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Status-Seminar Das Status-Seminar präsentiert im Zweijahresrhythmus aktuelle Themen aus der Praxis und Forschung im Bereich Gebäude und Quartiere mit Fokus auf Energie- und Umweltthemen. Das Seminar richtet sich an Fachpersonen aus Industrie, Ingenieur und Architekturbüros sowie Forschung und Behörden. An der zweitägigen Veranstaltung wird dargestellt, wo die Praxis mit ihren Erfahrungen und Fragen steht sowie sich der Stand der Forschung in der Schweiz präsentiert. brenet Das Status-Seminar wird durch den Verein brenet organisiert. brenet versteht sich als Plattform, an die sich Industrie, Gewerbe, Planende wie auch die Behörde zu den Themen Nachhaltiges Bauen, Quartierentwicklung, Gebäudetechnik und Erneuerbare Energien wenden können. Im Nationalen Kompetenznetzwerk im Bereich Gebäudetechnik und Erneuerbare Energien (brenet) erforschen seit 2001 Institute von Fachhochschulen, Empa (ETH-Annexanstalt) und unabhängigen privaten Organisationen institutsübergreifend Lösungen für eine nachhaltige Zukunft. Durch die verschiedenen Kompetenzen der brenet-Mitgliederinstitute ergeben sich dank der Synergien innovative Lösungen für Forschungs- und Entwicklungsvorhaben aber auch für neue Dienstleistungen. brenet-Projekte haben den klaren Schwerpunkt auf der praxisorientierten und wirtschaftlichen Umsetzung. Mit der klaren Mission, die Zukunft aktiv zu gestalten und an Lösungen mit einem langen, nachhaltigen Zeithorizont mitzuwirken.

Alors que les besoins de chaleur sont bien caractérisés au niveau territorial à Genève, la demande de froid reste moins connue. La base de données des autorisations de confort (locaux commerciaux) et de process (datacenter, télécom,…) a été consolidée et analysée par l’Université de Genève en 2014. Cette analyse montre une croissance constante des besoins entre 1990 (30 MW) et 2009 (272 MW). Malheureusement installation de froid à basse température, comme le froid alimentaire, ne sont pas inclus dans cette installation. Afin de complémenter cette étude, le présent rapport expose les résultats d’une analyse préliminaire de la base de données de l’OFEV qui contient les quantités et le type de liquide frigorigène pour les installations contenant plus de plus de 3 kg de liquide (annexe 2.1, ORRChim). Cette analyse préliminaire montre : (i) qu’une puissance estimée totale de froid de 386 MW est installée sur le canton ; (ii) La décomposition par usage serait grosso-modo 276 MW pour la climatisation, 90 MW pour du froid industriel et 10 MW pour du froid alimentaire. Des questions restent ouvertes comme : la caractérisation exacte des usages compris dans la catégorie « froid industriel », la géolocalisation des installations et un croisement des deux bases de données de l’OCEN et de l’OFEV.

Pour contribuer à réduire l’écart de performance entre les performances énergétiques attendues et les performances énergétiques réellement mesurées suite à des rénovations de bâtiments, l’Office cantonal de l’Energie de Genève (OCEN) et les Services industriels de Genève (SIG) ont mis en place un programme de d’assistance à la maitrise d’ouvrage dédié aux questions énergétiques (programme AMOen). Dans l’optique à la fois (i) d’évaluer la performance atteinte dans le cadre de ce programme, et (ii) d’accorder un subventionnement conditionnel à la performance atteinte, il était nécessaire de définir clairement des principes de calcul qui permettent de définir si les performances attendues ont été atteinte. La méthodologie présentée ici est une première étape de réflexion qui répond à un besoin spécifique dans le cadre du subventionnement AMOen. Des évolutions pourront avoir lieu par la suite, en cohérence avec les réflexions de l’OCEN sur l’évolution du calcul et du respect des IDC admissibles, une fois que le recul sur les premiers projets et leurs performances sera suffisant.

Cette étude concerne un ensemble de 7 immeubles de haute et très haute performance énergétique, avec une surface chauffée d'environ 30'000 m2, situés à Carouge (Genève). La première partie concerne l'analyse technique et énergétique en situation d'usage, sur deux années complètes de fonctionnement, de la production de chaleur, qui est assurée par une PAC centralisée sur eaux usées avec un complément gaz, et distribuée via un réseau de chaleur de quartier. Nous analysons en parallèle la demande thermique des immeubles en termes de chauffage et eau chaude, en relation avec les valeurs projets et en comparaison avec le parc résidentiel collectif genevois. La deuxième partie consiste en une analyse sociale des pratiques, du positionnement, des attentes et de la perception des locataires habitant ces immeubles, en matière d'énergie. Elle permet d'identifier les difficultés ou obstacles aux usages adéquats des infrastructures énergétiques (chauffage, ventilation, eau chaude sanitaire) afin de déterminer les conditions possibles voir nécessaires pour favoriser l'adhésion des habitants aux aspects environnementaux du projet.

Dans le cadre de cette étude, l'Université de Genève (UNIGE) en collaboration avec l'Haute école du paysage, d'ingénierie et d'architecture de Genève (hepia) a analysé les données historiques de quatre stations météo dans le canton de Genève (dont 3 gérées conjointement par UNIGE et l'hepia). Le but étant d'effectuer une comparaison interannuelle et intersite des mesures de vents (vitesse et direction).

Le projet AirBiVal concerne le développement de concepts hybrides avec des pompes à chaleur sur l'air adaptés au contexte difficile et spécifique des immeubles résidentiels collectifs existants et sans rénovation totale du bâtiment. L'objectif est d'élaborer des schémas robustes garantissant un bon fonctionnement des équipements. Ils sont conçus pour maximiser la part couverte par la PAC tout en visant la meilleure efficacité du système complet. L'ambition est ainsi d'améliorer le taux de remplacement des producteurs de chaleur fossiles par des pompes à chaleur de façon pragmatique dans ce secteur. Pour atteindre les objectifs de réduction de CO2 de la Suisse, il faut remplacer 30'000 chaudières fossiles par an. Il est urgent de concrétiser cette transition (« fuel switch ») rapidement, sans attendre forcément une amélioration de l'enveloppe du bâtiment qui pourra être réalisée dans un deuxième temps. Le travail accompli comprend une analyse du fonctionnement, en situation d'usage réel, de deux projets pilotes du programme « Chaleur renouvelable » des SIG à Genève, ainsi que l'élaboration de quatre schémas hydrauliques, pour systèmes PAC mono- et bivalents, et l'élaboration des analyses fonctionnelles correspondantes. Le modèle de simulation numérique a été validé sur les mesures in-situ d'un projet pilote. Puis l'analyse de sensibilité a pu être effectuée afin de comparer les effets de variation des besoins et du dimensionnement de la PAC sur l'efficacité du système. Les schémas retenus peuvent donc servir de base aux futurs projets de ce type. Les résultats montrent que les schémas bivalents atteignent des efficacités assez proches. Ainsi, il est possible d'intégrer de suite une PAC en conservant les chaudières existantes qui pourront être éliminées après assainissement du bâtiment. Enfin, les simulations ont démontré de façon frappante combien le COP global du système (PAC + chaudière) est l'indicateur de performance à privilégier puisqu'il est lié à une plus large utilisation de la PAC durant l'année et entraîne une réduction des émissions de CO2eq par kWh de chaleur produit. Si le système est toutefois réglé pour obtenir un coefficient de performance annuel élevé de la pompe à chaleur uniquement, les périodes de fonctionnement à des températures extérieures plus basses sont évitées et la chaudière est utilisée davantage, ce qui entraîne des émissions de CO2eq plus élevées.

The heating and cooling sector is vitally important for the transition to a low-carbon and sustainable energy system. Heating and cooling is responsible for half of all consumed final energy in Europe. The vast majority of the thermal demand is fulfilled by fossil fuels, most notably natural gas. Low carbon heat sources (e.g. geothermal, biomass, solar and waste-heat) need to be deployed and heat storage plays a pivotal role in this development. Storage provides the flexibility to manage the variations in supply and demand of heat at different scales, but especially the seasonal dips and peaks in heat demand. Underground Thermal Energy Storage (UTES) technologies need to be further developed and need to become an integral component in the future energy system infrastructure to meet variations in both the availability and demand of energy. In this report, we we shed light on the importance of analysing UTES systems with a holistic vision, since their integration within district heating network (DH) depends on a vast number of parameters. A long-term market strategy is important to guarantee that enough injectable heat is available throughout the lifespan of the project, and that the DH will be able to accept the extractable heat from the storage. Besides, different merit-order strategies and system integration (hydraulic connections and heat extraction modes) also affect the energy efficiency of the UTES system.

Cette collaboration entre une douzaine d'experts répond à une demande d'appui scientifique de l'OCEN dans le cadre de la mise à jour du Plan Directeur de l'Energie (PDE) du canton de Genève dans le courant du printemps 2020. Le groupe d'experts s'est attelé à 2 tâches : 1) La comparaison du concept de Société à 2000W/personne sans nucléaire avec celui de l'Urgence Climatique (abaissement de 60% de la quantité totale de CO2 émis en 2030 par rapport à 1990) ; 2) L'évolution tendancielle depuis 1990 d'une série d'indicateurs cantonaux clés. L'intention est de synthétiser et transmettre les connaissances existantes, de se concentrer sur les points importants et utiles aux acteurs en charge de la politique cantonale. Ce travail de synthèse se fait collectivement. Il ne remplace pas les précieuses connaissances déjà développées, par exemple dans des rapports détaillés réalisés par des mandataires indépendants ou des académiques. Le groupe d'experts a défini une liste d'indicateurs ou de problématiques à traiter et s'est réparti le travail selon les compétences et les disponibilités. Les données synthétisées sont présentées sous forme d'une série de posters organisés et standardisés, pouvant être affichés en grandeur A3. Des réunions régulières ont permis de discuter de chacun d'eux. Le fonctionnement du groupe possède donc un caractère collégial fort. Les posters ont aussi été discutés avec les destinataires et adaptés selon les remarques. Chaque poster est accompagné d'une brève bibliographie et de notes courtes, qui font le lien avec les savoirs existants utilisés pour son élaboration.

Étude du fonctionnement du réseau thermique Versoix-Centre durant l'année 2018. Le réseau dessert en chaud et en froid 7 bâtiments construits après 2010 (SRE totale ~ 27'000 m2). Le chauffage des bâtiments est assuré par un pompe à chaleur (PAC) centralisée sur les eaux profondes du lac Léman (-45 m) et par 2 chaudières d'appoint. La production de froid se fait par la distribution directe des eaux profondes du lac ou par la mutualisation chaud/froid (transfert des calories extraites aux bâtiments à l'évaporateur de la PAC). Les puissances horaires maximales chaud et froid appelées en 2018 sont de 815 kW et de 360 kW, respectivement, et sont nettement inférieures aux puissances contractuelles (plus de 1'500 kW pour le chaud et environ 1'000 kW pour le froid). L'écart entre les puissances maximales et contractuelles, ne peut pas être expliqué par la météo 2018, certes plus chaude que les années précédentes, mais qui a eu des jours froids comparables à ceux de l'année de référence selon la SIA. Pour l'année 2018, les demandes de chaleur s'élèvent à 1'675 MWh, dont 75% couvertes par la PAC centralisée (COP moyen de 3.2), complétés par les chaudières centralisées (rendement de 94% PCI). Les besoins de rafraîchissement sont de 750 MWh, assurés à 60% par l'utilisation directe des eaux du lac. La mutualisation chaud/froid permet de couvrir 40% des besoins froid et représente un tiers de sources froides de la PAC.

A wide range of regional-and reservoir scale subsurface evaluation activities of geothermal energy resources and underground thermal energy storage potential have been carried in the Canton of Geneva area located in the Westernmost Swiss Molasse Basin. These activities promoted since 2012 through the ‘GEothermie2020' program by the Canton authorities and SIG (Service Industriel de Genève), include both technical, regulatory and social acceptance aspects and it is aimed at implementing a nuclear-free 2050 energy strategy increasing the penetration of renewable energy sources into the energy system, and by reducing the energy consumption and the use of fossil fuels. A large data set of 2D seismic lines mostly acquired for hydrocarbon exploration carried out in the 70s and 80s, have been collected and in part re-processed. To this, additional new 2D seismic and new walk-around and walk-above VSP were acquired in selected wells in order to establish a better controls on velocity model and reservoir heterogeneity and thus set the basis for future 3D seismic acquisition. Newly-acquired gravity data, calibrated with the available deep boreholes have been integrated in a single data base which served as basis for establishing a sound subsurface stratigraphic model. The latter spans from the Permo-Carboniferous to the Cenozoic age, including potential geothermal reservoirs throughout the stratigraphic succession. The mapping of fault system and geochemical analysis of associated mineralisation has been carried out to identify deeply rooted lineaments which may connect the crystalline basement to shallower formations and thus be important conduits of geothermal fluids. Over the 8 years of exploratory study aimed at 1) identifying and assessing the geothermal play elements 2) identifying a number of most suitable subsurface targets for both heat direct-use and storage, using a play fairway analysis approach and 3) supporting further evaluation and risk assessment (including the possible undesired occurrence of hydrocarbons and induced seismic). The encouraging results of the first shallow exploration well confirm the preliminary positive evaluation of the geothermal potential of the region. However, subsurface uncertainties related to structural and stratigraphic compartmentalization and the variability of reservoir properties remain large and will be targeted by further data acquisition such as downhole geophysics, extended dynamic tests, and 3D seismic survey. These data, together with knowledge transfer from the more mature HC industry will provide the geothermal players with the necessary best practice, knowledge and workflows to accomplish successfully the exploratory of geothermal resources.

L'écoquartier des Vergers est un projet ambitieux qui s'inscrit dans la ligne de la politique énergétique du canton de Genève, dont l'objectif est de réduire l'empreinte carbone du parc immobilier. Les 33 bâtiments du quartier sont labélisés Minergie A ou P et sont connectés à un réseau de chaleur alimenté par une pompe à chaleur centralisée de 5 MWth, ce qui constitue la pompe à chaleur la plus puissante du Canton. L'Université de Genève, sous mandat des Services Industriels de Genève, de la Ville de Meyrin et de l'Office Cantonal de l'énergie, effectue un retour d'expérience sur ce quartier pour une période de 4 ans. Ce rapport intermédiaire présente les résultats obtenus à mi-mandat après la collecte de 2 ans de mesures. Le focus est mis sur un aspect de ce retour d'expérience, à savoir la demande thermique et électrique des bâtiments du quartier. Pour des raisons de disponibilité des données, l'évaluation des besoins thermiques annuels se fait sur la partie du quartier raccordée au réseau de chauffage à distance depuis le 1er octobre 2018. Pour les 23 bâtiments du périmètre, l'énergie soutirée au réseau de chauffage à distance est de 5.9 GWh, dont au moins 3.6 GWh sont attribués au chauffage et 1.9 GWh à l'ECS. En extrapolant au quartier complet, on obtient une demande de à 9.7 GWh. Ceci est proche de l'estimation faite initialement lors du dimensionnement du concept énergétique. Une forte disparité de demande thermique est observée entre les bâtiments, puisque les besoins totaux pour le chauffage et l'eau chaude sanitaire varient de 32 kWh/m2.an à près de 110 kWh/m2.an. Les besoins mesurés sont ensuite comparés avec les besoins théoriques. Seule une minorité des bâtiments ont une demande pour le chauffage proche de la demande théorique du justificatif thermique et le plus énergivore a une demande trois fois supérieure. Parmi les 15 bâtiments pour lesquels les valeurs théoriques sont disponibles, environ la moitié a un indice de dépense de chaleur inférieur à la valeur admissible pour la période d'étude. De plus, le seuil de 150% de l'indice de dépense de chaleur admissible est dépassé pour 2 bâtiments, ce qui pourrait conduire à la réalisation d'un audit énergétique si cette tendance persiste. La demande de chaleur moyenne pour la préparation d'ECS s'élève à 26.1 kWh/m2.an ou 1'220 kWh/hab.an, représentant en moyenne 41% de la demande totale de chaleur du bâtiment. Ces valeurs sont inférieures à la moyenne d'un benchmark effectué sur des bâtiments résidentiels collectifs genevois ainsi qu'à la demande correspondante à la norme SIA. Des disparités sont cependant observées entre les bâtiments. Il semblerait qu'une corrélation existe entre la consommation et le propriétaire/régie, et donc potentiellement la conception et la régulation choisie pour les systèmes d'ECS. A partir des factures d'électricité, une analyse de la consommation de 14 bâtiments montre que les ménages privés et les services des communs d'immeubles consomment moins que la moyenne genevoise. Pour les ménages, la consommation moyenne est de 1.9 MWh/an.logement aux Vergers alors qu'elle est de 2.3 MWh/an.logement pour le résidentiel collectif genevois. Ceci montre que les ménages sont équipés d'appareils électriques performants. Quant aux communs d'immeuble, ils consomment en moyenne 1.14 MWh/an.logement, soit presque moitié moins que la moyenne genevoise qui se situe à 1.94 MWh/an.logement. De plus, un bilan électrique plus détaillé est effectué sur 8 bâtiments pour lesquels les répondants ou propriétaires ont accordé l'autorisation d'accéder aux courbes de charge de production électrique de la centrale solaire photovoltaïque. Des indicateurs de performance tels que le taux de couverture solaire et le taux d'autoconsommation sont comparés pour deux typologies de valorisation : le regroupement d'autoconsommateurs et la valorisation uniquement pour les services des communs d'immeuble. En général, les taux d'autoconsommation sont proches des valeurs attendues pour la première typologie, avec des valeurs allant de 40% à 70%. De plus, la production photovoltaïque permet dans ce cas de couvrir environ un tiers des besoins d'électricité du bâtiment. Pour la seconde typologie (communs d'immeuble), les taux d'autoconsommation sont très faibles, de l'ordre de 2%. Ces valeurs viennent du fait que, pour les exemples étudiés, la centrale solaire est connectée aux allées du bâtiment dont la consommation électrique des communs d'immeuble est la plus faible. Cela minimise donc grandement le potentiel d'autoconsommation. Dans la suite de ce retour d'expérience, l'attention sera principalement portée sur les aspects du projet qui n'ont pas encore été traités dans ce rapport, à savoir : (i) le bilan énergétique de l'ensemble de la chaîne de production, distribution et utilisation de la chaleur, (ii) la pertinence de la concurrence entre la production centralisée et décentralisée par pompe à chaleur et (iii) l'aspect économique du projet.

Nous évaluons les émissions de CO2 de systèmes PAC, sur air ou sur eau souterraine, avec et sans PV complémentaire, pour un échantillon d'immeubles résidentiels collectifs (neufs, rénovés et non rénovés) situés à Genève. La performance des systèmes est évaluée par simulation numérique. Elle est croisée avec le contenu CO2 du réseau électrique suisse (en tenant compte à la fois de la production nationale et des importations des pays voisins), en pas de temps horaire. En effet, la demande de chaleur des bâtiments ainsi que du contenu en CO2 du réseau affichent toutes deux une forte tendance saisonnière, si bien qu'une estimation à partir de valeurs annuelles s'avère insuffisante. Finalement, en comparaison avec une chaudière à gaz, les deux types de PAC induisent d'importantes économies annuelles de CO2 (air : 61 - 81% selon la méthode de comptabilisation ; eau souterraine : 75% - 87%). Enfin, si le photovoltaïque peut contribuer de manière substantielle à la demande estivale en électricité, les économies additionnelles de CO2 restent relativement marginales, en raison de la saisonnalité de la production et du contenu en CO2 du réseau.

While heat pump systems combined with district heating could reduce the CO2 emissions of Geneva's heating sector, it is crucial to know and control their performance in real condition of use. This paper concerns detailed monitoring (hourly data, entire year) of a new low energy multifamily buildings complex, with centralized heat pump on wastewater (200 kW) and complementary gas boiler (600 kW). Heat production is covered at 45% by the heat pump (SPF: 3.03), with 55% complement by the gas boiler (85% efficiency). At the level of the buildings, domestic hot water supply (39.5 kWh/m2) accounts for 59% of the demand, against 41% for space heating (27.3 kWh/m2). For space heating, the gap between measured and climate corrected design values can be explained by operation conditions which differ from the norm (indoor temperatures, window openings), but remains quite lower than benchmark values on the recent building stock. Domestic hot water supply is also above the normed value, but coherent with a benchmark on other buildings. Finally, we highlight some issues and recommendations for optimized system integration and control concerning this type of innovative solution.

Soucieux de mieux connaitre l'impact d'une capacité domestique de 1 MW éolien sur les importations d'électricité et l'empreinte carbone du mix de consommation électrique suisse, l'Office Fédéral de l'Énergie a mandaté l'UNIGE afin de quantifier l'impact du développement de l'énergie éolienne sur la réduction des besoins d'électricité́ importée, et ainsi valoriser les gains environnementaux qui en résultent. L'objet du présent rapport est de quantifier des économies de carbone liées à un incrément de puissance de la production éolienne domestique. Pour ce faire, ce rapport examine l'impact d'une capacité de 1MW sur les besoins d'importations et le mix de production domestique. De cet examen, les émissions de carbone adossées sont évaluées. Ainsi, pour une production de 1842 MWh issue d'une capacité de 1MW, la production permettrait une réduction de 698t CO2-eq/an, soit l'équivalent 378 g CO2-eq/kWh, un chiffre très proche des émissions induites par la production d'une centrale de production d'électricité au gaz (CCGT) de dernière génération. A noter que l'impact environnemental de ce 1 MW éolien incrémental ne peut pas être appliqué de manière linéaire à une capacité de plus grande importance, car ceci nécessiterait un examen des interactions au niveau des imports/exports d'électricité.

HEATSTORE is a GEOTHERMICA ERA-NET co-funded project, aiming at developing High Temperature (~25°C to ~90°C) Underground Thermal Energy Storage (HT-UTES) technologies by lowering the cost, reducing risks, improving the performance, and optimizing the district heating network demand side management at 6 new pilot and demonstration sites, two of which are in Switzerland, plus 8 case studies. The European HEATSTORE consortium includes 24 contributing partners from 9 countries, composing a mix of scientific research institutes and private companies. The Swiss consortium, developing HEATSTORE in Switzerland, involves of two industrial partners (Services Industriels de Geneva - SIG and Energie Wasser Bern - EWB) and four academic partners (Universities of Geneva, Bern, Neuchâtel and ETH Zurich), with support from the Swiss Federal Office of Energy. The aims are to develop two demonstration projects for High Temperature Aquifer Thermal Energy Storage (HT-ATES) in the cantons of Geneva and Bern such that industrial waste heat can be converted into a resource. This paper presents the results of the first year of activities in the Swiss projects. The activities planned cover subsurface characterization, energy system analysis, surface implementation design, legal framework improvement and business modelling to ensure the sustainability of the projects. This approach is supported by large industrial investments for subsurface characterization. Two wells, down to 1200m below surface level (bsl) are being drilled in the Geneva area to tap potential targets in the carbonate Mesozoic units and at least three additional wells, down to 500m bsl will target the Molasse sediments in the Bern area next year. These wells allow subsurface exploration and characterization and will provide data, used for detailed THMC modelling to assess the thermal energy storage potential at the two sites in Switzerland. The results of such numerical modelling are combined with energy system analysis to quantify the waste heat availability and heat demand and hence optimize the production and injection operations. The outcomes of the coupled assessments will aid in designing the integration of the new installations into the districtheating network. Legal framework improvements, based on complete technical evaluation and on the best-practice sharing with the other European partners, will be an enabling tool to accelerate the implementation of the HT-ATES systems, while business modelling helps calibrate the economic feasibility of the projects and helps industrial partners to plan future investments.

À Genève, les émissions de CO2 sont principalement liées à la fourniture de chaleur pour les bâtiments, en particulier dans les immeubles résidentiels collectifs (IRC). Dans les zones urbaines denses, où l'air est la seule source d'énergie renouvelable disponible, les pompes à chaleur air-eau (PAC) pourraient contribuer à réduire les émissions et à remplacer les systèmes de chauffage à base de combustibles fossiles. Cette étude porte sur l'analyse d'un bâtiment MF de 1972 (4'047 m2 de surface chauffée), non rénové, dont l'approvisionnement en chaleur fossile a récemment été remplacé par deux PAC air-eau industrielles (2 x 140 = 280 kW). Sur la base d'une campagne de mesure détaillée couvrant 15 mois de fonctionnement, les principaux résultats montrent que le système PAC a pu couvrir la totalité de la demande de chaleur, à l'exception d'une brève panne. Grâce à l'optimisation de la régulation du système et au choix d'utiliser une seule PAC en été, le COPsys est passé de 1.3 au début à 3.4 pendant l'été dernier. Sur la base de ces dernières performances, nous avons estimé que le SPF pourrait atteindre une valeur annuelle de 2.3 (au lieu de la valeur mesurée de 1.9).

As for many European cities, heat demand in Geneva is currently mostly supplied by individual fossil fuel boilers, contributing to an inefficient and non-sustainable energy system. However, the coming years will see major extensions of the existing district heating system, with inclusion of various renewable and waste heat resources. In this context, the geothermal potential of deep Mesozoic aquifers (500-2'500 m depth) is currently under investigation (exploration wells and 3D seismic survey). Preliminary results indicate a promising potential for thermal use. In this context, this study assesses how geothermal energy could be integrated into the main district heating system in Geneva, and therefore help decarbonizing the heat sector. An hourly based input/output model has been developed in order to generate district heating load curves and supply mix, from today until 2035, taking into account the foreseen evolution of the heat demand (new connections and buildings retrofitting), as well as the integration of various identified renewable resources. The results highlight that the deployment of geothermal energy is fundamental for a massive integration of renewables into the district heating supply. In a best-case scenario, its contribution could represent 22% of the district heating supply by 2035.

A l'instar d'autres industries en réseaux, les réseaux de chaleur sont caractérisés par différentes activités le long de leur chaîne de valeur. La production de chaleur, en amont, est distribuée au travers de réseaux, constitutifs d'une ressource essentielle en monopole naturel, vers les clients finaux situés à l'aval de la chaîne de valeur. Lorsqu'une même et seule entreprise exerce différents rôles au sein d'une structure monopolistique verticalement intégré, cela peut représenter des risques pour les clients raccordés, ainsi que pour les collectivités concédantes du domaine public (prix élevés, conflits d'intérêts, inefficience économique par rapport à l'optimum collectif).Confrontés à ce type de questionnement, les autorités cantonales recherchent des modèles de régulation qui permettent de réduire les potentiels conflits d'intérêts et d'encadrer la tarification client.Afin de répondre à ces questions, cette étude examine :• différents modèles d'organisation des activités inhérentes aux réseaux de chaleur ;• les éléments constitutifs d'une régulation des coûts et des tarifs de vente de la chaleur ;• un état des lieux de la régulation dans différents pays où les réseaux sont fortement développés ou en pleine expansion.

Bien qu'alimenté par un parc de production renouvelable, l'empreinte environnementale de la consommation d'électricité cantonale n'est pas représentative de l'empreinte de l'électricité produite. La production électrique répondant partiellement à la demande du canton, le solde des besoins est acquis sur les marchés ou par le biais de contrats à long terme, et importé du réseau de très haute tension (Swissgrid). Si une partie de ces soutirages est générée par les centrales domestiques (hydraulique ou nucléaire), une partie provient d'échanges transfrontaliers. Dans la perspective de tenir compte des échanges internationaux d'électricité dans l'empreinte carbone de l'électricité consommée, plusieurs méthodologies de comptabilisation existent. Certaines reposent sur les garanties d'origines utilisées dans le cadre du marquage de l'électricité fournie aux consommateurs finaux. Or avec cette méthodologie, il est possible de qualifier une fourniture d'électricité de 100% renouvelable malgré que cette qualification ne corresponde pas à la réalité physique. Les garanties, étant découplées des flux physiques qu'elles concernent, celles-ci n'assurent pas une concomitance entre l'instant de leur production et de celui de la consommation de l'électricité, qu'elles labélisent. Ce système de comptabilisation est donc exposé à de nombreuses critiques et masque ainsi la réelle empreinte environnementale de l'électricité consommée. La méthode et les résultants présentés dans le cadre de ce rapport repose sur de récents travaux de l'UNIGE, qui se différencient d'autres méthodologies en raison de la prise en compte de manière incrémentale de l'impact des importations d'électricité d'un pays sur les installations des pays avoisinants. Elle a ainsi l'avantage de refléter le fonctionnement du marché électrique, et la dynamique économique des différentes installations mise en œuvre pour satisfaire la demande.

Dans le cadre d'une réflexion prospective sur le développement du marché de la thermique dans le canton de Genève, les Services Industriels de Genève (SIG), avec l'appui de l'Université de Genève (UNIGE), ont développé des scénarios prospectifs dans le but d'orienter la stratégie thermique des SIG dans le cadre des politiques fédérales et cantonales de l'énergie. Ces réflexions se sont concrétisées par trois rapports : un qui explique la démarche prospective et les visions de futurs possibles et deux autres qui explicitent les hypothèses retenues et quantifient des scénarios correspondant à ces visions à l'horizon 2035 et 2050. La présente étude fait partie intégrante des réflexions prospectives et porte sur l'évaluation quantitative à l'horizon 2050. Deux classes de scénarios ont été créées pour prendre en compte les incertitudes de l'évolution à long terme du marché du gaz et de l'électricité au niveau européen et son impact sur le marché de la thermique à Genève. Les scénarios ont été quantifiés avec un modèle horaire du type input/output, déjà utilisé et validé précédemment, et ont été mis en relation avec les nouveaux objectifs énergétiques et climatiques cantonaux en cours de définition. Les résultats indiquent que toutes les variantes sont en accord avec les objectifs de la Société à 2'000 W fixée pour 2050 pour le secteur de l'approvisionnement en chaleur. Les réductions massives de la consommation d'énergie totale et fossile sont en effet atteintes et résultent dans une baisse importante des émissions de CO2 en 2050. Une certaine flexibilité sur les modes de production doit être envisagée vu les incertitudes du marché de l'énergie en Europe à long terme. En revanche, des actions fortes pour limiter la demande thermique sont nécessaires vu que les ressources renouvelables locales pour cet usage sont limitées principalement par la concordance de temps. L'évolution des diagrammes de flux énergétiques du système d'approvisionnement en chaleur entre 1975 et 2050 (scénario de base) permet d'appréhender les transformations structurelles envisagées. Un des aspects le plus frappant est l'interconnexion des systèmes thermiques et électriques ; ce type d'études devra donc être logiquement étendu au marché électrique au niveau européen - de même qu'à celui du gaz méthane.

In Geneva, CO2 emissions are mainly related to the heat supply in the residential sector, in particular in multifamily buildings (MFB). In this context, air-source heat pumps (HP) could help to reduce emissions and replace fossil-based heating systems, especially in dense existing urban areas where air is the only available renewable energy source. This study concerns the analysis of an existing non-retrofitted MF building of 1972 (4´047 m2 heated area), whose original fossil heat supply was recently replaced by two industrial air-to-water HPs (2 x 140 = 280 kW). Based on a detailed monitoring campaign covering 15 months of operation, the main findings show that the HP system was able to cover the entire heat demand, except for a short breakdown. Thanks to optimizations in the system regulation and the choice to use only one HP in summer, the COPsys increased from 1.3 in the early stage, up to 3.4 during the last summer. Based on the latter performances, we estimated that the SPF could reach an annual value of 2.3 (instead of the measured value of 1.9).

The present paper assesses the CO2 emissions of air-source and groundwater-source HP systems, with and without complementary PV, for a sample of multifamily buildings (new, retrofitted and non-retrofitted) located in Geneva. HP performance is evaluated by way of numerical simulation in hourly time step, and is cross-cut with the hourly grid CO2 content of the Swiss electricity mix (taking into account both domestic generation and imports from the neighbor countries). Given the seasonal trend of both the building heat demand and the grid CO2 content, latter turns out to strongly underestimate the CO2 content of the HP system electricity. Nonetheless, when compared with a gas boiler, both HP systems induce important annual CO2 savings (air: 61 - 81% depending on the accounting method; groundwater: 75% - 87%). Finally, while PV can substantially contribute to the summer HP demand, the related annual CO2 savings remain relatively marginal, also due to seasonality of the grid CO2 content.

This paper presents a tool allowing for characterization of heat, electricity and cooling demand for any portion of the territory of the Canton of Geneva (Switzerland). This project is conducted in cooperation with the local energy utility company Services Industriels de Genève and its final goal is to offer to all stakeholders a uniform spatio-temporal database to be used for the purpose of territorial energy planning. The added value is to consolidate the various data and estimations models into a single data container and to share the resulting data (GIS and hourly load curves) on a web-service platform. The model behind the tool operates in two steps. First the yearly demand of the various energy services (space heating, domestic hot water production, electricity, comfort cooling and process cooling) are estimated at building level, whenever possible using energy bills. Data gaps are filled using statistical extrapolations models. In a second step, these annual aggregated demands (at district level) are characterized in terms of hourly dynamic, for a common reference year, by re-scaling monitored load curves collected on various case studies. Finally, for a chosen district the tool evaluates the impact on energy demand of some prospective scenarios, as adding of new buildings and / or retrofitting existing ones.

This paper presents a bottom up model simulating the hourly heat demand load curve for space heating and domestic hot water production for Swiss buildings listed in the national building and dwelling register. The model was calibrated on the actual heat demand load curves of several building types and predicts the demand as function of external temperature and solar irradiation. In addition, it includes stochastic deviations to accurately reproduce the aggregated load of large building groups. Using a climatic database covering the whole Swiss territory, the model takes account of the diverse weather conditions and climate types. The aggregated simulated load curve is compared with the measurements from a large district heating network, demonstrating that key indicators such as peak load and ranked loads are very well reproduced. To disseminate the results, a GIS database was setup that estimates the aggregated heat demand load curve for any portion of the Swiss national territory. The proposed approach addresses the challenge of large territorial scale simulation using only limited information available on its building stock. The model can be easily adapted to generate load curves for other EU regions provided the required information is available for the building stock.

Dans une économie ouverte, les échanges de l'électricité avec les pays voisins complexifient la comptabilisation des émissions de gaz à effet de serre adossées à la consommation d'électricité. Dans la littérature scientifique, les méthodes de comptabilité les plus couramment appliquées supposent que les importations d'électricité ont la même teneur en gaz à effet de serre (GES) que le mix de production d'électricité du pays exportateur. Cependant, une telle approche ne permet pas de saisir l'impact réel des importations d'électricité en provenance de l'étranger, comme le requiert une analyse consécutive du cycle de vie (ACV-C). Pour une économie ouverte telle que la Suisse, où la somme des importations et des exportations d'électricité dépasse la consommation du pays, une telle hypothèse peut conduire à une sur- ou une sous-estimation de l'empreinte GES de l'électricité consommée. Dans cette recherche, nous proposons une méthode qui tient compte de la teneur en GES des importations d'électricité d'un pays en examinant leur impact incrémental sur les unités de production des pays exportateurs. Contrairement à d'autres méthodes, l'approche permet de déterminer, sur la base de données statistiques publiques, la teneur en GES liée aux importations et à la production intérieure par unité supplémentaire d'électricité consommée sur le territoire national. Pour l'année 2017 (c'est-à-dire l'année d'analyse étudiée dans ce document), le facteur d'émission lié à la consommation annuelle en Suisse a été fortement influencé par les importations d'électricité en provenance d'Allemagne, et plus précisément par les centrales de production d'électricité exploitant les rejets de gaz de l'industrie sidérurgique. Si la production d'électricité à partir de ces unités ne représente qu'une faible part de la production du pays exportateur, elle joue un rôle important pendant la période hivernale et contribue de manière significative aux importations suisses. En tenant compte de toutes les technologies de production d'électricité en Suisse et dans les pays voisins et en considérant deux approches alternatives pour évaluer l'impact des centrales ci-dessus, nous estimons le facteur d'émission de la consommation d'électricité suisse à 108 et 196 g CO2-eq./kWh respectivement. Ces valeurs, établies selon le principe de la consommation, sont de trois à sept fois supérieures à l'empreinte de GES basée sur le principe de la production (29,6 éq. CO2/kWh). La méthode d'évaluation proposée est particulièrement pertinente pour évaluer l'impact des procédés électriques à fort caractère saisonnier (par exemple, les pompes à chaleur).

Le secteur de l'approvisionnement énergétique des bâtiments constitue le plus gros poste de consommation énergétique et le principal metteur de gaz à effet de serre en Suisse. Réduire la demande énergétique et substituer les énergies fossiles par des énergies renouvelables dans ce secteur est l'une des clés de la transition énergétique. L'élaboration de stratégies énergétiques axées sur l'utilisation accrue des énergies renouvelables nécessite cependant de savoir où et quand sont disponibles ces ressources, respectivement où et quand l'énergie est demandée. La caractérisation spatio-temporelle des ressources et de la demande est particulièrement importante pour le déploiement des réseaux thermiques car la chaleur et le froid, contrairement à d'autres vecteurs énergétiques tels que les combustibles ou l'électricité, se transportent plus difficilement sur de grandes distances pour des raisons technico-économiques. Ces réseaux, limités à l'échelle des villes, sont donc favorables au déploiement / développement de ressources énergétiques renouvelables disponibles localement. Dans ce contexte, l'objet de ce travail consiste en l'élaboration d'une base de données homogène, à l'échelle d'un quartier urbain existant, permettant de caractériser les ressources et les demandes dans leurs dimensions spatiales et temporelles. Les diverses contraintes environnementales, légales, foncières qui peuvent limiter, sur le territoire, l'exploitation de certaines ressources sont également abordées. L'objectif de ce travail est la mise à disposition d'un socle d'information consolidé qui puisse être utilisé pour réaliser un diagnostic énergétique et des scénarii énergétiques à l'échelle du territoire. Ce travail repose sur la collecte, le traitement et l'analyse de données existantes et disponibles, complétées par des modèles le cas échéant. Le cas d'étude choisi est le quartier de la Jonction situé dans le centre-ville de Genève. Ce quartier présente un double intérêt : i) le tissu urbain se caractérise par une forte concentration et une certaine diversité, offrant des opportunités pour déployer des réseaux thermiques et pour exploiter des synergies entre besoins de chaleur et besoins de froids ; ii) plusieurs ressources énergétiques renouvelables sont disponibles localement.