Centrale géothermique de Nesjavellir en Islande.
La géothermie, du grec géo (la terre) et thermos (la chaleur) est un mot qui désigne à la fois la science qui étudie les phénomènes thermiques internes du globe terrestre, et la technologie qui vise à l'exploiter. Par extension, la géothermie désigne aussi parfois l'énergie géothermique issue de l'énergie de la Terre qui est convertie en chaleur.
Pour capter l'énergie géothermique, on fait circuler un fluide dans les profondeurs de la Terre. Ce fluide peut être celui d'une nappe d'eau chaude captive naturelle, ou de l'eau injectée sous pression pour fracturer une roche chaude et imperméable. Dans les deux cas, le fluide se réchauffe et remonte chargé de calories (énergie thermique). Ces calories sont utilisées directement ou converties partiellement en électricité.
L'énergie géothermique est localement exploitée pour chauffer ou disposer d'eau chaude depuis des millénaires, par exemple en Chine, dans la Rome antique et dans le bassin méditerranéen.
Types de géothermie
On distingue habituellement trois types de géothermie :
la géothermie peu profonde (moins de 1 500 m) à basse température ;
la géothermie profonde à haute température (plus de 150 °C), avec plusieurs approches développées et explorées depuis les années 1970 : géothermie des roches chaudes sèches (Hot Dry Rock ou HDR pour les anglophones), basée sur la fracturation et la création d'un « échangeur thermique profond » qu'il faut périodiquement décolmater ; géothermie des roches naturellement fracturées ou Hot Fractured Rock (HFR) ; géothermie stimulée EGS (Enhanced Geothermal System), imaginée aux États-Unis en 1970 et mise en œuvre à Soultz-sous-Forêts en France dans le cadre d'un projet-pilote européen et franco allemand Géothermie Soultz ;
géothermie des roches chaudes sèches (Hot Dry Rock ou HDR pour les anglophones), basée sur la fracturation et la création d'un « échangeur thermique profond » qu'il faut périodiquement décolmater ;
géothermie des roches naturellement fracturées ou Hot Fractured Rock (HFR) ;
géothermie stimulée EGS (Enhanced Geothermal System), imaginée aux États-Unis en 1970 et mise en œuvre à Soultz-sous-Forêts en France dans le cadre d'un projet-pilote européen et franco allemand Géothermie Soultz ;
la géothermie très profonde à très haute température.
Ces trois types ont en commun de prélever la chaleur contenue dans le sol, issue de la pression, et, dans certains cas, d'une plus ou moins grande proximité du magma.
Histoire
Un des témoignages les plus anciens date de 2 000 ans avant Jésus-Christ. Il cite les îles Lipari (Italie) qui exploitaient déjà une eau naturellement chaude pour leurs thermes.
Les techniques modernes de forage ont permis d'atteindre des eaux chaudes jusqu'à 12 262 m de profondeur avec le forage sg3. Ce forage, situé dans les régions froides de la péninsule de Kola (Russie) et dans une zone où le gradient géothermique est faible, a pourtant atteint une eau à plus de 180 °C.
Les Philippines produisent 28 % de leur électricité à partir de la géothermie et l'Islande a atteint la production de 100 % de son électricité par l’hydroélectricité et la géothermie.
En France où la géothermie est depuis longtemps soutenue financièrement par l'AFME puis l'Ademe et géotechniquement par le BRGM (qui a fin 2006 créé en son sein un département spécifiquement consacré à la géothermie, et qui tient à jour avec l'Ademe un site d'information), de nombreux projets ont été mis en œuvre depuis les années 1980, mais surtout en région parisienne, et en Alsace pour les plus productifs. En 2008, la géothermie assurait environ 0,1 % de la production d’électricité d’origine renouvelable en France, en plus des besoins de chauffage de milliers de foyers. Plusieurs zones géographiques seraient potentiellement favorables en France pour la géothermie profonde, les bassins tertiaires ou grabens ayant les mêmes spécificités géologiques que le bassin rhénan. En plus de la plaine d'Alsace, on distingue également la plaine de la Limagne et le couloir rhodanien. Leur rentabilité dépend aussi des prix d'accès aux autres sources d'énergie. L'augmentation de la consommation et du coût des différentes énergies ainsi qu'une certaine volonté d'émettre moins de gaz à effet de serre la rendent plus attrayante. En 2007, en France le BRGM et l’Ademe ont créé un département géothermie pour la promouvoir, après s'être associés à différents programmes de recherche et de travaux de service public. Deux de leurs filiales, CFG Services (services et ingénierie spécialisée) et Géothermie bouillante (qui exploite la centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe), sont impliquées dans la géothermie. En 2010, dans les suites du Grenelle de l'environnement de 2007 et d'un Plan de développement des énergies renouvelables visant à préparer la transition énergétique, un groupe de 35 experts a été mis en place regroupés au sein d'un Comité national de la géothermie présidé par Philippe Vesseron (également président d’honneur du BRGM), réuni pour la première fois à Orly en octobre 2010 pour « proposer des actions et des recommandations pour le développement de chacune des formes de la géothermie » (identifiée comme l'une des 18 « filières vertes » à développer), via 3 enjeux (formation, diffusion de l'information et simplification administrative). Un des objectifs du Grenelle est d'utiliser la géothermie pour contribuer à produire 1,3 million de tep/an et participer à une réduction globale de 20 millions de tep/an à horizon 2020 (avec à cette même échéance 20 % de la production électrique des DOM d'origine géothermique). Six cent mille logements pourraient être équipés de 2010 à 2020. En 2015, après un an de consultation des fédérations professionnelles et acteurs du financement, la ministre de l'environnement a présenté un projet d'arrêté ministériel d'application de la loi sur la transition énergétique définissant les niveaux de soutien à l'électricité renouvelable produite par géothermie, visant à dynamiser le développement de la filière afin qu'elle puisse contribuer à l'objectif de 32 % de renouvelables pour la consommation finale d’énergie en 2030, projet qui sera soumis au Conseil supérieur de l'énergie et à la CRE (Commission de régulation de l'énergie) et notifié à la Commission européenne.
Principes
Le manteau terrestre étant chaud, la croûte terrestre laisse filtrer un peu de cette chaleur, cependant la plus grande partie de la puissance géothermique obtenue en surface (87 %) est produite par la radioactivité des roches qui constituent la croûte terrestre (désintégration naturelle de l'uranium, du thorium et du potassium).
Il existe dans la croûte terrestre, épaisse en moyenne de 30 km, un gradient de température appelé gradient géothermique qui définit que plus on creuse et plus la température augmente ; en moyenne de 3 K par 100 mètres de profondeur.
La géothermie vise à étudier et exploiter ce phénomène d'augmentation de la température en fonction de la profondeur (même si le flux de puissance obtenu diminue avec la profondeur, puisque l'essentiel de ce flux provient de la radioactivité des roches de la croûte terrestre).
Une énergie abondante de faible intensité
Cette source d'énergie est considérée comme inépuisable (dans certaines limites), car elle dépend :
pour la géothermie profonde, des sources de chaleur internes de la terre, dont la durée de vie se chiffre en milliards d'années ;
pour la géothermie de surface, des apports solaires.
Elle est en général diffuse et rarement concentrée, avec un flux moyen de 0,1 MW/km (0,1 W/m) et un niveau de température faible. La puissance exploitable économiquement est donc en règle générale réduite. Il arrive cependant qu'elle soit plus concentrée à proximité des failles tectoniques entre plaques terrestres, en particulier des formations volcaniques ou encore dans des formations géologiques favorables, comme dans le Bassin parisien. C'est pourquoi il faut distinguer plusieurs types d'utilisation de la géothermie suivant ses caractéristiques locales:
la géothermie de surface à basse température: 5-10 °C,
la géothermie profonde 50-95 °C, jusqu'à 2 000 m de profondeur,
la géothermie très profonde à haute et très haute température, jusqu'à 10 000 m
la géothermie volcanique de type geyser.
Son exploitation durable implique un débit d'extraction d'énergie limité au flux de chaleur alimentant la ressource, à défaut de l'épuiser pour une certaine période. Même si certains sites géothermiques peuvent atteindre jusqu'à 0,2 W/m, le rythme d'exploitation de la géothermie peut être supérieur au rythme de renouvellement naturel de la chaleur, ce qui peut entraîner un épuisement de la ressource à terme.
Son caractère « inépuisable » dépend donc des conditions d'utilisation : en moyenne à la surface de la Terre, de l'ordre de 60 mW pour chaque mètre carré (0,06 W/m) de terrain exploité, à comparer à la densité de puissance solaire moyenne reçue par la Terre, de l'ordre de 6 000 fois plus important (340 W/m) environ).
Le renouvellement de la chaleur prélevée trop vite (plus que les très faibles 60 mW/m du flux thermique des profondeurs terrestres) se fait en général par diffusivité thermique (sauf circulation d'eaux naturelles) à partir du pourtour non refroidi, ce qui dépend de la dimension L du volume prélevé ou refroidi, avec un temps de retour de la chaleur ou de la température, croissant comme le carré de cette dimension L, donnant pour 6 à 10 m un an environ, pour 12 à 20 m 4 ans, pour 24 à 40 m 16 ans, de fait, égal grossièrement au temps passé à le prélever trop vite.
Aussi, cela ne peut fonctionner que si des eaux chaudes circulent facilement ou fortement, dans des zones volcaniques, en espérant que leur source aquifère est assez grande pour ne jamais s'épuiser.
Une solution est de recharger les puits avec de la chaleur solaire venant de capteurs solaires en surface. La géothermie solaire sert alors à stocker cette chaleur solaire du jour pour la nuit, de l'été pour l'hiver, rendant l'énergie solaire utilisable 24 h sur 24 et 365 jours par an, sans interruption. Cela a été utilisé pour le chauffage intersaison, de l'été pour l'hiver, comme à la Communauté solaire de Drake Landing.
Les différents types d'exploitation de la géothermie
La géothermie peu profonde à basse température
Il s'agit principalement d'extraire la chaleur contenue dans la croûte terrestre afin de l'utiliser avec une pompe à chaleur pour les besoins en chauffage en refroidissant la terre. Les transferts thermiques peuvent aussi dans certains cas être inversés pour les besoins d'une climatisation. On l'utilise pour chauffer le sol d'une maison à basse température, pour les radiateurs et par le sol mais par échauffement d'eau.
Les procédés d'extraction de l'énergie diffèrent suivant les solutions retenues par les constructeurs. La méthode utilisée pour assurer les transferts thermiques influe beaucoup sur le rendement de l'ensemble. Comme véhicule thermique de la pompe à chaleur on utilise de l'eau ou de l'eau avec un glycol ou directement le fluide frigorigène. La géothermie peu profonde et basse température utilisera donc de plus en plus la chaleur de la terre dans le sol venant du soleil en surface.
En dessous de 4,50 m à 10 m, la température du sol est constante tout au long de l'année avec une température moyenne de 12 °C (cette valeur en France dépend du très faible flux géothermique et surtout de la température moyenne annuelle moyennée par diffusivité, avec la température atmosphérique qui prend un an pour descendre à 4,5 ou 10 m de profondeur, et 10 fois plus profond à 45 à 100 m elle prend 100 fois plus longtemps soit 100 ans avec le flux géothermique vrai des profondeurs augmentant la température d'environ 3 K à 100 m par rapport à la moyenne annuelle).
De fait cette chaleur qualifiée de géothermie peu profonde, est une chaleur d'origine solaire, avec le soleil qui chauffe l'atmosphère, chaleur stockée sur plus d'un an à plus de 4,5 m de profondeur. Dans les régions arctiques froides avec le sol gelé en profondeur, cette géothermie n'existe pas.
La profondeur du forage est fonction du type de géothermie : en détente directe (utilisation d'un fluide frigorigène dans les sondes géothermiques avec pompe à chaleur), elle sera en moyenne de 30 mètres, pour les sondes à eau glycolée entre 80 et 120 m selon les installations.
Dans le cas de la géothermie d'eau (aquathermie ou hydrothermie), plusieurs schémas d’installation existent :
forage unique : un ou plusieurs forages de pompage sans forage de réinjection ;
forage en doublet : un ou plusieurs forages de pompage et un ou plusieurs forages de réinjection ; doublet non réversible : chaque forage fonctionne toujours en pompage ou en injection ; doublet réversible : chaque forage fonctionne alternativement en pompage et en injection.
doublet non réversible : chaque forage fonctionne toujours en pompage ou en injection ;
doublet réversible : chaque forage fonctionne alternativement en pompage et en injection.
En général le principe du « doublet géothermique » est retenu pour augmenter la rentabilité et la durée de vie de l'exploitation thermique de la nappe phréatique. Le principe est de faire (ou réutiliser) deux forages : le premier pour puiser l'eau, le second pour la réinjecter dans la nappe. Les forages peuvent être éloignés l'un de l'autre (un à chaque extrémité de la nappe pour induire un mouvement de circulation d'eau dans la nappe, mais ce n'est pas pratique d'un point de vue de l'entretien) ou rapprochés (en surface) de quelques mètres mais avec des forages obliques (toujours dans le but d'éloigner les points de ponction et de réinjection de l'eau).
En France, le conseil régional du Nord-Pas-de-Calais, (avec le BRGM et EDF), a envisagé dans les années 1980 d'utiliser la nappe de la craie qui envahit le bassin minier fracturé par l'exploitation (environ 100 000 km de galeries y ont été creusées) et les affaissements miniers pour une exploitation géothermique, voire pour y stocker des frigories ou des calories d'origine solaire (produites l'été afin de les réutiliser l'hiver). Cette nappe doit déjà être localement pompée pour éviter qu'elle n'inonde de vastes zones urbanisées ou cultivées suite aux affaissements ou à sa remontée naturelle. À ce jour, cette solution n'a pas été exploitée, mais elle pourrait susciter un nouvel intérêt dans le cadre du SRCAE (Schéma régional climat air énergie).
La géothermie profonde à haute température
Via des forages plus profonds, elle accède à des eaux plus chaudes, avec l'inconvénient de possibles problèmes de corrosion ou d'entartrage plus fréquents et/ou plus graves (car les eaux profondes et chaudes sont souvent beaucoup plus minéralisées). La profondeur à atteindre varie selon la température désirée et selon la ressource (gradient thermique local qui change beaucoup d'un site à l'autre).
La méthode de transfert thermique est plus simple (échangeur de chaleur à contre courant), sans le fluide caloporteur nécessaire aux basses températures.
En France
La France serait au 14 rang de l'Union européenne pour cette ressource, réputée la plus intéressante en termes de coûts/bénéfices en Aquitaine et en Île-de-France (La géothermie profonde est déjà la 1 source d'énergie renouvelable d'Île-de-France). On y trouve un réseau de chaleur qui a été le plus grand réseau de chauffage géothermique d'Europe ; à Chevilly-Larue. Là, une eau pompée à 2 km de profondeur et à 74 °C, chauffe depuis 1985 21 000 logements (chauffage et eau chaude sanitaire) ainsi que des équipements publics : bassins et douches d'une piscine. Cela permet le remplacement d'une centaine de grosses chaufferies et environ 30 % d'économies. Chaque année, ce sont 30 000 t de CO2 non émises et 10 000 t de pétrole d'économisées. À Maison-Alfort depuis 20 ans, l'habitat et une piscine bénéficient de calories prélevées à 1 800 m sous terre (dans une eau de mer fossile à 73 °C).
À la suite des premiers chocs pétroliers, les forages se sont multipliés en région parisienne dans les années 1980 avec 800 000 logements chauffés par ce moyen envisagés à l'époque. Mais le prix du pétrole a ensuite diminué, et il a fallu gérer des problèmes de corrosion ou de colmatage, ce qui explique une stabilisation. Cent cinquante mille logements de franciliens l'utilisent encore. Le double serait possible dans cette région.
Plus à l'est, à Soultz-sous-Forêts en Alsace, un projet, présenté comme « le plus avancé au monde » vise depuis 1987, via 20 km de forage et une boucle d’eau géothermale de 11 km de long à exploiter 35 litres d’eau par seconde à 175 °C, circulant jusqu'à 5 000 m de profondeur dans un granit fracturé, via un groupement européen d'intérêt économique (GEIE), dans le cadre d'un projet européen associant le bureau de recherches géologiques et minières et d'autres acteurs autour de trois forages de 5 000 m de profondeur et une « centrale pilote de production d'électricité » mise en route comme prévu en 2008.
Plus de 22 ans de recherche et 80 millions d'euros (30 millions venant de l'Union européenne, 25 de l'Allemagne et 25 de France) ont permis de produire les premiers kilowattheures à l'été 2008 via une « centrale de conversion d’énergie géothermique/électrique de type ORC (Organic Rankine Cycle) » fonctionnant avec un fluide organique (isobutane) pour son cycle thermodynamique. La capacité de la centrale est de 13 MW de chaleur extraits, soit 2,1 MW de production électrique brute, dont 0,6 MW utilisés en autoconsommation pour faire fonctionner les installations et 1,5 MW de production nette. La productivité du puits doit peu à peu augmenter, au fur et à mesure que le sous sol se réchauffera autour de la colonne montante qui n'est pas isolée thermiquement (ce qui fait que 30 K sont perdus entre le fond et la surface par le fluide caloporteur). Selon l'opérateur, début 2013 « le puits GPK2 remonte 30 l/s à 170 °C. Le puits GPK4 est à 12 l/s à 145 °C ». Potentiellement le débit peut atteindre 80 m par heure (environ 22 l/s), mais un débit plus lent permet à l'eau de mieux se réchauffer.
Le projet a notamment montré qu'il existe un risque sismique lié aux forages profonds et à l'injection d'eau à très grande profondeur via la technique HDR (Hot Dry Rock) ; 200 000 m d’eau ont du être injectés pour « nettoyer » les fractures entre les roches et les opérations ont généré environ cinquante mille petits séismes et une grosse dizaine perceptibles par l'homme (d'une magnitude supérieure à deux sur l'échelle de Richter).
Ce forage a permis de valider plusieurs techniques nouvelles d'exploitation de la chaleur (utilisation des failles existantes dans le socle granitique, de l'eau souterraine, etc.) et le développement d'un nouveau concept appelé EGS pour « Enhanced Geothermal System ». Cette expérience s'est appuyée sur quinze laboratoires de recherche et sur le tissu industriel local avec deux principaux employeurs, Gunther Tools/Walter et CEFA, et un réseau d'une centaine de PME et artisans.
Le projet ECOGI (Exploitation de la Chaleur d'Origine Géothermale pour l'Industrie dit Roquette-Frères) et porté par le Groupe ÉS (40 % d'ECOGI), Roquette Frères (40 %) et la Caisse des Dépôts (20 %), vise à ouvrir en 2015 à Rittershoffen un réseau de chaleur interne (24 MW utiles pour 90 MW de puissance énergétique nécessaire) alimenté par un double forage à 2 500 mètres de profondeur relié à l'usine Roquette Frères de Beinheim via 15 km de tuyaux. Cela évitera à l'usine d'acheter 16 000 tep/an de combustible fossile et diminuera de 39 000 t/an ses émissions de CO2. Ce projet est soutenu par l'ADEME via le Fonds Chaleur à hauteur de 25 millions € sur un investissement total de 55 millions € et sera mis en service en avril 2016, complétant la chaudière biomasse qui couvre déjà 45 % des besoins en énergie du complexe. Électricité de Strasbourg espère alimenter d'autres clients avec la chaleur résiduelle à 70 °C en sortie du site Roquette, en particulier la plate-forme industrielle de Hatten et le réseau de chaleur de Betschdorf. ÉS a obtenu les autorisations pour lancer un forage exploratoire à Illkirch pour produire de l'électricité et alimenter plusieurs réseaux de chaleur dans les nouveaux écoquartiers et dans tout le périmètre du Parc d'innovation de cette commune de l'Eurométropole. D'autres projets sont en cours de négociation avec des communautés de communes, à Wissembourg et à Lauterbourg, mais aussi dans le Haut-Rhin, sur la plate-forme chimique de Chalampé.
Au premier semestre de l'année 2013, la ministre de l’Écologie Delphine Batho démontre sa volonté d'encourager le secteur de la géothermie haute température. Les entreprises concernées peuvent ainsi déposer des demandes d'autorisation auprès du ministère pour que leurs ingénieurs et techniciens entreprennent des travaux pour mesurer le potentiel des sols concernés. La ministre annonce le 28 février 2013 la signature de deux permis exclusifs de recherche de gîtes géothermiques, parmi lesquels un permis accordé à la filiale Géothermie de la société Fonroche Énergie pour l'exploration d'une zone de 1 000 km entre Pau et Tarbes, dans les départements des Pyrénées Atlantiques et des Hautes-Pyrénées. Rapidement, la ministre annonce que dix-huit autres demandes sont en cours d'examen (six soumises à la consultation du public), dont une autre demande de Fonroche Géothermie en Camargue, concernant un espace se situant sur les Bouches-du-Rhône et le Gard, en partie sur le parc naturel régional. Fonroche Énergie soumet de nouveau, en mai 2013, deux demandes au ministère de l'Écologie, la première pour le site dit « de Cézallier », la seconde pour la zone « de Brie ».
Le ministère chargé de l'Environnement (MEDDE) a mis en place fin mars 2015 un fonds de garantie dénommé GEODEEP (cinquante millions d’euros) visant à encourager le développement de la géothermie (alors qu'un projet de loi sur la transition énergétique prévoyait de porter à 32 % la part des énergies renouvelables dans notre consommation d’énergie à l’horizon 2030, visant à soutenir « une dizaine de centrales de géothermie profonde », loi dite Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, votée en juillet 2015.
La géothermie très profonde à très haute température
![La centrale géothermique de Palinpinon (Philippines), le plus profond puits est de 3 800 m[35].](https://wiki-gateway.eudic.net/wikipedia_fr/I/m/Puhagan_geothermal_plant.jpg)
La centrale géothermique de Palinpinon (Philippines), le plus profond puits est de 3 800 m.
Plus on creuse profond dans la croûte terrestre, plus la température augmente.
En moyenne en France, l'augmentation de température atteint 2 à 3 K tous les 100 mètres. Ce gradient thermique dépend beaucoup de la région du globe considérée. Il peut varier de 3 K/100 m (régions sédimentaires) jusqu’à 1 000 K/100 m (régions volcaniques, zones de rift comme en Islande ou en Nouvelle-Zélande).
On distingue classiquement trois types de géothermie selon le niveau de température disponible à l'exploitation :
la géothermie à haute énergie qui exploite des sources hydrothermales très chaudes, ou des forages très profonds où de l'eau est injectée sous pression dans la roche. Elle est surtout utilisée pour produire de l'électricité. Elle est parfois subdivisée en deux sous-catégories :
la géothermie haute énergie (aux températures supérieures à 150 °C) qui permet la production d'électricité grâce à la vapeur qui jaillit avec assez de pression pour alimenter une turbine.
la géothermie moyenne-énergie (aux températures comprises entre 100 °C et 150 °C) par laquelle la production d'électricité nécessite une technologie utilisant un fluide intermédiaire.
la géothermie de basse énergie : géothermie des nappes profondes (entre quelques centaines et plusieurs milliers de mètres) aux températures situées entre 30 °C et 100 °C. Principale utilisation : les réseaux de chauffage urbain.
la géothermie de très basse énergie : géothermie des faibles profondeurs aux niveaux de température compris entre 10 °C et 30 °C. Principales utilisations : le chauffage et la climatisation individuelle par dispositifs thermodynamiques généralement fonctionnant à l'électricité, d'où le terme électro-thermodynamique, appelés plus communément « pompes à chaleurs aérothermiques » (puisant dans l'air extérieur) et « pompe à chaleur géothermique ».
Avantages et difficultés de la géothermie de profondeur (haute et basse énergie)
Avantages
La géothermie est une énergie renouvelable, dans le sens où la chaleur contenue dans le globe terrestre est sans commune mesure avec les besoins énergétiques de la civilisation humaine. La gestion raisonnée de l'exploitation d'une ressource géothermique permet de maintenir localement le potentiel géothermique.
Par rapport à d’autres énergies renouvelables, la géothermie de profondeur (haute et basse énergie) a l’avantage de ne pas dépendre des conditions atmosphériques (soleil, pluie, vent). C’est donc une source d'énergie quasi-continue car elle est interrompue uniquement par des opérations de maintenance sur la centrale géothermique ou le réseau de distribution de l'énergie. Les gisements géothermiques ont une durée de vie de plusieurs dizaines d'années (30 à 80 ans en moyenne).
L'exploitation d'une ressource géothermique ne génère que très peu de gaz à effet de serre.
Inconvénients
L'EGS (Enhanced Geothermal System), testé et exploité en Europe à Soultz-sous-Forêts consiste à forer à grande profondeur dans des réservoirs géothermiques naturels sur lesquels on agit par stimulation. Ces systèmes EGS (qualifiés de Systèmes Géothermiques Stimulés en français) sont caractérisés initialement par la présence de saumure naturelle remontée à partir des fractures du granit, qu'il faut nettoyer.
Dans ce cas, trois problèmes principaux se posent :
Après forage, afin d'augmenter ou entretenir les performances hydrauliques des puits (perméabilité), des injections forcées d'eaux ou stimulations hydrauliques étaient autrefois faites uniquement par fracturation hydraulique (technique controversée pour ses risques environnementaux) doivent être faites pour créer mais surtout périodiquement rouvrir ces fractures pré-existantes qui tendent à se refermer ou se colmater. Ces stimulations physiques induisent toujours une activité micro-sismique, parfois assez importante pour être ressentie par les populations locales (Exemple : à Soultz, le plus fort séisme induit s'est produit en juin 2003 avec une magnitude de 2,9 sur l'échelle de Richter. Des études géotechniques cherchent à mieux comprendre les phénomènes physiques à l'origine de cette sismicité induite. Pour minimiser l'activité micro-sismique induite, la technique de la stimulation chimique (souvent associée au « fracking » par l'industrie pétrolière et gazière) a été testée avec succès, notamment à Soultz. Des acides et produits chimiques dissolvent certains minéraux naturellement présents dans les fractures (ex : calcite), ce qui accroît la performance hydraulique des puits. Cette variante dite « stimulation hydrochimique » s'est effectivement accompagnée d'une moindre activité micro-sismique (faible à très modérée), mais elle produit une eau plus chargée en certains composés indésirables (métaux, radionucléides, sels minéraux). Le site de Soultz doit gérer une saumure naturelle caractérisée par environ 100 grammes par litre de sels contenant de tels produits indésirables. Cette eau géothermale (150 litres par seconde à 165 °C) est ensuite réinjectée à 70 °C sous haute pression dans le sous-sol via des puits de réinjection.
Le fluide circulant dans la roche chaude et fracturée est toujours salé, corrosif et chargé de particules éventuellement abrasives, radioactives ou susceptibles de participer à l'encroûtement par précipitation de sels minéraux (entartrage ou «scaling») qui peut par exemple perturber ou bloquer la fermeture de vannes. La précipitation est limitée en surface par le maintien d'une forte pression dans les tuyauteries (20 bars), qui rend l'installation plus dangereuse en cas de fuite ;
La chaleur est source de dilatation thermique ou éventuellement en cas de problèmes de chocs thermiques, qui peuvent endommager certaines parties vulnérables des installations.
Applications possibles
B. Lindal : les différentes applications de la géothermie (version francisée)
Dès 1973, B. Lindal avait synthétisé dans un tableau les applications possibles de la géothermie.
Géothermie haute énergie
La géothermie haute énergie ou « géothermie profonde », appelée plus rarement géothermie haute température, ou géothermie haute enthalpie, est une source d'énergie contenue dans des réservoirs localisés généralement à plus de 1 500 mètres de profondeur et dont la température est supérieure à 150 °C. Grâce aux températures élevées, il est possible de produire de l'électricité et de faire de la cogénération (production conjointe d'électricité grâce à des turbines à vapeur et de chaleur avec la récupération des condensats de la vapeur).
Plus on fore profond dans la croûte terrestre, plus la température augmente. Ce gradient thermique dépend beaucoup de la région du globe considérée. Les zones où les températures sont beaucoup plus fortes, appelées anomalies de température, peuvent atteindre plusieurs centaines de degrés pour de faibles profondeurs. Ces anomalies sont observées le plus souvent dans les régions volcaniques. En géothermie, elles sont désignées comme des gisements de haute enthalpie, et utilisées pour fournir de l'énergie, la température élevée du gisement (entre 80 °C et 300 °C) permettant la production d'électricité.
L'exploitation de la chaleur provenant de la géothermie haute énergie est ancienne. Les bains dans des sources chaudes étaient déjà pratiqués dans l'Antiquité dans de nombreuses régions du monde. C'est au début du XX siècle qu'une centrale géothermique de production d'électricité a été pour la première fois réalisée à Larderello (Italie). La géothermie haute température connaît actuellement un renouveau important, notamment parce que la protection contre la corrosion et les techniques de forage se sont fortement améliorées.
De nouvelles applications technologiques sont envisageables pour récupérer la chaleur de la Terre. La cogénération permet déjà de combiner la production de chaleur et d'électricité sur une même unité, et augmente ainsi le rendement de l'installation. Un projet européen de géothermie profonde à Soultz-sous-Forêts vise à produire de l’électricité grâce au potentiel énergétique des roches chaudes fissurées (en anglais Hot Dry Rock).
Méthodes d’exploration avant forage
Gravimétrie : Les mesures gravimétriques permettent d’identifier des corps lourds, liés à des stockages magmatiques à « faible profondeur ». Ces stockages peuvent constituer des sources potentielles de chaleur qui sont nécessaires au développement d’un réservoir géothermique.
Magnétotellurie : Elle permet de déterminer la structure géoélectrique des zones prospectées entre terrains conducteurs et isolants, en particulier les couches imperméables susceptibles de constituer un système géothermique convectif (couvercle d'eau chaude).
Polarisation spontanée : La polarisation spontanée (PS) détecte les circulations de fluides sous la surface.
Analyse chimique des eaux et des gaz : La présence d'anomalies en He, CO2, H2S, CH4 et radon permet de mettre en évidence d'éventuelles contaminations par des gaz d'origine magmatique.
Installations dans le monde
Principaux pays producteurs d'électricité géothermique (2012) Pays Production (TWh) Part de la prod.mondiale États-Unis 19,6 27,9 % Philippines 10,2 14,6 % Indonésie 7,9 11,2 % Nouvelle-Zélande 6,2 8,8 % Mexique 5,8 8,3 % Italie 5,6 7,9 % Islande 5,2 7,4 % Japon 2,5 3,6 % Salvador 1,5 2,2 % Kenya 1,5 2,1 % reste du monde 4,2 6,0 % Total mondial 70,4 100 % Source : EurObserv'ER, 2013
L'électricité produite à partir de la géothermie est disponible dans plus de 20 pays dans le monde : la Chine, l'Islande, les États-Unis, l'Italie, la France, l'Allemagne, la Nouvelle-Zélande, le Mexique, le Nicaragua, le Costa Rica, la Russie, l'Indonésie, le Japon, le Kenya et le Canada. Les trois premiers producteurs sont les États-Unis, les Philippines et l'Indonésie. Ce dernier pays possède le plus grand potentiel (27 gigawatts, soit 40 % des réserves mondiales).
L'une des sources géothermiques les plus importantes est située aux États-Unis. The Geysers, à environ 145 km au nord de San Francisco, démarra la production en 1960 et dispose d'une puissance de 2 000 mégawatts électriques. Il s'agit d'un ensemble de 21 centrales électriques qui utilisent la vapeur de plus de 350 puits. La Calpine Corporation gère et possède 19 des 21 installations. Au sud de la Californie, près de Niland et Calipatria, une quinzaine de centrales électriques produisent environ 570 mégawatts électriques.
La géothermie est la source d'énergie principale de l'Islande, mais ce sont les Philippines qui en sont le plus gros consommateur, 28 % de l'électricité générée y étant produite par la géothermie. Il existe trois centrales électriques importantes qui fournissent environ 17 % (2004) de la production d'électricité du pays. De plus, la chaleur géothermique fournit le chauffage et l'eau chaude d'environ 87 % des habitants de l'île.
La géothermie est particulièrement rentable dans la zone du Rift en Afrique. Trois centrales ont récemment été construites au Kenya, respectivement de 45 MW, 65 MW et 48 MW. La planification prévoit d'augmenter la production de 576 MW en 2017, couvrant 25 % des besoins du Kenya, et réduisant ainsi la dépendance du pays aux importations de pétrole.
En Guadeloupe, la seule référence française en matière de géothermie haute température se situe à Bouillante, non loin du volcan guadeloupéen de la Soufrière. Il a été réalisé en 1984 un premier forage d’une profondeur de 300 mètres sur la base duquel l’installation d’une centrale de 5 MW a été décidée. Très proches de ce site, trois nouveaux puits de production plus profonds (1 km en moyenne) ont été mis en service en 2001 et une centrale, construite en 2003 (Bouillante 2), a permis de mettre en production, à fin 2004, 11 MW supplémentaires. Ce nouvel apport d'énergie couvre environ 10 % des besoins annuels en électricité de l'île, soit un total de 15 MW. En 2010, Des travaux d’exploration visent à atteindre 200 MW à l’horizon 2020 pour la Guadeloupe, la Martinique, la Réunion et la Dominique.
La France métropolitaine était en 2008 troisième pays européen utilisateur de géothermie à fins d’usages directs. Grâce aux efforts de l'AFME (devenue l'Ademe) et du BRGM notamment, la commune de Fresnes exploite la géothermie depuis 1985 pour son chauffage urbain ; c'est aussi le cas de la commune du Blanc-Mesnil en Seine-Saint-Denis. Cinquante mille équivalents logements sont ainsi chauffés en région parisienne et on a plus récemment foré l'un des puits les plus profonds (environ 5 km) à Soultz-sous-Forêts dans des granites fracturés, cette unité restant « un pilote scientifique […] loin de la rentabilité économique », selon le BRGM.
Selon le ministère de l’Écologie (citant EurObserv’ER), la France disposait fin 2008 d'une capacité thermique en géothermie de 1 678 MW thermiques et d'une capacité électrique de 16,5 MWe, soit le second parc géothermique installé en Europe (derrière la Suède, avec 13 700 emplois directs dans le domaine des pompes à chaleur et de la géothermie, dont 40 % pour la fabrication, 50 % dans la distribution/installation et 10 % dans la conduite ou maintenance, soit 20 % du marché européen des pompes à chaleur. Le nombre d'installations y a augmenté de 170 % de 2002 à 2008 (passant de 8 000 installations/an à près de 22 000), avant d'être freiné par la crise de 2008. L'efficience énergétique de la géothermie pourrait encore être améliorée par des progrès au niveau des échangeurs thermiques souterrains (par exemple plus compacts et plus efficaces, résistants à l'entartrage, etc.) pour lesquels le CPER a financé en 2007 en Région Centre une plate-forme expérimentale sur les pompes à chaleur et échangeurs géothermiques inaugurée fin 2008. Cette plate-forme travaillera aussi à la certification et jouera un rôle de démonstrateur et d'appui à la recherche, tout en évaluant in situ « l’impact physique, chimique et biologique sur le sous-sol de son exploitation thermique » et de celui des nappes.
En Allemagne, après 5 ans de forage, une centrale de 3,4 mégawatts, utilisant la géothermie, fonctionne à Unterhaching près de Munich depuis 2009, et produit en cogénération de la chaleur et de l'électricité. Le forage a atteint 3 350 mètres de profondeur, et 150 litres d'eau jaillissent par seconde à une température de 122 °C.
Géothermie basse énergie
On parle de « géothermie basse énergie » lorsque le forage permet d'atteindre une température de l'eau entre 30 °C et 100 °C dans des gisements situés entre 1 500 et 2 500 m de profondeur. Cette technologie est utilisée principalement pour le chauffage urbain collectif par réseau de chaleur, et certaines applications industrielles.
En France, un réseau de chauffage urbain situé en région parisienne utilise cette géothermie. Les installations de pompes à chaleur sur nappe continuent à se développer en région parisienne car elles correspondent à des techniques de chauffage et de refroidissement particulièrement bien adaptées aux secteurs tertiaire et résidentiel.
La géothermie fournit de la chaleur à environ 180 000 équivalents logements en Île-de-France, en exploitant l’eau chaude du Dogger, l’un des cinq aquifères du Bassin parisien, situé à 1 800 mètres de profondeur, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), et elle connaît un vif regain d’intérêt en 2015. Plusieurs opérations de forages sont en cours, après trente années plutôt calmes dans la région : à Arcueil et Ivry, dans le Val-de-Marne, à Bagneux, dans les Hauts-de-Seine, à Grigny, dans l’Essonne, et à Rosny-sous-Bois en Seine-Saint-Denis. Le projet des trois communes de Rosny-Sous-Bois, Noisy-le-Sec et Montreuil, baptisé YGéo, est piloté par le Sipperec (Syndicat intercommunal de la périphérie de Paris pour l'électricité et les réseaux de communication) ; il prévoit de construire une centrale de production géothermique de 10 MW et de créer ex nihilo le nouveau réseau distribuant cette chaleur renouvelable à 10 000 équivalents logements ; la construction des infrastructures a été confiée à Cofely, filiale d’Engie (ex-GDF-Suez), qui gère déjà dix réseaux géothermiques en Île-de-France et exploitera également celui-ci pendant trente ans. L’eau chaude et salée du Dogger, remontée aux alentours de 60 °C, fournira plus de 50 % de son énergie, permettant aux usagers de bénéficier d’une TVA à taux réduit de 5,5 %. En hiver, la centrale géothermique sera suppléée par dix chaudières d’appoint au gaz ainsi que des pompes à chaleur. Le réseau Argéo d'Arcueil et Gentilly fonctionne depuis octobre 2015 ; c'est la première création ex nihilo d’une centrale géothermique et d’un réseau associé depuis plus de 30 ans en Île-de-France. La centrale géothermique de 16 MW puise de l’eau à ** °C dans le Dogger, à 1 600 mètres de profondeur ; après extraction, elle est réinjectée à 38 °C. Le débit d’exploitation du doublet géothermique peut atteindre 320 m3/h. La centrale est couplée à une pompe à chaleur de 12 MW qui augmente la température de l’eau avant qu'elle soit envoyée sur le réseau de chaleur de 13 km, commun aux deux villes, pour alimenter en chauffage et en eau chaude sanitaire l’équivalent de 10 000 logements. Cette installation est complétée par six chaufferies gaz, de 15 MW au total, décentralisées sur les nœuds du réseau, et une chaufferie gaz de 18 MW d’appoint. Au total, 65 % des besoins en énergie du réseau sont couverts par la géothermie. Argéo fournit 93 000 MWh/an initialement et devrait atteindre 100 000 MWh/an distribués en 2017, lorsque tous les raccordements seront finalisés.
Une centrale géothermique fonctionnant sur le principe du doublet a été mise en service en 1994 à Riehen en Suisse, pour le chauffage des immeubles locaux. Depuis décembre 2000, une partie de la chaleur produite est exportée en Allemagne et approvisionne ainsi un quartier de la ville voisine de Lörrach.
La production de chaleur au moyen d’une pompe à chaleur sur nappe, repose sur le prélèvement et le transfert de l'énergie contenue dans l’eau souterraine vers les locaux à chauffer. Par ailleurs, une pompe à chaleur peut assurer simultanément et/ou successivement des besoins en chauffage et/ou climatisation/rafraîchissement. Cette catégorie est tout de même, d'un point de vue technicien et d'investissement financier, plus de la famille des géothermies de très basse énergie.
Géothermie très basse énergie
La géothermie « très basse énergie » développe une puissance thermique ne dépassant pas 500 kW, avec des calories captées à faibles profondeurs (à moins de 200 m) et des températures généralement comprises entre 10 et 30 °C, c'est-à-dire des calories ne provenant pas ou peu des profondeurs terrestres, mais plutôt du soleil et du ruissellement de l'eau de pluie, le sol du terrain jouant le rôle de source chaude du fait de son inertie et de sa mauvaise conductivité thermique.
Cette technologie est appliquée à :
la climatisation passive avec par exemple le système du puits provençal, le puits canadien, etc.
le chauffage et la climatisation avec la pompe à chaleur géothermique.
Ces systèmes permettent de faire, par rapport à l'usage unique d'une énergie primaire, des économies d'énergie sur le chauffage et la production d'eau chaude. Néanmoins ils nécessitent une source d'énergie extérieure, le plus souvent l'électricité, qui doit rester disponible.
La géothermie avec pompe à chaleur consiste à puiser la chaleur présente dans le sol à travers des capteurs verticaux ou horizontaux, selon la configuration du terrain. Une pompe à chaleur a un fonctionnement comparable à celui d'un réfrigérateur : il assure le chauffage d'un local à partir d'une source de chaleur externe, dont la température est, en général, inférieure à celle du local à chauffer.
Réglementation
Dans la plupart des pays, elle est cadrée par le règlement d'urbanisme, le code Minier et/ou le code de l'environnement (quand il existe) et tend à évoluer dans le cadre de la Transition énergétique.
En France : elle a récemment évolué avec la réforme du code minier et la démarche de simplification administrative (le 8 janvier 2015). Sa définition juridique est « les forages entre 0 et 200 mètres et les puissances thermiques allant jusqu'à 500 kW coté sous-sol ». En outre, une certification Qualit'EnR RGE Géothermie a été mise en place, associée à une « qualification des bureaux d'études sous-sol et surface pour les études de géothermie ». L'État a publié une cartographie nationale dont la précision n'est que de 500 × 500 mètres, mais les départements pourront demander un relevé plus précis, en carrés de 250 x 250 mètres, voire en 100 x 100 mètres" et selon trois profondeurs (10-50 m, 10-100 m ou 10-200 m). En améliorant cette précision certaines zones pourraient changer de statut (Cf. codes couleur présentés ci-dessous).
Cette carte définit 3 types zones :
zone verte (à régime de simple télédéclaration) ;
zones orange (là, un avis d'expert est demandé, ainsi qu'un rapport identifiant les aléas géologiques, hydrogéologiques ou environnementaux retenus (inondation, pollution, dissolution de gypse, …) ;
zones rouge (où une autorisation est obligatoire).
La réglementation thermique 2012 est basée sur la consommation primaire (ce qui permet de comparer des sources d'énergies différentes). Les modes de calcul basés sur l'énergie primaire sont dans ce cas légèrement défavorable à la géothermie quand elle utilise aussi de l'électricité (pour les PAC), mais quand il s'agit de "géo-cooling" les performances énergétiques sont importantes, et la source gratuite (ce que la RT 2012 ne valorise néanmoins pas particulièrement).
Fonctionnement
Tout se joue grâce au changement d'état, quand un fluide passe de l'état liquide à l'état gazeux, et inversement.
Un long tuyau de polyéthylène ou de cuivre gainé de polyéthylène est par exemple enterré dans le sol (jardin...). Dans le cas des systèmes à détente directe (DXV), on fait circuler à l'intérieur, un fluide qui de l'état liquide se réchauffe un peu au contact de la terre. Comme ce fluide a la propriété de se mettre à bouillir à très basse température, il passe alors de l'état liquide à l'état gazeux. Cette vapeur est comprimée par un compresseur situé dans la maison. Le simple fait de la comprimer a pour effet d'augmenter sa température. Elle est alors conduite à un condenseur qui la refait passer à l'état liquide. Lors de ce changement d'état, il se dégage à nouveau de la chaleur, qui est transmise à l’eau de chauffage (radiateur, plancher chauffant…). Le fluide continue son cycle, et après s'être détendu et refroidi, repart en circuit fermé rechercher de la chaleur dans la terre du jardin.
Il existe trois sortes de systèmes:
le système eau glycolée / eau
le système sol/eau (le fluide frigorigène se détend directement dans les capteurs enfouis dans le sol)
le système sol/sol (idem à la sol eau en ce qui concerne le capteur et avec condensation du fluide frigorigène dans le plancher)
En France, l'arrêté du 25 juin 2015 relatif aux prescriptions générales applicables aux activités géothermiques de minime importance n'autorise plus, implicitement, les sondes verticales à détente directe (paragraphe 4.1.6).
Les fluides caloporteurs
Le fonctionnement des machines thermodynamiques (ici la PAC) est fondé sur la capacité des fluides frigorigènes à se vaporiser et se condenser à température ambiante. Le fluide frigorigène le plus utilisé pour la géothermie est le fluide R-134a.
Ses propriétés essentielles sont :
sa température d'ébullition à pression atmosphérique est de −26 °C ; ce qui lui permet donc de s'évaporer plus vite à basse température, donc meilleur passage de la chaleur.
sa chaleur latente d'évaporation importante. À −26 °C (sa température d'ébullition) à pression atmosphérique sa chaleur latente est de 216 kJ/kg. Libère beaucoup d'énergie.
son faible volume massique de la vapeur en mètre cube qui lui permet d'utiliser un petit compresseur.
D'autres fluides sont couramment utilisés, tels que le R407C ou le R410A. Les solutions d'avenir concerneront probablement les fluides naturels, tels que le propane (R290) ou le CO2 (R744). Le grand désavantage de ce dernier étant les pressions de fonctionnement (entre 80 et 100 bars).
Pour les systèmes indirects que sont les PAC eau glycolée/eau, le monoéthylène glycol possède une viscosité moindre à basse température (et donc une moindre consommation de la pompe de circulation chargée de faire circuler l'eau glycolée dans les collecteurs) mais représente un danger pour la pollution des sols. Le monopropylène glycol à une viscosité plus grande, il est coûteux mais il est considéré comme étant de qualité alimentaire et comme étant biodégradable à 98 %. Pour ces installations, un contrôle de la densité du glycol est nécessaire tous les 3 ans, et la purge du circuit tous les 5 ans.
Du point de vue du budget d'investissement, les pompes à chaleur, installées à plus de 90 % dans du neuf (sources : Ademe, Sofath) n'entrent pas en concurrence avec le chauffage électrique par effet Joule (résistance électrique), mais plutôt avec tous les autres véritables moyens écologiques (solaire actif, bois énergie, et avant tout avec les architectures climatiques et bioclimatique).
La pompe à chaleur gagnerait probablement à muter vers un fonctionnement à partir de moteur thermique, pouvant utiliser des combustibles issus de la biomasse (biogaz par exemple), et ce évidemment pour des raisons d'économie d'échelle, dans des grands ensembles, permettant ainsi de localiser la production proche des lieux d'utilisation et d'augmenter les potentiels de production d'énergies renouvelables locale tout en évitant d'amplifier les problèmes actuels en amont du compteur électrique.
Coûts selon les techniques employées
Une étude publiée en juillet 2014 par l'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) évalue le temps de retour sur investissement en France pour les trois principales techniques :
géothermie sur capteurs horizontaux (environ 25 % du marché géothermique pour les particuliers), qui nécessite une emprise au sol importante, de l'ordre de 2 à 2,5 fois la surface à chauffer ;
géothermie sur sondes verticales, marché réparti entre particuliers et collectif, privilégié lorsque la surface au sol disponible est restreinte, notamment en milieu urbain ;
géothermie sur aquifère, surtout utilisée dans le collectif et le tertiaire.
Les résultats font ressortir des temps de retour dissuasifs dans la plupart des cas lorsqu'on ne prend pas en compte les aides fiscales (crédit d'impôt pour le développement durable) et subventions du Fonds chaleur de l'ADEME ; ces aides et subventions abaissent les temps de retour de façon significative, rendant l'investissement attractif dans le cas des capteurs horizontaux pour les particuliers (8 ans), pour les sondes verticales dans le collectif (9 ans) et pour les doublets sur aquifère dans le tertiaire (9 ans, ramenés à 7 ans avec utilisation du rafraichissement direct ou géocooling).
Ces résultats fondés sur le calcul des économies de gaz naturel sont fortement améliorés lorsque la géothermie se trouve en concurrence avec le propane (zones non desservies en gaz naturel) : le temps de retour pour les particuliers tombe à 4 ans, et même deux ans avec aides ; si l'on introduit une hypothèse de progression rapide des coûts du gaz (+5 % par an), les temps de retour sont abaissés de 1 à 3 ans selon les cas.
Séisme et géothermie
Dans les régions à risque sismique, la géothermie peut être affectée par certains séismes (dégradation d'installation, modification de circulation de la chaleur…).
Inversement, chaque opération de stimulation des réservoirs EGS par fracturation hydraulique peut provoquer des séquences plus ou moins longues de dizaines à milliers de microséismes (au moins plusieurs dizaines de séismes de magnitude supérieure ou égale à 2 pour chaque stimulation) ; c'est la « micro-sismicité induite ». C'est l'injection d'eau sous pression qui déclenche des micro-séismes de magnitude pouvant, assez rarement aller jusqu'à un maximum de 2,9 (comme à Soultz-sous-Forêts).
Pour minimiser les « nuisances sismiques », les « stimulations chimiques », empruntées au secteur pétrolier et gazier ont été mises en œuvre dans certains forages géothermiques profonds.
Ces microséismes sont étudiés par les géologues, les pétroliers et les promoteurs de la géothermie profonde qui utilisent aussi la stimulation et l'entretien des fractures (soit par l'injection d'eau sous pression, soit avec adjonction de produits chimiques). La fréquence, l'intensité et d'autres caractéristiques des microséismes peuvent être enregistrées par des réseaux de capteurs en surface (réseaux dits « EOST ») et en profondeur (réseau profond dits « GEIE »). L'injection de produits chimiques sous pression, mélangés à de l'eau (acides, agents fluidifiants…), génère une moindre activité sismique que la stimulation hydraulique seule, mais modifie d'autres paramètres de l'environnement profond, voire du forage. Recourir à un fluide contenant certains agents chimiques qui vont dissoudre les minéraux hydrothermaux (calcite).
Selon le BRGM, « tous les sites de ce type (géothermie profonde) dans le monde ont dû faire face à l’occurrence de microséismes pouvant être ressentis par les populations, avec des conséquences parfois néfastes. Le phénomène de sismicité induite, bien que connu, n’est pas encore complètement compris physiquement par les scientifiques ». Grâce aux études en cours et aux données accumulées par les capteurs, les spécialistes espèrent pouvoir « trouver des voies pour réduire l’impact micro-sismique des projets géothermiques et ainsi gagner une meilleure acceptation de ces projets par les populations ».
L'activité micro-sismique est produite dès la montée en pression du fluide de fracturation. Elle varie fortement selon les changements de conditions hydrauliques. Elle s'atténue à l'arrêt des injections, mais se prolonge encore quelques jours après la stimulation par fracturation (« activité rémanente »). Ces « micro-séismes » sont souvent des très basse énergie, et donc non perceptibles en surface par l'Homme (ils sont peut-être ressentis par des animaux plus sensibles, invertébrés y compris). En effet, l'énergie de ces ondes sismiques s'affaiblit d'autant plus que le forage est profond ou éloigné. Leur magnitude varie de -2 (seuil de détection) à 1,8 (seuil de perceptibilité par l'Homme en surface). À proximité de failles importantes, certains séismes de plus forte magnitude (> 1,8) sont néanmoins occasionnellement ressentis en surface. En condition d'exploitation de géothermie profonde, l'activité sismique induite est normalement trop faible pour pouvoir être ressentie par l'Homme en surface.
Géothermie et politiques publiques
En Islande ou aux Philippines, la géothermie est largement exploitée. Son importance dans le cadre de l'épuisement des énergies fossiles a été particulièrement mise en lumière dans le rapport Equinox Blueprint: Energy 2030 du Waterloo Global Science Initiative (en).
En France, où la priorité a été donnée au nucléaire, la société Géochaleur créée par la Délégation aux énergies nouvelles du ministère de l’Industrie en 1978 et de l’UNHLM pour assister les maîtres d’ouvrage en géothermie, a finalement rapidement disparu faute de soutien budgétaire et politique, ainsi que l’IMRG (Institut Mixte de Recherche sur la géothermie) créé plus tard à l’initiative du BRGM et de l’AFME, mais l’obligation d’économie d’énergie qui accompagne la souplesse des échanges de certificats pourrait redonner un intérêt à la Géothermie, considérée comme déjà rentable par la Commission Énergie, présidée par Jean Syrota dans ce pays.
Néanmoins pour augmenter leur part d’énergie renouvelable dans leur bouquet énergétique, de grandes collectivités se ré-intéressent à la géothermie, dont l'Île-de-France qui avec l'Ademe a ouvert en 2009 un nouveau forage (dans la nappe du Dogger (57 °C), à un point situé au nord-est de Paris, près de la porte d’Aubervilliers), qui doit chauffer plus d’un million de mètres carrés de logements, bureaux et commerces. Cinquante quatre forages avaient déjà été réalisés dans les années 1980, dont 34 étaient encore actifs en 2009. D'autres devraient être creusés à 1 800 mètres. La CPCU et l’Agence nationale de la recherche travaillent à un projet Géostocal de stockage de l’excédent énergétique estival pour «recharger» la nappe et en faire une réserve de calories pour l'hiver, avec un rendement espéré de 80 %.
En 2011, l'Ademe, le BRGM, certains conseils régionaux et d'autres acteurs ont mis en ligne un portail avec accès à plusieurs atlas régionaux disponibles, comme outil d'aide et décision pour les élus, citoyens et industriels, maître d'ouvrage ou bureau d'étude, avec des informations sur les aides possibles, les acteurs locaux, des documents thématiques et d'actualité sur la géothermie ; le site offre aussi un Service d'information du gouvernement (SIG) sur le potentiel géothermique des aquifères superficiels, et un Guide technique d'aide à la décision.
Selon une évaluation (2012) faite par l'association française des professionnels de la géothermie (AFPG), la France pourrait atteindre 1,3 million de tonnes équivalent pétroles substitués en 2020, à condition de multiplier par trois les réseaux de chaleur géothermique et avec un recours plus significatif à la géothermie de très basse température assistée par pompes à chaleur (PAC). Et 17 à 80 MW d'électricité pourrait être d'origine géothermique à condition d'exploiter des gisements profonds avec des systèmes plus efficients (de type EGS ; Enhanced Geothermal System) en métropole et en outre-mer.
La France, avec 4 150 GWh/an selon l'AFPG, surtout en Bretagne, Île-de-France et Alsace, était en 2010 au 5 rang européen des producteurs de chaleur géothermique, et dispose d'un bon potentiel non utilisé selon les professionnels. La géothermie assistée par pompes à chaleur serait en augmentation de 7 % par an, encouragée par les investissements pour l'habitat collectif (+10,5 %) qui comble le recul de l'investissement en maisons individuelles (-15 %). Ainsi, « avec 440 000 tonnes équivalent pétrole substituées par an (440 ktep) pour l'année 2011, la géothermie assure 3,4 % de la production française de chaleur d'origine renouvelable » selon l'AFPG.
Les principaux projets de géothermie « haute énergie » sont :
un projet de production de vapeur et d'eau chaude en cours en Alsace, porté par le consortium ECOGI ; puissance estimée : 20-25 MW thermiques ;
six permis exclusifs de recherches accordés entre 2009 et février 2013 : « Hatten-Rittershoffen » (projet Roquette) porté par Roquette Frères, Électricité de Strasbourg et la Caisse des dépots et consignations ; « Limagne-Allier » conduit par Géopétrol ; « Lauterbourg » porté par Électricité de Strasbourg et Géopétrol ; « Wissembourg » porté par Électricité de Strasbourg ; « Pau-Tarbes » porté par Fonroche Géothermie ; « Chaudes-Aigues-Coren » appartenant à Électerre de France.
16 demandes de permis de recherche en cours au premier trimestre 2013.
Formation
La réussite d'un forage profond, puis sa bonne exploitation nécessitent des compétences spécifiques.
En France, une filière universitaire Géothermie profonde (triple cursus) a été annoncée en 2014 par l'université de Strasbourg en région (Alsace) où la géothermie profonde a été expérimentée pour la première fois en France à Soutz-sous-Forêt et où un potentiel important existe (nappe d'eau d'une température dépassant 100 °C dès 1 000 mètres de profondeur). Dès la rentrée universitaire 2014-2015, l'École et observatoire des sciences de la Terre (EOST) de Strasbourg produira les enseignements académiques de géologie et d'ingénierie géophysique pour trois cursus (diplôme universitaire, c'est-à-dire hors cadre LMD — licence, master, doctorat). Dans le cadre du programme Investissements d'avenir de 2011, L’EOST était déjà porteur du projet « G-EAU-THERMIE PROFONDE », un LABoratoire d'Excellence (LABEX) visant à améliorer la connaissance des réservoirs géothermiques profonds et à développer des techniques permettant l’exploitation de cette source d’énergie renouvelable.
Cette formation, soutenue par le conseil régional d'Alsace, est dotée de 2,1 M€ sur huit ans, principalement fournis par Électricité de Strasbourg, un fournisseur d'énergie régional pionnier dans le secteur de la géothermie profonde. Il s'agit selon l'université de répondre à une demande émanant à la fois du secteur public et scientifique (CNRS notamment) et du secteur économique.
词典释义：
