En théorie, les pompes à chaleur ont des rendements calculés par le COefficient de Performance appelés «COP» qui varient aujourd’hui principalement entre 3 et 4,5.
Il faut néanmoins bien comprendre qu’il s’agit de résultats obtenus en laboratoire dans des conditions «idéales» souvent différentes d’une installation réelle.

Pour déterminer les COP en chambre d’essai, les PAC sont testées pendant 2 heures, sans interruption, sans vent contraire, sans pluie et autre intempérie. La machine est alors testée avec de l’air à 7° C, de l’eau qui arrive à 30° C et qui repart à 35° C.
Ainsi, le COP donné est noté sur les documentations : COP 7°C 30/35°C.

Si ce COP est de 4, cela signifie donc que dans une chambre d’essai, avec de l’air à 7° C et de l’eau chauffée à 35° C, la machine restitue 4 KW de chauffage en ayant consommé 1 KW d’électricité.

Opération In situ :

40 maisons neuves RT 2005 équipées d’aérothermie et de géothermie sont testées pendant un an.

• Les résultats sont alors surprenants car les COP annuels des géothermies testées ne dépassent jamais les 3,3 avec des moyennes à 2,5.
• Les aérothermies ont des résultats similaires sauf pour 2 machines ayant des COP annuels atteignant les 4.

En 2004 – 2005, l’état accorde des crédits d’impôt pour les pompes à chaleur ayant des COP théoriques à 7° C 30/35 ° C supérieurs à 3,3 en chambre d’essai.
Néanmoins, l’état demande à Edf et à l’Ademe de mandater alors un bureau d‘études (le bureau MD3E) pour mesurer le rendement des PAC sur site et non plus en chambre d’essai pour vérifier que la théorie colle à la réalité.

Ces 2 machines Air Eau, leader de l’étude nationale, ont des caractéristiques théoriques similaires aux autres machines mais sont installées différemment :
Les 2 PAC air-eau sont protégés des intempéries et récupèrent l’air des combles. Le plancher chauffant alimenté est sur dimensionné avec des tuyaux espacés de 5 à 10 cm ce qui permet à la PAC de travailler à très basse température (25°C).

Mise en garde.

Dans la pratique, les pompes à chaleur une fois installées ont des rendements qui peuvent être complètement différents, et cela en fonction de plusieurs paramètres :

La température de l’air (pour une aérothermie) : plus la PAC récupère de l’air froid, plus le COP diminue.

La température de l’eau chauffée : plus la PAC chauffe l’eau à haute température, plus le COP diminue. Attention donc aux machines qui font de la haute température. Il faut absolument regarder les COP non pas à 35°C, mais à 65°C.

Les cycles courts : une machine trop puissante qui s’arrête et se remet en route trop souvent aura des COP et une durée de vie amoindris. Ce n’est pas le cas en chambre d’essai car les PAC sont testées sur un cycle sans interruption pendant 2 heures.

Les débits d’eau : si les liaisons hydrauliques n’assurent pas les débits d’eau nécessaires, la PAC voit ses rendements diminuer. Il faut donc privilégier des grosses sections de tuyaux, avec le moins de coude possible. En rénovation, veillez aussi à exiger un nettoyage des circuits de vos radiateurs, car toutes les boues accumulées dans les radiateurs ralentissent l’eau et n’assurent pas les débits d’eau suffisants pour avoir les COP théoriques.

Les consommations annexes. Elles ne sont pas prises en compte lors des mesures des COP en chambre d’essai, notamment en géothermie. Les circulateurs, qui travaillent sans interruption, peuvent plomber les bilans annuels.
Pour les PAC géothermiques, attention donc aux consommations des pompes qui font circuler l’eau jusqu’à la nappe phréatique ou dans le terrain. Ces consommations ne sont pas prises en compte dans les mesures de COP théoriques. Pourtant l’effort à fournir pour remonter plusieurs M3 d’eau par heure, d’une nappe phréatique, représente une quantité d’énergie importante. En conséquence, plus la nappe phréatique est profonde, plus les COP annuels diminuent.

Merci à :
Par Xavier Mounier, chargé d’étude chez Innovert Europe
http://www.innovert.eu/

Voici quelques uns de nos conseils pour les Pompes à Chaleur

• La vidéo présentant les dernières innovations technologiques des PAC par Innovert
• 6 conseils pour ne pas se tromper
  
• Les aides financières
• Quelle puissance pour ma PAC ?
• Tous les conseils sur les PAC

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Contribution à l’inflation des denrées alimentaires

Néanmoins, les biocarburants n’ont pas que des points positifs.

La culture des sols pour ces agrocarburants vient en compétition de la culture vivrière. En 2008, plus de 10% de la production mondiale de maïs est consacrée aux biocarburants. Ceci entraîne une hausse du prix du maïs, la hausse du prix du pétrole ne faisant qu’aggraver cette inflation des denrées alimentaires. Le prix des denrées alimentaires, au niveau mondial, a bondi de 50 % en 2008 sur le riz, le blé et le maïs.

Inflation du prix du riz

Les premiers touchés sont donc les populations qui s’en nourrissent (le Mexique par exemple). C’est encore une fois les pays pauvres qui en pâtissent, avec un budget alimentation de près de 60% de leur revenu global.

Déforestation

La destruction de la forêt tropicale amazonienne s’est fortement accélérée, attisée par une demande soutenue pour le soja ainsi que le maïs (et le bétail). Cette destruction s’effectue essentiellement dans l’Etat du Mato Grosso, plus gros producteur de Soja au Brésil.

La déforestation actuelle progresse de près de 1,3 million d’hectares par an soit 10 % de la déforestation chaque année sur l’ensemble de la planète.

La déforestation au Brésil

Comme le Brésil, l’Indonésie commence à être critiquée pour sa politique de déforestation massive. Celle-ci a pour but de planter des palmiers à huile utilisés pour les biocarburants et la nutrition.
L’Indonésie possédant près de 80% des dernières forêts tropicales primaires d’Asie du Sud-Est, s’est vue perdre 72% de ses forêts anciennes les 50 dernières années.

Heureusement, certaines solutions pourraient venir ralentir cette déforestation, comme le Jatropha. Cette plante pousse dans des lieux arides et secs, ne demande que très peu d’entretien et a un rendement important.

Avantages

Le gaz naturel présente plusieurs avantages :

• Sa répartition géographique est plus dispersée, à l’échelle mondiale, que celle du pétrole
• Faibles émissions de CO2 lors de sa combustion si on le compare au dérivés du pétrole, de part sa forte teneur en méthane. Lors de la combustion, il ne créé qu’une molécule de CO2 par molécule de méthane alors que le pétrole en émettra au minimum 5.
• Les rendements énergétiques obtenus pour la production d’électricité (à partir de gaz-naturel dans des cycles combinés par exemple) sont supérieurs à ceux obtenus avec les centrales à charbon ou a pétrole. Le gaz naturel peut être utilisé sur une centrale à énergie solaire. Il permet de pallier aux aléas climatiques et ainsi réguler la production de ce type de centrales (dites de « cycle combiné »).

Aspects négatifs

• Afin d’exploiter le Gaz Naturel sous sa forme liquéfiée, le GNL, le déploiement de structures spécialisées est nécessaire. Les coûts de mise en place et d’entretien sont loin d’être négligeables.

Principe d'une installation GNL

• Il existe deux risques majeurs liés à l’exploitation du GNL , s’ il y a fuite ou déversement de GNL à l’air libre :

1) L’incendie
2) La formation d’un nuage sans inflammation immédiate

Pour qu’un incendie se déclare il faut une des deux conditions suivantes :
- Source d’inflammation à proximité (étincelle)
- Concentration du gaz naturel dans l’air entre 5 et 15%

• Bien qu’il soit le plus propre des combustibles fossiles, le gaz naturel émet lors de sa combustion du gaz à effet de serre (CO2) et de l’oxyde d’azote.
• Cette énergie est épuisable et des réserves quantifiées permettent son exploitation jusqu’à l’horizon 2070.

Les barrages hydroélectriques en quelques chiffres

Avec 16 % de la production électrique mondiale, l’hydroélectricité constitue la troisième source de production électrique mondiale, derrière le charbon (40 %) et le gaz (19 %).
En France, l’énergie hydroélectrique est la seconde forme de production derrière l’énergie nucléaire, avec environ 12% de la production électrique française.
En France on compte environ 1.700 petites installations atteignant une puissance avoisinant les 1000 MW. Mais on compte aussi près de 450 concessions qui représentent une puissance de 23 500 MW. A titre de comparaison, la puissance nucléaire installée en France est de 63 000 MW.

Barrage hydroélectrique sur le Yang-Tse-Kiang (Chine)

Avantages et inconvénients de l’hydroélectricité

Avantages de l’hydroélectricité

L’hydroélectricité est une énergie renouvelable, non émettrice de gaz à effet de serre. Elle permet surtout de moduler la puissance électrique, selon la demande, grâce à une capacité de stockage importante assurant la stabilité du réseau électrique français.
La France présente l’avantage d’avoir des zones géographiques étendues et diversifiées (nombreux massifs et fleuves) ce qui lui permet de posséder un réseau hydrologique important.
La France a le 2ème parc installé en Europe et produit 70 terawatts-heure (TWh) par an. Si cette même énergie était produite par des centrales à charbon, ceci conduirait à l’émission d’environ 65 millions de tonnes de gaz à effet de serre par an.

Inconvénients de l’hydroélectricité

Les principaux inconvénients liés à cette énergie sont la destruction de milieux naturels, le déplacement fréquent de populations, l’émissions de méthane notamment lors des premières années de mise en eau, et la dégradation de la qualité de l’eau.
Enfin, on constate aussi une érosion des sols et des deltas, en aval des stations hydroélectriques, et la possible utilisation accrue toujours en aval de fertilisants chimiques.

Principe d'un barrage hydroélectrique

Potentiel hydroélectrique

A l’horizon 2020, l’hydroélectricité représentera 10% d’énergies renouvelables supplémentaires sur le réseau électrique français soit 7 TWh/an et 2 500 MW de puissance de pointe.
Néanmoins, un rapport sur les énergies démontrait que l’importance de l’hydroélectricité était sous-estimée au vue de nos ressources potentielles. En 2001, l’hydroélectricité représentait la quasi-totalité de la production électrique d’origine renouvelable (73 TWh sur 77 TWh en 2001).

Détails de production par région en 2007 :

Détails de la production hydroélectrique par région française

Quels risques ?

Ces installations disséminées le long des cours d’eau, ne vont pas sans poser problèmes sur le long terme.
La probabilité de rupture d’un barrage est extrêmement faible, selon les rapports successifs des utilisateurs de barrages (tel que EDF). Sur environ 16 000 barrages hydroélectriques à travers le monde (hors Chine), on dénombre environ 1 rupture par année.
La réglementation française est stricte (Décret 92-997 du 15 Septembre 1992 relatif aux plans particuliers d’intervention concernant certains aménagements hydrauliques) et porte une attention particulière aux ouvrages hydrauliques qui comportent à la fois un réservoir d’une capacité égale ou supérieure à quinze millions de mètres cubes et un barrage ou une digue d’une hauteur d’au moins vingt mètres au-dessus du point le plus bas du sol naturel.
La menace principale d’une rupture de l’ouvrage est l’inondation brutale en aval, comparable à un raz de marée, et précédée d’un déferlement (« onde de submersion »).

La prévention et la surveillance des ouvrages

La prévention du risque, liée à l’utilisation de barrages hydroélectriques, passe notamment par la connaissance de l’installation à sa protection et son entretien en passant par une surveillance régulière.
La réglementation française impose un contrôle avant, pendant et après la construction des barrages, avec une surveillance plus spécifique pendant la première année de mise en eau complète.
Cette surveillance est à la charge de l’exploitant qui doit effectuer des visites régulières, et réaliser une analyse périodique des mesures d’auscultation.
Issu d’un rapport confidentiel, le constat est le suivant : sur 450 barrages exploités en France par EDF, 200 présentent des signes inquiétants de vétusté, une centaine font même peser de réels dangers sur leur environnement immédiat : risques d’affaissements de terrain, destructions de routes ou inondations de villages.
Face à ce constat, EDF a mis en place un programme de rénovation de ses barrages sur 5ans, pour un coût estimé à 550 millions d’euros.