Rédigé par Simon Chérier, ingénieur CVC, responsable qualité groupe, ODETEC
Remplacer la chaufferie gaz d’un lycée ou d’un groupe scolaire par une pompe à chaleur (PAC) géothermique n’est pas un projet de chaudière auquel on ajoute des forages : c’est un projet de système, où les forages, la machine thermodynamique, le réseau de distribution existant et la régulation doivent coexister. Cet article s’adresse aux collectivités propriétaires d’un parc scolaire et cartographie les décisions qui pèsent sur vingt ans d’exploitation, celles qui se prennent en amont et tout au long de la conception, pas en chantier.
Une chaufferie chauffe depuis trente ans. Elle consomme, elle émet, elle coûte, et le calendrier de décarbonation du patrimoine public se resserre. Une décision tombe : l’installation gaz sera remplacée par une géothermie. Les premiers échanges s’engagent, et la collectivité doit choisir parmi une série d’options techniques (géothermie sur nappe, sondes verticales, capteurs horizontaux, géostructures) et parmi une série d’intervenants : bureau d’études fluides, hydrogéologue, foreur, maîtrise d’œuvre (MOE) tous corps d’état. Qui sait quoi ? À quel moment intervenir ? Et surtout, où se trouvent les décisions qui pèsent vraiment sur les vingt années d’exploitation à venir ?
Le sujet est plus complexe qu’il n’y paraît parce qu’un projet géothermique sur bâtiment existant est simultanément trois choses qui ne disent pas la même chose. C’est un acte d’ingénierie thermodynamique. C’est une opération sur un sous-sol dont la productivité reste incertaine jusqu’aux essais de pompage. Et c’est une intégration dans un réseau de distribution existant, dont les courbes de chauffe ont été calées pour une tout autre source de chaleur. Ces trois logiques doivent se rencontrer dès la programmation et se formaliser en conception. Quand elles ne le font pas, c’est l’exploitant qui découvre les incompatibilités, plusieurs mois après la mise en service, au pire moment de l’année scolaire.
Cet article décrit la mécanique d’un tel projet : le choix de technologie, le moteur thermodynamique, le verrou des lois d’eau en bâtiment existant, l’architecture hydraulique et la lecture des performances réelles. Il s’appuie sur deux opérations menées par Odetec pour la Région Nouvelle-Aquitaine : la substitution énergétique du lycée Gaston Crampe à Aire-sur-l’Adour (Landes), en phase de conception, et l’installation géothermique déjà livrée du lycée Victor Louis à Talence.
Nappe, sondes ou géostructures : un choix qui se prend en programmation
La géothermie très basse énergie n’est pas une technologie unique mais une famille de techniques. Elles partagent un même principe, capter les calories stockées dans le sous-sol, mais diffèrent par leur mode d’échange avec le terrain et par leurs conditions de faisabilité. Le choix entre elles n’est pas un détail d’exécution : il détermine les surfaces, les puissances, les contraintes de génie civil et le régime réglementaire applicable.
La géothermie sur aquifère prélève l’eau souterraine dans un puits de production, lui extrait des calories via un échangeur, puis la réinjecte dans la même nappe par un puits de réinjection. L’ensemble forme un doublet géothermique. La puissance spécifique est élevée, typiquement de 200 à 500 kW, mais la faisabilité dépend entièrement de la productivité hydraulique de la nappe, de sa température et de sa qualité chimique. Un aquifère peu productif, trop minéralisé ou contraint par le schéma directeur d’aménagement et de gestion des eaux (SDAGE) rend cette solution non viable.
Les sondes géothermiques verticales descendent des échangeurs tubulaires en polyéthylène haute densité (PEHD) dans des forages de 100 à 200 mètres. Un fluide caloporteur y circule en circuit fermé, sans jamais entrer en contact avec la nappe : seule la conductivité thermique des formations compte. La puissance extractible varie de 30 à 80 W par mètre de sonde selon le contexte géologique, pour une emprise en surface faible, compatible avec un foncier scolaire contraint. C’est la solution de référence du Fonds Chaleur de l’ADEME (Agence de la transition écologique) pour les bâtiments collectifs quand la nappe n’est pas exploitable.
Sur une construction neuve, c’est souvent elle qu’on retient : au groupe scolaire de Saint-Laurent-sur-Manoire, la production thermique repose sur un champ de six sondes verticales de 200 mètres, dimensionné à partir d’un test de réponse thermique (TRT) préalable, dans un projet où Odetec a porté l’ingénierie fluides et énergie. Cette opération est détaillée sur la page construction du groupe scolaire de Saint-Laurent-sur-Manoire.
Les capteurs horizontaux, enterrés à 0,60 à 1,20 mètre et rechargés par le rayonnement solaire et les précipitations, sont simples à mettre en œuvre mais réclament une emprise foncière de 1,5 à 2 fois la surface chauffée, et voient leurs performances se dégrader en hiver, quand les besoins sont les plus élevés. Ils restent réservés aux bâtiments à faible densité de puissance.
Les géostructures thermiques (pieux thermoactifs, parois moulées) intègrent l’échangeur aux fondations et évitent tout forage dédié, mais la géométrie de l’échangeur est imposée par les contraintes géotechniques : c’est leur avantage économique et leur principale limite de dimensionnement.
Ce choix se tranche en programmation, pas au dossier de consultation des entreprises (DCE). Il commande les études préalables nécessaires, l’intervention d’un hydrogéologue pour la solution sur nappe, et le régime réglementaire applicable. Un projet qui entre en phase projet (PRO) sans avoir tranché cette question produit des incompatibilités coûteuses entre les hypothèses de dimensionnement et les résultats des essais de pompage. Cette ingénierie de cadrage et de conception relève des énergies renouvelables en maîtrise d’œuvre.
Géothermie de minime importance : ce que le régime GMI change
L’exploitation du sous-sol à des fins thermiques relève d’un corpus réglementaire distinct du droit de la construction. Le régime de la géothermie de minime importance (GMI), créé par le décret n° 2015-15 du 8 janvier 2015, s’applique aux installations dont la profondeur reste inférieure à 200 mètres et la puissance thermique prélevée inférieure à 500 kW. Il substitue une simple déclaration auprès de la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) à une procédure d’autorisation minière lourde. Pour les échangeurs ouverts sur nappe, les conditions sont précises : débit prélevé inférieur à 80 m³/h, température de l’eau en sortie d’ouvrage n’excédant pas 25 °C, réinjection intégrale dans l’aquifère d’origine.
Ce cadre simplifié ne dispense d’aucun suivi. Le régime GMI impose un rapport annuel portant sur les paramètres physico-chimiques, le débit, la piézométrie et la pression en tête de forage de réinjection. Ce suivi n’est pas une formalité : c’est le seul moyen de détecter un colmatage progressif ou une dérive de la qualité de l’eau avant qu’ils ne dégradent les performances. Sur le lycée Gaston Crampe, avec une puissance nappe inférieure à 500 kW et un débit nominal de 70 m³/h, l’opération relève bien du régime GMI.
La pompe à chaleur eau/eau sur nappe : pourquoi la source froide change tout en hiver
La PAC eau/eau est le moteur thermodynamique du système. Son cycle est celui de toute compression de vapeur : évaporation du fluide frigorigène par absorption des calories de la nappe, compression, condensation avec restitution de chaleur au réseau de chauffage, détente. À aucun moment le fluide frigorigène n’entre en contact avec l’eau de nappe ou avec l’eau du circuit de chauffage.
Ce qui distingue cette machine des autres, c’est la stabilité de sa source froide. La température d’une nappe oscille entre 10 et 15 °C toute l’année. C’est l’inverse exact d’une PAC aérothermique, dont la source froide s’effondre en hiver, aux heures où les besoins de chauffage sont maximaux.
Le chiffre le dit mieux qu’un discours. Pour une production à 57 °C avec une nappe à 15 °C, le coefficient de performance (COP) de Carnot atteint environ 7,9. Pour la même production avec une PAC air/eau à −5 °C extérieur, il tombe à environ 5,3, soit un avantage de près de 49 % pour la nappe, précisément à la pointe de froid. Les machines réelles atteignent 50 à 60 % du COP de Carnot : une PAC eau/eau sur nappe affiche un COP réel de 5 à 5,5, contre 3 à 3,5 pour une air/eau en conditions hivernales. Pour un établissement scolaire, dont la pointe de consommation coïncide avec les jours les plus froids, l’écart se lit directement sur la facture d’hiver.
Ce raisonnement vaut aussi à l’intérieur du projet. Chaque degré gagné sur la température de production améliore le COP de façon mesurable : abaisser la courbe de chauffe de 57 à 52 °C fait gagner environ 0,9 point de COP de Carnot. C’est ce qui donne sa valeur au travail d’optimisation des courbes de chauffe des sous-stations existantes. Une décision de conception, pas un réglage d’exploitation. Ce travail de dimensionnement relève de l’ingénierie en génie climatique.
Abaisser les lois d’eau sans tout remplacer : le verrou du bâtiment existant
La géothermie sur nappe est documentée pour les installations neuves. Son intégration dans un bâtiment scolaire existant, à chaufferie multi-zones, soulève trois verrous qui ne trouvent pas de réponse toute faite dans l’état de l’art.
Le premier est l’incompatibilité des régimes de température. Sur un site existant, la majorité des courbes de chauffe tourne autour de 60 °C pour −5 °C extérieur, alors qu’une production géothermique tournera plutôt vers 50 °C. Cet écart de 10 °C n’a pas de solution normée pour une installation multi-zones combinant radiateurs, aérothermes, ventilo-convecteurs et batteries de centrale de traitement d’air (CTA) sur un même réseau primaire. L’abaisser sans remplacer massivement les émetteurs est un problème de conception spécifique, qui se traite émetteur par émetteur et par des modifications hydrauliques sur chaque sous-station.
Le diagnostic CVC, premier livrable du projet
Un projet géothermique sur bâtiment existant ne démarre pas avec un forage : il démarre avec un diagnostic en chauffage, ventilation et climatisation (CVC). Ce diagnostic doit produire trois livrables sans lesquels la conception travaille à l’aveugle.
Le premier est la cartographie des courbes de chauffe effectives, zone par zone et par type d’émetteur. Les valeurs inscrites sur les schémas hydrauliques d’origine sont rarement celles que l’installation utilise réellement. Seule une visite sur site, conduite avec l’exploitant, permet de caractériser les températures effectives de départ et de retour, en mi-saison comme en pointe. Sur Gaston Crampe, cette cartographie révèle une forte hétérogénéité : radiateurs à 60-62 °C, ventilo-convecteurs et batteries CTA à 65 °C, aérothermes d’ateliers à 63 °C, avec en prime une contrainte acoustique sur ces derniers.
Le deuxième est la qualification des émetteurs existants face à un abaissement de courbe de chauffe. Tous ne réagissent pas de la même façon. Pour certains, la surface d’échange suffit à tenir le confort à une température abaissée de 5 °C. Pour d’autres, le déficit est structurel et impose soit un remplacement, soit l’acceptation d’un taux de couverture géothermique dégradé. Ce point se tranche avant la conception de la PAC, pas pendant la phase PRO.
Le troisième est la vérification de conformité de la chaufferie existante. Sur Gaston Crampe, le diagnostic met au jour des non-conformités sur les parois coupe-feu et les ventilations. Tant qu’une chaudière gaz reste dans le local, celui-ci demeure soumis à la réglementation des chaufferies à combustion, qui impose une résistance au feu des parois, des surfaces vitrées protégées et des sections de ventilation dimensionnées pour l’air comburant. La dépose des chaudières gaz, décidée d’abord pour libérer la place de la PAC, lève aussi cette contrainte. Un dimensionnement réalisé avant ce diagnostic est un dimensionnement sur hypothèses non vérifiées. Ces investigations relèvent des études thermiques et de diagnostic CVC.
« Sur un schéma hydraulique, une intégration géothermique tient toujours. Ce qui se vérifie en exploitation, c’est autre chose : la machine tourne-t-elle au rendement qu’on a annoncé, le retour d’eau descend-il assez bas, le rafraîchissement passif s’active-t-il sans se battre avec la régulation. Le diagnostic sert à voir ça avant la première saison de chauffe, pas après. »
Olivier Thibault, directeur Stratégie et Performance Opérationnelle, Odetec
Échangeur et doublet : deux verrous à traiter à la source
Le deuxième verrou tient à l’échangeur de barrage sur eau chargée. La présence de fer et d’oxygène dissous dans l’eau de nappe pose la question du colmatage et de la corrosion. Le pincement thermique cible, de 1,2 à 1,3 °C, est exceptionnellement faible quand le seuil standard des échangeurs industriels se situe entre 5 et 10 °C. Le tenir sur un fluide à composition chimique variable est un défi de conception : les facteurs d’encrassement augmentent avec le temps et remontent le pincement réel en exploitation. Un échangeur en inox et un filtre en amont sont indispensables, mais leur efficacité se vérifie régulièrement par analyse de l’eau.
Le troisième verrou est la modélisation du doublet et le risque de recirculation thermique. La distance entre puits de production et puits de réinjection se détermine par une modélisation hydrogéologique intégrant la transmissivité de l’aquifère, le gradient hydraulique naturel et le débit d’exploitation. L’objectif est d’éviter que le front d’eau froide réinjectée ne remonte vers le puits de production. Le facteur de retard thermique, généralement compris entre 2 et 4 selon l’aquifère, ralentit ce front par rapport à l’eau elle-même et allonge le délai avant toute dérive. Mais ce délai se calcule, il ne se suppose pas.
Architecture hydraulique et régulation : les décisions qui ne se rattrapent pas en exécution
Une fois le diagnostic posé et les verrous identifiés, la conception hydraulique peut démarrer. Cinq décisions concentrent l’essentiel du risque sur les coûts d’investissement et d’exploitation. Elles se prennent en phase d’avant-projet sommaire (APS) et d’avant-projet définitif (APD), jamais en études d’exécution (EXE).
Le point de bivalence vient en premier. Dimensionner la PAC à 100 % de la pointe revient à la surdimensionner pour un nombre d’heures très réduit dans l’année. Le principe retenu fait travailler deux producteurs en parallèle : la PAC assure la base en continu, la chaudière d’appoint prend le relais au-delà d’un seuil de température extérieure. Si ce seuil correspond à 50 % de la puissance de dimensionnement, 80 à 90 % du besoin annuel sont couverts par la PAC. La chaudière n’intervient qu’au grand froid, quand l’eau de la boucle est la plus chaude et le COP le plus défavorable. Ce transfert de charge est donc doublement avantageux.
Le découplage de l’eau chaude sanitaire (ECS) vient ensuite. Tant que l’ECS est produite depuis la chaufferie centrale, la température de départ reste contrainte par ses besoins, indépendamment du chauffage. Sur Gaston Crampe, le préparateur ECS alimente plusieurs réseaux bouclés depuis la chaufferie, ce qui bloque tout abaissement de la courbe de chauffe primaire. Découpler l’ECS, par appoint électrique ou par PAC dédiée haute température, est un préalable à toute régulation géothermique efficace, pas une mesure corrective.
Les volumes tampons sont la troisième décision. Deux volumes, de l’ordre de 2 m³ côté source et 3 m³ côté chauffage, découplent le circuit primaire géothermique du réseau secondaire, absorbent les transitoires générés par les sous-stations et maintiennent un régime stable aux bornes de la PAC. Leur absence produit des cycles courts qui usent le compresseur et annulent une partie du gain économique.
Le circuit de géocooling est la quatrième. En été, les CTA peuvent fonctionner avec une eau à environ 16 °C, la nappe servant de source froide naturelle pour un rafraîchissement passif, sans solliciter le compresseur. Ce circuit, avec ses propres vannes de commutation, se conçoit dès l’APS : il ne s’ajoute pas au DCE sans reprises de réseaux coûteuses.
La stratégie de régulation multimodes referme l’ensemble. Les modes chaud, froid et géocooling doivent être anticipés dans la gestion technique centralisée (GTC) dès la conception, faute de quoi ils entrent en conflit d’usage en exploitation. Une régulation pensée après coup se paie en saison.
Projet Odetec — Substitution du gaz par la géothermie, lycée Victor Louis, Talence (Région Nouvelle-Aquitaine, 2021)
29 300 m² de bâti en service continu, alimentés au gaz pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, soit 680 tonnes de CO₂ par an pour le seul lycée. Odetec a conçu et coordonné l’opération en maîtrise d’œuvre tous corps d’état et comme mandataire, jusqu’à la réception : substitution complète par une PAC d’environ 1 000 kW en technologie à vis, raccordée à un doublet géothermique, pour une enveloppe de travaux de 1,69 M€ HT.
Performance réelle et bilan carbone : ce que les chiffres disent à une collectivité
La performance d’un système géothermique ne se lit pas sur le COP nominal de la fiche constructeur. Trois indicateurs comptent. Le COP instantané mesure l’efficacité à un moment donné, et varie avec l’écart entre la température de la nappe et celle de production. Le COP saisonnier (SCOP) intègre toute la saison de chauffe, y compris la mi-saison où la machine tourne à charge partielle, avec un meilleur rendement : c’est lui, et non le COP nominal, qui détermine la consommation électrique réelle. Le taux de couverture géothermique, enfin, exprime la part des besoins annuels assurée par la PAC, hors chaudière d’appoint. Sur Gaston Crampe, la cible est de 80 à 90 %, atteignable seulement si le point de bivalence a été correctement calé et les courbes de chauffe suffisamment abaissées.
Face à la chaufferie gaz de référence, le bilan est structurellement favorable. Une chaudière à condensation affiche un rendement d’environ 105 % sur pouvoir calorifique inférieur et émet de l’ordre de 227 gCO₂e par kWh de chaleur, pour un taux d’énergie renouvelable nul. La géothermie émet de 15 à 65 gCO₂e par kWh selon le mix électrique, pour 80 à 90 % de couverture renouvelable. La réduction des émissions s’établit entre 75 et 95 % selon les conditions d’exploitation, et une analyse de cycle de vie (ACV) comparée situe le retour sur investissement carbone à 3 ou 4 ans.
Le principal point de vigilance n’est plus la faisabilité, c’est le fluide frigorigène. Un kilogramme de R410A relâché dans l’atmosphère équivaut à environ 2 tonnes de CO₂. Le règlement européen sur les gaz fluorés (dit F-Gaz) prévoit l’interdiction des fluides à fort pouvoir de réchauffement global (PRG supérieur à 750) pour les équipements neufs en 2030. Sur ses opérations de lycées, la Région Nouvelle-Aquitaine impose déjà un PRG inférieur à 650, avec une trajectoire vers 150 à l’horizon 2030. Ce choix conditionne la disponibilité des recharges sur toute la durée de vie de l’installation. Cette articulation entre performance, réglementation et carbone relève de la qualité environnementale des bâtiments.
Reste un dernier point, souvent traité comme une formalité : la mise en service. Les essais à pleine charge, avec le personnel d’exploitation et dans les conditions réelles de service, sont le seul moyen de vérifier que les hypothèses de dimensionnement tiennent. Inscrits comme livrable opposable avant la levée des réserves, ils changent de statut et d’efficacité.
« Pour une collectivité, le calcul a changé. Une chaudière gaz, c’est zéro énergie renouvelable et une facture carbone qui ne baissera plus. Une géothermie bien conçue, c’est 80 à 90 % des besoins couverts et des émissions divisées par cinq ou plus. Le point de vigilance, ce n’est plus la faisabilité, c’est le fluide frigorigène et sa trajectoire réglementaire. »
Antoine Cugerone, référent environnement et RE2020, Odetec
À propos de l’auteur
Simon Cherier est ingénieur en génie climatique chez ODETEC et responsable de la qualité du groupe. Diplômé d’un master de l’Université de Bretagne Sud, il a rejoint ODETEC en 2010 et y a construit l’ensemble de son parcours d’ingénieur fluides et énergie, avec une spécialisation en thermique du bâtiment, géothermie et énergies renouvelables de substitution. Il intervient de la phase amont à la mise en service, sur la cohérence entre la production thermique et le réseau de distribution existant.
Questions fréquentes
Faut-il remplacer tous les radiateurs pour passer à une PAC géothermique ?
Non, pas systématiquement. La géothermie produit de l’eau à une température inférieure à celle d’une chaudière gaz, avec un écart typique de 10 °C sur un bâtiment existant. Cet écart n’interdit pas le projet, mais il impose un diagnostic émetteur par émetteur. Une partie des radiateurs et des ventilo-convecteurs conserve une surface d’échange suffisante pour tenir le confort à température abaissée. Seuls les émetteurs les plus pénalisants justifient un remplacement, ou l’acceptation d’un taux de couverture géothermique un peu plus faible avec une chaudière d’appoint davantage sollicitée. Ce tri se fait avant la conception de la pompe à chaleur, jamais pendant la phase PRO.
La géothermie permet-elle aussi de rafraîchir les locaux l’été ?
Oui, par géocooling. En période chaude, la nappe à 10-15 °C sert de source froide naturelle pour rafraîchir l’air des centrales de traitement d’air avec une eau à environ 16 °C, sans faire tourner le compresseur de la pompe à chaleur. C’est un rafraîchissement passif, peu consommateur, particulièrement adapté à des salles de classe ou des espaces de restauration exposés. La condition est de le concevoir dès l’avant-projet : le circuit de géocooling possède ses propres vannes de commutation et ne s’ajoute pas en fin de projet sans reprendre les réseaux.
Peut-on installer une géothermie sans interrompre les cours ?
Oui, à condition de traiter la continuité d’exploitation comme une contrainte de conception. Les phases de forage du doublet et de basculement de la chaufferie génèrent des nuisances (engins lourds, zones de sécurité, bruit) qui se phasent sur le calendrier scolaire, en priorité pendant les vacances. Le passage du gaz à la pompe à chaleur se planifie hors période de forte demande thermique, en maintenant le chauffage et l’eau chaude sanitaire tout au long du chantier. Au lycée Victor Louis de Talence, la substitution a été menée de cette façon sur un établissement de 29 300 m² resté en service continu.
Combien de temps faut-il pour concevoir et livrer un projet géothermique sur un établissement en service ?
En maîtrise d’œuvre, il faut compter de 6 à 12 mois pour les études préliminaires, le diagnostic CVC, l’étude de faisabilité géothermique et la conception jusqu’au DCE, puis 10 à 18 mois de travaux et de mise en service selon la complexité du programme. Un bâtiment en exploitation impose une coordination supplémentaire pour maintenir le chauffage pendant les travaux en chaufferie. Une opération de lycée inscrite dans un programme régional pluriannuel, comme Gaston Crampe, s’étale typiquement sur 30 à 42 mois entre le lancement des études préalables et la mise en service effective.
