifères sur le fonctionnement des systèmes, nous analyserons ici 3 tailles de CAD :

* un CAD de quartier (puissance nominale de 1 MW) ;

* un CAD pour une petite ville (10 MW) ;

* un CAD pour une grande agglomération urbaine comme celles de Lausanne ou Bâle (100 MW).

Ces valeurs ont été retenues après l'analyse des données disponibles sur les puissances des CAD déjà en exploitation [26], ainsi qu'après l'estimation des puissances thermiques nécessaires pour alimenter des clusters à forte densité thermique<fnref n="4" />, et donc favorables au développement des nouveaux CAD ou l'extension des CAD existants en Suisse [14] (voir Figure 5 - section 3).

Les boxplot de la Figure 13 montrent que 90% des CAD existants / potentiels ont / auront une puissance inférieure à 10 MW, dont la grande majorité avec des puissances entre 1 et 5 MW et quelques cas exceptionnels avec des puissances dépassant les 100 MW (pour les agglomérations comme Genève ou Zurich).

<footnote n="4">⁴ Les clusters à forte densité thermique, et donc favorable au développement des CAD, ont été trouvés après l'intégration des pixels voisins (surface d'un hectare + buffer de 100 mètres), avec une demande thermique supérieure à 1 GWh/pixel (voir Figure 5).</footnote>
<figure><img src="image_21.png" /></figure>

Figure 13 : Répartition des puissances des CAD existants en Suisse selon les données des exploitants CAD [26] (983 CAD existants - image de gauche) et puissances estimées depuis densité thermique par hectare pour des cluster avec plus 1 GWh/ha, avec une demande annuelle supérieure à 3 GWh/an et 2'955 heures d'utilisation à pleine puissance [14] (659 clusters - image de droite).

La demande thermique du CAD est donnée en pas de temps horaire, en multipliant la puissance nominale du CAD par une courbe de charge relative (Figure 14). Cette courbe de charge est répétée sur l'ensemble des 15 années de fonctionnement du système.

<figure><img src="image_22.png" /><figcaption>Figure 14 : Courbe de charge relative de la demande thermique du CAD.</figcaption></figure>

Comme on le verra dans les sections suivantes (sections 7 et 8), le fonctionnement du système CAD-ATES-PAC est fortement dépendant des caractéristiques du réseau de chaleur (notamment, la température et la puissance maximale), de la composition en puissance des modes de production et du débit maximal accepté par l'aquifère. Dans ce cadre, des systèmes évolutifs dans le temps peuvent présenter un défi supplémentaire pour la mise en place d'un stockage thermique en aquifère. Ces points ont été partiellement adressés dans le cadre du projet HEATSTORE [12], sans pour autant avoir à l'époque un modèle couplé des interactions entre le CAD et l'aquifère.

Dans le but de mieux cerner l'évolution de la demande des réseaux CAD, nous avons dans le cadre de ce projet développé un modèle numérique permettant, sur la base d'hypothèses simples sur l'évolution de divers paramètres, de généré une courbe de charge horaire qui évolue au fil des ans (voir section 11.1). Par manque de temps, ce modèle ne sera cependant pas utilisé dans le cadre de la présente étude.

### 5.2.3 Température CAD

Dans le but de couvrir une large palette des CAD existants et futurs, trois niveaux de températures sont analysés. Il s'agit de cas basés sur des CAD existants à Genève ou ailleurs, et validés par l'association « Réseaux Thermiques Suisse ». Les trois options proposées pour les températures des réseaux sont :

* CAD haute température - température aller entre 90 et 75°C et température de retour de 55°C. Ce cas prend pour modèle les niveaux de température projetées pour l'extension du CAD
structurant génevois [27]. À noter que ces températures correspondent à un système optimisé par rapport à la situation actuelle des grands CAD en Suisse (voir annexe 11.2) ;

* CAD moyenne température - température aller entre 70 et 60°C et température de retour de 50°C. Ce cas se base sur le réseau géothermique à Riehen [25] ;

* CAD basse température - température aller entre 45 et 40°C et température de retour de 35°C. Ce cas est construit d'après le réseau Versoix-Centre [28] qui est alimenté par une PAC sur les eaux du Léman. À noter que dans ce cas, la production d'eau chaude sanitaire (ECS), nécessitant une plus haute température, se fait par les clients de manière décentralisée.

Sur la figure suivante (Figure 15), on présente l'évolution de la température aller / retour du réseau par rapport à la température extérieure. La température aller du CAD la plus basse est présente durant les heures où la température extérieure est supérieure ou égale à 15°C ; au-dessous de cette température extérieure, et jusqu'à -4°C, la température de distribution croit de manière linéaire jusqu'à la température maximale de distribution. La température de retour reste quant à elle constante.

<figure><img src="image_23.png" /><figcaption>Figure 15 : Évolution de la température aller (rouge) et retour (bleu) selon la température extérieure (T.ext) pour les CAD basse (gauche). Moyenne (milieu) et haute température (droite).</figcaption></figure>

### 5.2.4 Rejets thermiques et PAC de production

La puissance cumulée des rejets thermiques et de la PAC de production est fixée à 50% de la puissance nominale du CAD, afin de garantir une couverture renouvelable annuelle supérieure à 80%. Cette puissance de ruban de 50% se compose selon l'une des quatre configurations suivantes :

* $P^{\text{Rejet}} = 40\% P^{\text{CAD}}$ ; $P^{\text{PAC}} = 10\% P^{\text{CAD}}$ ;

* $P^{\text{Rejet}} = 30\% P^{\text{CAD}}$ ; $P^{\text{PAC}} = 20\% P^{\text{CAD}}$ ;

* $P^{\text{Rejet}} = 20\% P^{\text{CAD}}$ ; $P^{\text{PAC}} = 30\% P^{\text{CAD}}$ ;

* $P^{\text{Rejet}} = 10\% P^{\text{CAD}}$ ; $P^{\text{PAC}} = 40\% P^{\text{CAD}}$ .

### 5.2.5 PAC de décharge

La puissance de la PAC pour la décharge assistée peut prendre une des 4 valeurs suivantes :

* $P^{\text{PAC-décharge}} = 0\% P^{\text{CAD}}$ (pas de décharge assistée) ;

* $P^{\text{PAC-décharge}} = 1\% P^{\text{CAD}}$ ;

* $P^{\text{PAC-décharge}} = 5\% P^{\text{CAD}}$ ;

* $P^{\text{PAC-décharge}} = 10\% P^{\text{CAD}}$ .
### 5.2.6 Aquifère

Les configurations retenues pour les aquifères correspondent à celles utilisées pour l'étude de cas de Genève du projet HEATSTORE [23] et sont représentatives des données rencontrées sur le plateau suisse. Chaque aquifère est caractérisé par : i) son épaisseur (50, 100 ou 150 m); ii) sa perméabilité (1, 5 ou $10^{-13} m^2$); iii) la présence ou non d'artésianisme.

Les aquifères simulés ont une conductivité thermique homogène égale à 2.086 W/m/K et une capacité thermique volumique de 2.04 MJ/m³/K. L'éponte supérieure est caractérisée par le binôme 2.275 W/m/K et 2.11 MJ/m³/K, tandis que les valeurs retenues pour l'éponte inférieure sont 2.692 W/m/K et 2.28 MJ/m³/K.

La combinaison de ces paramètres donne lieu à 18 configurations possibles (Tableau 1), chacune avec un débit nominal de circulation (qui se situe entre 11 et 432 m³/h). Les aquifères sont tous situés à une profondeur moyenne de 500 m (point moyen entre le haut et le bas de l'aquifère).

<table><caption>Tableau 1 : Paramètres des diverses configurations d'aquifère.</caption><thead><tr><th rowspan="2">Prof. [m]</th><th colspan="2">Aquifère</th><th rowspan="2">Artés. --</th><th rowspan="2">Débit max [m3/h]</th></tr><tr><th>Perméab. [m2]</th><th>Épaisseur [m]</th></tr></thead><tbody><tr><td>500</td><td>1E-014</td><td>50</td><td>Oui</td><td>14</td></tr><tr><td>500</td><td>5E-014</td><td>50</td><td>Oui</td><td>72</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-013</td><td>50</td><td>Oui</td><td>144</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-014</td><td>100</td><td>Oui</td><td>29</td></tr><tr><td>500</td><td>5E-014</td><td>100</td><td>Oui</td><td>144</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-013</td><td>100</td><td>Oui</td><td>288</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-014</td><td>150</td><td>Oui</td><td>43</td></tr><tr><td>500</td><td>5E-014</td><td>150</td><td>Oui</td><td>216</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-013</td><td>150</td><td>Oui</td><td>432</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-014</td><td>50</td><td>Non</td><td>11</td></tr><tr><td>500</td><td>5E-014</td><td>50</td><td>Non</td><td>54</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-013</td><td>50</td><td>Non</td><td>108</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-014</td><td>100</td><td>Non</td><td>22</td></tr><tr><td>500</td><td>5E-014</td><td>100</td><td>Non</td><td>108</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-013</td><td>100</td><td>Non</td><td>216</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-014</td><td>150</td><td>Non</td><td>32</td></tr><tr><td>500</td><td>5E-014</td><td>150</td><td>Non</td><td>162</td></tr><tr><td>500</td><td>1E-013</td><td>150</td><td>Non</td><td>324</td></tr></tbody></table>

### 5.2.7 Récapitulatif des configurations possibles

Pour les modes ATES et P2ATES, la combinaison des différents paramètres ci-dessus engendre un total de 2 x 2'592 = 5'184 simulations, auxquels s'ajoute 36 simulations pour le mode REF (sans aquifère ni PAC de décharge). Sur l'ensemble de ces simulations, un nombre réduit de cas ne respecte pas les contraintes sur la qualité des résultats, soit en raison d'instabilités numériques (erreur de simulation à cause de non-convergence), soit du fait d'erreurs de bilan énergétique (différence entre production et demande supérieure à 1%). Au final, 98% des cas sont retenus pour l'analyse des résultats globaux (section 8).

## 5.3 Outputs et indicateur environnemental

### 5.3.1 Output des simulations

Les outputs de la simulation sont :

* en valeurs mensuelles (sur l'ensemble des 15 années de simulation) : les énergies thermiques produites par chaque unité de production, l'électricité consomée par les PAC, les pertes des
ballons de stockage, les énergies stockés et déstockées dans l'ATES, ainsi que profil de température de l'aquifère dans le domaine du maillage 2D ;

* en valeurs horaires (sur la dernière année de simulation) : les températures et débits à différents points du système, ainsi que la valeur des différents contrôleurs on / off.

Note : alors que la consommation électrique des PAC est donnée par la simulation TRNSYS, celle des pompes immergées de l'ATES est estimée au niveau mensuel, sur la base des énergies injectées ou extraites au stock et avec une efficacité thermique constante, soit un quinzième des énergies échangées avec l'aquifère (COP de 15 pour les pompes immergées [29]).

### 5.3.2 Émissions de CO₂

Dans le cadre de cette étude, les émissions de CO₂ liés à l'utilisation du gaz et des rejets thermiques se basent sur les valeurs de référence de l'écobilan de la « Conférence de coordination des services de la construction et des immeubles des maîtres d'ouvrage publics » (KBOB), version 2022 [30]. Pour un CAD alimenté par une chaudière à gaz le facteur d'émissions s'élèvent à 302 gCO₂/kWh d'énergie finale, tandis que dans le cas d'un CAD alimenté par la récupération de la chaleur d'une usine d'incinération des ordures ménagères, il s'élève à 3 gCO₂/kWh<fnref n="5" />. À noter que les valeurs KBOB prennent en compte les émissions de toute la chaîne d'approvisionnement. En particulier, pour le gaz naturel, il s'agit non seulement des émissions directes lors de la combustion, mais aussi de celles dues à la production, au traitement et au transport du gaz («scope 1-3»). À titre de comparaison, les émissions moyennes des CAD en Suisse sont de 67 gCO₂/kWh selon le KBOB.

Pour le réseau électrique, nous utilisons le facteur d'émission du mix électrique Suisse, en valeur horaire, tenant compte non seulement de la production domestique mais également des imports des pays voisins [10, 11]. Dans le cadre de cette étude, nous portons notre choix sur le facteur d'émission de l'année 2021, valeur représentative des années récentes moins affectées par la crise du COVID-19 (2018, 2021 et 2022). Ce facteur s'élève à une moyenne annuelle de 102 gCO₂/kWh d'énergie électrique. Les dynamiques des émissions CO₂ sont représentées sur la Figure 16 en pas de temps horaire, journalier, hebdomadaire et mensuel. Comme on peut le constater, les émissions de CO₂ associées au réseau électrique ne sont pas constantes durant l'année et atteignent des valeurs plus importantes en hiver, lorsque la Suisse importe de l'électricité des pays voisins, notamment d'origine fossile à partir de l'Allemagne.

<figure><img src="image_24.png" /><figcaption>Figure 16 : Émissions de CO₂ équivalentes en 2021 pour le réseau électrique suisse en dynamique journalière, hebdomadaire et mensuelle (image de gauche), ainsi qu'en courbe classée horaire, journalière, hebdomadaire et mensuelle (image de droite).</figcaption></figure>

<footnote n="5">⁵ La faible valeur des émissions CO₂ des usines d'incinération des ordures ménagères du KBOB semble incompatible avec le fait qu'en Suisse l'énergie produite lors de l'incinération des déchets est considérée comme étant 50% renouvelable. Une explication possible serait l'affectation des émissions CO₂ de la combustion des ordures ménagères uniquement à la filière déchet.</footnote>
Dans le cadre de cette étude, l'estimation des émission CO₂ liées à l'utilisation d'électricité (PAC et pompes de circulation du système ATES) sont estimés sur la base des facteurs d'émission mensuels<fnref n="6" />.

<footnote n="6">⁶ Ce choix a été porté en anticipant que dans les années à venir une partie considérable les fluctuations horaires et journalières seront lissées par des technologies telles que les batteries et les véhicules électriques.</footnote>
# 6 Exemple de fonctionnement

Avant analyser l'ensemble des résultats, il nous semble judicieux d'étudier un cas particulier, afin d'expliciter le fonctionnement des différents modes d'opération du système et ainsi mieux comprendre l'interaction entre la PAC, le CAD et le stock en aquifère.

L'exemple en question concerne un CAD de moyenne température (aller : 70 - 60°C ; retour : 50°C), avec 10 MW de puissance nominale (couverte à 10% par des rejets thermique, 40% par une PAC et 50% par du gaz). L'aquifère des exemples se caractérise par une épaisseur et une perméabilité moyennes (débit nominal de 144 m³/h). Les simulations concernent les trois modes de fonctionnement possibles :

i) le cas de référence, sans stockage en aquifère (REF);

ii) le stockage en aquifère des rejets thermiques excédentaires (ATES);

iii) le stockage en aquifère des rejets thermiques excédentaires ainsi que de l'utilisation de la PAC comme source complémentaire au stockage de chaleur (P2ATES).

Dans le cas des systèmes ATES et P2ATES, la décharge de l'aquifère est assistée par une PAC dont la puissance nominale s'élève à 1% de celle du CAD.

Les résultats de simulation des trois modes de fonctionnement sont présentés sur la Figure 17, qui représente : i) en haut : le bilan de Sankey sur l'ensemble de la période de fonctionnement (15 ans) ; ii) au milieu : le profil de production de la dernière année (agrégé en valeurs journalières) ; iii) en bas : le profil des émissions de CO₂ associées (agrégé en valeurs journalières).

On remarque que le mode P2ATES permet une réduction des consommation gaz, et des émissions de CO₂, grâce à une production accrue de la PAC qui fonctionne comme source supplémentaire pour la charge du stock. Cette production permet de rehausser les températures du stock à des niveaux compatibles avec la décharge en direct (en comparaison avec le mode ATES), comme indiqué par le profil de décharge du mode P2ATES qui suit celui des demandes et permet de limiter la part de gaz utilisée lors des pics de consommation. Il est à noter, que pour le mode ATES, la décharge a un profil plus au moins constant, ce qui caractérise l'extraction de chaleur du stock uniquement via la PAC de décharge, étant donné l'impossibilité d'une exploitation en direct du stock (température stock plus faible que la température de retour CAD).

L'énergie soutirée au stock dans le mode P2ATES (16 GWh sur 15 ans d'exploitation), n'est pas beaucoup plus importante que celle du mode ATES (11 GWh sur 15 ans). La baisse des émissions CO₂ provient principalement d'une meilleure exploitation des puissances de la PAC durant la mi-saison dans le mode P2ATES (197 GWh pour le mode ATES contre 345 GWh dans le cas P2ATES, dont seulement 75 GWh pour la charge du stock). En effet, le couplage de l'aquifère avec la PAC permet le fonctionnement en ruban de la PAC en mi-saison avec comme résultat la réduction du nombre d'heures de fonctionnement de la chaudière à gaz, l'aquifère fonctionnant donc comme un *buffer* supplémentaire pour l'énergie produite par la PAC.
<figure><img src="image_25.png" /><figcaption>Figure 17 : Flux d'énergie (somme sur 15 ans – image du haut), les bilans journaliers de production de la dernière année de fonctionnement (images du milieu) et les émissions de CO₂ associées (images du bas) pour les cas de référence, ATES et P2ATES. Étude pour un CAD moyenne température de 10 MW de puissance maximale, avec une répartition des modes de production donnée par 10% rejet thermique, 40% PAC et 50% gaz et avec une PAC de décharge d'une capacité égale à 1% de la puissance maximale du réseau. Aquifère avec débit nominal de 144 m³/h.</figcaption></figure>

L'évolution sur 15 ans des énergies produites par les différents modes d'opération présentés se trouve
sur la figure qui suit (Figure 18), avec indication également de l'évolution des émissions CO₂ et de
l'efficacité du stock.
<figure><img src="image_26.png" /><figcaption>Figure 18 : CAD moyenne température, évolution sur 15 ans du mix énergétique, CO₂ et efficacité du stock (CAD de 10 MW dont 10% rejet thermique, 40% PAC et 50% gaz ; PAC de décharge de 1% de la puissance maximale du réseau ; aquifère avec débit nominal de 144 m³/h).</figcaption></figure>

On remarque l'impact du couplage aquifère-PAC dans les réductions de CO₂, qui passent d'environ 3.5 ktonCO₂/an dans le cas de référence à moins de 2.5 ktonCO₂/an dès la première année d'exploitation du mode P2ATES. Notons également que l'efficacité du système augmente au fils de années grâce au réchauffement du milieu de stockage.

Dans le but de montrer explicitement l'impact des niveaux de température du CAD, les exemples suivant (Figure 19 et Figure 20) concernent le même système (CAD, aquifère, PAC de décharge), avec un régime de température du CAD revu soit à la baisse (aller : 45 - 40°C ; retour : 35°C), soit à la hausse (aller : 90 - 70°C ; retour : 55°C).

Pour le CAD basse température (dynamique et flux d'énergie en annexe 11.4), les faibles niveaux de température du réseau (notamment la température de retour à 35°C) permettent une utilisation presque en continu de la PAC pendant toute l'année dans le mode P2ATES, la production PAC dépassant les 40 GWh/jour lors de la charge de l'aquifère (valeur nettement plus importante que pour le cas moyenne température, avec environ 10 GWh/jour – Figure 17). Cette utilisation en continue de la PAC a comme résultat une réduction importante de la consommation de gaz et des émissions CO₂ associées. Dans le cas d'un CAD basse température exploité dans le mode P2ATES, les émissions CO₂ se limitent à environ 1.5 ktonCO₂/an dès la deuxième année d'exploitation, soit une réduction d'environ 1 ktonCO₂/an par rapport aux émissions d'un CAD moyenne température en mode P2ATES et moins de 2 ktonCO₂/an par rapport au cas de référence.

Par ailleurs, le couplage aquifère-PAC dans le cas d'un CAD basse température permet d'augmenter de manière considérable la participation du stock dans le mix énergétique du système. En effet, l'énergie fournie par le stock dans le mode P2ATES monte de 18 GWh à 64 GWh (valeur sur 15 ans) quand comparée au CAD moyenne température.

Pour le CAD haute température, le mode P2ATES apporte très peu au système avec un faible impact sur la réduction des émissions CO₂. En effet, dans les cas des réseaux haute température, le fonctionnement de la PAC comme source de chaleur supplémentaire au stockage reste limité à cause du fait que la température de production de la PAC (85°C maximum) reste proche de la température aller du CAD (75°C).
<figure><img src="image_27.png" /><figcaption>Figure 19 : CAD basse température, évolution sur 15 ans du mix énergétique, CO₂ et efficacité du stock (CAD de 10 MW dont 10% rejet thermique, 40% PAC et 50% gaz ; PAC de décharge de 1% de la puissance maximale du réseau ; aquifère avec débit nominal de 144 m³/h).</figcaption></figure>

<figure><img src="image_28.png" /><figcaption>Figure 20 : CAD haute température, évolution sur 15 ans du mix énergétique, CO₂ et efficacité du stock (CAD de 10 MW dont 10% rejet thermique, 40% PAC et 50% gaz ; PAC de décharge de 1% de la puissance maximale du réseau ; aquifère avec débit nominal de 144 m³/h).</figcaption></figure>
# 7 Enjeux du déséquilibre des débits CAD et ATES

## 7.1 Identification du problème

### 7.1.1 Considérations générales

Lors de la mise en place du modèle TRNSYS, nous avons remarqué que l'efficacité du système est fortement conditionnée par les débits circulant dans les échangeurs de chaleur qui font l'interface CAD / aquifère.

En effet, le déséquilibre des débits dans un échangeur de chaleur a un impact non négligeable sur les variations de températures côté source et / ou puits de chaleur, la plus grande variation en température étant du côté avec le plus faible débit (voir la Figure 21). Dans le cas où le débit côté source est nettement supérieur à celui côté puits (image de gauche), on observe une grande variation de température côté puits, ainsi qu'un impact négligeable sur les températures du côté source. L'inverse résulte d'un débit côté source nettement inférieur à celui côté puits.

<figure><img src="image_29.png" /><figcaption>Figure 21 : Diagrammes simplifiés de l'évolution des températures dans un échangeur de chaleur. Les flèches rouges montrent l'évolution des températures côté source de chaleur, tandis que les flèches bleues représentent les variations côté puits de chaleur.</figcaption></figure>

Dans le cas spécifique de l'interface CAD / aquifère, le déséquilibre des débits peut avoir un impact catastrophique sur le fonctionnement du système. Lors de la charge, il est nécessaire de s'assurer que l'énergie injectée dans l'aquifère puisse rehausser la température du puits chaud sur un rayon suffisamment grand. Une circulation trop importante du côté de l'aquifère aura comme impact la dilution de la chaleur disponible sur un volume d'eau très étendu, engendrant une baisse de la température moyenne du stock. À l'inverse, un débit trop faible côté aquifère ne permet pas de valoriser l'entière température de la chaleur disponible, car même s'il est possible de rehausser la température de l'aquifère à un niveau proche de celle de la source de chaleur, l'impact reste concentré sur un volume réduit autour du puits chaud, limitant la quantité d'énergie stockée.

De manière analogue, il est essentiel de maintenir un certain équilibre entre les débits lors de la décharge du stock afin de garantir l'extraction d'énergie tout en limitant les baisses de température dans le stock.

### 7.1.2 Illustration du problème sur un exemple

L'impact du déséquilibre des débits à l'interface CAD / aquifère est illustré ici pour un CAD haute température (aller : 90-75°C ; retour : 55°C). La puissance du CAD est alternativement fixée à 10 MW ou 100 MW (correspondant en période estivale à un débit moyen du CAD de 65 m³/h ou 647 m³/h). Il est couplé à un aquifère de 150 m d'épaisseur, caractérisé alternativement par une faible ou très forte perméabilité (correspondant à un débit nominal de 32 m³/h ou 432 m³/h).
Dans les quatre cas, le stockage provient des excès de chaleur de rejets thermiques, dont la puissance est fixée à 40% de la puissance nominale du CAD (sans PAC de production – modes ATES) et la décharge se fait directement sans appui d'une PAC de décharge.

La Figure 22 représente l'étendue du panache thermique autour du puits chaud, après 15 ans d'exploitation. Les paramètres clefs concernant les quatre simulations en question sont résumés dans le Tableau 2.

<figure><img src="image_30.png" /><figcaption>Figure 22 : Niveaux de température [°C] dans le puits chaud après 15 ans d'exploitation d'un CAD haute température. Combinaison d'un CAD de 10 ou 100 MW de puissance nominale (gauche / droite) avec un aquifère de 32 ou 432 m³/h de débit nominal (haut / bas). La source de chaleur est garantie dans les trois cas par des rejets thermiques à haute température avec une puissance égale à 40% de la puissance maximale du CAD et avec décharge directe.</figcaption></figure>
<figure><img src="image_31.png" /><figcaption>Tableau 2 : Couplage d'un CAD haute température (10 ou 100 MW) avec un aquifère peu ou très perméable (32 ou 432 m³/h de débit nominal). Débit et demande de chaleur du CAD ($V_{CAD}$, $Q_{CAD}$), énergies injectées ($Q_{inj}$) et extraites ($Q_{ext}$) sur 15 ans d'exploitation, ainsi que niveaux de température ($T_{plume}$) à 50 mètres et 100 mètres du puits chaud, après 15 ans d'exploitation. La source de chaleur pour le stockage est garantie par des rejets thermiques à haute température, avec une puissance égale à 40% de la puissance maximale du CAD et avec décharge directe.</figcaption></figure>

<table><thead><tr><th rowspan="2">P<sub>CAD</sub><br>MW</th><th rowspan="2">V<sub>ATES</sub><br>m³/h</th><th colspan="2">V<sub>CAD</sub><br>été<br>hiver</th><th colspan="2">V<sub>ATES</sub>/V<sub>CAD</sub><br>été<br>hiver</th><th rowspan="2">Q<sub>CAD</sub><br>GWh</th><th rowspan="2">Q<sub>inj</sub><br>GWh</th><th rowspan="2">Q<sub>ext</sub><br>GWh</th><th rowspan="2">Q<sub>ext</sub>/Q<sub>CAD</sub><br>-</th><th rowspan="2">Q<sub>ext</sub>/Q<sub>inj</sub><br>-</th><th colspan="2">T<sub>plume</sub></th></tr><tr><th>m³/h</th><th>m³/h</th><th>m³/h</th><th>m³/h</th><th>50 m<br>°C</th><th>100 m<br>°C</th></tr></thead><tbody><tr><td>10</td><td>32</td><td>65</td><td>151</td><td>49%</td><td>21%</td><td>443</td><td>65</td><td>17</td><td>4%</td><td>26%</td><td>35</td><td>25</td></tr><tr><td>100</td><td>32</td><td>647</td><td>1512</td><td>5%</td><td>2%</td><td>4435</td><td>151</td><td>42</td><td>1%</td><td>28%</td><td>65</td><td>30</td></tr><tr><td>10</td><td>432</td><td>65</td><td>151</td><td>665%</td><td>286%</td><td>443</td><td>80</td><td>8</td><td>2%</td><td>10%</td><td>47</td><td>28</td></tr><tr><td>100</td><td>432</td><td>647</td><td>1512</td><td>67%</td><td>29%</td><td>4435</td><td>646</td><td>320</td><td>7%</td><td>49%</td><td>82</td><td>47</td></tr></tbody></table>

On constate sur la Figure 22 et les données sur le Tableau 2 que le que les niveaux de température et l'étendue de la plume thermique autour du puits chaud varient fortement entre les quatre cas présentés :

* Dans le premier cas (10 MW avec aquifère de 32 m³/h, figure du haut à gauche), le débit nominal de l'aquifère est relativement proche de celui du CAD en période estivale ($V_{ATES}/V_{CAD}$ = 49%). Dans ce cas, étant donné les faibles débits et puissances en jeu, la plume chaude s'étend sur un rayon limité (35°C à 50 m), avec une bulle chaude (proche de 85°C) concentrée autour du puits chaud (env. 20 m). Sur 15 ans de fonctionnement, on arrive à décharger 26% et l'énergie stockée, ce qui permet de couvrir 4% des demandes du réseau (17 GWh sur 443 GWh – somme sur 15 ans).

* Dans le deuxième cas (100 MW avec aquifère de 32 m³/h, figure du haut à droite), le débit nominal de l'aquifère est nettement plus faible que celui du CAD ($V_{ATES}/V_{CAD}$ = 5%). Dans ce cas, étant donné la puissance de charge en jeu, la plume thermique atteint 70°C à 50 m du puits chaud, et on observe une température de 30°C à 100 m. Le rendement du stock sur 15 ans d'exploitation se maintient à 28%, mais l'énergie extraite ne couvre que 1% de la demande du CAD (42 GWh sur 4'435 GWh).

* Dans le troisième cas (10 MW avec aquifère de 432 m³/h, figure du bas à gauche), le débit nominal de l'aquifère est infiniment plus élevé que celui du CAD ($V_{ATES}/V_{CAD}$ = 665%), ce qu'implique une dilution de la chaleur injectée. La plume chaude s'étend sur une centaine de mètres, mais à une température avoisinant les 30°C seulement, pour une température aux alentours immédiats du puits chaud ne dépassant pas les 60°C, limitant ainsi fortement le déstockage. Le rendement du stock chute à 10%, et l'énergie récupérée ne couvre que 2% de la demande (8 GWh sur 443 GWh).

* Dans le dernier cas (100 MW avec aquifère de 432 m³/h, figure du bas à droite), le débit nominal de l'aquifère est à nouveau relativement proche de celui du CAD ($V_{ATES}/V_{CAD}$ = 67%). Contrairement au premier cas, étant donné les grands débits en jeu, cette fois-ci la plume de 90°C dépasse le rayon de 45 m avec une température de 50°C à 100 m. Le rendement du système est de 50%, et l'énergie récupérée couvre 7% de la demande (320 GWh sur 4'435 GWh).

Ces exemples montrent l'importance du rapport des débits à l'interface CAD / aquifère. Ils indiquent également qu'une étude focalisée uniquement sur le rendement du stock n'est pas suffisante pour évaluer l'impact de l'aquifère sur le fonctionnement global du système CAD + stock thermique.

Par ailleurs, cet exemple met en évidence que la limitation de la température de l'aquifère à une valeur inférieure à 3 K par rapport à sa température naturelle sur des distances supérieures à 100 mètres
autour des puits (cadre légal actuel en Suisse) peut être rédhibitoire pour l'exploitation optimale du système (voir notamment le dernier exemple).

## 7.2 Limites théoriques

Dans l'intention d'estimer les débits optimaux de fonctionnement côté aquifère, ainsi que les puissances moyennes à la charge et à la décharge, nous avons développé un modèle théorique simplifié. Ce modèle théorique repose sur des hypothèses relatives : i) à la production renouvelable (puissance nominale et température de production) ; ii) aux caractéristiques du CAD (courbe de charge, température aller, température retour) ; iii) à l'aquifère (débit nominal, température naturelle) ; iv) à l'échangeur CAD / aquifère (efficacité). Les indicateurs analysés sont la puissance moyenne disponible pour la charge (lorsque la puissance renouvelable est excédentaire), ainsi que la puissance moyenne disponible pour la décharge (lorsque la puissance renouvelable est déficitaire).

L'analyse en question permet de déterminer des zones de fonctionnement optimal pour le stockage et le déstockage en aquifère d'excès de chaleur renouvelable (Figure 23).

<figure><img src="image_32.png" /><figcaption>Figure 23 : Zones de fonctionnement optimal pour le stockage / déstockage d'excès de chaleur renouvelable en ATES.</figcaption></figure>

La construction de ces figures est explicitée ci-dessous, alors que le développement mathématique détaillé est donné en annexe (section 11.4).

Les puissances extraites de / injectées dans l'aquifère doivent respecter les contraintes de température imposées par l'échangeur de chaleur, ainsi que celles imposées par les débits de circulation du côté CAD et / ou du côté aquifère. Par exemple, un très faible débit estival du côté CAD peut limiter la différence de température d'injection lors de la charge, ce qui a pour effet également de restreindre les puissances transférées au stock. De manière analogue, lors de la décharge, un débit CAD trop faible par rapport aux débits de circulation dans l'aquifère limitera les énergies extraites au stock, étant donné que la différence de température du côté de l'aquifère ne peut pas excéder la différence de température entre le puits chaud et le puits froid.

### 7.2.1 Limites au niveau de la charge

Au niveau de la charge (lorsque la puissance renouvelable est excédentaire), la puissance d'injection dans le stock est limitée par trois aspects :

* au niveau de la production ($P_{Excès,prod}$), par l'excès de puissance renouvelable disponible, après couverture de la demande du CAD ;
* au niveau du CAD ($P_{Excès,CAD}$), par l'excès de puissance transférable via le CAD, donné par le différentiel entre la température de production renouvelable et la température aller du CAD, multiplié par le débit du CAD lors de la charge ;

* au niveau de l'aquifère ($P_{ATES,charge}$), par le débit de circulation dans l'aquifère et le différentiel de température entre la température d'injection dans le puit chaud (température de production renouvelable) et la température de extraite au puits froid (température naturelle de l'aquifère).

La Figure 23 (gauche) représente la puissance moyenne de charge, en fonction du débit de fonctionnement de l'aquifère. Pour un faible débit, la puissance de charge $P_{ATES,charge}$ est limitée par le débit de l'aquifère et augmente linéairement avec celui-ci. À partir d'un certain débit seuil ($V_{min,charge}$), la puissance de charge est limitée par l'excès de chaleur renouvelable disponible $P_{Excès}$ (au niveau de la production $P_{Excès,prod}$ ou de son transfert via le CAD $P_{Excès,CAD}$, la valeur la plus faible étant retenue). Ce débit seuil définit la limite au-dessus de laquelle on se trouve dans une zone de charge optimale.

### 7.2.2 Limite au niveau de la décharge

De façon similaire, au niveau de la décharge (lorsque la puissance renouvelable est déficitaire), la puissance de décharge est limitée par trois aspects :

* au niveau de la ressource ($P_{Excès}$), par l'excès de chaleur renouvelable disponible lors de la charge (impossibilité de soustraire plus d'énergie que ce qui a pu être stockée) ;

* au niveau de l'aquifère ($P_{ATES,décharge}$), par le débit de l'aquifère et le différentiel entre la température d'extraction au puit chaud (température de production renouvelable) et la température de réinjection au puit froid (température de retour du CAD)<fnref n="7" /> ;

* au niveau du CAD, par la puissance transférable sur le CAD, qui est déterminée par le débit du CAD et le différentiel entre la température d'injection au CAD (minimum entre la température au puits chaud et la température aller CAD) et la température de retour du CAD.

La Figure 23 (droite) représente la puissance moyenne de décharge, en fonction du débit de l'aquifère. Pour un faible débit, la puissance de décharge $P_{ATES,décharge}$ est limitée par le débit de l'aquifère et augmente linéairement avec celui-ci. À partir d'un certain débit seuil ($V_{min,décharge}$), la puissance de charge est limitée par l'excès de chaleur renouvelable $P_{Excès}$ potentiellement stockable (et donc déstockable). Finalement, lorsque le débit de l'aquifère dépasse celui du CAD ($V_{max,décharge}$), la température transférée au CAD ne peut pas excéder sa température aller, limitant ainsi les énergies extraites au stock. Comme dans le modèle, la puissance d'extraction est calculée avec un nombre fixe d'heures de fonctionnement, cela implique une baisse de la puissance moyenne calculée. In fine, cela revient à comprendre que, lorsque le débit CAD dépasse celui de l'ATES, le différentiel de température dans l'aquifère diminue, entrainant une hausse de la température dans le puits froid, une baisse des énergies à stocker lors du prochain été (limitation du différentiel lors de la charge) et donc une baisse des énergies disponibles au déstockage pour l'hiver suivant.

### 7.2.3 Plage de fonctionnement optimal

Les débits seuils identifiés ci-dessus définissent les limites entre lesquelles on se trouve dans une zone de charge et décharge optimale. Ainsi, la zone de fonctionnement optimale pour la mise en œuvre d'un système ATES se situe entre les seuils $V_{min}$ (maximum entre $V_{min,charge}$ et $V_{min,décharge}$) et $V_{max}$ (égal à $V_{max,décharge}$).

<footnote n="7">⁷ En fait, lorsque le débit de l'aquifère devient trop important, cela peut entrainer une chute de la température d'extraction, lié à la mobilisation au puit chaud de volumes d'eaux hors du rayon de stockage, entrainant une chute de la puissance de décharge, ce qui n'est pas pris en compte directement dans le modèle théorique.</footnote>
Finalement, afin d'optimiser le fonctionnement d'un système de stockage thermique sur aquifère, il est nécessaire que le débit de l'aquifère se situe entre le débit hivernal du CAD (limite maximale) et la limite inférieure déterminée par :

$$ \frac{P_{hiver}^{CAD}}{c \cdot \Delta T_{hiver}^{CAD}} > V^{ATES} > \frac{P_{Excès}}{c \cdot \eta \cdot \Delta T_{Hx,charge}^{ATES}} \quad \left[ \frac{\% P_{Max}}{kW} \cdot \frac{m^3}{h} \right], $$

où $P_{Excès}$ est la puissance disponible à la charge (après la prise en compte du débit CAD) ; $\Delta T_{Hx,charge}^{ATES}$, la différence maximale de température dans l'échangeur de chaleur lors de la charge ; $\eta$, l'efficacité de l'échangeur et $c$, la chaleur spécifique de l'eau.

Dans le but de simplifier l'évaluation des débits maximum et minimum du côté de l'aquifère (limites pour le bon fonctionnement du système avec stockage en aquifère), nous avons développé des abaques (Figure 24), pour un échangeur de chaleur avec efficacité de 85%.

La lecture commence par le graphique de gauche : la somme des puissances disponibles à la charge ($P_{dispo}$) permet d'estimer les puissances maximales pouvant être injectées dans l'aquifère ($P_{Excès}$).

Dans un deuxième temps, la mise en relation des puissance injectables avec la plus grande différence de température dans l'échangeur de chaleur lors de la charge ($DT_{Hx,charge}$ – graphique du milieu) permet d'évaluer le débit minimum. De manière analogue, la mise en relation des puissances injectables avec la plus grande différence de température aller-retour du CAD ($DT^{CAD}$ – graphique de droite), permet la détermination du débit nominal nécessaire du côté aquifère.

<figure><img src="image_33.png" /><figcaption>Figure 24 : Abaques pour l'évaluation des débits minimum et maximum du côté de l'aquifère selon la puissance disponible à la charge ($P_{dispo}$), la température maximale à l'échangeur lors de la charge ($DT_{Hx,charge}$) et la température maximale du CAD ($DT^{CAD}$). Exemple de lecture pour un CAD avec puissance disponible au stockage égale à 40% de la puissance maximale du CAD.</figcaption></figure>
# 8 Résultats globaux

## 8.1 Comparaison simulation / limites théoriques

Afin de comparer les résultats du modèle théorique aux valeurs obtenues grâce à la simulation dynamique, les énergies de charge et de décharge simulées dans l'environnement TRNSYS (bilan énergétique sur une période de 15 ans) ont été renormalisées par les temps théoriques de charge et de décharge. De cette manière, les résultats des simulations TRNSYS sont transformées en puissances moyennes sur 15 ans, ce qui permet la comparaison des résultats entre les différents systèmes, qui n'ont pas les mêmes puissances disponibles à la charge.

### 8.1.1 Charge / décharge

Un exemple de comparaison entre le modèle théorique et les résultats des simulations TRNSYS se trouve sur la Figure 25. On y présente les deux modes de fonctionnement du système (ATES – stockage des rejets thermiques haute température et P2ATES – stockage des rejets thermiques haute température complétés par l'énergie produite par les PAC) et les deux modes de décharge possible (directe et assistée par une PAC).

On constate que le modèle théorique pour la charge (images du haut de la Figure 25) correspond assez bien aux valeurs simulées avec TRNSYS. On peut notamment observer l'impossibilité d'injecter toute l'énergie disponible dans le stock lorsque le débit de circulation dans l'aquifère est relativement faible, avec des puissances de charge limitées (valeurs à gauche dans les exemples des CAD d'une puissance nominale supérieure à 10 MW). Dans ces cas, étant donné que le débit du CAD est beaucoup plus important que celui de l'aquifère, la différence de température du côté de l'aquifère atteint rapidement sa limite maximale, ce qui empêche une meilleure utilisation des énergies disponibles au stockage.

Le deuxième constat concernant le modèle théorique pour la charge est que celui-ci donne des meilleurs résultats pour le cas ATES. En effet, le modèle suppose une puissance de charge disponible en ruban et ne prend pas en compte l'état de marche / arrêt de la PAC lorsqu'elle est utilisée comme source de chaleur pour la charge du stock (modes P2ATES). Dans le mode P2ATES, le fonctionnement de la PAC est optimisé de sorte à augmenter l'énergie chargée dans l'aquifère, en revanche le fonctionnement de la PAC est conditionné par des facteurs tels que les températures récupérées après le rejet de chaleur et la température maximale de production de la PAC. De fait, cela limite le temps de fonctionnement de la PAC (voir par exemple les modes on / off de la PAC dans l'annexe 11.2).
<figure><img src="image_34.png" /><figcaption>Figure 25 : Comparaison des puissances théoriques et simulées (moyenne sur 15 ans) d'un CAD moyenne température, avec répartition des modes de production donnée par 30% rejet thermique – 20% PAC – 50% chaudière à gaz. Comparaison faite pour les modes ATES (stockage des rejets thermiques seulement) et P2ATES (stockage de chaleur complété par la production PAC), ainsi que pour des systèmes de décharge directe ou assistée par une PAC de puissance égale à 5% de la puissance maximale du réseau.</figcaption></figure>
Il est important de noter que le modèle théorique est moins performant pour le processus de décharge, particulièrement dans les cas de décharge directe (images du milieu de la Figure 25). La cause principale de cet écart provient de la difficulté d'estimer avec précision les températures extraites du puits chaud lors de la décharge. Ainsi, un écart de 0.1 K entre les valeurs retenues pour le modèle théorique et les valeurs simulées par le modèle dynamique TRNSYS peut avoir un impact important, entraînant un écart d'un facteur 10 entre les puissances du modèle théorique et les résultats TRNSYS dans le cas d'un débit normalisé du côté de l'aquifère de l'ordre de 100 kW/K.

Par ailleurs, même si les valeurs simulées par TRNSYS sont moins importantes que celles estimées par le modèle théorique de décharge, il est à observer que le modèle parvient à reproduire les effets liés au déséquilibre de débits à l'interface CAD / aquifère. En prenant l'exemple de l'extraction directe d'énergie des systèmes CAD de taille moyenne (CAD de 10 MW - ligne et points verts sur les images de la Figure 25), on voit très bien les frontières à gauche et à droite liées aux limitations de débit, tant pour la simulation TRNSYS que pour le modèle théorique.

Sur la base des valeurs simulées et modélisées, on constate que les systèmes avec décharge assistée (images du bas) permettent une extraction accrue d'énergie du stock et sont moins sensibles à la différence des débits CAD / aquifère.

### 8.1.2 Émissions de CO₂

L'impact de la charge / décharge sur les émissions de CO₂ est montré sur la Figure 26, pour le cas du CAD moyenne température d'une puissance maximale de 10 MW, avec l'indication explicite des limites sur le débit du côté de l'aquifère déterminées par les cointraintes de température et de débit à l'interface CAD / aquifère (traitillés verticaux).

La Figure 26 met en évidence l'impact positif du mode P2ATES (utilisation des PAC comme source pour la charge du stock) en terme de réduction des émissions de CO₂ par rapport au cas où seul le stockage des rejets thermiques (mode ATES) est employé.

De plus, on remarque que les émissions de CO₂ les plus faibles se situent en grande majorité à l'intérieure des frontières imposées par les contraintes de débit à l'interface CAD / aquifère. Cette observation reste valide même lorsque les puissances extraites du stock ne sont pas directement dépendantes du déséquilibre des débits (cas avec PAC de décharge).

Le fait que les émissions de CO₂ les plus faibles se situent à l'intérieure de ces limites, corrobore l'idée que ces frontières peuvent être utilisées comme filtre pour selectionner les cas les plus performants. De plus, cela suggère que les émissions de CO₂ liées à la PAC de décharge sont potentiellement dépendantes du débit de circulation dans l'aquifère, ce qui pourrait être lié à la température du stock et donc à la « qualité » du stock comme source froide pour la PAC de décharge.

Ainsi, pour réduire au maximum les émissions de CO₂ des réseaux de chaleur avec stockage en aquifère, il est important que le débit naturel de l'aquifère soit supérieure à une certaine limite imposée par les caractéristiques du réseau CAD (niveaux de température et quantité d'énergie à stocker). Cependant, ce débit naturel doit démeurer inférieur au débit hivernal du CAD.
<figure><img src="image_35.png" /></figure>

Figure 26 : Impact de la charge / décharge sur les émissions de CO₂ d'un CAD moyenne température, avec puissance maximale de 10 MW, modes de production données par 40% rejets thermique – 10% PAC – 50% chaudière à gaz, et avec décharge assistée par une PAC de puissance égale à 5% de la puissance CAD. Indication explicite des limitations sur les débits lors de la charge et de la décharge.
## 8.2 Bilan énergétique

### 8.2.1 Résultats globaux

La Figure 27 concerne la comparaison entre les résultats TRNSYS et les valeurs théoriques, pour l'ensemble des simulations ATES et P2ATES (5'062 configurations, voir section 5.2), en termes de puissance moyenne lors de la charge et de la décharge. On constate que pour la charge, la plupart des valeurs de simulations TRNSYS se situent dans l'intervalle 25 – 100% par rapport aux valeurs théorique. Pour la décharge, elles se situent dans l'intervalle 10 – 100% des valeurs théoriques.

<figure><img src="image_36.png" /><figcaption>Figure 27 : Comparaison entre les résultats de la simulation TRNSYS et des modèles théoriques, totalité des cas simulés.</figcaption></figure>

### 8.2.2 Application des filtres

Sur la base des limites théoriques développées plus haut (section 7.2.3), il est possible de filtrer les cas pour lequels le fonctionnement du système de stokage est optimal et de répondre à la question de la taille idéale de l'aquifère pour quel type de CAD. Après avoir appliqué ces filtres, le nombre de simulations considérées comme optimales se réduit à 1'797 sur un ensemble de 5'062 simulations analysées.

L'impact des filtres sur le fonctionnement du système est explicité sur la Figure 28. Pour les cas filtrés, on constate qu'environ 50% des configurations permettent de couvrir environ 10% de la demande du CAD via le stockage en aquifère (tant pour le mode ATES que le mode P2ATES), et que le 10% des meilleures cas permettent une couverture de presque 20% pour le mode ATES, respectivement 15% pour le P2ATES. Ces valeurs sont à comparer avec les cas hors filtre, pour lesquels 50% des cas induisent une couverture inférieure à 5%, et pour lesquels le neuvième décile se situe à 15% (ATES), respectivement 10% (P2ATES).
<figure><img src="image_37.png" /><figcaption>Figure 28 : Impact des filtres sur la couverture de la demande par les stockages thermiques. Note : déciles correspondants à 10% et 90% des cas, quartiles pour 25%, 50% et 75% des cas.</figcaption></figure>

En ce qui concerne les efficacités du stock (outputs sur inputs), on note que 75% des cas filtrés (et plus de 50% des cas non-filtrés) présentent une efficacité supérieure ou égale à 35%, valeur limite d'efficacité pour qu'un système avec stockage de chaleur puisse livrer plus de chaleur qu'un système du type power-to-gaz combiné avec de la CCF (voir discussions autour de la Figure 2). Par ailleurs, on remarque une légère amélioration des efficacités après quelques années d'exploitation du stock, avec des efficiences plus importantes pour la dernière année (figure de droite) que pour la moyenne sur 15 ans (figure de gauche).

<figure><img src="image_38.png" /><figcaption>Figure 29 : Impact des filtres sur l'efficacité du stock, en moyenne sur 15 ans (gauche), ainsi que pour la dernière année (droite). Note : déciles correspondants à 10% et 90% des cas, quartiles pour 25%, 50% et 75% des cas.</figcaption></figure>

<figure><img src="image_39.png" /><figcaption>Figure 30 : Impact des filtres sur la part de gaz. Note : déciles correspondants à 10% et 90% des cas, quartiles pour 25%, 50% et 75% des cas.</figcaption></figure>
L'impact combiné des filtres et du mode de fonctionnement du système (REF, ATES et P2ATES) sur les consommations de gaz est présenté sur la Figure 30. Il est notable que l'utilisation du mode P2ATES (stockage des rejets thermiques et de la production estivale de la PAC) entraîne une réduction significative de la couverture fossile dans le système, même sans l'application des filtres.

On remarque également qu'après l'application des filtres, la part de gaz est plus importante pour les modes REF et ATES, ce qui peut sembler contradictoire de prime abord. En fait, cette augmentation est liée au fait que les filtres sont dépendants de la puissance disponible pour la charge du stock. Plus cette puissance est importante, plus le nombre des cas retenus est restreint, car l'équilibre des débits à l'interface CAD / aquifère nécessite des aquifères avec un débit plus élevé. Pour cette raison, dans les modes REF et ATES, le filtre limite le nombre de cas où les puissances des rejets thermiques sont trop importantes. Cette restriction équivaut à sélectionner surtout les cas de référence avec une couverture de gaz plus importante, car le fonctionnement en ruban des rejets de chaleur ne peut pas être remplacé à 100% par des PAC haute température (limitée par la température de production et la taille du buffer).

Il est également important de noter que, pour le mode P2ATES, les puissances disponibles à la charge sont constantes et correspondent à 50% de la puissance maximale du réseau de chaleur. Dans ce cas, l'application du filtre permet de sélectionner les cas où le fonctionnement du stockage est optimal indépendamment de la répartition des puissances entre les rejets et la PAC.

La Figure 30 illustre que les systèmes de type P2ATES, une fois soumis aux filtres sur les débits, permettent de limiter la part de gaz à moins de 15% pour ¾ des cas retenus. De plus, la moitié des cas de type P2ATES après application du filtre possèdent une consommation de gaz proche ou inférieure à 7% des demandes du réseau de chaleur.

## 8.3 Bilan environnemental

### 8.3.1 Bilans globaux

L'impact des différents modes de fonctionnement REF, ATES, ou P2ATES sur les émissions de CO₂ est illustré sur les graphiques de la Figure 31, pour lesquels les émissions de CO₂ sont renormalisées par la demande annuelle du CAD, ce qui facilite la comparaison entre les différents systèmes étudiés.

On y remarque clairement quatre groupes d'émissions pour le mode REF, qui forment quatre lignes verticales dans le graphique de gauche et du milieu. Ces groupes correspondent à la puissance des rejets thermiques en question : 40% (correspondant à environ 60 gCO₂/kWh pour l'ensemble des moyens de production), 30% (env. 70 gCO₂/kWh), 20% (env. 90 gCO₂/kWh) et 10% (env. 110 gCO₂/kWh). Autrement dit, plus le système de récupération de chaleur est important, plus les émissions de CO₂ sont réduites. Ces valeurs sont à mettre en perspective avec les émissions d'une centrale CAD alimentée au gaz, soit 302 gCO₂/kWh d'énergie finale, ou celles du CAD structurant à Genève, 150 gCO₂/kWh d'énergie finale.
<figure><img src="image_40.png" /></figure>

<figure><img src="image_41.png" /><figcaption>Figure 31 : Comparaison des émissions de CO₂ entre les modes REF, ATES et P2ATES, totalités des cas simulés.</figcaption></figure>

En observant le graphique de gauche de la Figure 31, on remarque que le mode ATES permet globalement de réduire jusqu'à 25% des émissions de CO₂ du mode de référence. Les réductions les plus significatives sont obtenues avec des systèmes pour lesquels la part de récupération de chaleur est plus importante (groupe de gauche), pour lesquels les excédents estivaux des rejets haute température sont plus importants et le stockage en aquifère plus performant.

L'utilisation des PAC comme source supplémentaire au stockage (image centrale – mode P2ATES) permet de réduire d'avantage les émissions de gaz à effet de serre, avec un abaissement pouvant atteindre 50% des valeurs de référence. Il est clairement visible que les réseaux CAD à plus faible température sont ceux avec une réduction accrue des émissions grâce à une meilleure exploitation de la PAC qui charge le stock.

Cependant, pour le mode P2ATES et pour les CAD haute température (point rouges), les réductions des émissions de CO₂ sont limitées par le fonctionnement de la PAC qui n'arrive pas à garantir une température suffisamment haute (supérieure à la température aller du réseau) pour pouvoir charger le stock. Cela explique le faible écart existant entre les modes ATES et P2ATES (image de droite) pour les CAD haute température.

### 8.3.2 Application des filtres

La Figure 32 représente la même analyse que ci-dessus, avec cette fois-ci l'application des filtres.

On remarque que l'application des filtres met encore mieux en évidence l'impact des niveaux de température des réseaux thermiques sur les réductions de CO₂ des systèmes qui fonctionnent avec le mode P2ATES, les CAD basse température étant ceux avec les réductions de gaz à effet de serre les plus importantes (images du milieu et de droite).
<figure><img src="image_42.png" /><figcaption>Figure 32 : Comparaison des émissions de CO₂ entre les modes REF, ATES et P2ATES, cas filtrés.</figcaption></figure>

Le graphique de la Figure 33 renforce l'idée que l'utilisation des filtres permet de maximiser l'écart entre les modes ATES et P2ATES avec les points du type « sans filtre » plus proches de la diagonale. Ainsi, il devient évident que l'utilisation des filtres permet de sélectionner les aquifères les plus favorables pour le stockage d'énergie.

<figure><img src="image_43.png" /><figcaption>Figure 33 : Baisse des émissions de CO₂ pour les systèmes en mode P2ATES par rapport aux systèmes du type ATES et indication des valeurs retenues après filtre automatique.</figcaption></figure>

Une vision agrégée de l'impact du mode de fonctionnement (REF, ATES et P2ATES) sur les émissions de CO₂ avant avec et sans l'application des filtres est présentée sur la Figure 34. Comme discuté précédemment, les modes REF et ATES filtrés possèdent après application des filtres, une part de gaz plus importante, ce qui se traduit par des émissions de CO₂ plus importantes.

On remarque également que le mode P2ATES, lorsqu'il est employé avec des aquifères appropriés (cas filtrés) permet une réduction significative des émissions de CO₂ par rapport aux modes REF et ATES.

Ainsi, dans les cas filtrés, on observe une baisse des valeurs médianes des émissions de gaz à effet de serra qui passe de 90 gCO₂/kWh pour le cas de référence à 81 gCO₂/kWh pour le mode ATES.
(- 10%), et à 52 gCO₂/kWh pour le mode P2ATES, soit une réduction de - 42% par rapport au cas de référence. Cette diminution confirme l'hypothèse selon laquelle l'application du mode P2ATES permet de réduire de manière significative les émissions de CO₂ d'un réseau thermique, grâce à la réduction de la part de gaz dans le mix énergétique du CAD.

<figure><img src="image_44.png" /></figure>

Figure 34 : Impact des filtres sur les émissions de CO₂. Note : déciles correspondants à 10% et 90% des cas, quartiles pour 25%, 50% et 75% des cas.
# 9 Discussion et conclusions

## 9.1 Contexte et méthodes

Les réseaux de chaleur sont considérés comme une solution intéressante pour réduire les émissions de CO2 générées lors de la production de chauffage et d'eau chaude sanitaire. Dans les décennies à venir, une part importante des besoins thermiques en Suisse sera couverte par les réseaux de chaleur, qui seront appelées à évoluer de sorte à minimiser leur impact en termes d'émissions de CO2. Dans ce contexte, les gestionnaires de réseaux thermiques devront concevoir des centrales multi-ressources conformes aux objectifs politiques et aux obligations légales, telles que le respect d'un taux minimal d'énergie d'origine renouvelable ou de récupération dans le mix de production.

Dans cette étude, nous analysons l'effet sur les émissions de CO2 résultant de l'utilisation d'aquifères comme moyen pour le stockage des rejets thermiques non valorisables en période estivale. Le focus est porté sur l'utilisation des pompes à chaleur comme source complémentaire de chaleur pour ce type de stockage.

Dans cette perspective, nous avons développé un modèle TRNSYS permettant de simuler les interactions d'un système CAD comprenant diverses sources d'énergie (renouvelables et non renouvelables), avec un aquifère de moyenne profondeur (500 mètres) utilisé comme milieu de stockage à haute température. Pour ce qui est de l'aquifère, nous avons utilisé un module spécifique (TRNAST) pour évaluer l'évolution des températures et les réponses thermiques lors des phases de charge et décharge.

Les simulations ont été déclinées en une vaste série de configurations ( étude de sensibilité), afin d'évaluer l'impact sur le mix énergétique du type du réseau (niveaux de température, puissance nominale, décomposition des de diverses capacités de production), ainsi que la taille de l'aquifère ( débit nominal exploitable). Les émissions de CO2 associées ont été évaluées sur la base des valeurs de référence, en prenant en considération les variations saisonnières du mix électrique suisse, en tenant compte des importations.

Par ailleurs, nous avons développé un modèle théorique, qui permet d'identifier les configurations optimales d'aquifère (en termes de débit nominal à disposition) en fonction des caractéristiques du CAD (puissance, mix de production, niveau de température).

## 9.2 Résultats

Avant d'appliquer le modèle proposé, nous avons analysé le potentiel au niveau suisse de systèmes de stockage de chaleur saisonnier sur aquifère. Cette analyse a été effectuée en mettant en relation de manière spatiale les zones à forte densité thermique et les périmètres ayant des aquifères propices au stockage de chaleur, permettant ainsi de déterminer les volumes disponibles pour ce type de système. Ainsi, les analyses géo-référées ont permis d'estimer des volumes de l'ordre de $10^8 m^3$ pour les aquifères à faible profondeur et des volumes dépassant les $10^{10} m^3$ pour les aquifères moyenne et grande profondeur. Sur la base de ces volumes, Géothermie Suisse a pu estimer le potentiel du stockage thermique sur aquifère en Suisse, qui se situe entre 1 et 3 TWh/an pour les stocks à basse température et entre 0.5 et 2 TWh/an pour les stocks à haute température.

Dans le but de vérifier la validité du module TRNAST, les réponses données par le module ont été comparées avec les résultats des simulations détaillées créées par les chercheurs de l'ETHZ pour le projet HEATSTORE. L'évolution des températures dans le puits chaud de l'aquifère lors de la décharge révèle un écart entre les températures simulées dans TRNSYS et celles obtenues par les chercheurs de Zurich. Cette différence provient probablement d'un court-circuit thermique entre le puits chaud et le puits froid pour les cas de l'ETHZ. En effet, TRNAST simule deux puits à une distance infinie, empêchant tout court-circuit hydraulique. Néanmoins, le fait que l'écart de température entre les deux simulateurs
reste plus au moins constant pendant 15 ans, montre que le module TRNAST peut être utilisé de manière fiable pour la simulation des aquifères de moyenne profondeur (500 m) et que les effets de buoyancy liés au changement de densité et de viscosité du fluide caloporteur sont négligeables.

Le développement du modèle numérique sur TRNSYS a permis de mettre en lumière l'importance de la régulation dans les différents points du système et l'impact crucial du déséquilibre des débits à l'interface CAD / aquifère sur l'efficacité globale du système. En effet, en fonction du déséquilibre des débits vérifié, l'aptitude de l'aquifère à accepter et/ou à restituer de l'énergie peut varier fortement.

L'étude a également permis de mettre en évidence l'importance de maximiser la température du puits chaud sur le plus grand rayon possible afin de permettre un apport significatif du stock dans le mix énergétique du CAD. La limitation des températures dans l'aquifère, par exemple moins de 3 K à un rayon supérieure à 100 m (limite réglementaire actuelle), restreint fortement l'utilisation de l'aquifère comme milieu de stockage. En effet, il faut éviter la dilution des températures injectées avec la température naturelle de l'aquifère, entraînant ainsi une baisse de l'énergie potentiellement extraite, ainsi que la concentration de l'énergie dans un volume trop réduit, limitant la valorisation des rejets disponibles pour la charge du stock.

Pour mieux comprendre les résultats des simulations numériques et l'impact du déséquilibre des débits, nous avons développé un modèle théorique pour caractériser la charge et la décharge de l'aquifère. Le modèle permet d'expliquer le fonctionnement du système et de reproduire les limitations concernant l'injection et l'extraction de l'énergies du stock. Même si le modèle ne donne qu'une limite supérieure à la performance du système (avec des résultats souvent nettement inférieurs au niveau de la simulation numérique), il permet de définir les frontières d'un fonctionnement idéal du système et d'identifier les cas où le stock apporte une part significative d'énergie au réseau de chaleur et où l'on voit les plus grandes réductions des émissions de CO₂.

Ainsi, les réductions les plus importantes des émissions de CO₂ sont observées dans les systèmes filtrés, pour lesquels l'impact du déséquilibre des débits à l'interface CAD / aquifère est limité. Pour les systèmes avec une charge provenant uniquement des rejets thermiques (mode ATES), les baisses les plus significatives des émissions concernent les systèmes avec les plus grandes puissances de récupération de chaleur (ce qui est cohérent).

L'utilisation des PAC comme source de chaleur complémentaire à la charge du stock (mode P2ATES) permet de réduire d'avantage les émissions de CO₂, car l'énergie supplémentaire injectée dans le stock garantit une amélioration de l'efficacité du système de stockage (outputs/inputs énergétique). En revanche, ce type de système est plus sensible aux niveaux de température du réseau de chaleur. Les baisses les plus marquées sont observées lorsque le mode P2ATES est combiné avec un CAD basse ou moyenne température, tandis que l'écart entre les modes ATES et P2ATES est presque négligeable pour les CAD haute température.

L'ajout d'une PAC supplémentaire pour extraire de l'énergie du stock permet de s'affranchir des limitations concernant le déséquilibre des débits à l'interface CAD / aquifère. En revanche, il convient de rappeler que les minimums des émissions de CO₂ se trouvent à l'intérieure des frontières définies par les modèles théoriques, ceci probablement en raison d'une surconsommation électrique par les PAC's de décharge lors que l'équilibre des débits est manquant (péjoration du COP).

## 9.3 Discussion et mise en perspective

Un système basé sur le stockage en aquifère des calories estivales produites par une PAC semble plus efficace que l'emploi des technologies avec transformations chimiques telles que le power-to-gaz couplé à une centrale chaleur force, comme indiqué explicitement dans le diagramme de la Figure 2. Le seul facteur à prendre en compte étant l'efficacité du système de stockage qui doit être supérieure à 35%. Cela semble être garanti dans la plupart des cas avec fonctionnement optimal (cas filtrés de la Figure 29).
Durant toute notre étude, l'existence d'un excédent d'électricité estivale avec un faible contenu carbone est tenue pour acquis. Il nous semble donc judicieux de décrire, même brièvement, l'impact des systèmes de stockage sur le réseau électrique. Pour le cas des agglomérations urbaines (CAD de 100 MW), la plus grande demande électrique additionnelle liée au stockage de chaleur s'élève à 22 GWh/an pour le mode ATES. Pour le cas P2ATES, où les PAC sont employées comme complément pour la charge du stock, la demande additionnelle d'électricité s'élève à environ 60 GWh/an, dont 45 GWh/an liés directement à la charge du stock. Ces valeurs peuvent être comparées avec le surplus d'électricité disponible dans le réseau. L'étude menée conjointement entre l'État de Genève et les SIG pour la prospection énergétique cantonale à l'horizon 2050 estime l'excédent d'électricité estivale entre 100 et 200 GWh/an [31], ce qui permettrait l'implantation d'une, voire de deux, unités de stockage de chaleur ayant le mode P2ATES comme modèle d'affaire.

Dans cette étude, les aspects financiers n'ont pas fait l'objet d'une analyse. Pour la mise en place d'un doublet géothermal sur aquifère à une profondeur de 500 m, il faut prévoir un investissement d'environ 8 MCHF sur 15 ans. Ces investissements, qui ne couvrent pas les coûts d'exploitation, semblent importants comptes tenus des fortes incertitudes liées aux débits exploitables de l'aquifère lors de la phase de préparation et de préprojet. Cette incertitude peut avoir un impact négatif sur le plan financier du projet, car le fonctionnement du stock est fortement corrélaté à l'équilibre des débits à l'interface CAD / aquifère. Dès lors, une manière d'améliorer le bilan économique d'un tel projet serait de proposer la vente des prestations de froid dans le but d'augmenter les recettes du gestionnaire du système. En revanche, il est à mentionner que même si les quantités d'électricité additionnelle sont assez importantes, les coûts opérationnels additionnels d'un stockage de chaleur de production estivale des PAC resteraient limités, en raison du faible prix de l'électricité estivale sur le marché européen.

## 9.4 Limites et développements possibles

Les résultats semblent prometteurs en ce qui concerne l'emploi du mode de charge P2ATES. En revanche, un certain nombre de limites de cette étude doivent être soulevées. En effet, nous utilisons une courbe de charge thermique qui ne prend pas en compte l'évolution du CAD (demandes, mix de production et niveaux de température) ni l'impact du climat sur la courbe de charge (réduction de la durée de la saison de chauffage). De plus, notre modèle de réponse thermique de l'aquifère ne prend pas en compte des possibles court-circuitage entre le puits chaud et froid.

Par ailleurs, une seule courbe de charge thermique est utilisée dans l'étude, indépendamment des niveaux de température du réseau thermique analysé.

Il est également à noter que le profil d'émissions de CO₂ du mix électrique suisse utilisé dans cette étude corresponde à l'année 2021. Il demeure incertain comment le contenu carbone du réseau électrique suisse et européen évoluera dans les années à venir. Notons également que les émissions de CO₂ du réseau électrique pour l'année 2021 ont été utilisées pour évaluer l'impact de l'utilisation des PAC's et des pompes immergées qui doivent répondent à une demande simulée sur la base d'une dynamique thermique normalisée pour l'année 2015.

Par ailleurs, l'évolution dans le temps de la courbe de charge du réseau thermique et du mix de production associée peut entraîner des défis en ce qui concerne les règles de dimensionnement du système CAD / aquifère, notamment si le déséquilibre des débits à l'interface évolue dans le temps.

Enfin, un dernier point d'intérêt qui n'a pas été étudié dans ce projet concerne la comparaison entre une production renouvelable accrue versus le stockage thermique sur aquifère de sorte à répondre à un objectif d'énergie renouvelable donné.
10 Bibliographie

[1] Office cantonal de l'énergie, Plan directeur de l'énergie: 2020-2030, Genève: République et Canton de Genève, 2020.

[2] L. Quiquerez, Décarboner le système énergétique à l'aide des réseaux de chaleur: État des lieux et scénarios prospectifs pour le canton de Genève, Genève: Université de Genève, Faculté des sciences, 2017.

[3] M. A. Sayegh, P. Jadwiszczak, B. P. Axcell, E. Niemierka, K. Bryś and H. Jouhara, "Heat pump placement, connection and operational modes in European district heating," *Energy and Buildings*, vol. 166, pp. 122-144, 2018.

[4] State of Green, DISTRICT ENERGY, Energy Efficiency for Urban Areas, P. Renoth, M. Dueldahl and H. Slente, Eds., 2018.

[5] HEATSTORE, "Underground Thermal Energy Storage (UTES) – state-of-the-art, example cases and lessons learned. HEATSTORE project report," A. J. Kallesøe and T. Vangkilde-Pedersen, Eds., GEOTHERMICA – ERA NET Cofund Geothermal, 2019, p. 130 + Appendix.

[6] HEATSTORE, UTES and its integration in the heating system - Defining optimal design and operational strategies for the demonstration cases, K. Allaerts, Ed., GEOTHERMICA – ERA NET Cofund Geothermal. In press, 2021.

[7] R. Weber and L. Baldini, "High Temperature Seasonal Borehole Thermal Energy Storage for Effective Load Shifting and CO2 Emission Reduction," in *Eurosun 2018 – 12th International Conference on Solar Energy for Buildings and Industry*, Rapperswil, 2018.

[8] Prognos AG; INFRAS AG; TEP Energy GmbH; Ecoplan AG, «Perspectives énergétiques 2050+. Rapport succint,» Confédération suisse, 2022.

[9] C. Bach, M. Beuse, G. Georges, M. Held, S. Heselhaus, P. Korba, L. Küng, A. Malhotra, S. Moebus, D. Parra, J. Roth, M. Rüdisüli, T. Schildhauer, T. J. Schmidt, T. S. Schmidt, M. Schreiber, F. R. Segund Sevilla, B. Steffen and S. L. Teske, Perspectives of Power-to-X technologies in Switzerland: A White Paper, T. Kober and C. Bauer, Eds., 2019.

[10] E. Romano, M. Patel and P. Hollmuller, "Applying trade mechanisms to measure GHG emissions of electricity consumption in an open economy - the case of Switzerland," submitted.

[11] M. Rüdisüli, E. Romano, S. Eggimann and M. Patel, «Decarbonization strategies for Switzerland considering embedded greenhouse gas emissions in electricity imports,» *Energy Policy*, vol. 162, 2022.

[12] F. de Oliveira Filho, L. Guglielmetti, L. Quiquerez et P. Hollmuller, «UTES and its integration in the heating system: Defining optimal design and operational strategies for the Geneva case.,» HEATSTORE, 2021.

[13] Géothermie suisse, «Evaluation du potentiel de stockage géothermique en Suisse,» 2022. [En ligne]. Available: https://geothermie-schweiz.ch/wpLive/wp-content/uploads/2022/10/Rapport_Stockage_Geothermie_sept2022_avecAnnexe.pdf.

[14] Office fédéral de l'énergie, «Réseaux thermiques : demande concernant les bâtiments d'habitation ou administratifs,» [En ligne]. Available: https://www.geocat.ch/geonetwork/srv/fre/md viewer#/full_view/32a8a3cd-d269-4915-b983-54fd979ca486/tab/complete.
[15] Office fédéral de l'énergie, «Potentiel des installations de chauffage et de refroidissement à distance Rapport du Conseil fédéral en réponse au postulat 19.4051, groupe libéral-radical, 18 septembre 2019, BFE-042.16-127/5,,» 2021.

[16] L. Guglielmetti et al., «Screening of national potential for UTES,» GEOTHERMICA – ERA NET Cofund Geothermal, 2021.

[17] J. Poppei, G. Mayer et R. Schwarz, «Groundwater Energy Designer (GED). Computergestutztes Auslegungstool zur Warme- und Kaltenutzung von Grundwasser,» Colenco Power Engineering AG, Baden, 2006.

[18] M. Jaxa-Rozen, J. Kwakkel et M. Bloemendal, «A coupled simulation architecture for agent-based/geohydrological modelling with NetLogo and MODFLOW,» *Environmental Modelling & Software*, vol. 115, pp. 19-37, 2019.

[19] T. Schmidt, *Aquifer thermal energy storage*. TRNASТ two-well model for TRNSYS, Stuttgart: Solites, 2005.

[20] Thermal Energy System Specialists, LLC, «Transient system simulaiton tool,» [En ligne]. Available: https://www.trnsys.com.

[21] G. Hellstrom, J. Bennet et J. Claesson, «Heat Storage in the Ground. Aquifer thermal energy storage. Single well model. Manual for computer code,» Department of Mathematical Physics, University of Lund, Lund, 1986.

[22] J.-C. Hadorn, Guide du stockage saisonnier de chaleur - SIA D 028, SIA, 1988.

[23] J. Mindel and T. Driesner, "HEATSTORE: Preliminary Design of a High Temperature Aquifer Thermal Energy Storage (HT-ATES) System in Geneva Based on TH Simulations," in *World Geothermal Congress*, 2020.

[24] A. Daniilidis, J. Mindel, F. De Oliveira Filho et G. L., «Techno-economic assessment and operational CO2 emissions of High-Temperature Aquifer Thermal Energy Storage (HT-ATES) using demand-driven and subsurface-constrained dimensioning,» *Energy*, vol. 249, 2022.

[25] J. Faessler et B. Lachal, «Géothermie moyenne enthalpie avec valorisation dans les réseaux thermiques : Retours d'expérience sur trois installations et Proposition d'une grille d'analyse,» Genève, 2017.

[26] Office fédéral de l'énergie, «Réseaux thermiques (chauffage de proximité, chauffage et froid à distance),» [En ligne]. Available: https://www.geocat.ch/geonetwork/srv/ger/catalog.search#/metadata/92b85345-4513-45a8-b64a-d7dbebd648a3. [Accès le 18 Août 2023].

[27] L. Quiquerez, F. de Oliveira Filho, S. Faÿ, P. Hollmuller et M. Meyer, «Scenarios for integration of medium-depth geothermal energy in an evolving district heating system: case study in Geneva (Switzerland),» chez *Proceedings World Geothermal Congress 2020*, Reykjavik, 2020.

[28] F. de Oliveira Filho et P. Hollmuller, «Réseau thermique Versoix-Centre : Analyse du fonctionnement et bilan énergétique,» Genève, 2020.

[29] J. Faessler et B. Lachal, «Géothermie moyenne enthalpie avec valorisation dans les réseaux thermiques : Retours d'expérience sur trois installations et Proposition d'une grille d'analyse,» Genève, 2017.

[30] Conférence de coordination des services de la construction et des immeubles des maîtres d'ouvrage publics KBOB, «Données écobilans dans la construction,» [En ligne]. Available: https://www.kbob.admin.ch/kbob/fr/home/themen-leistungen/nachhaltiges-bauen/oekobilanzdaten_baubereich.html. [Accès le 9 Octobre 2023].

[31] L. Quiquerez, *Communication personnelle*, 2023.
[32] L. Quiquerez, B. Lachal, M. Monnard et J. Faessler, «Evaluation quantitative de sénarios de développement du marché de la chaleur à Genève à horizon 2035: Quel rôle pour les réseaux de chaleur?»,» 2016.

[33] L. Quiquerez, B. Lachal, M. Monnard and J. Faessler, "The role of district heating in achieving sustainable cities: Comparative analysis of different heat scenarios for Geneva," *The 15th international symposium on district heating and cooling*, 2016.

[34] F. de Oliveira Filho, L. Quiquerez, M. Ruegg, M. Monnard, B. Lachal and P. Hollmuller, "Évaluation quantitative de scénarios de développement du marché de la chaleur à Genève à l'horizon 2050 : du fossile aux renouvelables, pistes pour décarboner le système thermique," Genève, 2020.

[35] MétéoSuisse, «Indicateurs climatiques,» [En ligne]. Available: https://www.meteosuisse.admin.ch/services-et-publications/applications/ext/climate-indicators-public.html. [Accès le 2 Octobre 2023].

[36] A. Bloess, W.-P. Schill et A. Zerrahn, «Power-to-heat for renewable energy integration: A review of technologies, modeling approaches, and flexibility potentials,» *Applied Energy*, vol. 212, pp. 1611-1626, 2018.
# 11 Annexes

## 11.1 Modèle d'évolution de la demande du CAD

Dans le but de mieux cerner l'évolution de la demande des réseaux CAD, un modèle numérique sur Octave / Matlab a été créé. Le modèle se base sur les recherches réalisées par le groupe Systèmes Energétiques de l'Université de Genève portant sur le développement des CAD à Genève [2, 32, 33, 34]. Lors de sa transposition à un langage de programmation, un module sur l'évolution des températures aller / retour du réseau a été développé.

Un certain nombre de paramètres sont utilisés comme *input* au modèle :

* le nombre des degrés-jours de l'année de référence (année 2015);

* les dynamiques horaires mesurées de la température extérieure en 2015;

* les dynamiques horaires mesurées pour les demandes de chauffage et d'eau chaude sanitaire en 2015;

* la surface chauffée (SRE) des bâtiments existants;

* la part du parc immobilier dont les besoins thermiques dépassent 300 MJ/m² (bâtiments dit non-performants);

* l'indice de dépense de chaleur moyen en MJ/m² pour le chauffage et l'eau chaude sanitaire par type de bâtiment (existant non-performant, existant performant, existant rénové et nouveau);

* le ratio habitant par surface chauffée pour les bâtiments existants, ainsi que pour les nouveaux bâtiments;

* le taux d'évolution de la population (lié à la création de nouveaux bâtiments);

* le taux de rénovation énergétique (en pourcentage des surfaces chauffées par an pour les bâtiments non-performants);

* le taux d'expansion des réseaux de chaleur (en pourcentage de la surface chauffée);

* l'évolution de la loi d'eau des températures aller (consignes de la température de départ pour les températures extérieures à -4°C et à 15°C) et l'évolution des températures de retour dans les réseaux de chauffage.

Ainsi, on obtient comme *output* :

* l'évolution des demandes thermiques (chauffage + eau chaude sanitaire) pour l'ensemble du parc bâti et pour celles couvertes par des systèmes CAD;

* l'évolution de la dynamique horaire des demandes thermiques;

* l'évolution des températures aller / retour du réseau.

Ce modèle peut être utilisé pour simuler un réseau CAD représentatif des réseaux existants sur le territoire suisse. Par ailleurs, des valeurs de consommations spécifiques, de la répartition par type de bâtiment (existant non-performant, existant performant, existant rénové et nouveau), des évolutions prévues pour le déploiement des ressources renouvelables, ainsi que des taux de rénovation peuvent être utilisés comme inputs au modèle afin d'obtenir une projection sur l'évolution des demandes et des températures du réseau CAD.

Un exemple du type de résultat possible après l'emploi du modèle est illustré sur la figure qui suit (Figure 35). Dans cet exemple, la surface totale raccordée passe de 1'700 m² à 5'450 m² dans une période de 15 ans. Dans cette même période, 2% des bâtiments du type non-performants (76% des surfaces et 87% des demandes thermiques du parc initial) sont rénovés chaque année et comptent pour 65% des
demandes thermiques du réseau à la fin de l'année 2035. Par ailleurs, une réduction de presque 200 K.jour des dégrées-jours de chauffage (DJU) est prévue pour la prise en compte des effets liés au réchauffement climatique. Cette réduction est compatible avec l'évolution historique des DJU à Genève depuis 1961 [35].

<figure><img src="image_45.png" /><figcaption>Figure 35 : Évolution de la dynamique horaire, hebdomadaire et journalière prévues pour la demande thermique d'un réseau CAD hypothétique. Figure du bas à gauche, dynamique 2020 ; figure du bas à droite, dynamique 2035.</figcaption></figure>

## 11.2 Niveau de température de quelques CAD en Suisse

Sur la Figure 36 sont montrés l'évolution des niveaux de température des différents CAD en Suisse selon la température extérieure (moyennes journalières) [2]. On remarque que pour la plupart des réseaux étudiés, la température de retour atteint facilement une valeur supérieure à 60°C, tandis que les maximums de la température aller dépasse largement les 100°C pour les grands réseaux (plus de 100 GWh).
<figure><img src="image_46.png" /><figcaption>CAD Zurich : 813 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_47.png" /><figcaption>CADSIG : 243 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_48.png" /><figcaption>CAD Dottingen : 164 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_49.png" /><figcaption>CADIOM : 135 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_50.png" /><figcaption>CAD St-Gall : 81 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_51.png" /><figcaption>CAD Colombier : 20 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_52.png" /><figcaption>CAD Zug : 7 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_53.png" /><figcaption>CAD Aire-la-Ville : 6 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_54.png" /><figcaption>CAD Cartigny : 5 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_55.png" /><figcaption>CAD Martel : 5 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_56.png" /><figcaption>CAD Laurana : 4 GWh/an</figcaption></figure>

<figure><img src="image_57.png" /><figcaption>CAD Fatio : 3 GWh/an</figcaption></figure>

Figure 36 : Évolution des températures aller et retour selon la température externe pour 12 réseaux de chaleur en Suisse en valeurs moyennes journalières [2].

## 11.3 Analyse on / off des modes de production

Surs les images qui suivent, on démontre explicitement le fonctionnement des règles de régulation et de fonctionnement des différents modes de production (modes on / off), ainsi que celles nécessaires au contrôle de la charge et de la décharge du stock.

Exemple pour un CAD moyenne température avec répartition des modes des productions selon la répartition 40% rejet thermique – 10% PAC – 50% chaudière à gaz, avec PAC de décharge de 5%, en mode P2ATES et débit aquifère de 144 m³/h.
Décharge directe ATES possible :

* température retour < T.ATES.hot

* pas de charge

<figure><img src="image_58.png" /><figcaption>Baisse de 1.5K dans l'ATES
Augmentation de 3.5K dans le CAD</figcaption></figure>

<figure><img src="image_59.png" /></figure>
Décharge assistée ATES possible :

* température Hx < température aller

* température buffer ATES > 15°C

* température réinjection dans ATES > 15°C

<figure><img src="image_60.png" /><figcaption>Augmentation de 2K dans le CAD</figcaption></figure>

<figure><img src="image_61.png" /></figure>

<figure><img src="image_62.png" /></figure>

<figure><img src="image_63.png" /></figure>

<figure><img src="image_64.png" /></figure>

<figure><img src="image_65.png" /></figure>
## Rejets thermiques possible si :
* température extraction ATES < température aller

<figure><img src="image_66.png" /></figure>

<figure><img src="image_67.png" /></figure>

Augmentation de 5K dans le CAD
## Production PAC possible si :

* température rejet < température aller
* température après charge < température aller

<figure><img src="image_68.png" /></figure>

### Augmentation de 4.5K dans le CAD

<figure><img src="image_69.png" /></figure>

<figure><img src="image_70.png" /></figure>

<figure><img src="image_71.png" /></figure>

<figure><img src="image_72.png" /></figure>

Température [°C]

01/jan

03/jan

05/jan

07/jan

09/jan

11/jan

13/jan

15/jan

Étages

T Rej. CAD

T PAC. CAD

PAC ON/OFF

\# étages
Charge ATES possible si :

* température après PAC > température aller

Charge on si : temp. après charge > temp. aller + 2K

Charge off si : temp. après charge ≤ temp. aller

<figure><img src="image_73.png" /></figure>

Augmentation de 20K dans l'ATES

Pas possible de tout injecter dans l'ATES

(Temp. après charge > temp. aller même pendant la charge)

<figure><img src="image_74.png" /></figure>

<figure><img src="image_75.png" /></figure>

<figure><img src="image_76.png" /></figure>

<figure><img src="image_77.png" /></figure>

<figure><img src="image_78.png" /></figure>
## Production chaudière possible si :

* température après PAC < température aller

Chaudière on si : temp. après charge ≤ temp. aller - 0.5K

Chaudière off si : temp. après charge ≥ temp. aller + 0.2K

<figure><img src="image_79.png" /></figure>

<figure><img src="image_80.png" /></figure>
## 11.4 Bilan énergétique et dynamique de production des modes REF, ATES et P2ATES

### 11.4.1 CAD basse température

<figure><img src="image_81.png" /></figure>

Figure 37 : Flux d'énergie (somme sur 15 ans – image du haut), les bilans journaliers de production de la dernière année de fonctionnement (images du milieu) et les émissions de CO₂ associées (images du bas) pour les cas de référence, ATES et P2ATES. Étude pour un CAD basse température de 10 MW de puissance maximale, avec une répartition des modes de production donnée par 10% rejet thermique, 40% PAC et 50% gaz et avec une PAC de décharge d'une capacité égale à 1% de la puissance maximale du réseau. Aquifère avec débit nominal de 144 m³/h.
<figure><img src="image_82.png" /></figure>

### 11.4.2 CAD haute température

<figure><img src="image_83.png" /></figure>

Figure 38 : Flux d'énergie (somme sur 15 ans – image du haut), les bilans journaliers de production de la dernière année de fonctionnement (images du milieu) et les émissions de CO₂ associées (images du bas) pour les cas de référence, ATES et P2ATES. Étude pour un CAD haute température de 10 MW de puissance maximale, avec une répartition des modes de production donnée par 10% rejet thermique, 40% PAC et 50% gaz et avec une PAC de décharge d'une capacité égale à 1% de la puissance maximale du réseau. Aquifère avec débit nominal de 144 m³/h.

## 11.5 Équations du modèle charge / décharge

### 11.5.1 Modèle charge

Sur l'image de la Figure 39, on présente les variables nécessaires au développement du modèle théorique de charge / décharge.
<figure><img src="image_84.png" /></figure>

<figure><img src="image_85.png" /><figcaption>Figure 39 : Définition des variables utilisées dans le modèle de charge du stock en aquifère.</figcaption></figure>

Pour chaque niveau de puissance renouvelable disponible ($P_{dispo}$), on y associe des valeurs d'énergie stockables ($E_{charge}$) et de temps de charge possible ($\Delta t_{charge}$). L'énergie stockable est donnée par l'équation :

$$E_{charge} = \sum_{t=1}^{8760} \min[P_{dispo} - \text{Demande}(t); 0] \quad [% P_{Max}],$$

avec *Demande* la demande thermique du réseau CAD normalisée par rapport à la puissance maximale du CAD ($P_{Max}$). Le temps de charge sera donné à son tour par :

$$\Delta t_{charge} = \text{count}(E_{charge} > 0) \quad [h],$$

et le temps décharge comme la différente entre le nombre d'heures dans une année et les temps de charge,

$$\Delta t_{décharge} = (8760 - \Delta t_{charge}) \quad [h].$$

Il est possible alors de définir une puissance moyenne de charge ($P_{charge}$) comme étant le ratio entre l'énergie et la puissance de charge,

$$P_{charge} = \frac{E_{charge}}{\Delta t_{charge}} \quad [% P_{Max}].$$
<figure><img src="image_86.png" /></figure>

<figure><img src="image_87.png" /><figcaption>Figure 40 : Évolution du temps de charge ($\Delta t_{charge}$) et de la puissance de charge ($P_{charge}$) par rapport à la puissance disponible à la charge ($P_{dispo}$).</figcaption></figure>

Également, il est possible de définir une puissance moyenne du CAD les moments de la charge ($P_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD}$) comme étant la différence entre la puissance disponible et la puissance de charge,

$$P_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD} = P_{dispo} - P_{charge} \quad [% P_{Max}],$$

et un débit moyen du CAD lors de la charge ($m_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD}$), car la différence de température aller / retour du CAD en été est fixe ($\Delta T_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD}$, voir section 5.2.3), ainsi :

$$m_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD} = \frac{P_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD}}{c \cdot \Delta T_{\dot{e}t\dot{e}}^{CAD}} \quad \left[ \frac{\% P_{Max}}{kW} \cdot \frac{m^3}{h} \right],$$

avec c la chaleur spécifique de l'eau. En ce qui concerne plus précisément les niveaux de température, on se réfère à l'image suivante, où on voit de manière explicite les différentes interactions entre le CAD, l'aquifère et les demandes thermiques du CAD.
<figure><img src="image_88.png" /><figcaption>Figure 41 : Niveaux de température à différents points du système à l'interface CAD / ATES lors de la charge.</figcaption></figure>

La température de production ($T_{prod}$) est conditionnée par les températures des ressources disponibles et est définie comme étant la température moyenne pondérée par les puissances dans le cas où la PAC est également utilisée pour la charge de l'aquifère (mode P2ATES). Dans le cas où la PAC ne couvre que les demandes du réseau thermique (mode ATES), la température de production sera celle des rejets thermiques, dans le cas spécifique de ce projet :

$$ T_{prod} = \begin{cases} \frac{85 \cdot P^{PAC} + 110 \cdot P^{Rejet}}{P^{PAC} + P^{Rejet}}, & \text{avec P2ATES} \\ 110, & \text{sans P2ATES} \end{cases} \quad [^{\circ}\text{C}]. $$

Finalement, la différence de température de la charge côté CAD ($\Delta T_{charge}^{CAD}$) est définie comme étant la différence de température entre la température de production et la température aller du CAD en été ($T_{aller,été}^{CAD}$). En revanche, selon le débit du CAD, il se peut que la différence de température de la charge soit limitée par la puissance moyenne de charge et le débit estival du CAD.

$$ \Delta T_{charge}^{CAD} = \min \left[ T_{prod} - T_{aller,été}^{CAD} - \delta T; P_{charge} \cdot \frac{\Delta T_{été}^{CAD} + \delta T}{P_{été}^{CAD}} \right] \quad [^{\circ}\text{C}], $$

avec $\delta T$ la valeur d'hystérèse imposée dans le contrôleur de la charge (dans notre cas 2 K – voir images de la section 11.2).

Dans le modèle, et pour pouvoir calculer les énergies transférées par l'échangeur de chaleur, on doit d'abord estimer la température du puit froid de l'aquifère ($T_{froid,out}^{ATES}$). En première approximation, on peut dire que la température extraite au puit froid sera la moyenne entre la température naturelle de l'aquifère (25°C pour les aquifère à 500 mètres de profondeur) et la température d'injection dans le puits froid,
celle-ci définie comme étant la température de retour ($T_{retour}^{CAD}$) du CAD majorée de 10 K dans le cas d'extraction directe ou 15°C dans le cas d'extraction assistée par une PAC de décharge.

$$ T_{froid,out}^{ATES} = \begin{cases} \frac{(T_{retour}^{CAD} + 10) + 25}{2}, & \text{si pas de PAC décharge;} \\ \frac{15 + 25}{2}, & \text{avec PAC décharge;} \end{cases} \quad [^{\circ}\text{C}]. $$

Pour le calcul des énergies transférées on doit également calculer la plus grande différence de température dans l'échangeur, à savoir la différence entre la source de chaleur ($T_{prod}$) et la température du puit froid ($T_{froid}^{ATES}$) :

$$ \Delta T_{charge}^{HX} = T_{prod} - T_{froid,out}^{ATES} \quad [^{\circ}\text{C}]. $$

Il est possible maintenant d'évaluer la différence de température côté aquifère. Dans le cas où le débit aquifère ($m^{ATES}$) est le plus faible débit, la différence de température dans l'aquifère sera directement la plus grande différence de température dans l'échangeur multipliée par l'efficacité de l'échangeur (85% dans nos simulations), en revanche, dans le cas où le plus faible débit se trouve du côté CAD, la hausse de température dans l'aquifère sera la plus grande différence de température pondérée par le rapport des débits entre le CAD et l'aquifère ;

$$ \Delta T_{0}^{ATES} = \begin{cases} 0.85 \cdot \Delta T_{charge}^{HX} , & \text{si } m^{ATES} < m_{\text{\'eté}}^{CAD} ; \\ 0.85 \cdot \Delta T_{charge}^{HX} \cdot \frac{m_{\text{\'eté}}^{CAD}}{m^{ATES}}, & \text{si } m^{ATES} > m_{\text{\'eté}}^{CAD} ; \end{cases} \quad [^{\circ}\text{C}]. $$

Il se peut également que la différence de température côté aquifère puisse être limitée par la quantité maximale d'énergie à injecter ($P_{inj}$), avec un impact sur la différence de température coté aquifère ($\Delta T_{charge}^{ATES}$) et les puissances réellement chargées dans le stock ($P_{charge}^{ATES}$).

$$ P_{inj} = \min[m_{\text{\'eté}}^{CAD} \cdot c \cdot \Delta T_{charge}^{CAD}; P_{charge}] \quad [% P_{Max}] ; $$

$$ \Delta T_{charge}^{ATES} = \min \left[ \Delta T_{0}^{ATES} ; \frac{P_{inj}}{c \cdot m^{ATES}} \right] \quad [^{\circ}\text{C}] ; $$

$$ P_{charge}^{ATES} = \min[P_{inj}; m^{ATES} \cdot c \cdot \Delta T_{charge}^{ATES}] \quad [% P_{Max}] . $$

On voit clairement que dans le cas où le débit de l'aquifère est faible, les puissances injectées dans le stock seront limitées par la différence de température maximale acceptée par celui-ci.

Avec la différence de température dans l'aquifère lors de la charge ($\Delta T_{charge}^{ATES}$) et la température de sortie du puit froid ($T_{froid,out}^{ATES}$), il est possible d'estimer la température d'injection dans le puit chaud ($T_{chaud,in}^{ATES}$) :

$$ T_{chaud,in}^{ATES} = T_{froid,out}^{ATES} + \Delta T_{charge}^{ATES} \quad [^{\circ}\text{C}] . $$
Une vision schématique des possibles contraintes liées à la charge de l'ATES se trouve sur la Figure 42.

<figure><img src="image_89.png" /><figcaption>Figure 42 : Vision schématique des contraintes liées à la charge de l'ATES.</figcaption></figure>

Pour la charge, on voit alors qu'il faut que le débit de l'aquifère soit plus important que le débit minimal ($m_{min}^{ATES}$) donné par :

$$m_{min}^{ATES} = \frac{P_{charge}^{ATES}}{c \cdot 0.85 \cdot \Delta T_{Hx,charge}^{ATES}} \quad \left[ \frac{\% P_{Max}}{kW} \cdot \frac{m^3}{h} \right].$$

### 11.5.2 Modèle décharge

De manière analogue, des hypothèses sont nécessaires au développement du modèle de décharge. Tout d'abord, en connaissant la puissance moyenne annuelle du CAD (34% de $P_{Max}$ dans notre cas d'étude), il possible d'évaluer la puissance moyenne du CAD en période hivernale ($P_{hiver}^{CAD}$), ainsi que le débit moyen du CAD pendant l'hiver ($m_{hiver}^{CAD}$) :

$$P_{hiver}^{CAD} = \frac{0.34 \cdot 8760 - P_{\text{été}}^{CAD} \cdot \Delta t_{\text{charge}}}{\Delta t_{\text{décharge}}} \quad [% P_{\text{Max}}],$$

$$\Delta T_{hiver}^{CAD} = T_{aller,max}^{CAD} - T_{retour}^{CAD} \quad [^{\circ}\text{C}],$$

$$m_{hiver}^{CAD} = \frac{P_{hiver}^{CAD}}{c \cdot \Delta T_{hiver}^{CAD}} \quad \left[ \frac{\% P_{Max}}{kW} \cdot \frac{m^3}{h} \right].$$
<figure><img src="image_90.png" /></figure>

Sur la Figure 43, on présente les niveaux de température sur différents points du système CAD-ATES nécessaires à la modélisation avec l'indication explicite de l'impact de la PAC de décharge sur la température de réinjection dans le puits froid ($T_{froid,in}^{ATES}$).

<figure><img src="image_91.png" /><figcaption>Figure 43 : Niveaux de température à différents points du système à l'interface CAD / ATES lors de la décharge. À noter qu'on représente sur la même image les modes de décharge directe (sans PAC) et assistée (avec PAC), le second indiqué par des traits gris.</figcaption></figure>

Comme indiqué précédemment, la température d'injection dans le puit froid sera donnée par :

$$ T_{froid,in}^{ATES} = \begin{cases} T_{retour}^{CAD} + 10, & \text{si pas de PAC décharge;} \\ 15, & \text{avec PAC décharge;} \end{cases} \quad [^{\circ}\text{C}]. $$

Pour le modèle de décharge, il est nécessaire de connaitre la température d'extraction au puit chaud lors de la décharge. La besogne n'est pas simple, en première approximation on peut dire que la température des eaux extraites au puit chaud ($T_{chaud,out}^{ATES}$) sera la température d'injection au puit froid ($T_{froid,in}^{ATES}$) rehaussée d'un différentiel de température qui prend en compte les temps de charge / décharge et l'énergie injectée au puit chaud.

$$ \Delta T_{\text{décharge}}^{\text{ATES}} = \frac{p_{\text{charge}}^{\text{ATES}}}{m^{\text{ATES}} \cdot c} \cdot \frac{\Delta t_{\text{charge}}}{\Delta t_{\text{décharge}}} \quad [^{\circ}\text{C}], $$
$$T_{chaud,out}^{ATES} = T_{froid,in}^{ATES} + \Delta T_{décharge}^{ATES} \quad [^{\circ}C].$$

La différence de température dans l'échangeur de chaleur lors de la décharge sera donnée par :

$$\Delta T_{décharge}^{HX} = \max[T_{chaud,out}^{ATES} - T_{retour}^{CAD}; 0] \quad [^{\circ}C].$$

Comme expliqué auparavant, le débit dans l'aquifère n'est pas constant. Dans le module TRNSYS le débit de circulation dans l'aquifère est modulé les moments de la décharge par un facteur $κ$, celui-ci donné par :

$$\kappa = \begin{cases} \max\left[\min\left[1; \frac{m_{hiver}^{CAD}}{m^{ATES}} \cdot \frac{10}{(T_{chaud,out}^{ATES} - 15)}\right]; 0.1\right], & \text{si pas de PAC décharge;} \\ 0.55, & \text{avec PAC décharge;} \end{cases}$$

ainsi, dans le cas où le débit aquifère ($m^{ATES}$) est le plus faible débit, la différence de température dans l'aquifère sera directement la plus grande différence de température dans l'échangeur multipliée par l'efficacité de l'échangeur (85% dans nos simulations), en revanche, dans le cas où le plus faible débit se trouve du côté CAD, la hausse de température dans l'aquifère sera la plus grande différence de température pondérée par le rapport des débits entre le CAD et l'aquifère ;

$$\Delta T_{1}^{ATES} = \begin{cases} \min\left[0.85 \cdot \Delta T_{décharge}^{HX} ; \frac{P_{hiver}^{CAD}}{C \cdot m^{ATES} \cdot \kappa}\right], & \text{si } m^{ATES} \cdot \kappa < m_{hiver}^{CAD}; \\ \min\left[0.85 \cdot \Delta T_{décharge}^{HX} \cdot \frac{m_{hiver}^{CAD}}{m^{ATES} \cdot \kappa} ; \frac{P_{hiver}^{CAD}}{C \cdot m^{ATES} \cdot \kappa}\right], & \text{si } m^{ATES} \cdot \kappa > m_{hiver}^{CAD}; \end{cases} \quad [^{\circ}C].$$

La différence de température imposée par la PAC de charge à l'aquifère est donnée par :

$$\Delta T_{décharge}^{PAC} = T_{chaud,out}^{ATES} - \Delta T_{1}^{ATES} - T_{froid,in}^{ATES} \quad [^{\circ}C].$$

$$P_{ext} = \begin{cases} \kappa \cdot m^{ATES} \cdot \Delta_{1}^{ATES}, & \text{si pas de PAC de décharge;} \\ \kappa \cdot m^{ATES} \cdot C \cdot (\Delta T_{1}^{ATES} + \Delta T_{décharge}^{PAC}), & \text{si PAC décharge;} \end{cases} \quad [% P_{Max}].$$

$$P_{décharge}^{ATES} = \begin{cases} \min[P_{ext}; \kappa \cdot m^{ATES} \cdot \Delta T_{décharge}^{ATES}], & \text{si pas de PAC de décharge;} \\ P_{ext}, & \text{si PAC décharge;} \end{cases} \quad [% P_{Max}].$$

Une vison schématique des possibles contraintes liées à la décharge de l'ATES se trouve sur la figure qui suit.
<figure><img src="image_92.png" /></figure>

<figure><img src="image_93.png" /><figcaption>Figure 44 : Vision schématique des contraintes liées à la décharge de l'ATES.</figcaption></figure>

Pour la décharge, il faut que le débit de l'aquifère soit moins important que le débit hivernal du CAD ($m_{hiver}^{CAD}$) donné par :

$$m_{hiver}^{CAD} = \frac{P_{hiver}^{CAD}}{c \cdot \Delta T_{hiver}^{CAD}} \left[ \frac{\% P_{Max}}{kW} \cdot \frac{m^3}{h} \right]$$