Schéma directeur pour le développement des énergies ... · Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets 3 Note liminaire

Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets

1

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


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


3

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.


4

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.


5

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


6

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.


7

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.


8

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


Objectif de


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


9

Synthèse des scénarios élaborés par chacun des sous-groupes


10

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.


11

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


12

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.


14

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


15

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.


16

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 :


17

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.


18

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.


19

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


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


OBJECTIF DE


Total production Elec

Total production Thermique


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



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


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


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.



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)





rentabilité ��


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


La filière sur le territoire


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


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.



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




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.


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)


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


26

Maitre d’ouvrage Agriculteurs ou groupements d’agriculteurs

Collectivités (gestionnaires de déchets) dans les

démarches territoriales


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.


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.



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


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


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.


29

Fiche | Solaire thermique collectif intégré au bâti



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





rentabilité ��


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


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



30

Dans la construction, soutien par les règles

constructives ; non contre-indication dans les

documents d’aménagement (SCoT, PLU)


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


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 ».


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.


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.



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





rentabilité ��


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)


Délai de mise en œuvre �� Temps du projet inférieur à 6 mois

Créateur d’emploi �� Activités pour les installateurs


33


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).


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


Coût d’investissement et

rentabilité �� Technologie encore couteuse mais à la baisse


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


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)



Sensibilisation, incitation financière à destination des

particuliers

Levier financier �� Subvention, tarif d’achat garanti, etc.


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 (?)


35


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


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.



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


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.


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


économiques ��




37


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


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







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





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


économiques ��




39


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.


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.







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





Pas d’implication spécifique de la collectivité si ce

n’est éventuellement dans le soutien (via subvention)

Levier financier �� Tarif d’achat garanti ; subvention


économiques ��




41


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


42

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


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


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



Sensibilisation, incitation financière à destination des

particuliers


43

Levier financier �� Subvention, tarif d’achat garanti, etc.


économiques �� Nul compte tenu du faible potentiel


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.

Documents

Schéma directeur pour le développement des énergies ... · Schéma directeur pour le développement des énergies issues de sources renouvelables et des déchets 3 Note liminaire