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15 février 2013 5 15 /02 /février /2013 07:46

ge-othermique-de-Soultz-sous-fore-t-.jpgLa Géothermie, un potentiel énergétique qui peine à se développer…

Alors que la France recèle dans son sous-sol un véritable trésor géothermique dont une infime partie est aujourd'hui exploitée. On dénombre seulement 65 installations dédiées au chauffage urbain réalisées pour l'essentiel dans les années 1980. Elles assurent la couverture des besoins d'environ 200 000 équivalent-logements. Après une quinzaine d'années de pause, liée aux cours relativement bas de l'énergie fossile, n'est-il pas temps de donner une plus grande place à cette ressource ? Car la progression de la filière n'atteindra pas les 6 500 MWth d'ici 2020....

Dans son baromètre 2012 des énergies renouvelables électriques en France, Observ’ER fait remarquer qu’en France, la filière de la géothermie profonde pour la production d’électricité continue d’identifier les potentialités de son territoire, sans toutefois ajouter de nouveaux sites aux deux installations historiques que sont Bouillante et soultz-sous-Forêts. Les Appels à manifestations d’intérêt lancés par l’Ademe en 2012 doivent conduire à la réalisation de démonstrateurs industriels qui, à terme, doivent affiner l’offre technologique nationale pour des chantiers en France ou à l’export.

Pour accompagner les avancées techniques et aider au développement industriel de la filière, le gouvernement a revalorisé les tarifs d’achat de l’électricité issue de la géothermie en juillet 2010. La base est passée de 120 à 200 €/MWh en métropole et de 100 à 130 €/MWh en outre-mer. À cela s’ajoute une prime d’efficacité énergétique (pour de la cogénération) de 0 à 80 €/MWh en métropole et 0 à 30 €/MWh en outre-mer. Le tarif est plus élevé en métropole, car les forages doivent être beaucoup plus profonds pour trouver des températures équivalentes à celles des îles (2 500 à 5 000 mètres contre 300 à 2 000 mètres). Par ailleurs, les débits observés sont plus importants en zone volcanique qu’en bassin sédimentaire. Pourtant c’est sur ce déséquilibre métropole/ outre-mer que porte une partie des critiques faites par les développeurs de projets. Le prix de production de l’électricité étant en moyenne plus élevé dans les Antilles, les acteurs demandent une revalorisation du tarif autour d’une base de 180 à 190 € le MWh pour pouvoir faire face aux spécificités de cette zone (sensibilité environnementale, densité de population, surcoûts liés à l’insularité).

La production d’électricité géothermique est une technologie maîtrisée depuis longtemps. Elle se base sur l’exploitation de milieux fracturés à forte perméabilité, situés entre 300 et 3 000 mètres de profondeur et dont la température varie entre 200 et 300 °C. L’eau remontée en surface est à l’état de vapeur et alimente une turbine pour générer de l’électricité. Ces réservoirs, capables de fournir des débits de production de vapeur élevés, sont localisés en principe dans les zones volcaniques ou tectoniquement actives. Pour l’Europe, il s’agit principalement de la Toscane, de l’Islande, des Açores et de quelques îles grecques auxquelles on peut ajouter des territoires d’outre-mer comme la Guadeloupe, la Martinique et la Réunion.

C’est cette technologie qui est utilisée sur le site guadeloupéen de Bouillante dont les premiers forages datent des années 1970. La centrale, exploitée par une filiale commune du BRGM et d’EDF, a délivré en 2011 une production de 56 GWh. Ce volume, plus réduit que d’ordinaire (environ 85 GWh), est consécutif à des arrêts des deux unités du site suite à des incidents d’exploitation. Parallèlement à l’exploitation du site, une enquête publique a été ouverte mi-2011 pour présenter le bilan complet de la centrale en matière d’impact environnemental. Cette démarche doit aboutir à une meilleure prise en compte des nuisances en termes de bruit et d’émissions de sulfure d’hydrogène, pour le bien-être des populations voisines du site.

Un projet d’extension de 20 à 40 MW supplémentaires est toujours envisagé. Les travaux d’exploration de surface ont été complétés ces dernières années et l’autorisation de réaliser les forages d’exploration au titre du Code minier a été accordée à la filiale Géothermie Bouillante. Les forages devraient être réalisés en 2013-2014.

L’autre site de production d’électricité géothermique français est celui de Soultz- sous-Forêts, dans le Bas-Rhin, où un programme pionnier de recherche est mené depuis 1987. La technologie utilisée ici est dénommée “roches chaudes fracturées” ou géothermie profonde stimulée. Elle consiste à faire circuler de l’eau dans les failles et fractures rocheuses du bassin rhénan situées à 5 000 mètres et qui atteignent 200 °C. La centrale, dont la puissance électrique est de 2,1 MW est placée sous l’égide du GEIE Exploitation minière de la chaleur associant cinq partenaires industriels (EDF, Électricité de Strasbourg, les Allemands EnBW, Evonik et Pfalzwerke), trois agences de financement publiques (Commission européenne, Ademe pour la France, BMU pour l’Allemagne), et huit partenaires scient fiques (le BRGM et le CNRS pour la France). Depuis l’automne 2010, Soultz-sous-Forêts est en phase de production électrique, ce qui constitue une première mondiale pour ce type de technologie. Malgré cette production effective d’électricité, les installations de Soultz-sous-Forêts gardent encore un caractère essentiellement scientifique et expérimental. L’objectif du projet était initialement de démontrer la faisabilité du concept de géothermie profonde stimulée pour produire de l’électricité de façon continue. Il s’agit maintenant de déterminer combien de temps ce type d’installation peut fonctionner et voir quels problèmes sont susceptibles de survenir en phase d’exploitation. Les acquis issus des résultats de Soultz-sous- Forêts sont déjà tangibles. Les progrès réalisés sur les performances des cycles thermodynamiques permettent de produire de l’électricité à une température d’eau inférieure à 200 °C, avec des rendements régulièrement en hausse.

Même s’il est orienté vers la production de chaleur, le projet Ecogi de Benheim (Bas-Rhin) s’inspire directement des résultats de Soultz-sous-Forêts. Les forages ont débuté en septembre 2012 pour l’exploitation d’une eau dont la température est comprise entre 140 et 160 °C. Cette application constitue une première mondiale dans l’utilisation de la géothermie profonde pour l’alimentation en chaleur d’un process industriel. Associée à la biomasse, la géothermie devrait couvrir 75 % de la consommation énergétique de l’usine d’amidonnerie Roquette Frères, qui jusqu’à présent est totalement alimenté en gaz. Le forage du premier puits d’exploration inauguré le 29 octobre 2012 demeure une étape technique majeure, qui doit révéler le potentiel géothermal du site et ainsi permettre d’engager les prochaines étapes du projet. Le fonds chaleur de l’Ademe participe à hauteur de 29,2 millions sur les 50 que prévoit le projet. La mise en exploitation définitive est prévue pour 2015.

RoquetteEcogi

L’Ademe joue son rôle d’accompagnateur en lançant en novembre 2011 une série d’Appels à manifestation d’intérêt (AMI) consacrés à la filière géothermique électrique. La session de dépôt de dossiers est close depuis mars 2012 et la sélection des projets est en cours depuis décembre de la même année. Comme dans la héliothermodynamique, le but premier est de faire émerger des démonstrateurs industriels pour valider des options techniques. Pour Romain Vernier, en charge de la géothermie au BRGM, l’attente autour de ces AMI est grande. « Les projets géothermiques demandent rapidement des montants financiers et des compétences techniques significatives. On ne peut pas faire d’échelle réduite, car les températures visées fixent la profondeur à laquelle il faut forer et la réduction des diamètres de forages ne conduit pas non plus à des économies notables ».

Dans le sillage du développement du site de Bouillante, les Caraïbes sont devenus l’un des principaux terrains d’expérimentation des acteurs français de la géothermie. En Martinique, des travaux d’exploration de surface ont été lancés au début 2012 pour pouvoir préciser les potentialités géothermiques des zones prometteuses mais encore méconnues de l’île. Ces travaux viendront compléter la bonne connaissance des zones comme la montagne Pelée ou l’anse du Diamant. Pour cela, un budget de 1,6 million d’euros sur fonds publics a été mobilisé autour de cinq partenaires : l’Ademe, le BRGM, la Région Martinique, le syndicat mixte d’électricité de la Martinique et l’Europe (Feder). L’originalité de ce projet est d’être accompagné par un comité de pilotage incluant les financeurs, mais aussi des représentants des collectivités locales, des gestionnaires d’espaces naturels (parc naturel régional de Martinique) et des associations de protection de l’environnement. L’objectif est d’associer très en amont les différentes parties prenantes des futurs projets géothermiques, afin de prendre en compte les différentes sensibilités et de faciliter ainsi leur acceptation. Dans la même zone, l’île de la Dominique est au centre d’un projet très ambitieux. Depuis que ce tout petit territoire de 750 km2 s’est mis à réfléchir aux moyens d’améliorer sa situation énergétique, il s’est découvert un potentiel géothermique considérable, qui pourrait le rendre autonome sur le plan énergétique. Les trois forages exploratoires menés en 2011-2012 grâce au financement de l’Agence française de développement (AFD) ont été un succès : les chercheurs y ont trouvé une température géothermique s’élevant à plus de 200 °C. Un groupement d’entreprises, dont EDF est chef de file, a remis une offre pour le développement du potentiel géothermique du site. Les autres acteurs sont NGE (spécialiste du BTP) en tant que un co-investisseur et trois partenaires techniques (Électricité de Strasbourg pour le savoir-faire en géothermie, Alstom pour la turbine et Cofor pour les forages en profondeur). À terme, le projet “Géothermie Caraïbes” devrait déboucher sur l’aménagement d’une première centrale électrique de 20 MW, puis d’une seconde qui pourrait atteindre une puissance de 120 MW d’électricité. La production de la première installation serait consommée sur le marché local tandis que la seconde serait destinée à l’exportation via une interconnexion envisagée avec la Guadeloupe et la Martinique. Les résultats sur la faisabilité de cette interconnexion devraient être connus au cours de 2013.

Le problème de la géothermie de moyenne et haute enthalpie est moins la rentabilité en phase de fonctionnement que le risque géologique pris par le maître d’ouvrage lors des opérations de forage. Il existe toujours une incertitude sur le potentiel d’exploitation qui sera atteint en termes de température ou de débit. Depuis une trentaine d’années, un fonds de garantie intervient sur les forages réalisés en métropole et uniquement pour la production de chaleur. Ce fonds, géré par la SAF Environnement (filiale de la Caisse des Dépôts) est sollicité en cas de détérioration de la ressource, de dommages causés aux installations en cours d’exploitation et couvre aussi le risque initial de ne pas trouver de gisement exploitable.

Mettre en place un système équivalent pour les opérations à visée électrique et/ ou à l’export (le fonds de SAF Environnement ne couvre que les chantiers en métropole) est une demande des porteurs de projets qu’appuie l’AFPG (Association française des professionnels de la géothermie – voir 3 questions à Jean-Jacques Graff). L’autre dossier d’importance est celui de la refonte du Code minier. L’exploitation géothermique du sol ou du sous-sol repose sur des textes juridiques rassemblés au sein d’un document : le Code minier. Ce texte, dont les premières versions remontent au début du XIXe siècle, a vu ses fondements devenir de plus en plus inadaptés à mesure des évolutions technologiques apparues tout au long de la seconde partie du XXe siècle : exploitations offshore d’hydrocarbures, forages à grande profondeur, techniques de fracturation hydraulique, découverte de ressources non conventionnelles (sables bitumineux, gaz de schiste, etc.). Les chantiers de géothermie (des pompes à chaleur fonctionnant a la géothermie profonde) sont concernés par cette réforme. Les textes actuels du Code minier et le Code de l’environnement renvoient parfois à des articles contradictoires qui bloquent les projets. La réforme est d’autant plus nécessaire qu’elle doit assurer une meilleure articulation entre ces deux codes, dont les thématiques et les enjeux sont aujourd’hui totalement imbriqués. La filière espère qu’elle sera entendue lors du débat national sur la transition énergétique et qui débouchera sur un projet de loi en juin 2013.

Source : EurObserv'ER

Ge-othermie-Bouillante.jpgBouillante

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Published by Lucvieri - dans Géothermie
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