Il y a quelques années encore, la plupart des réseaux de chaleur comprenaient simplement une chaufferie brûlant un combustible. L'intégration d'énergies renouvelables et de récupération et l'interconnexion d'installations jusqu'alors autonomes ont fait voler en éclats ce modèle centralisé. Conséquence : « Ces objets qui deviennent de moins en moins standards sont très complexes à piloter », souligne Olivier Racle, directeur d'études et de projets chez Cofely. Et les gestionnaires se trouvent au milieu du gué. Le système D a progressivement laissé place à des outils de modélisation. Difficile pour autant de parler déjà de pilotage centralisé. Nul doute que des avancées majeures sont à venir. En attendant, c'est dès la conception que l'on a intérêt à s'interroger sur le fonctionnement du réseau pour jouer la carte de la complémentarité, bien dimensionner les installations et établir des procédures pour qu'elles fonctionnent de manière cohérente (lire encadré). Parmi les questions à se poser : quels seront les besoins en été et en hiver ? Les profils de consommation vont-ils évoluer avec le temps ? Évidemment, ce n'est pas toujours simple. En règle générale, le mix d'un réseau est « davantage issu d'une succession de projets liés à des opportunités que le résultat d'une approche stratégique », estimait Ivy Mouchel, directeur de l'énergie de la communauté d'agglomération Tours Plus lors des Assises de l'énergie en janvier. Aujourd'hui, chaque réseau intègre au moins deux ressources : une « base » utilisée en permanence et une solution d'appoint, plus flexible, pour gérer les pics de consommation. Quand un incinérateur est connecté à l'infrastructure, sa chaleur fatale, produite quoiqu'il arrive, doit être valorisée en premier. D'autres technologies peuvent assurer cette base. En plein été, lorsque le seul besoin est l'eau chaude sanitaire, quelques réseaux comme celui de Balma (Haute-Garonne) misent sur des capteurs solaires. En hiver, les installations de cogénération fonctionnent en continu, car elles sont au service du réseau électrique. On parle de semi-base, puisque cela ne dure que cinq mois sur douze. À noter toutefois que de nouvelles dispositions contractuelles sont en discussion et qu'à partir du 1er  janvier 2016, la cogénération pourrait être considérée comme une source d'appoint. Chaque unité vendra ses électrons sur le marché et profitera d'une prime récompensant une participation à l'équilibre électrique sur des périodes plus courtes. Généralement, une chaudière à biomasse est regardée comme un élément de production de base… mais tout dépend de la taille de l'installation. La Compagnie de chauffage intercommunale de l'agglomération grenobloise (CCIAG) dispose d'un réseau maillé de 167 km. Pour l'alimenter en eau surchauffée, elle compte cinq centrales, dix-sept générateurs et six combustibles. Dès lors, le bois est relégué dans la hiérarchie des énergies prioritaires, après la chaleur de récupération et la cogénération. Impossible néanmoins de considérer la chaudière à biomasse de grande capacité comme un équipement pousse-bouton. « Il faut compter dix à douze heures pour la montée en charge », estime Olivier Racle. Or il est essentiel d'atteindre le rendement optimal, en particulier pour respecter les seuils réglementaires d'émission de polluants de l'air. En appoint, le chauffage au gaz est beaucoup plus souple, certains réseaux conservant des équipements au fioul lourd ou au charbon pour les ultimes écrêtages. Notamment lorsqu'en période de grand froid, l'abonnement de gaz ne permet plus de soutirer l'énergie nécessaire. Quelle base ? Quel appoint ? Les arbitrages sont parfois plus complexes qu'ils n'en ont l'air. Les obligations contractuelles se mêlent aux inconvénients techniques, comme la variabilité de la température durant une journée à la mi-saison. L'impact environnemental de certains choix se heurte à des considérations économiques, qui, elles-mêmes, évoluent avec les prix des ressources… Avec son réseau éclectique, la CCIAG a dû déve-lopper des outils qui pourraient progressivement essaimer. « On a commencé par faire en sorte que chaque usine ait un contrôle-commande et qu'il y ait un outil de supervision commun », note Philippe Clolot, directeur technique et production de la société. Cela donne une vision de la production, générateur par générateur, à un instant t. Parallèlement, des outils de modélisation évaluent la demande en fonction des données de météo locale (à vingt-quatre heures et à dix jours). Reste le plus difficile, à savoir prendre à tout moment la décision qui optimise le fonctionnement du réseau en démarrant telle ou telle chaudière, voire en atténuant l'évolution de la demande. « Pour éviter la mise en route d'un générateur, on peut anticiper et stocker l'eau dans le réseau en élevant la température de départ », illustre Philippe Clolot. Opérationnel depuis deux ans, le modèle est doté de fonctions d'autoapprentissage. « Plus on le respecte, mieux il est capable de s'adapter grâce aux statistiques historiques. » l