GIS methodology and case study regarding assessment of the solar potential at territorial level: PV or thermal?

This paper presents a GIS-based methodology for assessing solar photovoltaic (PV) and solar thermal potentials in urban environment. The consideration of spatial and temporal dimensions of energy resource and demand allows, for two different territories of the Geneva region, to determine the suitable building roof areas for solar installations, the solar irradiance on these areas and, finally, the electrical and/or thermal energy potentials related to the demand. Results show that the choice of combining PV and solar thermal for domestic hot water (DHW) is relevant in both territories. Actually, the installation of properly sized solar thermal collectors doesn’t decrease much the solar PV potential, while allowing significant thermal production. However, solar collectors for combined DHW and space heating (SH) require a much larger surface and, therefore, have a more important influence on the PV potential.

UTES and its integration in the heating system: Defining optimal design and operational strategies for the Geneva case

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

Réflexion prospective : Le développement du marché thermique à Genève. Travaux réalisés en 2015-2016

La stratégie sectorielle Thermique SIG a été élaborée en 2013 et validée par le Conseil d’administration en 2014. Au vu de l’évolution de sa mise en œuvre il est paru pertinent de procéder à une réflexion prospective complémentaire de l’évolution à long terme du marché de la thermique à Genève. Elle a été réalisée entre le printemps 2015 et début 2016. La démarche a consisté en l’élaborer de scénarios exploratoires et normatif, en lien avec la politique cantonale et fédérale pour : i) préciser la stratégie sectorielle Thermique SIG et l’adapter si nécessaire ii) alimenter le plan directeur réseaux (PDR) iii) mieux déterminer le potentiel d’extension du réseau de chaleur à terme iv) comprendre la concurrence potentielle à moyen et long terme v) réduire les coûts d’évolution du réseau de chaleur SIG vi) consolider le dialogue et la vision entre les acteurs du territoire quant aux choix énergétiques et aux choix d’aménagement du territoire à long terme. Le périmètre du système considéré est le canton de Genève. La réflexion s’est réalisée au niveau de la dimension « quartier ». Les scénarios (futurs possibles) ont été exprimés d’un point de vue qualitatif et quantitatif. L’horizon temps a été défini pour tenir compte de l’évolution lente du parc immobilier genevois. Il a aussi été tenu compte de l’agenda fédéral qui prend en compte l’année 2050 pour la réalisation d’un certain nombre d’objectifs énergétiques et environnementaux. Il a aussi été tenu compte de la durée d’amortissement du réseau thermique. Ainsi l’horizon temps choisi est de 35 ans, c’est-à-dire l’année 2050. Autant que possible l’année 2035 a aussi été mise en évidence

Scenarios for integration of medium-depth geothermal energy in an evolving district heating system: case study in Geneva (Switzerland)

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

Évaluation quantitative de scénarios de développement du marché de la chaleur à Genève à l’horizon 2050 : du fossile aux renouvelables, pistes pour décarboner le système thermique

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