Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
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Schéma directeur pour le développement
des énergies issues de sources renouvelables
et des déchets
Phase 2 – Elaboration d’un scénario stratégique à
l’horizon 2030
Novembre 2014
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
2
Sommaire
Note liminaire .......................................................................................................................................... 3
La prospective : pourquoi faire ? ......................................................................................................... 3
Une démarche de prospective énergétique : les défis quantitatifs à relever et les moyens d’y
parvenir ............................................................................................................................................... 3
1- Rappel de la démarche méthodologique ........................................................................................ 4
Analyse multicritères ................................................................................................................... 4
Atelier de construction d’un scénario de transition du mix énergétique du territoire .............. 5
Définition d’un scénario stratégique ........................................................................................... 6
2- Présentation des scénarios produits dans le cadre de l’atelier ...................................................... 8
3- Le scénario stratégique retenu ...................................................................................................... 11
La synthèse du scénario ............................................................................................................ 11
Les principes sous-jacents du scénario retenu .......................................................................... 13
Le détail du scénario par filière ................................................................................................. 14
Synthèse du scénario adopté .................................................................................................... 19
Annexes ................................................................................................................................................. 20
Tableau rempli dans le cadre de l’atelier de construction du scénario de transition ....................... 20
Fiches-filières diffusées dans le cadre de l’atelier de construction du scénario ............................... 21
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
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Note liminaire
La prospective : pourquoi faire ?
L’idée centrale inhérente à la présente démarche de prospective est que l’avenir énergétique du
territoire n’est pas écrit, il n’est pas une fatalité. Il se construit pas à pas et est de ce fait moins à
découvrir qu’à inventer.
Pour pouvoir construire ce futur, il faut faire preuve d’anticipation. Sans cette posture anticipatrice,
reste les seules urgences qui ne laissent guère de marges de manœuvre. Le présent exercice de
prospective consiste ainsi à penser le temps long pour agir avec plus d’efficacité sur les mécanismes
de prise de décision du court/moyen terme, d’où une relation entre les temps longs des processus et
le temps court de l’action et de la décision stratégique. Le lointain modèle énergétique projeté sert le
proche et lui donne une perspective, un sens, etc.
« Que dois-je faire ici et maintenant en balayant les champs du futur de mon territoire ? ».
Une démarche de prospective énergétique : les défis quantitatifs à relever
et les moyens d’y parvenir
Faisant face à des défis climatiques et énergétiques sans précédent, les territoires doivent aujourd’hui
participer à la définition d’un nouveau paradigme énergétique permettant de remplir les engagements
de lutte contre le changement climatique (le facteur 4, c’est-à-dire la division par 4 des émissions de
l’ensemble des gaz à effet de serre à l’horizon 2050) et de réduire la facture ainsi que la dépendance
aux importations d’énergies fossiles. La définition de ce nouveau système énergétique se fonde sur
des politiques majeures, qui devront être largement conduites et exécutées par des actions locales.
Le travail poursuivi dans le cadre de cette phase a pour objectif de porter auprès de l’ensemble des
parties prenantes du territoire une vision énergétique volontariste spécifique au bassin de Bourg en
Bresse et axée autour de deux leviers d’actions : le développement de l’offre d’énergies renouvelables
à partir de technologies éprouvées et la maitrise de la consommation énergétique.
Cet exercice de prospective cherche ainsi à définir une voie possible de transition énergétique sur le
territoire.
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1- Rappel de la démarche méthodologique
La construction des scénarios stratégiques développés dans la présente note s’appuie sur l’état des
lieux et l’analyse des gisements locaux des filières d’énergies renouvelables (cf. rapport de phase 1).
Cette phase s’est déroulée en trois temps distincts dont la méthodologie est précisée ci-après :
Analyse multicritères
Sur la base des éléments de diagnostic et en particulier des gisements bruts, un temps a été consacré
à analyser chacune des filières au regard d’une diversité de critères : maitrise du cout d’investissement
et rentabilité / coût pour la collectivité / contraintes techniques / contraintes réglementaires /
contraintes environnementales / acceptation citoyenne / maitrise d’ouvrage / niveau d’implication de
la collectivité / levier financier / délai de mise en œuvre / créateur d’emploi..
Cette analyse a été formalisée pour chacune des filières sous la forme d’un tableau.
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Exemple de représentation de l’analyse multicritère de la filière méthanisation :
Atelier de construction d’un scénario de transition du mix énergétique
du territoire
Suite à ce travail réalisé ‘en chambre’, un atelier de réflexion rassemblant une quarantaine de
représentants du territoire (élus, agents de collectivité, représentants de structures associatives,
partenaires du territoire) a été organisé le 15 octobre 2014. Il poursuivait l’objectif de faire travailler
en sous-groupe ces acteurs à l’élaboration d’un scénario de transition du mix énergétique du territoire.
Afin de faciliter l’échange, une fiche-synthèse par filière a été réalisé dans le but d’aider à la décision
et de rappeler l’ensemble des éléments de diagnostic. (cf. documents en annexe).
Exemple de fiches filières produites – Filière bois énergie collectif
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Maîtrise du coût d’investissement et
rentabilité ���
Les investissements dans les technologies courantes
sont maîtrisés (la filière se déploit à une échelle
industrielle). La rentabilité des projets est toutefois
aujourd’hui fortement conditionnée par le tarif
d’achat de l’électricité produite.
Coût pour la collectivité ��� Investissement à la charge des porteurs de projets
La collectivité peut même bénéficier d’économies de
coûts de traitement de certains déchets
Contraintes techniques ��� Capacité à valoriser la chaleur à proximité des unités
de cogénération ; qualité et stabilité de
l’approvisionnement en substrats
Contraintes réglementaires ��� Autorisation d’exploitation (ICPE)
Contraintes environnementales ���
En amont, transport (éventuel) de la matière
En aval, gestion du digestat
Risques liés à l’installation (procès et stockage
éventuel)
Acceptation citoyenne ��� Filière peu « visible » pour le grand public mais qui
peut être associée à une image de risque pour les
riverains des projets
Maitre d’ouvrage Agriculteurs ou groupements d’agriculteurs
Collectivités (gestionnaires de déchets) dans les
démarches territoriales
Niveau implication de la collectivité ��� Incitation financière (si volonté politique).
Création de débouchés pour la valorisation
biométhane (flottes captives, injection)
Levier financier ��� Subventions CR, ADEME, CG ; tarif d’achat de
l’électricité et du gaz injecté
Délai de mise en œuvre ��� Temps du projet de 5 à 8 ans selon les parties
prenantes et la dimension du projet
Créateur d’emploi ��� Création d’activité pour la conception et la création
des installations ; intérêt de création de ressources
pour les exploitations agricoles
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Au cours de cette réunion et dans un premier
temps, il a été présenté les éléments saillants du
diagnostic puis l’analyse multicritère de chacune
des filières.
Dans un second temps, trois sous-groupes ont été
formés afin d’élaborer collectivement un
scénario de transition permettant d’atteindre
une production d’énergies renouvelables sur le
territoire de près de 440 GWh/an, correspondant
à 20% des besoins énergétiques du territoire
dans un scénario de baisse importante des
consommations énergétiques (cf. rapport de
phase 1) et en y intégrant les 206 GWh/an d’ores
et déjà mobilisés. Un exercice de priorisation des filières a également été réalisé à cette occasion.
Définition d’un scénario stratégique
Suite à l’atelier, un travail de synthèse des travaux et des trois scénarios a été élaboré afin d’aboutir à
un scénario stratégique présenté et validé lors d’un comité de pilotage, le 5 novembre 2014. Ce
scénario est présenté en partie 3 du présent document.
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A noter que le scénario retenu repose sur l’atteinte d’objectifs énergétiques et environnementaux
ambitieux, dans des conditions de faisabilité technique, économique et sociale.
Le scénario stratégique validé ne repose pas sur un changement radical de mode de vie, une baisse du
confort ou sur le pari de ruptures technologiques fortes. Il démontre, que dès maintenant, avec les
technologies et les évolutions organisationnelles qui sont à notre portée, la voie pour atteindre les
objectifs de long terme est ouverte.
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2- Présentation des scénarios produits dans le cadre de l’atelier
Le travail en sous-groupes a permis de construire trois scénarios relativement proches, dont les résultats sont précisés dans les graphiques suivants.
Synthèse des objectifs de développement en matière de production d’électricité renouvelable (en bleu) et de production de chaleur renouvelable (en rouge) et
exercice de priorisation de chacune des filières énergétiques pour chacun des sous-groupes
Objectif de
développement - Grpe 1
Objectif de
développement - Grpe 2
Objectif de
développement - Grpe 3
Total production Elec (en MWh) 263 350 221 510 251 850
Total production Thermique (en MWh) 198 450 220 950 159 350
TOTAL 461 800 442 460 411 200
1- Méthanisation 1-Bois énergie 1-Méthanisation
2- Solaire thermique 1- Petite hydroélectricité 1-Solaire thermique
2- Solaire PV bâti 2-Méthanisation 1-Bois énergie
3- Géothermie 2-Solaire thermique 2-Solaire PV bâti
3- Bois-énergie 2-Solaire PV bâti 3-Grand éolien
4- Solaire centrale PV 3-Géothermie
4- Petite hydroélectricité 4-Solaire centrale PV
4-Grand éolien
4-Petit éolien
Priorisation
4- Grand éolien
4-Petite hydroélectricité
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Synthèse des scénarios élaborés par chacun des sous-groupes
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
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Plusieurs éléments d’analyse peuvent être dégagés de cet exercice :
1- La difficulté à atteindre l’objectif de développement des énergies renouvelables prédéfinis. Un
seul sous-groupe a atteint et dépassé l’objectif de développement retenu dans le cadre de cet exercice,
soit pour rappel un objectif de développement égal ou supérieur à 450 GWh. Un manque de temps a
été évoqué pour justifier de l’incapacité à atteindre l’objectif.
2- Un effort particulier porté sur les filières d’électricité renouvelable. La production d’électricité
renouvelable est pour chaque sous-groupe supérieur à la production thermique renouvelable. Cela
s’explique notamment par la grande distorsion de production actuelle d’énergies renouvelables
répondant à ces deux usages. Pour rappel, la production de chaleur renouvelable représente 97% de
l’ensemble de la production d’énergies renouvelables produites sur le territoire. Autre élément de
réponse, le différentiel de gisements (495 GWh pour l’électricité contre 398 GWh/an pour la chaleur)
entre ces deux usages Reste donc un gisement mobilisable plus important pour les filières d’électricités
renouvelables.
3- La volonté de s’appuyer sur les filières déjà éprouvés sur le territoire. L’exercice de priorisation du
développement des filières témoigne également de la volonté de capitaliser les expériences du
territoire. En effet, la méthanisation et la combustion de bois constituent les filières prioritaires pour
les participants aux différents sous-groupes.
4-Des filières non retenues par l’ensemble des sous-groupes. Certaines filières présentant un
potentiel sur le territoire ont été écartées pour les raisons suivantes :
- Concernant le petit éolien, les raisons évoquées semblent être : (i) la difficile estimation des
couts d’installation et de rendement de ces équipements ; (ii) la complexité à identifier des
potentiels précis ; (iii) l’impact paysager de ce type d’installation non justifié au regard de la
production potentielle ;
- La désaffection pour la petite hydroélectricité s’explique pour les raisons suivantes : (i) le faible
rendement de ce type d’installations ; (ii) l’impact environnemental et les conflits d’usage de
la ressource en eau.
- Enfin, la géothermie n’est pas apparue comme une filière à développer compte tenu (i) des
couts des forages ou encore (ii) de la nécessité de privilégier ce type d’installation sur des
logements à construire.
5-L’éolien en débat. Le grand éolien a fait l’objet dans l’ensemble des sous-groupes de vifs échanges
questionnant cette filière en particulier sur les points suivants : acceptation citoyenne d’une énergie
présentant un impact paysager ; le caractère fluctuant de ce type d’énergie nécessitant des
améliorations importants en matière de stockage de l’énergie.
6- La mobilisation de la quasi-totalité du potentiel des filières bois-énergie et solaire thermique.
Filières matures et déjà largement présentes sur le territoire, elles constituent des sources d’énergies
faisant consensus.
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3- Le scénario stratégique retenu
La synthèse du scénario
En partant de la situation actuelle, les investissements dans les énergies renouvelables dans le cadre
de ce scénario permettent de multiplier par trois la production d’ici 2030 portant à 15% la part des
énergies renouvelables dans le mix énergétique, et ce, à consommation énergétique constante.
206 967 MWh 688 817 MWh
2014
2030
X 3
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La combinaison des efforts visant à développer l’offre d’énergies renouvelables et à maitriser la
demande énergétique (cf. scénario de consommation TEPOS) pour atteindre la couverture de 20% des
consommations énergétiques du territoire par la production d’énergies renouvelables.
Les hypothèses modélisées sur la consommation d’énergie finale du territoire d’étude projettent une
réduction à l’horizon 2030 respectivement de -5% dans le scénario tendanciel et de -21% dans le
scénario TEPOS.
Dans le scénario tendanciel, le premier secteur contributeur à la réduction des consommations
d’énergie finale est le secteur résidentiel : -13 000 tep (soit 151 190 MWh/an), -13% par rapport à la
situation de référence. Le secteur des transports est quant à lui visé par une réduction de -12 300 tep,
soit 143 049 MWh/an (-10% par rapport à la situation de référence). Notons que le secteur tertiaire
voit sa consommation d’énergie augmenter de 8 500 tep, soit 98 855 MWh/an (+18%).
Dans le scénario TEPOS, le secteur résidentiel porte une baisse de -34 200 tep (soit 397 746 MWh/an)
de la consommation d’énergie finale ; il est le premier secteur contributeur avec 44% de l’effort de
réduction. Les secteurs des Transports et de l’Industrie sont respectivement visés par une réduction
de -19 100 tep (soit 222 133 MWh/an) et de -15 300 tep, soit 177 939 MWh/an (une baisse de -15%
pour le premier cité et de -18% pour le second).
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Les principes sous-jacents du scénario retenu
Pour répondre à la demande résiduelle d’énergie issue des actions de sobriété et d’efficacité qu’il
conviendra d’engager en parallèle, le scénario s’appuie sur une estimation prudente des potentiels et
sur la principale richesse des énergies renouvelables : leur diversité et leur complémentarité au regard
des usages auxquelles elles répondent. Ce scénario s’appuie donc sur un recours pondéré des
différentes ressources disponibles localement permettant de mieux maitriser leurs conditions de
développement et leurs impacts spécifiques à chacune d’elles.
La valorisation énergétique de la biomasse constitue une composante essentielle de ce scénario. La
première ressource en biomasse est le bois-énergie. Si la surface forestière reste quasi-stable, sa
meilleure exploitation selon des pratiques de gestion durable, assortie d’un développement de
l’agroforesterie et d’une récupération plus systématique des déchets de bois divers permettront
d’atteindre le niveau affiché dans ce domaine sans impacter négativement l’environnement. Le
scénario exploite également la ressource agricole, par un développement de la méthanisation des
déjections d’élevage ainsi que d’une partie des résidus solides de culture.
Le scénario s’appuie également sur la mobilisation de l’important potentiel des différentes filières
d’électricité renouvelable. A ce titre, il est prévu un décollage du photovoltaïque dans un premier
poussif, puis à moyen terme une augmentation substantielle à partir de 2020. Cette capacité est
répartie entre une grosse majorité sur bâtiments, le reste par des parcs au sol sur des terrains adéquats
ne rentrant pas en concurrence avec d’autres usages : anciennes carrières ; sols pollués et artificialisés,
abords d’infrastructures de transport, etc. Un autre axe du scénario réside dans le développement
progressif de l’éolien. Nécessitant un délai de mise en œuvre allant bien souvent au-delà des cinq ans,
le grand éolien prendra véritablement part au mix énergétique du territoire qu’à partir de 2020.
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
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Autre source d’énergie renouvelable, la géothermie progresse essentiellement au gré des
constructions sur le territoire et essentiellement pour la production de chaleur. Enfin le solaire
thermique, quasi inexistant aujourd’hui sur le territoire, est également fortement mobilisé.
Au final, un développement réaliste des énergies renouvelables conduit en 2030 à une ressource
disponible sur le territoire de près de 688 GWh sur un total de 4 240 GWh de besoins en énergie, soit
un taux de couverture de 15% à consommation constante.
Le détail du scénario par filière
Méthanisation
Eléments de contexte du scénario : la structuration progressive d’une filière autour d’unités de
méthanisation territoriale ; quelques petits projets se concrétisent pour exploiter 75% du potentiel.
Chaleur : production de 35 000 MWh de chaleur
Biométhane pour injection : production de 35 000 MWh de biométhane injecté au réseau
Electricité : production de 35 000 MWh d’électricité
OBJECTIF DU SRCAE :
L’objectif est de quintupler la production d’énergie à partir de biogaz entre 2005 et 2020. La
méthanisation agricole représente 30% de cet objectif.
Le scénario retenu cherche à multiplier par 20 la production issue de la méthanisation et de ce
fait dépasse l’objectif du SRCAE qui est lui, de multiplier par 15 la production de biogaz.
Filières
Objectif de
développement
moyen(en MWh)
Equivalence en terme
d'installation
Part du potentiel
utilisé (en %)Priorité
Méthanisation 103 167 6 unités de méthanisation 74% 1
Bois-énergie 30 000 2 000 logements 100% 2
Solaire thermique 65 083 277 904 m² 96% 2
Solaire Photovoltaïque 137 267 1 253 580 m² 63% 2
Géothermie 21 500 5 000 logements 50% 3
Eolien 80 370 4 parcs de 5 éoliennes 38% 4
437 387
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Bois-énergie
Individuel : (i) développement du nombre de logements équipés en installations de chauffage au bois
par un renouvellement du parc d’équipements (qui permet une amélioration de la performance
moyenne du système de chauffage au bois) et (ii) exploitation du gisement pour équiper de nouvelles
constructions.
[Illustration] Reprise de l’objectif national retenu dans la loi de programmation relative à la mise en
œuvre du Grenelle de l’environnement (dite Grenelle1)
2006 Objectif 2020
7,4 Mtep 7,4 Mtep
5,7 millions d’appareils 9 millions d’appareils
(i) Performance des appareils améliorée de 37%. On peut donc équiper 37% de logements
individuels en plus : de 9 970 à 13 630 maisons équipées, soit 3 660 logements supplémentaires du
parc existant équipés grâce à la rénovation projetée des équipements du parc existant selon le scénario
national (qui n’est pas expliqué).
Pas d’impact direct sur la production de chaleur renouvelable donc mais ce sera intéressant de
valoriser cette évolution en expliquant qu’on économise la consommation d’une autre énergie, fioul
ou gaz par exemple. Economie d’énergie estimée à 64 000 MWh d’énergie finale (la consommation
moyenne de chauffage et ECS de 3 660 maisons individuelles du territoire).
(ii) Exploitation de 25 000 MWh de potentiel pour satisfaire les besoins de chaleur
(chauffage+ECS) de nouvelles constructions individuelles sur le périmètre d’étude. Cela correspond
à l’équipement de 6 250 maisons individuelles construites entre 2010 et 2030.
Collectif : exploitation de 5 000 MWh de potentiel (15% du potentiel estimé) pour la production de
chaleur bois collective, produite par chaudière bois en pied de bâtiment ou sur réseau de chaleur. Cet
objectif correspond à l’installation de 1 560 MW de chaufferies bois collectives.
In fine dans le cadre du scénario retenu, l’ensemble du gisement du territoire est exploité.
OBJECTIF DU SRCAE :
L’objectif visé est une augmentation de 10% de la production de chaleur à partir de bois énergie entre
2005 et 2020 pour atteindre 8432 GWh en 2020.
La consommation de bois énergie dans le secteur domestique est stabilisée à l’horizon 2020 (tout en
augmentant le nombre de logement équipés grâce à l’amélioration du rendement des appareils) puis
diminuée à l’horizon 2050 compte tenu des performances thermiques du parc qui se sont améliorées.
En parallèle, le bois énergie est développé non seulement dans les chaufferies industrielles mais surtout
dans les chaufferies collectives du secteur résidentiel/tertiaire où la croissance atteint 10 ktep/an à
l’horizon 2020.
Il est retenu dans le cadre du scénario une augmentation de 15% de la production de chaleur
issue de la combustion du bois. Le scénario va là encore au-delà de l’objectif du schéma.
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Solaire thermique
Installation de Chauffe-eau solaire individuel (CESI) (i) sur près de 277 000 m² de toitures permettant
de répondre aux besoins d’ eau chaude sanitaire du bâti concerné, soit la production de 65 000 MWh.
OBJECTIF DU SRCAE :
Le solaire thermique est développé en particulier dans le logement (maisons individuelles) et dans le
tertiaire à la fois dans le neuf et l’existant.
La croissance est forte afin de pouvoir atteindre une multiplication par 15 du nombre de m² installés en
2005 pour atteindre 2 517 000 m² installés en 2020.
En effet, des baisses sur les coûts peuvent encore être atteintes et les réglementations thermiques
contribuent au développement du solaire thermique. Cependant, au regard des coûts nécessaires à
mobiliser pour atteindre les objectifs, un objectif plus ambitieux n’est pas réaliste. La production
d’énergie à partir de solaire thermique passe ainsi de 46 GWh en 2005 à 1071 GWh en 2020.
Le scénario prévoit une multiplication par 60 de la production d’énergie à partir de panneaux
solaire thermique, soit 4 fois plus que l’objectif du SRCAE.
Solaire PV
Intégré bâti individuel : on retient l’hypothèse de 3 kWc par installation. 20 000 installations sur
toitures de maisons individuelles existantes sont réalisées à l’horizon 2030 ; elles créent 60 MWc de
puissance installée PV supplémentaire (sur les 143 MWc de potentiel estimé). Dans le même temps,
1 000 installations sont réalisées sur des constructions individuelles pour 3 MWc de puissance installée.
On obtient une production supplémentaire, avec l’hypothèse de production par puissance installée de
l’état des lieux, de :
- 69 158 MWh pour les équipements sur toitures existantes
- 3 458 MWh pour les équipements sur toitures nouvelles
Intégré bâti grandes surfaces : objectif de 45 MWc (90% du potentiel estimé sur grandes toitures), qui
permet une production supplémentaire de 51 868 MWh.
Centrales au sol : un tiers du potentiel de 6 MWc est réalisé, soit 2 MWc de puissance installée
supplémentaire. Une production projetée de 7 020 MWh en supplément.
OBJECTIF DU SRCAE :
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Le solaire photovoltaïque est fortement développé pour permettre à la région Rhône-Alpes de passer
de 1MW installé en 2005 à 2400 MW en 2020.
Les centrales photovoltaïques au sol représentent environ 6% de la puissance installée soit environ 150
MW en 2020.
L’électricité photovoltaïque produite atteint ainsi 950 GWh en 2020 contre seulement 0,9 GWh
aujourd’hui. Près de 80% de cette énergie est produite dans les locaux tertiaires neufs.
Le SRCAE prévoit une multiplication par 950 de la production d’électricité photovoltaïque quand
le scénario retient une multiplication par 34.
Géothermie
Géothermie sur aquifère : le scénario retient l’hypothèse de 30% du potentiel réalisé, ce qui
représente l’installation d’équipements de géothermie sur aquifère dans 720 logements à l’horizon
2030. Pour des problématiques de faisabilité économique (coût des forages…), ces équipements sont
installés dans des logements collectifs neufs.
En reprenant l’hypothèse pour l’estimation du potentiel en géothermie sur aquifère, de satisfaction
des deux tiers des besoins de chauffage et d’eau chaude sanitaire par les équipements, la production
est estimée pour ce scénario à 1 150 MWh.
Géothermie sèche : l’hypothèse retenue est la réalisation de 80% du potentiel de production estimé.
Cela représente l’équipement de 5 840 logements à l’horizon 2030 ; ces équipements, exploitant des
capteurs horizontaux ou puits canadiens étant plus adaptés à des maisons individuelles, on considère
que les logements équipés sont des maisons individuelles construites d’ici 2030,
En reprenant l’hypothèse pour l’estimation du potentiel, de satisfaction des deux tiers des besoins de
chauffage et d’eau chaude sanitaire par les équipements, la production est estimée à 20 350 MWh.
OBJECTIF DU SRCAE :
Le scénario retenu pour la région suppose un fort développement de la géothermie qui passe d’un
niveau pratiquement inexistant en 2005 à 1565 GWh en 2020.
L’effort de développement est principalement porté par les maisons individuelles (+5,5 ktep/an) et par
les chaufferies collectives et le tertiaire (+5 ktep/an).
Compte tenu de l’absence d’exploitation de la ressource à l’échelle du territoire comme à
l’échelle de la région, ce ratio n’a pas de sens.
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Eolien
Grand éolien : On pose l’hypothèse de l’installation de 4 parcs de 5 grandes éoliennes sur le territoire.
En conservant l’hypothèse de 2 MW par machine et de 2 115 heures de fonctionnement, la production
du grand éolien est estimée à 80 370 MWh.
Petit éolien : Même si le petit éolien n’a fait l’objet dans le cadre de ce scénario d’un encouragement
de son développement, il peut constituer une solution intéressante en zone rurale pour des acteurs
professionnels (agriculteurs, industries, tertiaires, etc.) susceptibles d’autoconsommer la production
d’électricité
OBJECTIF DU SRCAE
L’objectif en 2020 est de multiplier par plus de 25 la puissance installée pour passer de 47 MW installés
en 2005 à 1200 MW en 2020, soit le potentiel maximal identifié. L’électricité éolienne produite en 2020
est ainsi d’environ 2300 GWh contre seulement 60 GWh en 2005.
Afin de faciliter le développement de l’éolien sur la région et de permettre l’implantation de différents
projets, des zones préférentielles ont été identifiées. A noter qu’aucune commune du territoire d’étude
n’appartient à ces zones.
Là encore compte tenu de l’absence de parcs éoliens sur le territoire, la comparaison n’a pas
de sens.
Hydroélectricité
Dans le cadre du présent scénario stratégique, l’hydroélectricité n’a pas fait l’objet d’un
encouragement, en raison notamment des faibles capacités de production des sites présents sur le
territoire d’étude. Il pourrait y avoir toutefois un intérêt à renforcer la production d’hydroélectricité
au moment du remplacement des équipements aujourd’hui en fonction.
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Synthèse du scénario adopté
L’exercice de prospective présenté ci-dessus identifie une voie possible pour la transition énergétique
du territoire. Il est basé sur un horizon de moyen/long terme et constitue une vision qui, à partir
d’aujourd’hui, cherche à tirer, de manière ambitieuse mais réaliste, le potentiel pluriel du territoire en
matière d’énergies renouvelables.
L’atteinte de ces objectifs suppose deux conditions importantes :
(i) la structuration d’un travail partenarial avec l’ensemble des parties prenantes du
territoire susceptibles de contribuer aux actions qui permettront d’atteindre ce scénario.
En effet, aucun acteur ne dispose de l’ensemble des leviers. Dès lors, seule la collaboration
et l’association d’un large panel d’acteurs permettra l’atteinte de cette trajectoire ;
(ii) La réalisation de progrès en matière de stockage de l’énergie. L’équilibre offre/demande
d’électricité est nécessaire au fonctionnement des réseaux électriques. Le recours à des
solutions de production intermittentes d’électricité, éolien notamment, constitue une
source de fragilité pour les réseaux. Les fluctuations de production, dictées par les aléas
météorologiques sont indépendantes de la consommation. Il faudra donc gérer des
solutions nouvelles de surproduction d’électricité en période de faible consommation ou
encore des moyens de production sur lesquels on ne peut pas compter en période de
pointe. Pour compenser cela, le développement de solutions de stockage de l’énergie
(encore aujourd’hui pour certaines au stade de la recherche et du développement)
apparait comme un impératif technique permettant la décarbonation du mix électrique
du territoire.
10%
17%
0%
13%8%
3%
27%
Part des différentes filières EnR retenues dans le scénario de
transition du territoire
Eolien
Solaire Photovoltaïque
Petite hydroélectricité
Méthanisation
Solaire thermique
Géothermie
Bois-énergie
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
20
Annexes
Tableau rempli dans le cadre de l’atelier de construction du scénario de transition
FILIEREPOTENTIEL LOCAL
en MWh/an
EQUIVALENT
en MWh/an
NOMBRE
POSSIBLE MWh priorité MWh priorité MWh priorité
Grand éolien 211 000 5 éoliennes 21 150 10 63 450 6 63 450 6 105 750 3
Petit éolien 42 300 100 installations 4 230 10 - - 8 460 6 0 -
Solaire PV bâti 219 000 200 000 m² (soit 6700 logements individuels) 23 400 10 163 800 2 117 000 5 117 000 2
Solaire centrale PV 7 000 1 centrale 30 000m² 3 500 2 7 000 6 7 000 4 0 -
Petite hydroélectricité 1 100 5 projets représentant 1 100 MWh 1 100 1 1 100 6 1 100 1 1 100 4
Méthanisation 140 000 7 000 d'électricité (avec perte de 15%) 17 000 7 104 000 1 101500 2 104000 1
Solaire thermique 54 500 40 000 m² (soit 10 000 logements équipés) 9 600 6 70 950 2 70 950 3 53 350 2
Géothermie 43000 1 000 logements 4 300 10 21 500 3 43 000 5 0 -
Bois énergie 30 000 500 logements ind 10 000 3 30 000 4 30 000 1 30 000 1
339 350 298 510 327 850
122 450 143 950 83 350
461 800 442 460 411 200 TOTAL
OBJECTIF DE
DEVELOPPEMENT - Grpe 1
OBJECTIF DE
DEVELOPPEMENT - Grpe 2
OBJECTIF DE
DEVELOPPEMENT - Grpe 3
Total production Elec
Total production Thermique
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
21
Fiches-filières diffusées dans le cadre de l’atelier de construction du scénario
Fiche 1 | Filière bois énergie collectif
Le bois énergie est valorisé à l’aide de chaudière bois. Ces chaudières possèdent des rendements proches de 80%
et peuvent être utilisés au niveau d’un immeuble, d’un ilot ou d’un réseau de chaleur.
Les équipements envisageables peuvent être répartis de la manière suivante :
Types Valorisation Puissance Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Installations
collectives
Chaudière en pied
d’immeuble
Chaleur
(chauffage et ECS)
La production est
fonction des
besoins
chauffage & ECS
12 MWh pour un
appartement
existant
2,5 MWh pour un
appartement
neuf
33 000 MWh
de potentiel de
développement
Les zones
urbaines avec
du foncier
disponible pour
le stockage du
combustible
Chaufferie sur
réseau de chaleur
Chaleur
(chauffage et ECS)
Electricité
(cogénération)
Les zones
urbaines très
denses avec
ECS : eau chaude sanitaire
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Maîtrise du coût d’investissement et
rentabilité ���
Filière industrielle mature et investissements
maîtrisés ; enjeux de maîtrise de l’approvisionnement
en combustibles pour rentabilité de long terme
Coût pour la collectivité ���
Investissement à la charge des opérateurs dans le
collectif
Coûts potentiels pour la collectivité selon implication
dans la structuration de la filière de production du
combustible
pas toujours vrai car il existe différent cas de figure :
en DSP affermage et en régie c’est la collectivité qui
porte l’investissement. Quand c’est une DSP de
concession, c’est le délégataire
Contraintes techniques ���
Enjeux de mobilisation des propriétaires forestiers
pour l’exploitation de la ressource
Foncier disponible pour stockage combustible
Contraintes techniques (géologiques et urbaines
pour la création/l’extension de réseaux de chaleur)
Contraintes réglementaires ��� Contraintes sur les émissions polluantes
Contraintes environnementales ��� Impact qualité de l’air à maîtriser
Impact carbone de l’acheminement du combustible
Acceptation citoyenne ��� Filière locale valorisée dans le discours collectif
Maitre d’ouvrage Collectivités, Copropriétés, Bailleurs sociaux
Niveau implication de la collectivité ��� Incitation financière (si volonté politique)
Réalisation d’études d’opportunités ; investissement
dans les réseaux de chaleur (si volonté politique)
Levier financier ��� Subvention, crédit d’impôt, CEE
Délai de mise en œuvre ��� 1 à 3 ans pour des projets de chaufferie bois en pied
d’immeuble
3 à 5 ans pour des projets sur réseau de chaleur
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
22
Créateur d’emploi ��� Création d’emplois dans l’approvisionnement en
combustibles (filière amont) et le pilotage et la
maintenance des équipements
POUR ALLER PLUS LOIN
La filière sur le territoire La filière bois énergie est aujourd’hui la première filière de production d’énergie renouvelable sur le périmètre
SCoT ; elle assure la production annuelle de 196 000 MWh de chaleur (93% de la production de chaleur
renouvelable du territoire, ou 85% de la production totale d’énergie renouvelable). Les installations collectives
produisent près de 30% de la chaleur bois produite sur le territoire, dont une partie est distribuée en réseau de
chaleur.
Le bois se prête plus que d’autres énergies à une utilisation centralisée : l’effet « taille » rend en effet pertinent
des investissements indispensables à la maîtrise des impacts de la combustion et à l’efficacité environnementale
(organes de contrôle de la combustion (sonde O2, régulation, GTC,…), organes de dépoussiérage). Les grandes
installations sont par ailleurs structurantes pour la filière dans son ensemble ; elles peuvent aussi utiliser une
gamme assez étendue de combustibles pour garantir une meilleure sécurisation des approvisionnements.
Les analyses de desserte et de pentes réalisées sur
les massifs forestiers du territoire ont permis
d’estimer que 29 500 ha, soit environ 80 % des
forêts du territoire, sont de classe d’exploitabilité
« Facile », 6,7 % de classe « Moyenne » et 12% de
classe « Difficile ». La production de chaleur
calculée pour l’exploitation de ces surfaces est de
229 000 MWh/an, ce qui permet d’estimer, dans
l’hypothèse d’un approvisionnement local des
installations existantes, un potentiel
supplémentaire mobilisable de 33 000 MWh par
an.
L’écosystème de la filière La filière bois énergie est créatrice d’emplois locaux, non délocalisables, et valorise une ressource locale.
Coûts des installations collectives - L’ADEME a observé
une forte dispersion des coûts des projets de chaufferies
collectives bois : de 300 à 2 800 €/kW de puissance
installée (un facteur de 1 à 9). En moyenne :
- pour une puissance entre 100 et 299 kW : 1 334
euros par kW
- pour une puissance entre 300 et 1 200 kW : 934
euros par kW
- pour une puissance supérieure à 1 200 kW : 733
euros par kW
Le poste « génie civil » est un facteur important de disparité dans les coûts des projets.
Les investissements dans les chaufferies bois collectives sont éligibles aux aides du Fonds Chaleur renouvelable
de l’ADEME (pour les projets à plus de 100 TEP sortie chaudière ) et ou aux dispositifs du conseil régional (dont
les projets inférieurs à 100 TEP)
Comparaison du prix de la chaleur des différentes énergies en centimes d’euros TTC par kWh (prix indiqué
pour une utilisation pour le chauffage principal, ADEME 2011) revoir le positionnement de l’image ou du texte
car on ne comprend qu’ils sont en rapport.
Fiche | Filière bois énergie individuel
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
23
Le bois énergie est valorisé à l’aide de chaudière bois. Ces chaudières possèdent des rendements proches de 80%
et peuvent être utilisés au niveau d’un immeuble, d’un ilot ou d’un réseau de chaleur.
Les équipements envisageables peuvent être répartis de la manière suivante :
Types Valorisation Puissance Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Installations
individuelles
Chaudière (bûches
plaquettes, ou granulés)
Chaleur
(chauffage et
ECS)
La production
est fonction
des besoins :
chauffage &
ECS
20 MWh pour
une maison
existante
4 MWh pour
une maison
neuve
A ressource
égale : 3 660
logements du
parc existant
supplémentaires
équipés (par le
renouvellement
des
équipements)
33 000 MWh de
potentiel de
développement
Les zones
pavillonnaires
avec du
foncier
disponible
pour le
stockage du
combustible
Poêle à bois Chaleur
(chauffage)
Tout le
périmètre
SCoT Inserts Chaleur
(chauffage)
Foyer ouvert
(cheminée)
Chaleur
(chauffage)
ECS : eau chaude sanitaire
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Maîtrise du coût d’investissement et
rentabilité ���
Filière industrielle mature et investissements
maîtrisés ; enjeux de maîtrise de l’approvisionnement
en combustibles pour rentabilité de long terme
Coût pour la collectivité ���
Investissement à la charge des propriétaires
Coûts potentiels pour la collectivité selon implication
dans la structuration de la filière de production du
combustible
Contraintes techniques ��� Enjeux de mobilisation des propriétaires forestiers
pour l’exploitation de la ressource
Foncier disponible pour stockage combustible
Contraintes réglementaires ��� Pas de contrainte réglementaire
Contraintes environnementales ��� Impact qualité de l’air à maîtriser
Acceptation citoyenne ��� Filière locale valorisée dans le discours collectif
Maitre d’ouvrage Particuliers propriétaires
Niveau implication de la collectivité ��� Incitation financière (si volonté politique)
Implication dans la structuration de la filière de
production du combustible
Levier financier ��� Subvention, crédit d’impot
Délai de mise en œuvre ��� Inférieur à 6 mois
Créateur d’emploi ��� Filière créatrice d’emplois locaux
POUR ALLER PLUS LOIN
La filière sur le territoire
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
24
La filière bois énergie est aujourd’hui la première filière de production d’énergie renouvelable sur le périmètre
SCoT ; elle assure la production annuelle de 196 000 MWh de chaleur (93% de la production de chaleur
renouvelable du territoire, ou 85% de la production totale d’énergie renouvelable). Les installations collectives
produisent près de 30% de la chaleur bois produite sur le territoire, dont une partie est distribuée en réseau de
chaleur.
Depuis la fin des années 1990, la valorisation de la ressource bois se modernise avec des appareils de chauffage
très performants, de moins en moins polluants et dont les systèmes d’alimentation automatique ont renforcé
l’autonomie et la souplesse d’utilisation (et donc le confort d’usage).
Les analyses de desserte et de pentes réalisées sur
les massifs forestiers du territoire ont permis
d’estimer que 29 500 ha, soit environ 80 % des
forêts du territoire, sont de classe d’exploitabilité
« Facile », 6,7 % de classe « Moyenne » et 12% de
classe « Difficile ».
La production de chaleur calculée pour
l’exploitation de ces surfaces est de 229 000
MWh/an, ce qui permet d’estimer, dans
l’hypothèse d’un approvisionnement local des
installations existantes, un potentiel
supplémentaire mobilisable de 33 000 MWh par an.
L’écosystème de la filière La filière bois énergie est créatrice d’emplois locaux, non délocalisables, et valorise une ressource locale.
D’après les données de l’ADEME, le coût d’un appareil indépendant varie de 1 000 à 16 000 euros :
Insert, foyer fermé, poêle à bûches 1 000 à 5 000 €
Poêle à granulé classique 3 000 à 5 000 €
Poêle de masse à granulés 5 000 à 16 000 €
Pour des appareils de chauffage central, les coûts sont plus élevés :
Chaudière à bûches turbo avec ballon
d’hydroaccumulation 8 000 à 14 000 €
Chaudière à bûches à tirage naturel 1 500 à 4 500 €
Chaudière automatiques à granulés 7 000 à 17 000 €
Chaudière automatiques à plaquettes 15 000 à 22 000 €
Silo (stockage combustible) 1 200 à 3 500 €
Les coûts d’installation dépendent du caractère automatique ou non du système, de l’état de la cheminée (pour
un insert) et des conditions de raccordement au conduit de fumée. Ils varient de 500 à 1 500 euros pour les
poêles, inserts, foyers fermés et chaudières à alimentation manuelle ; de 2 000 à 3 000 euros pour les chaudières
automatiques. Les coûts d’entretien varient de 50 à 200 € par an selon les équipements.
L’investissement dans un équipement de chauffage au bois est éligible à un crédit d’impôt d’un taux de 15% hors
bouquet de travaux ou 25% avec bouquet (par exemple cumulé à la pose d’isolants thermiques des toitures
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
25
Fiche | Méthanisation
La méthanisation est un procédé naturel de production de biogaz par la dégradation anaérobie de matières
organiques. La filière valorise donc des déchets organiques de différentes sources (déchets agricoles, déchets
verts, fraction fermentescible des ordures ménagères, boues de station d’épuration, déchets de restauration,
déchets des IAA, etc.) et apporte une solution à la problématique de gestion des déchets en même temps qu’une
production d’énergie renouvelable.
Les équipements envisageables peuvent être répartis de la manière suivante :
Types Valorisation Puissance Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Unités de
méthanisation
territoriale
Installation
territoriale
La méthanisation
produit du biogaz
Ce gaz peut être :
- utilisé comme
combustible par un
équipement de
cogénération de
chaleur et d’électricité
(l’électricité sera
injectée au réseau de
distribution
d‘électricité et la
chaleur consommée
sur place ou distribuée
à proximité)
- épuré avant d’être
injecté au réseau de
distribution du gaz
(méthane)
de 500 kWé à
quelques
MWé
La production de
biogaz est
fonction du
volume et du
pouvoir
méthanogène
des substrats
traités
Les rendements
en biogaz pour la
cogénération
sont de
- 35% en
électricité
- 50% en chaleur
Le biogaz se
compose de 50 à
70% de méthane
140 000 MWh
d’énergie
primaire biogaz
soit
49 000MWh
d’électricité
+ 70 000 MWh
de chaleur
ou
84 000 MWh
de bio-
méthane
injecté
Zones péri-
urbaines du
SCoT, à
proximité de
zones agricoles
Unités de
méthanisation
agricole
Installation
territoriale
de 500 kWé à
quelques
MWé
Zones péri-
urbaines du
SCoT, à
proximité de
zones agricoles
Installation
à la ferme
de 40 kWé à
200 kWé
Espaces
agricoles du
SCoT
Nord du SCoT
pour les
installations
sur effluents
d’élevage
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Maîtrise du coût d’investissement et
rentabilité ���
Les investissements dans les technologies courantes
sont maîtrisés (la filière se déploit à une échelle
industrielle). La rentabilité des projets est toutefois
aujourd’hui fortement conditionnée par le tarif
d’achat de l’électricité produite.
Coût pour la collectivité ��� Investissement à la charge des porteurs de projets
La collectivité peut même bénéficier d’économies de
coûts de traitement de certains déchets
Contraintes techniques ��� Capacité à valoriser la chaleur à proximité des unités
de cogénération ; qualité et stabilité de
l’approvisionnement en substrats
Contraintes réglementaires ��� Autorisation d’exploitation (ICPE)
Contraintes environnementales ���
En amont, transport (éventuel) de la matière
En aval, gestion du digestat
Risques liés à l’installation (procès et stockage
éventuel)
Acceptation citoyenne ��� Filière peu « visible » pour le grand public mais qui
peut être associée à une image de risque pour les
riverains des projets
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
26
Maitre d’ouvrage Agriculteurs ou groupements d’agriculteurs
Collectivités (gestionnaires de déchets) dans les
démarches territoriales
Niveau implication de la collectivité ��� Incitation financière (si volonté politique).
Création de débouchés pour la valorisation
biométhane (flottes captives, injection)
Levier financier ��� Subventions CR, ADEME, CG ; tarif d’achat de
l’électricité et du gaz injecté
Délai de mise en œuvre ��� Temps du projet de 5 à 8 ans selon les parties
prenantes et la dimension du projet
Créateur d’emploi ��� Création d’activité pour la conception et la création
des installations ; intérêt de création de ressources
pour les exploitations agricoles
La filière sur le territoire Le territoire du SCoT compte trois unités de méthanisation agricole en fonctionnement qui valorisent le biogaz
produit en cogénération et une production de biogaz sur les boues de STEP à Bourg-en-Bresse (gaz torché). En
intégrant le projet OVADE, on estime la production de la filière sur le territoire à 13 400 MWh de chaleur
renouvelable et 13 815 MWh d’électricité renouvelable.
Le périmètre SCoT a vu le développement de la première unité de méthanisation agricole du département ; il
compte désormais un projet d’envergure (OVADE)
qui assure par ailleurs une diversification de la
filière (valorisation des déchets ménagers). Les
retours d’expérience se multiplient et peuvent
faciliter la diffusion de projets solides.
La filière méthanisation dispose d’un fort potentiel
de développement sur la ressource agricole
(effluents d’élevage et résidus de culture). On
estime la production potentielle de biogaz à
l’horizon 2030 à 85 000 MWh d’énergie primaire
biogaz.
L’écosystème de la filière La filière méthanisation est encore en phase de maturation en France. Son développement est promu par des
agences de l’énergie (RAEE, Hélianthe en région), les chambres d’agriculture et coopératives agricoles qui
s’investissent dans les projets. Les projets créent une activité locale dans l’accompagnement et la construction
des installations ; selon la taille et la complexité des projets, des besoins de maintenance sont de nature à créer
quelques emplois locaux.
Coûts des unités de méthanisation - Les données compilées par RAEE proposent une fourchette de coûts
d’investissements de 5 500 à 9 000 €/kW pour les projets de méthanisation à la ferme et de 2 à 10 M€ pour les
projets de méthanisation territoriale (à titre d’illustration, le projet OVADE a coûté 49 M€). Les frais
d’exploitation sont estimés entre 10 et 15 k€ pour 100 kWé (incluant les coûts de conduite, de 1 à 5 heures de
travail par jour selon la taille du projet, porté par les exploitants agricoles dans les projets de méthanisation à la
ferme).
Les projets de méthanisation sont co-financés par des subventions de l’ADEME et de la Région ; le dispositif des
tarifs d’achat de l’électricité renouvelable et du biogaz injecté existe également pour assurer la rentabilité des
installations. Un appel à projets « 1 500 méthaniseurs » a été engagé par l’Etat dans le cadre de la Transition
énergétique pour la croissance verte.
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
27
Fiche | Filière géothermie
La géothermie consiste à capter dans le sol l’énergie qu’il contient pour produire de la chaleur ou à injecter de
la chaleur dans ce sol en été pour produire du froid, le tout avec une pompe à chaleur.
Les différents types de géothermie qu’on pourrait trouver sur le territoire sont :
Types Valorisation Puissance Production Potentiel maximum Secteur
concerné
Géothermie
sur aquifère –
Installations
sur l’existant
Installation
sur des
bâtiments
résidentiels
collectifs et
à usage
tertiaire
Chaleur
(chauffage)
et/ou ECS
et/ou
rafraichisse
ment
La production
est fonction
des besoins :
chauffage &
ECS
20 MWh pour
une maison
existante
8 MWh pour
une maison
neuve (valeur
indicative)
21 000 bâtiments existants
situés dans le sud du territoire,
qui se trouvent en zone
favorable pour la géothermie
sur aquifère. (impossible à
vérifier)
Zones
présentant un
potentiel
Géothermie
sur aquifère –
Installations
dans les
constructions
Chaleur
(chauffage
et/ou ECS
et/ou
rafraichisse
ment)
4 800 logements à construire
situés dans le sud du territoire,
qui se trouvent en zone
favorable pour la géothermie
sur aquifère. (impossible à
vérifier)
Géothermie
sur sonde –
Installations
sur l’existant
Installation
sur
l’ensemble
des
bâtiments
Chaleur
(chauffage)
et/ou ECS
et/ou
rafraichisse
ment
55 200 bâtiments existants sur
tout le territoire, on retrouve
peu de ces bâtiments à l’est du
territoire. (impossible à vérifier)
Géothermie
sur sondes -
Installations
dans les
constructions
Chaleur
(chauffage)
et/ou ECS
et/ou
rafraichisse
ment
14 600 logements à construire
sur tout le territoire, surtout
concentrés au sein de
l’agglomération de Bourg-en-
Bresse, plus dynamique au
niveau de la construction.
(impossible à vérifier)
Pour évaluer un potentiel plausible, on se base sur les constructions neuves, plus à même d’accueillir ce type
d’installation. On considère que seul 50 % des constructions ciblées ci-dessus peuvent effectivement être
équipées d’un système géothermique (cas des potentiels non existants sur une cartographie plus fine,
protections et règlementations sur la ressource en eau). Le potentiel final est donc de 9 700 logements. En
considérant que deux tiers des besoins de chauffage et d’eau chaude sanitaire sont couverts par ce type de
dispositif, le potentiel se chiffre à environ 43 000 MWh/an.
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Coût d’investissement et rentabilité ��� Des coûts d’installation et d’équipements
particulièrement variables d’un territoire à l’autre
Contraintes techniques ��� Dépend de l’existence de la ressource
Contraintes réglementaires ���
Soumis à la loi sur l’eau et au code minier pour la
géothermie sur aquifère et pour les forages de plus
de 100 mètres.
A modifier : projet d’arrêté sur la géothermie de
minime importance (<200m) : modification de la
réglementation à venir
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
28
Contraintes environnementales ��� Nul
Acceptation citoyenne ��� Projet complétement acceptable
Maitre d’ouvrage Opérateurs privés, propriétaires fonciers ;
collectivités , etc.
Niveau d’implication de la
collectivité ���
Pas d’implication spécifique de la collectivité si ce
n’est éventuellement dans le soutien (via subvention)
Attention dasn certaines zones, la nappe est trsè
sollivcité et la collectivité à un rôle à jouer de
régulation (Grand Lyon)
Levier financier ��� Subvention, crédit d’impôt
Créateur d’emplois ou d’activités
économiques ���
Concours à la structuration d’une filière industrielle à
l’échelle nationale
POUR ALLER PLUS LOIN
La technique Géothermie sur aquifère : La géothermie sur aquifère consiste à pomper l’eau d’une nappe souterraine par
l’intermédiaire d’un ou de plusieurs forages pour l’acheminer (via un échangeur) jusqu’à la pompe à chaleur afin
d’en prélever les calories, avant de la réinjecter dans l’aquifère par l’intermédiaire d’un second ou de plusieurs
forages.
Cette solution est plutôt indiquée pour les bâtiments résidentiels collectifs et à usage tertiaire car ce système est
le plus performant des systèmes géothermiques (non les PAC sur sondes sont très efficaces) mais le plus
complexe à installer et nécessite un entretien régulier assuré par des professionnels.
La géothermie sur sonde sèche est basée sur l’échange de calories entre le sol et le milieu à chauffer (logements,
bureaux, eau chaude sanitaire,…). La température du sol passé une dizaine de mètres est stable au cours de
l’année (autour de 12°C). Les échangeurs verticaux enterrés sont des tubes de polyéthylène en U de 60 m à 100
m de longueur. Un fluide caloporteur circule dans le tube en U à l’aide d’une pompe et échange la chaleur avec
le sol. En surface, une pompe à chaleur élève la température jusqu’à la température désirée (50°C-60°C pour du
chauffage basse température ou de l’ECS). Deux sondes de 60 m de profondeur peuvent ainsi chauffer une
maison de 100 m² habitables (chauffage basse température).
Cette solution est envisagée pour les logements collectifs ou individuels neufs ou réhabilités, sur le tertiaire
également. Ces sondes peuvent être utilisées également en couplage avec des pieux et micropieux de fondations
spéciales. Dans ce cas, le coût des fondations est mutualisé avec les coûts de forage des sondes.
Les principaux avantages des systèmes géothermiques sur aquifère sont :
- leur stabilité en termes de rendement :
o lorsqu’ils sont correctement dimensionnés, les systèmes géothermiques sur aquifères sont plus
performants que les systèmes aérothermiques (PAC air/air), du fait des variations moindres de
la température de la source d’énergie utilisée (température de la nappe vs température de
l’air) ;
o les pertes thermiques dans le réseau hydraulique sont limitées du fait de l’utilisation de la basse
température ;
- leur aspect écologique permettant de valoriser une énergie renouvelable ;
- leur possibilité de faire du rafraîchissement gratuit et direct par le sol, par by-pass de la pompe à chaleur
: geocooling, aussi appelé freecooling.
Dans tous les cas la réalisation d’une étude de faisabilité est un préalable : elle permet de caractériser les besoins
et le dimensionnement mais aussi une analyse de la pérennité de la ressource exploitée pour maintenir la
garantie de son caractère renouvelable.
La filière sur le territoire d’étude Il n’existe pas de filière collective sur le territoire. Il est possible que certains particuliers aient développé des
systèmes de géothermie sur sonde sèche mais cela reste marginale et difficilement identifiable.
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
29
Fiche | Solaire thermique collectif intégré au bâti
Les équipements envisageables peuvent être répartis de la manière suivante :
Types Valorisation Puissance Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Installations
dans
l’existant
Chauffe-eau
solaire
collectif
(CESC)
ECS
(avec
stockage)
1 à 2 m2 par
équivalent-logement
alimenté
Ou 0.5 m² par lit
(maison de retraite)
Ces données sont à
affiner avec les besoins
réels mesurés sur le
site (une campagne de
mesures est
obligatoire)
La production
est fonction
des besoins
Besoin :
2 MWh par an
pour un
ménage
moyen (soit
une
production de
1 MWh avec
une
couverture de
50%)
17 800 MWh Zones urbaines
du SCoT
Installations
dans les
constructions
Chauffe-eau
solaire
collectif
(CESC)
ECS
(avec
stockage)
1 à 2 m2 par
équivalent-logement
alimenté
(ensembles de faible
hauteur)
Ou 0.5 m² par lit
(maison de retraite)
500 à 700 kwh/m²/an
La production
est fonction
des besoins
Besoin : idem
6 200 MWh
dans la
perspective de
construction de
6 200
logements
collectifs d’ici
2030
Zones urbaines
du SCoT
ECS : eau chaude sanitaire
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Maîtrise du coût d’investissement et
rentabilité ��
Filière industrielle mature et investissements
maîtrisés ; installateurs qualifiés. Problématique
identifiée dans les coûts de maintenance des
équipements et installation..
Retours d’expériences de plus en plus nombreux
Manque de formation des BE
Manque de formation des exploitants
Coût pour la collectivité ��� Investissement à la charge des porteurs de projets
Coûts potentiels pour la collectivité selon volonté de
soutien financier aux opérations
Contraintes techniques ��� Nécessaire préexistence d’un système de distribution
d’ECS collective (pas pour le neuf ??) ; contraintes de
résistance et d’exposition des toitures
Contraintes réglementaires ��� Dans les zones de protection du patrimoine et ABF
Contraintes environnementales ��� Fabrication et transport des équipements (analyse du
cycle de vie)
Acceptation citoyenne ��� Filière plébiscitée par le grand public
Maitre d’ouvrage Bailleur, copropriété et/ou promoteur dans la
construction, tertiaire, médico-social, piscine, hôtel
Niveau implication de la collectivité ��� Incitation financière (si volonté politique).
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
30
Dans la construction, soutien par les règles
constructives ; non contre-indication dans les
documents d’aménagement (SCoT, PLU)
Levier financier ��� Subvention, crédit d’impôt
Délai de mise en œuvre ��� Temps du projet de 6 mois à 18 mois selon la
configuration (logement social, copropriétés, etc.)
Créateur d’emploi ��� Activités pour les installateurs locaux
Activités pour les BE locaux
POUR ALLER PLUS LOIN
La filière sur le territoire La filière du solaire thermique collectif a actuellement un poids marginal dans la production d’énergie des filières
thermiques sur le territoire : 560 MWh de chaleur renouvelable. Les installations couvrent les besoins d’environ
620 logements.
Les opérations d’installation de capteurs solaires thermiques pour alimenter des chauffe-eau solaires collectifs
sur les toits de bâtiments collectifs permettent la réalisation de projets de grande superficie (avec des volumes
de production d’énergie renouvelable significatifs). L’intérêt d’une orientation vers la production d’eau chaude
solaire collective est que certains projets (dans le logement social ou avec des Syndics moteurs) peuvent se
concrétiser à l’initiative d’un nombre limité d’intervenants.
La filière solaire thermique est la filière thermique qui dispose
du potentiel de développement le plus important sur le
territoire du SCoT.
Sur les toitures des bâtiments collectifs existants, un potentiel
d’équipements en CESC de 7 800 logements est estimé,
auquel s’ajoute un potentiel dans la construction (6 200
logements d’ici 2030).
La production potentielle de la filière est estimée à
24 000 MWh à l’horizon 2030.
L’écosystème de la filière Il n’y a pas de filière industrielle d’ampleur pour la production de panneaux solaires thermiques en France (quatre
fabricants sont implantés sur le territoire national, dont deux entreprises allemandes) ; les panneaux sont très
largement importés, pour une part depuis des pays européens). La filière est toutefois créatrice d’emplois locaux
pour l’installation et la maintenance des équipements.
Coûts des CESC - Une étude de l’ADEME évalue les coûts moyens d’un projet d’installation d’un CESC entre 950
et 1 400 € par m2 de surface de capteurs. Les coûts d’entretien des installations sont aujourd’hui un obstacle
majeur au développement des CESC pour les porteurs de projets. D’après l’ADEME, « de nombreux audits et
constats sur le terrain ont montré des coûts de maintenance annuels de plus de 100€/logt, alors que les économies
par logement sont de l’ordre de 50 à 100 euros en moyenne ».
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
31
Les investissements dans les chauffe-eau solaires thermiques collectifs sont éligibles aux Certificats d’économie
d’énergie et aux aides du Fonds Chaleur renouvelable de l’ADEME.
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
32
Fiche | Solaire thermique individuel intégré au bâti
Les capteurs solaires installés sur les toitures des maisons individuelles absorbent les calories du rayonnement
solaire pour alimenter un Chauffe-eau solaire individuel (CESI) et produire de l’eau chaude sanitaire. Dans la zone
climatique du SCoT BBR, un CESI satisfait 50% des besoins en eau chaude sanitaire d’un ménage.
Les équipements envisageables peuvent être répartis de la manière suivante :
Types Valorisation Puissance Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Installations
dans
l’existant
Chauffe-eau
solaire
individuel
ECS
(cumulus)
2 à 4 m2 par
installation
500 à 700
hwh/m²/an
La production est fonction
des besoins
Besoin : 3 MWh par an
pour un ménage moyen
(soit une production de
1,5 MWh avec une
couverture de 50%)
54 500 MWh Tous secteurs
du SCoT
en priorité les
maisons dont
les toitures
sont exposées
sud
Installations
dans les
constructions
Chauffe-eau
solaire
individuel
ECS
(cumulus)
2 à 4 m2 par
installation
La production est fonction
des besoins
Besoin : 3 MWh par an
pour un ménage moyen
(soit une production de
1,5 MWh avec une
couverture de 50%*)
7 950 MWh
dans la
perspective de
construction de
5 300 maisons
individuelles
d’ici 2030
Tous secteurs
du SCoT
en priorité les
maisons dont
les toitures
sont exposées
sud
ECS : eau chaude sanitaire
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Maîtrise du coût d’investissement et
rentabilité ���
Filière industrielle mature et investissements
maîtrisés ; installateurs qualifiés
Temps de retour rapide pour les installations bien
dimensionnées
Coût pour la collectivité ��� Investissement à la charge des particuliers
Coûts potentiels pour la collectivité selon volonté de
soutien financier aux opérations
Contraintes techniques ��� Pas de contrainte particulière
Contraintes réglementaires ��� Seulement dans les zones de protection du
patrimoine
Contraintes environnementales ��� Fabrication et transport des équipements (analyse du
cycle de vie)
Acceptation citoyenne ��� Filière plébiscitée par le grand public
Maitre d’ouvrage Particulier et/ou promoteur dans la construction
Niveau implication de la collectivité ���
Incitation financière (si volonté politique).
Dans la construction, soutien par les règles
constructives ; non contre-indication dans les
documents d’aménagement (SCoT, PLU)
Levier financier ��� Subvention, crédit d’impôt
Délai de mise en œuvre ��� Temps du projet inférieur à 6 mois
Créateur d’emploi ��� Activités pour les installateurs
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
33
POUR ALLER PLUS LOIN
La filière sur le territoire La filière solaire thermique produit 520 MWh de chaleur renouvelable sur le périmètre SCoT ; son poids est
actuellement marginal dans la production des filières thermiques. On estime que 610 logements sont aujourd’hui
équipés.
L’installation de capteurs solaires thermiques sur les toitures des maisons individuelles est un excellent levier de
développement de la production décentralisée d’énergie
renouvelable. Les CESI valorisent une ressource disponible
tout au long de l’année (même si les rendements sont
meilleurs lors des saisons chaudes).
Ils ont par ailleurs une vertu pédagogique intéressante
puisque les occupants des logements équipés peuvent suivre
la production de leur propre installation et la comparer à leur
consommation.
La filière solaire thermique est la filière thermique qui dispose
du potentiel de développement le plus important sur le
territoire du SCoT.
Sur les toitures des maisons existantes, un potentiel
d’installation de 24 000 CESI est estimé, .auquel s’ajoute le
potentiel de développement dans la construction (5 300 CESI
d’ici 2030).
La production potentielle de la filière est estimée à
62 500 MWh à l’horizon 2030.
L’écosystème de la filière Il n’y a pas de filière industrielle d’ampleur pour la production de panneaux solaires thermiques en France (quatre
fabricants sont implantés sur le territoire national, dont deux entreprises allemandes) ; les panneaux sont très
largement importés, pour une part depuis des pays européens). La filière est toutefois créatrice d’emplois locaux
pour l’installation et la maintenance des équipements.
Coûts des CESI - Une étude de l’ADEME évalue les coûts moyens d’un projet d’installation d’un CESI à 6 000 €
(entre 4 500 et 7 000 euros), dont 4 000 € de matériel et 2 000 € d’installation. Les coûts d’entretien sont de
l’ordre de 10€/m2 par an, soit 40€ par an pour un CESI d’après les estimations de l’ADEME.
La Région Rhône-Alpes appuie les propriétaires investissant dans un CESI avec un chèque énergie (300€).
Des opérations d’achat groupé d’équipements – à l’initiative desquelles on peut trouver des collectivités –
peuvent permettre de réduire les coûts des équipements. L’association Hélianthe mène une campagne d’achat
groupé de CESI dans le Pays de Gex ; les particuliers bénéficient par ailleurs d’une expertise locale,
Aussi, les ménages imposables investissant dans des Chauffe-eau solaires thermiques bénéficient d’un crédit
d’impôt développement durable (CIDD).
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
34
Solaire photovoltaïque intégré au bâti
L’énergie solaire photovoltaïque permet la production directe d’électricité. Elle est à
distinguer de l’énergie solaire thermique, visant à produire de la chaleur pour l’eau chaude
sanitaire ou le chauffage.
Production pour une maison individuelle : dans l’hypothèse d’une installation de 3 kWc de
panneaux photovoltaïques cristallins intégrée en toiture (soit environ 20m² de toiture),
inclinée de 30° et orientée sud, la production serait de l’ordre de 2 770 kWh.
Analyse du potentiel
Types Valorisation Taille /
Puissance
Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Installation
Toiture logement
Electricité
20 m2 par
installation
Pour 1 000 logements
équipés
= 2 800 MWh
161 000 MWh
Soit 57.500
logts équipés,
1 400 000m²
en
priorité
les
toitures
exposées
sud
Toiture autre bâti
(tertiaire, hangar
agricole…)
Electricité variable
selon le toit
Pour 40 toits
industriels de 500 m²
= 2 800 MWh
58.000 MWh
Soit 500 000 m²
Analyse multicritères de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Coût d’investissement et
rentabilité ��� Technologie encore couteuse mais à la baisse
Contraintes techniques ���
Une grande modularité des systèmes photovoltaïques :
petits systèmes dans le secteur résidentiel, systèmes de
moyenne puissance sur toitures agricoles, industrielles
ou commerciales ;
Production d’énergie fluctuante ayant un impact sur les
réseaux
Contraintes réglementaires ��� Contraintes liées aux servitudes d’urbanisme
Contraintes environnementales ���
Empreinte carbone qui décroit grâce à l’utilisation de
procédés et de matériaux générant moins de CO2, grâce
à l’amélioration des rendements et au recyclage des
déchets de fabrication
Acceptation citoyenne ��� Plus beaucoup d’opposition formelle à ce type
d’installation.
Maitre d’ouvrage Propriétaires privés et publics (bailleurs en particulier)
Niveau d’implication de la
collectivité ���
Sensibilisation, incitation financière à destination des
particuliers
Levier financier ��� Subvention, tarif d’achat garanti, etc.
Créateur d’emplois ou d’activités
économiques ���
Structuration d’une filière industrielle à l’échelle
nationale, retombées locales pour les installateurs, la
maintenance, le recyclage, et à terme, possibilité
d’implantation industrielle (?)
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
35
POUR ALLER PLUS LOIN
La technique L’effet photovoltaïque produit dans les cellules solaires photovoltaïques permet de convertir l’énergie lumineuse
des rayons solaires en électricité.
Un module photovoltaïque est caractérisé par sa puissance crête (exprimée en Watt crête), c’est-à-dire la
puissance qu’il peut délivrer dans des conditions optimales de fonctionnement (ensoleillement de 1000 W/m² et
température de 25°C). Les modules ont généralement une puissance de l’ordre de 150 Wc/m².
Les modules photovoltaïques intégrés au bâti se substituent aux éléments de construction traditionnels des
maisons et immeubles, ils ne sont pas montés en surimposition mais intégrés. Ils sont alors considérés comme
matériaux de construction produisant de l’électricité. Plus esthétiques, ils ont aussi l’avantage, sur des
constructions neuves, d’accroître la rentabilité du projet, car ils viennent se substituer aux matériaux
traditionnels.
La filière sur le territoire _ Puissance totale installée sur le territoire : 3,76
MWc
_ Production annuelle de 4 364 MWh, soit la
consommation moyenne (hors chauffage) de 1 039
logements.
L’écosystème de la filière En 2011, le secteur employait 27 500 personnes (hors
R&D), dont 22 500 installateurs (non délocalisables).
La production de modules ou de cellules offre des
débouchés pour de nombreuses entreprises
françaises œuvrant dans le développement de
technologies de fabrication innovantes (cellule,
module ou électronique de puissance).
Les coûts des installations photovoltaïques ont
évolué à la baisse ces dernières années. On peut ainsi
s’attendre à un coût de 3 € HT/Wc à 4 € HT/Wc pour
une installation individuelle de puissance inférieure à
3 kWc selon qu’elle est intégrée au bâti (en
remplacement des tuiles par exemple) ou non. Les
coûts baissent ensuite pour les centrales en toiture
de taille supérieure. Pour une centrale de 100 kWc
(700 m² de panneaux environ), on peut s’attendre à un coût de l’ordre de 2,5 à 3 € HT/Wc.
Schéma de principe simplifié d'un système photovoltaïque raccordé au réseau
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
36
Fiche | Filière solaire photovoltaïque
centrale au sol
L’énergie solaire photovoltaïque permet la production directe
d’électricité. Elle est à distinguer de l’énergie solaire thermique,
visant à produire de la chaleur pour l’eau chaude sanitaire ou le
chauffage. En complément des installations sur bâti, l’autre principale possibilité d’installation de panneaux
photovoltaïques est la construction de fermes solaires sur des zones appropriées.
Production pour un champ photovoltaïque de 3,5 ha : une telle estimation suppose un nombre important
d’hypothèses. Nous avons supposé les panneaux installés sur des supports orientés Sud et inclinés de 30° par
rapport à l’horizontale. Nous avons estimé leur nombre à environ 10 500 et la puissance pouvant être installée
à environ 1,2 MWc pour une production de l’ordre de 1 200 MWh/an.
Analyse du potentiel Sur le périmètre d’étude, on trouve 13 carrières où l’exploitation est arrêtée et où aucun réaménagement n’est
prévu. Sur ces 13 sites, 8 sont des carrières alluvionnaires, en bordure de rivière qui peuvent présenter des enjeux
environnementaux importants et ne pas constituer des sites adéquats pour l’implantation de centrales
photovoltaïques (humidité importante, voir inondations). Les 5 autres carrières représentent une surface
cumulée de 12,5 ha. Le site de Varboz situé sur la commune de Coligny semble le plus prometteur pour
l’implantation d’une centrale solaire, on peut notamment envisager un projet similaire à celui de Saint-Trivier de
Courtes. Nous n’avons pas pu bénéficier de bases de données similaires sur les friches industrielles ou les centres
d’enfouissement du secteur. En supposant un taux d’occupation du sol de 50 % ce sont donc environ 60 000 m²
de panneaux photovoltaïques qui pourraient être installés dans ces centrales, soit une puissance de 6 MWc et
une production de 7 GWh/an.
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Coût d’investissement et rentabilité ���
Une technologie encore trop couteuse. Malgré une
tendance à la baisse, un coût de production toujours
supérieur au coût de production des énergies
conventionnelles
Contraintes techniques ���
Une grande modularité des systèmes
photovoltaïques ;
Le caractère fluctuant de la production d’énergie
photovoltaïque et l’impact sur les réseaux
Contraintes réglementaires ��� Contraintes en particulier urbanistiques
Contraintes environnementales ��� Les possibles conflits d’usage avec des terres
agricoles ou forestières et l’impact paysager
Acceptation citoyenne ��� Projet ayant un impact paysager pouvant créer un
sentiment de rejet d’une part de la population
Maitre d’ouvrage Propriétaires fonciers ; collectivités, etc.
Niveau d’implication de la
collectivité ��� Nul si ce n’est en tant que maitre d’ouvrage du projet
Levier financier ��� Tarif d’achat garanti au travers d’appels d’offres de la
CRE
Créateur d’emplois ou d’activités
économiques ���
Concours à la structuration d’une filière industrielle à
l’échelle nationale
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
37
POUR ALLER PLUS LOIN
La technique
L’effet photovoltaïque produit dans les cellules solaires photovoltaïques permet de convertir l’énergie lumineuse
des rayons solaires en électricité.
Un module photovoltaïque est caractérisé par sa puissance crête (exprimée en Watt crête), soit la puissance qu’il
peut délivrer dans des conditions optimales de fonctionnement (ensoleillement de 1000 W/m² et température
de 25°C). Les modules ont généralement une puissance de l’ordre de 150 Wc/m².
Pour être rentables, ces centrales photovoltaïques au sol nécessitent une certaine surface. Les zones privilégiées
pour ce type d’installation sont donc les espaces minéraux sans enjeux, les friches industrielles, les anciennes
carrières, les sites d’enfouissement présentent notamment a priori des opportunités importantes. L’implantation
de ce type d’infrastructures sur des terres agricoles n’est pas écologiquement intéressante. Par exemple, le
déboisement d’une forêt, lieu de stockage du CO2, pour un projet de centrale solaire au sol pourra avoir un
impact négatif en termes de bilan carbone.
La filière sur le territoire Il n’y a actuellement pas de centrale photovoltaïque sur le territoire. Il existe un projet sur la commune de Saint-
Trivier-de-Courtes pour un parc de 14 000 modules pour une surface de panneaux d’environ 8 000 m² sur un site
de 5,6 hectares. La production estimée en 2012 par le porteur du projet, la société Langa Solar, est de 2 800
MWh/an environ. Bien que le permis de construire ait été obtenu, le projet a été abandonné par cette société,
la société Solarezo, s’est déclarée intéressée en juin 2012 pour reprendre le projet.
L’écosystème de la filière
Il apparait complexe d’estimer le coût précis d’une centrale photovoltaïque. Il dépend fortement des contraintes
du site. Les coûts des centrales développées en France varient de 2,5 à 5 € HT/Wc. Pour les estimations réalisées
sur le terrain de 3,5 ha, on atteindrait donc un investissement entre 3 à 6 millions d’euros, matériel et pose inclus.
Schéma de principe simplifié d'un système photovoltaïque raccordé au réseau
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
38
Fiche | Filière grand éolien
L’énergie éolienne provient de la force motrice du vent qui en faisant tourner les
pales de générateurs (éoliennes) produit un courant électrique. Compte-tenu du
caractère intermittent du vent, la production d’énergie éolienne varie dans le temps
et peut ne pas correspondre aux pics de demande.
Les systèmes éoliens fonctionnent pour des vitesses de vent comprises entre 4 (15 km/h) et 25 m/s (90 km/h).
Plus le vent est de vitesse moyenne et continue sur l’année, plus le gisement est intéressant.
Types Valorisation Puissance Production Potentiel maximum Secteur
concerné
Moyen et
grand éolien
Plus de 20
mètres de
haut
Electricité 1éolienne
produit en
moyenne
2.1 MW
La
production
moyenne
d’une
éolienne de
2.1 MW est
de 4230
MWh/an
Une éolienne occupe en
moyenne 5 ha. Compte
tenu de la cartographie des
potentiels locaux, il
apparait envisageable
d’installer une cinquante
d’éoliennes soit une
production de 211 500
MWh/an
Les zones
rurales du
territoire
d’étude
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Coût d’investissement et rentabilité ���
Une technologie encore trop couteuse. Malgré une
tendance à la baisse, un coût de production toujours
supérieur au coût de production des énergies
conventionnelles
Contraintes techniques ��� Le caractère fluctuant de la production d’énergie
éolienne et l’impact sur les réseaux
Contraintes réglementaires ��� La nécessité d’acquérir de nombreuses autorisations
(permis de construire, dossier ICPE)
Contraintes environnementales ��� Les nuisances sonores et paysagères
Acceptation citoyenne ��� Projet ayant un impact paysager et sonore pouvant
créer un sentiment de rejet d’une part de la
population
Maitre d’ouvrage Opérateurs privés, propriétaires fonciers ;
collectivités , etc.
Niveau d’implication de la
collectivité ���
Une implication nécessaire de la collectivité, a
minima dans le cadre d’une information des acteurs
locaux et éventuellement participation à la société
d’exploitation
Levier financier ��� Tarif d’achat garanti
Créateur d’emplois ou d’activités
économiques ���
Concours à la structuration d’une filière industrielle à
l’échelle nationale
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
39
POUR ALLER PLUS LOIN
La technique Le moyen et grand éolien (plus de 20 mètres de haut) est réservé à des zones encadrées regroupant plusieurs
grandes éoliennes loin des zones habitées : les parcs éoliens. L’implantation de ces parcs est soumise au régime
des ICPE et dépend des zones définies dans le schéma régional éolien (SRE – annexe du SRCAE).
Dans les parcs éoliens, ce sont les éoliennes à axe horizontale qui sont utilisées en raison de leur meilleur
rendement. Ces éoliennes utilisent la force de portance du vent appliquée aux pales pour actionner un
générateur électrique. L’axe de rotation supportant les pales est horizontal. Les pales tournent dans un plan
vertical. Ces éoliennes comportent trois pales ou plus rarement deux pales.
La filière sur le territoire du SCoT Bourg – Bresse – Revermont Il n’y a pas d’installation de moyen ou grand éolien sur le territoire.
Le document de référence en ce qui concerne le déploiement du grand éolien est le Schéma Régional Eolien
annexé au SRCAE. Ce schéma établit les zones interdites en fonction des contraintes règlementaires et
techniques, notamment les contraintes liées au trafic aérien, aux unités paysagères ou à la protection de la faune.
Le Schéma Régional Eolien définit également des zones favorables en fonction de la puissance des vents qui
soufflent habituellement sur la zone. Des
mesures et une modélisation permettent de
distinguer les zones où les vents sont supérieurs
à 4m/s à 50 m de hauteur, en bleu sur la carte.
Ces zones représentent une surface de 64 800
hectares sur le SCoT. La plus grande partie de ces
zones si situent au nord du territoire, en dehors
des zones de contraintes.
Ne comptant pas de zones classées comme
préférentielles dans le cadre du SRE, le périmètre
ne dispose pas d’un objectif précis de
développement, et ce, malgré le potentiel
présent sur le territoire. Dans l’optique de faire
de l’éolien une filière de production énergétique
importante du territoire, on peut estimer qu’en
deçà d’une contribution de 5% à la couverture
des consommations énergétiques, celle-ci ne
serait que peu significative. Partant de cette
hypothèse, il est possible de calculer que pour
atteindre 5% du mix énergétique local, il est
nécessaire d’installer cinquante éoliennes.
A raison d’une production annuelle de 4 230
MWh/an par éolienne, le territoire produirait
211 500 MWh/an.
L’écosystème de la filière Le montant de l’investissement d’un équipement éolien est compris entre 1300 et 1600 €par KW installé. Il prend
en compte le coût des études, des matériels du raccordement, de l’installation, des frais de mise en route et de
démantèlement. Le démantèlement représente au maximum 10% du prix de la machine. Les coûts d’exploitation,
d’entretien et de maintenance sont de l’ordre de 3% par de l’investissement total.
La fabrication des machines, des équipements et des composants, travaux d’installation d’un parc, exploitation
et maintenance, études, recherche et développement : l’éolien est générateur d’emplois diversifiés sur toutes
les phases d’un projet. Selon l’European Wind Energy Aassociation, la filière éolienne permet de créer environ
15 emplois par MW de puissance installée, tous secteurs confondus.
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
40
Fiche | Filière petit éolien
Le gisement éolien est exploité par des aérogénérateurs. Ces aérogénérateurs se
distinguent en fonction de leur puissance en 4 catégories:
• Microéolien : puissance inférieure à 1kW (éolien urbain)
• Petit éolien : puissance inférieure à 36 kW (éolien urbain)
• Moyen éolien : puissance comprise entre 36 et 250 kW (ZDE)
• Grand éolien : puissance supérieure à 250 kW (ZDE)
Compte tenu de la grande diversité des technologies utilisées et du différentiel
potentiel de vent, il apparait complexe un gisement précis sur le territoire.
Pour autant, on peut estimer que l’installation d’un millier de petit éolien d’ici 2030 est un chiffre prudent et
acceptable, eu égard au potentiel local.
Ce nombre permettrait de produire 42 300 MWh/an sur le territoire.
Analyse multicritère de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Coût d’investissement et rentabilité ���
Une technologie encore trop couteuse. Malgré une
tendance à la baisse, un coût de production toujours
supérieur au coût de production des énergies
conventionnelles
Contraintes techniques ��� Une grande modularité des systèmes
Le caractère fluctuant de la production d’énergie
éolienne et l’impact sur les réseaux
Contraintes réglementaires ��� Des contraintes principalement urbanistiques
Contraintes environnementales ��� Les nuisances sonores et paysagères
Acceptation citoyenne ��� Projet ayant un impact paysager et sonore pouvant
créer un sentiment de rejet d’une part de la
population
Maitre d’ouvrage Opérateurs privés, propriétaires fonciers ;
collectivités , etc.
Niveau d’implication de la
collectivité ���
Pas d’implication spécifique de la collectivité si ce
n’est éventuellement dans le soutien (via subvention)
Levier financier ��� Tarif d’achat garanti ; subvention
Créateur d’emplois ou d’activités
économiques ���
Concours à la structuration d’une filière industrielle à
l’échelle nationale
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
41
POUR ALLER PLUS LOIN
La technique
Compte tenu de la taille des éoliennes, le micro et petit éolien est réservé pour l’usage urbain (candélabre, en
haut des bâtiments).
De même que pour les grandes éoliennes, on trouve des éoliennes urbaines à axe horizontal et des éoliennes
urbaines à axe vertical. Les premières ont une conception identique aux grandes éoliennes, mais ne mesurent
que de 5 à 20 m avec des pales d’un diamètre de 2 à 10 m. Leur puissance peut atteindre 20kW (à titre de
comparaison, on rappelle que 20m² de modules photovoltaïques ont une puissance d’environ 3kW).
Couramment on parle petit éolien (mâts de moins de 20 m) et de moyen éolien (mâts entre 20 et 50m). Le SRCAE
ne fait pas cette distinction pour analyser la ressource.
De nombreuses entreprises françaises se développent désormais sur ce marché du petit éolien. La recherche est
donc en pleine croissance.
La volonté d’installer des éoliennes sur un bâtiment neuf doit être précisée sur le permis de construire, elle doit
faire l’objet d’une notice d’impact.
Aucun zonage, que ce soit précédemment les ZDE ou maintenant le SRCAE ne norme l’implantation des petites
installations. Toutes les installations éoliennes peuvent bénéficier d’un raccordement au réseau électrique
(réponse du Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie à une question sénatoriale
publiée dans le JO Sénat du 10/10/2013).
La filière sur le territoire d’étude Une seule installation de petit éolien est répertoriée sur le territoire d’étude. Il s’agit d’une installation d’une
puissance de 2 kW à Marsonnas. La production annuelle associée n’a pas été calculée, elle est anecdotique à
l’échelle du territoire.
L’écosystème de la filière Le développement encore faible du marché des éoliennes urbaines rend difficile une estimation précise des coûts
d’installation et de maintenance. Sur la base d’informations collectées auprès des constructeurs et des
installateurs d’éolien urbain, le site urbanwind.org donne les chiffres de coût d’installation présentés dans le
tableau suivant. Les coûts d’exploitation observés dus à la maintenance sont très variables. Ils seraient de l’ordre
de quelques centaines d’euros, auxquels s’ajoute un changement de matériel (onduleur essentiellement) tous
les 10 ans environ. Selon les constructeurs, la durée de vie estimée de telles installations est de l’ordre de 20 à
25 ans, ce qui est légèrement inférieur aux durées de vie du grand éolien car la rotation des pales est plus rapide.
Coût d’investissement Coût d’exploitation
Eolienne Installation Raccordement
200 à 850 €/an pour la
maintenance + coût du
changement de certains matériels
(type onduleur, soit un peu plus de
1000 €)
- Axe horizontal : 7000 à 10000
€/kW
- Axe vertical : 10000 à 25000
€/kW
2200 à 2900 €/kW selon le
modèle d’éolienne
1000 €/kW selon le modèle
d’éolienne
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
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Hydroélectricité
Le territoire n’est pas traversé par un cours d’eau important qui justifie d’enquêter sur une
installation hydroélectrique majeure. Le potentiel, s’il existe se trouve donc plutôt dans le
petit hydraulique. Le petit hydraulique désigne les installations de puissance inférieure à 10
MW :
• la petite centrale hydraulique (puissance allant de 0,5 à 10 mégawatts)
• la micro-centrale (de 20 à 500 kilowatts)
• la pico-centrale (moins de 20 kilowatts)
Ces installations peuvent être raccordées au réseau électrique ou faire l’objet d’une auto-
consommation, notamment pour les sites isolées. Le territoire n’étant pas baigné par des
fleuves ou rivières de grand débit, il n’est pas envisagé de centrales de puissance supérieure.
Analyse du potentiel
Types Valorisation Taille /
Puissance
Production Potentiel
maximum
Secteur
concerné
Installation
5 sites présentent a priori
un potentiel intéressant
sur le territoire :
-Moulin Convert
-Ancien Moulin de Bohas
-Moulin du Souget
-Scierie Burel
-Moulin Revel
Electricité
507 KW 1 175
MWh/an soit
un peu plus de
deux fois la
production
actuelle
1 175 MWh/an Sur les sites
identifiés
comme
intéressants
Analyse multicritères de la filière
Critère de hiérarchisation Note Commentaires
Coût d’investissement et
rentabilité ��� Rentable du fait du tarif d’achat
Contraintes techniques ��� Capacité à faire des turbines ne nécessitant pas une
hauteur de chute importante ou un gros débit
Contraintes réglementaires ���
Une autorisation préfectorale intégrant une étude
d’impact environnementale. A noter que les chutes de
moins de 150 kW autorisé avant 1919 ne nécessitent
pas de renouvellement d’autorisation
Contraintes environnementales ���
Conflits d’usage autour de la ressource en eau (débit
réservé pour conserver la continuité écologique de la
rivière
De plus en plus de solutions pour diminuer les nuisances
sur la faune piscicole
Acceptation citoyenne ��� Une communication importante à faire
Maitre d’ouvrage Propriétaires privés
Niveau d’implication de la
collectivité ���
Sensibilisation, incitation financière à destination des
particuliers
Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets
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Levier financier ��� Subvention, tarif d’achat garanti, etc.
Créateur d’emplois ou d’activités
économiques ��� Nul compte tenu du faible potentiel
POUR ALLER PLUS LOIN
La technique
Le terme de petite centrale hydraulique s’emploie pour toutes les installations hydroélectriques
inférieures à 10 MW. Les producteurs indépendants possèdent en France la grande majorité des PCH.
Dans une centrale classique, on peut distinguer quatre composantes principales : les ouvrages de prise
d’eau, les ouvrages d’amenée ou de mise en charge, les équipements de production, les ouvrages de
restitution. Dans les équipements de production, on trouve notamment la turbine, le générateur, le
système de régulation et le transformateur.
Une petite centrale hydraulique se caractérise par son débit d’équipement et sa hauteur de chute. La
puissance de la centrale est directement corrélée à ces deux grandeurs.
La filière sur le territoire
Plusieurs installations hydroélectriques ont été répertoriés via les bases de données du ministère de
l’environnement au 31 décembre 2012 et via l’Etude du potentiel hydroélectrique de l’Ain menée en
avril 2007 par le Syndicat Intercommunal d’Electricité de l’Ain (SIEA) :
• Moulin de Montfalconnet, à Polliat : 26,7 kW de puissance installée selon le ministère,
puissance inconnue pour le SIEA.
• Moulin Convert, Vonnas : 100 kW de puissance intallée
• Moulin de Thuet, Vonnas : 30 kW de puissance installée selon le ministère
• Moulin Perou, Biziat : 100 kW
• Moulin Bruno, Foissiat : 30 kW
L’écosystème de la filière
Le coût des études préliminaires, pour la demande d’autorisation d’une PCH oscille le plus souvent
entre 10000 et 30 000 €. Si la demande d’autorisation est rejetée, ce montant est perdu par le porteur
du projet.
Une PCH nécessite d’importants capitaux pour sa construction.
On considère que l’investissement se situe dans une fourchette représentant 5 à 10 fois le chiffre
d’affaires.
Sans être exhaustif, les facteurs qui vont influencer le choix économique peuvent être :
- la topographie du site (par exemple, il peut être nécessaire de trouver la meilleure adéquation entre
la hauteur de chute et le linéaire de conduite forcée),
- le mode d’exploitation de la PCH (par exemple, une production d’énergie en régime isolé n’induit pas
les mêmes contraintes qu’une production évacuée sur le réseau),
- le prix d’achat du kWh (condition d’achat été / hiver, durée du contrat, régularité de la production
…).
Un projet se construit dans une optique de compromis entre l’optimum économique, l’optimum
technique et l’optimum environnemental.