Transition énergetique

Efficacité énergétique


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INSTABILITÉ DE LA PRODUCTION ÉOLIENNE

L'instabilité extrême de la production électrique des éoliennes nécessite des modes de production de substitution, lorsque le vent est insuffisant, et qu'il y a une demande d'électricité à couvrir ; ces modes de production sont pour l'essentiel du thermique "à feu", gaz ou même charbon (importés...), à cause de la souplesse de leur mise en service. Mais cela correspond forcément du gaz à effet de serre en plus, comme en Allemagne où on l'a constaté depuis la mise en service massive de l'éolien (40% de GES (gaz à effet de serre) par habitant de plus qu'en France).


Au sujet de la substitution au nucléaire : le nucléaire, est une forme de production massive et continue de courant électrique (85% de notre production totale). Une tranche nucléaire (il y en a plusieurs dans une centrale) a une puissance installée de 900 à 1200 MW, contre 3 MW pour une éolienne du type prévu à Taillard, parmi les plus puissantes à ce jour. Une centrale nucléaire tourne en moyenne entre 80 et 90% du temps total, c'est-à-dire qu'elle produit, pour une tranche de 1000 MW, 800 MWh. Une éolienne tourne selon les sites entre 16 et 25% du temps, c'est-à-dire qu'une éolienne de 3 MW produira en hypothèse haute 0,75 MWh : pour produire autant qu'une tranche nucléaire, il faudrait donc 1000 éoliennes !


LE MARCHÉ SPOT DE L'ÉLECTRICITÉ

L’électricité d’origine éolienne et l’électricité d’origine photovoltaïque sont prioritaires sur le réseau, c’est à dire qu'elles doivent, de par la loi, être "injectées" sur les lignes électriques, que cela corresponde à un besoin des consommateurs ou pas. EDF est donc obligée, si pour un laps de temps donné la production est supérieure à la demande, de limiter sa propre production en agissant sur l'hydroélectrique de "haute chute" ou sur les centrales à gaz les plus "souples"... Dans un certain nombre de cas cela n'est pas possible, or l'électricité n'étant guère stockable, il faut l'écouler coûte que coûte, sinon cela entrainerait des surcharges impossibles à gérer (risque de disjonction partielle ou totale du réseau). On fait alors appel au marché "spot" de l'électricité, organisé avec quelques uns de nos voisins européens dans le cadre de l'EPEX SPOT, sorte de "bourse" de l'électricité. Mais sur ce marché très spécifique, si l'offre est vraiment trop forte, il arrive que les prix soient négatifs, c’est à dire que c'est le vendeur qui doit payer l'acheteur pour qu'il prenne son courant électrique ! Ainsi, par exemple, en décembre 2012, les opérateurs français ont eu un négatif de moins 50 euros par MWh, et même pour une surproduction spécifique de l'éolien allemand - 473 euros/MWh !

SI NOUS CONTINUONS A DEVELOPPER L'EOLIEN, NOUS AURONS DE PLUS EN PLUS D'ELECTRICITE QUI DEVRA ETRE VENDUE SUR LE MARCHE SPOT...


Ainsi EDF et les consommateurs paieront deux fois : d'abord le surcoût lié aux conditions de rachat de l'électricité éolienne, ensuite les prix négatifs pour écouler la surproduction vers nos voisins...

LE JUTEUX MARCHÉ DES " DROIT À POLLUER "

Le protocole de KYOTO et son application au niveau européen ont mis en place, depuis le début des années 2000, un système qui avait pour but d'encourager les industries à réduire les émissions de GES (gaz à effet de serre), par l'émission et la répartition de "certificats carbone" correspondants à des droits à émettre du CO2. Les industriels de l'éolien n'émettent pas de CO2, mais reçoivent néanmoins ces certificats, en fonction de l'électricité produite. Comme ils n'utilisent pas ces certificats eux-mêmes, ils peuvent les revendre librement, de gré à gré, auprès d'industriels dépassant leur quota de GES.


Ce marché des certificats carbone fonctionne dans la plus grande opacité, avec de nombreux abus qui aboutissent à l'effet inverse à celui recherché, et cela dans la plupart des pays européens.

LA CATASTROPHE ANNONCÉE DES " ENERGIES VERTES"

Le rapport RTE 2014, qui est paru le 27 janvier 2015, révèle des chiffres très éloquents : la consommation brute d'électricité en France métropolitaine s'établit à 465,3 TWh, soit 6% de moins qu'en 2013. Dans le même temps, la production effective nette est de 540,6 TWh, en léger recul d'environ 2%. Cela signifie que la France continue à surproduire de l'électricité, laquelle est écoulée à l'exportation, à des prix qui sont nettement en baisse, puisque le prix moyen sur la bourse de l'électricité (hors contrats de fourniture stable) est à 34,6 euros du MWh (en baisse de 20% par rapport à 2013 !)


Deux remarques à partir de là : le MWh éolien est payé à 90 euros le MWh actuellement, la différence doit donc être alimentée par la taxe CSPE payée par les consommateurs ou en déficit des fournisseurs d'électricité (EDF, etc...). Le coût de production de l'électricité thermique classique, gaz, pétrole ou charbon est en baisse très nette vu le recul des prix de ces énergies sur le marché mondial, ce qui est lié à la fois à la baisse de la demande (températures moyennes en hausse, crise économique) et à la croissance de l'offre, surtout du fait des Etats-Unis, mais aussi de quelques pays arabes...


Aussi, les centaines de milliards d'euros investis à l'échelle mondiale dans les installations solaires et éoliennes sont une aberration économique ! Si au moins ils permettaient de faire diminuer les émissions de GES (gaz à effet de serre)... Mais ce n'est justement pas le cas, car leur grande instabilité de production nécessite toujours des installations dites "back-up" afin d'assurer une production lors des "défaillances" des ENR vertes : cela a pour effet de polluer à nouveau, et de coûter plus cher, ces investissements de "back-up" étant par définition sous-utilisés.


Références : Bilan RTE 2014 consultable sur internet,

Article de Michel GAY dans la revue "Energie" du 2 février 2015.


AVIS SUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Dans le cadre du débat parlementaire sur "la transition énergétique pour la croissance verte", l’Académie des Sciences a publié un AVIS le 6 janvier 2015, qui vient d'être repris dans les médias. Le moins que l'on puisse dire, c'est que notre élite scientifique douche singulièrement la frénésie des partisans de l'éolien et du photovoltaïque : ci-dessous le paragraphe de la synthèse concernant les énergies renouvelables intermittentes ; le rapport complet peut être trouvé sur internet...


"Le développement des énergies renouvelables intermittentes éolienne et photovoltaïque devraient se faire à un rythme prudent, en tirant profit de l'expérience acquise dans d'autres pays, en anticipant les difficultés d'insertion de ces énergies dans le réseau et de leur effet sur le système électrique dans son ensemble, et en tenant compte de la nécessité de prévoir leur compensation lorsqu'elles ne sont pas disponibles, sans que cela conduise à une augmentation des émissions de CO2 ou à des importations d'énergie électrique. Les énergies renouvelables non-intermittentes dérivées de la biomasse représentent une filière prometteuse qu'il convient de soutenir par l'intensification de la recherche scientifique et technologique sur les méthodes et les procédés (physiques, chimiques, biologiques) de transformation de ces énergies en vecteurs utilisables (électricité, carburant, gaz) avec la meilleure efficacité énergétique et économique."

On ne saurait mieux exprimer que jusque là, on a fait fausse route dans la question des énergies renouvelables.

C'est d'ailleurs ce qui ressort des décisions prises dans des pays voisins :

- Au Royaume-Uni, la Chambre des Communes a proposé le 7 juillet 2014 une loi, votée en première lecture, abolissant les aides à la filière éolienne,

- En Allemagne, une Commission d'experts indépendants travaillant pour le compte du Bundestag, et dont les conclusions ont été rapportées il y a un an dans la presse, a considéré que les 22 milliards d'euros perçus annuellement par les EEG (énergies renouvelables intermittentes) n'étaient justifiés par aucun bénéfice sur le climat, ni l'innovation, et bien sûr encore moins sur le prix de l'énergie. Ces experts ont donc proposé l'abolition de la loi sur les EEG !

- Au Danemark un moratoire de deux ans vient d'être décidé, ce qui signifie que seuls les projets déjà décidés pourront se poursuivre…


LA SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE CONDAMNÉE

UNE SURCAPACITE EUROPEENNE MASSIVE DE PRODUCTION D'ELECTRICITE...

On a assisté durant l'année 2014 à une hausse de la capacité de production d'électricité en Europe, alors que la consommation est en baisse, ce qui est explicable par la crise économique d'une part, par les politiques de limitation de la consommation énergétique d'autre part, et grâce à un hiver relativement doux. La hausse de la capacité de production provient, elle pour l'essentiel, de la mise en service de nouveaux parcs éoliens et de parcs PV (photovoltaïques), dans différents pays, mais particulièrement en Allemagne et dans une certaine mesure en Espagne.

De ce fait, un grand nombre de pays européens sont en capacité d'exporter de l'électricité, la France restant pour 2014 le premier exportateur avec 65 TWh de solde net. Mais l' Allemagne et l' Espagne sont-elles mêmes devenues exportatrices grâce à leur production intermittente installée (éolien+PV), l'Allemagne ayant puissance aujourd'hui supérieure à celle de notre parc nucléaire (74 GW exactement, fin octobre 2014 : puissance installée, mais non-pas production...)

Or c'est bien cela qui pose problème : la production intermittente est "injectée" prioritairement sur les réseaux, qui sont interconnectés : cela signifie que de l'électricité, produite en Allemagne ou ailleurs, vient sur le réseau français, ou d'un autre pays de manière automatique, sauf à couper les interconnexions, ce qui serait dangereux pour tout le monde.


MAIS LA PRODUCTION INTERMITTENTE EST PAR DEFINITION INSTABLE, ET SANS LIEN AVEC LA CONSOMMATION...

La production allemande peut par exemple passer en une journée de 1 à 35 pour le photovoltaîque, et de 1 à 49 pour l'éolien, avec de très fortes variations saisonnières par ailleurs : grosso modo, l'éolien produit plus  du printemps à l'automne qu'en hiver, alors que c'est là qu'on aurait besoin de plus de production.


Les effets de ces irrégularités de production sont multiples :

- en cas de production insuffisante, le pays concerné doit faire appel à des moyens de substitution ou "back-up" s'il en dispose, ou faire appel à ses voisins et importer : mais le problème c'est que la plupart des pays ont un problème similaire en même temps. Il ne reste alors plus qu'à pratiquer des délestages, c’est à dire couper l'alimentation de certains clients, volontaires ou pas...

- en cas de surcapacité de production, c'est parfois encore plus contraignant : la situation peut alors devenir critique, le réseau allemand étant insuffisant pour transporter la production éolienne du Nord du pays, vers la Bavière forte consommatrice au Sud ; ce courant électrique emprunte alors les réseaux des pays voisins, France de l'Est, ou Pologne et Tchéquie, avant de retourner vers sa destination finale. Cette situation déséquilibre nos réseaux, risque d'entraîner des "black-out" (pannes généralisées). Pour l'éviter, les Tchèques vont même installer à la frontière allemande un gigantesque transformateur déphaseur qui permettrait de repousser l'électricité indésirable. D'autres pays voisins de l'Allemagne pensent faire de même pour protéger la stabilité de leur réseau. Si la France ne fait rien, les ENR intermittentes allemandes et espagnoles viendront perturber gravement notre réseau.


- Il existe un autre effet lié à cette surcapacité européenne globale, c'est  la chute des prix de l'électricité, avec de fortes fluctuations dans le temps -heure par heure sur le marché "spot"- avec des prix négatifs certains jours de très forte production. Ainsi les prix "spots" ont baissé partout en moyenne pour l'année 2014 comparée à 2013 : de moins 5% en Espagne à moins 22% dans les pays scandinaves, la France étant à moins 20%. Pour la France, la moyenne s'établit pour l'ensemble de l'année à 38,6 euros/MWh, à comparer avec les 90 euros payés aux fournisseurs éoliens !

LES RÉACTIONS DE LA COMMISSION EUROPÉENNE

Face à cette situation, la Commission a édicté de nouvelles lignes directrices qui demandent aux énergies renouvelables de s'intégrer dans le marché et de participer au coût de leur transport, et à l'horizon 2030, à supprimer le caractère contraignant, pour les Etats, de leurs objectifs en matière d'ENR.

Bois-énergie et Biomasse

Forêts"France- N° 559 - DÉCEMBRE 2012

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Hydroélectricité

LA PREMIÈRE SOURCE D'ÉLECTRICITÉ RENOUVELABLE

La filière hydroélectrique regroupe les centrales produisant de l'électricité à partir de la force de cours d'eau. Ses capacités de modulation rapide, les 7 500 milliards de litres de retenues sur le territoire national, et la dimension renouvelable et non émettrice de CO2 de son énergie, font de l'hydroélectricité un atout majeur pour le réseau électrique français. Avec 25,4 GW de puissance installée et une production de 75,7 Twh en 2013, l'hydraulique est la 2ème source de production derrière le nucléaire, et la première source d'électricité d'origine renouvelable en France.


BILAN DE LA PRODUCTION HYDROELECTRIQUE EN FRANCE

L'année 2013 a été marquée par une production à son plus haut niveau depuis 2001 avec un total de 75,7 Twh, soit 18,7% de plus qu'en 2012. Cette très forte production s'explique surtout par une très forte pluviométrie printanière, selon Météo-France. Sur l'année 2013, l'hydroélectricité a représenté 13,8% de production totale injectée sur le réseau, contre une moyenne de 11% sur une période de 10 ans.


DIFFERENTS TYPES D'EXPLOITATION

Un aménagement hydraulique se compose d'une prise d'eau ou d'une retenue d'eau, créée par un barrage, et d'une centrale de production électrique, les deux étant reliées par un canal ou une conduite. Les ouvrages peuvent atteindre des dimensions importantes. On peut citer le barrage de TIGNES, le plus haut de France avec 180 mètres de hauteur, et une longueur de près de 300 mètres, ou encore le barrage de SERRE-PONCON qui constitue la plus volumineuse retenue d'eau avec 1,2 milliards de mètres cubes, pour un lac de 28,2 km2 de superficie. Mais ce n'est rien à côté des gigantesques ouvrages que l'on trouve en Chine (les Trois-Gorges) au Brésil (Itaïpu) ou au Canada. Les conduites forcées qui relient un barrage à la centrale courent parfois sur plusieurs kilomètres, permettant de gagner plusieurs centaines de mètres de dénivelé et d'augmenter ainsi fortement la pression de l'eau au niveau des turbines. La centrale de PORTILLON bénéficie ainsi d'une hauteur de chute de plus de 1400 mètres, pour une hauteur de barrage de 23 mètres seulement.


Un aménagement hydraulique transforme l'énergie potentielle entre deux points d'un cours d'eau en énergie cinétique. Au niveau de la centrale de production, l'eau actionne une turbine qui récupère cette énergie sous forme mécanique. L'arbre de la turbine est relié à un alternateur qui produit l'électricité.


TROIS GRANDS TYPES DE CENTRALES :

- Les centrales au fil de l'eau, dites aussi de « basse chute » :

Ces centrales ne disposent pas de capacités de stockage et produisent au gré des débits des cours d'eau. Ce sont donc des ouvrages qui produisent de façon continue, et fournissent une électricité de base, comme les centrales nucléaires. On ne peut donc pas s'en servir pour suppléer aux énergies intermittentes. Il existe plus de 2 000 centrales de ce type en France, et 85 % sont des centrales de petite puissance (moins de 10 MW). L'hydraulique au fil de l'eau constitue une puissance installée d'environ 7 600 MW, et on considère que la moitié de cette puissance est garantie toute l'année. Sa production a représenté en moyenne 37 TWh par an, soit plus de la moitié de la production hydraulique totale du pays. Certains de ces ouvrages peuvent atteindre une puissance importante, comme ceux disposés sur le Rhône ou sur le Rhin, qui produisent à eux-seuls les 2/3 de la production totale au fil de l'eau pour seulement une trentaine de barrages.


- Les centrales de lac et d'éclusée :

Les centrales de lac ou d'éclusée disposent d'une retenue d'eau leur permettant de stoker celle-ci afin de la turbiner aux périodes de plus forte demande. Ces deux catégories de centrales se distinguent en fonction de la durée de remplissage de leur réservoir : moins de 400 heures pour les centrales d'éclusée, au-delà pour les centrales de lac. Les centrales d'éclusée ont donc des durées d'accumulation assez courtes et modulent leur production au niveau journalier, voire hebdomadaire, là où les centrales de lac peuvent assurer une modulation saisonnière de leur production.

Ces ouvrages sont essentiels pour la sécurité du réseau électrique, en concentrant leur production sur les périodes de plus forte demande. Ils sont capables de mobiliser en quelques minutes plusieurs milliers de MW sur l'ensemble du réseau, assurant ainsi l'équilibre offre/demande qui doit en permanence être maintenu. Leur rôle est donc primordial pour suppléer les insuffisances relativement peu prévisibles des renouvelables intermittents, éolien et Photovoltaïque, ils peuvent être complétés si nécessaire par du thermique à flamme...

En France, on dénombre une centaine de centrales de lac pour une puissance installée de 9 000 MW et une production annuelle d'environ 17 TWh. Les centrales d'éclusée sont au nombre de 140 pour 4 000 MW de puissance installée et 14 TWh de production annuelle moyenne.

On évoque aussi parfois pour les centrales de lac, voire d'éclusée la hauteur de chute : ainsi les hautes chutes correspondent à des dénivelés supérieur à 200 mètres, les moyennes chutes à des hauteurs comprises entre 50 et 200 mètres : cela déterminera aussi le type de turbine utilisée, par exemple les turbines dites PELTON pour les hautes chutes, FRANCIS pour les moyennes...


Le cas particulier des STEP (Stations de Transfert d'Energie par Pompage)

Ce sont des centrales de pompage – turbinage fonctionnant avec une double retenue, l'une à l'amont et l'autre à l'aval. Pendant les heures creuses (faible consommation), l'eau est pompée de la retenue inférieure vers la retenue supérieure, pour être ensuite turbinée dans le sens inverse pendant les heures de pointe (forte conso.). La France dispose d'une dizaine d'installations STEP pour une puissance totale de 4 500 MW, mobilisables en quelques minutes. La STEP de GRANDMAISON est la centrale hydroélectrique la plus puissante de France, capable à elle seule de générer 1 800 MW en 3 minutes, soit une puissance équivalente à celle de deux réacteurs nucléaires.

Les STEP peuvent donc être utilisées pour « stocker » l'électricité intermittente produite en excès, en restituant en quelque sorte cette énergie lorsque l'intermittent est défaillant.

Toutefois, les STEP ne peuvent pas être considérées comme des moyens de production d'énergie renouvelable : en effet, l'énergie nécessaire pour remonter l'eau de la retenue est prélevée sur le réseau, et dépend donc de l'ensemble du parc production électrique : et les STEP ont ainsi un rendement de l'ordre de 70 à 80 % de l'énergie initiale, le bilan est donc négatif au final !


ENERGIE FONDAMENTALE


L'HYDROELECTRICITE, ENERGIE FONDAMENTALE POUR LA STABILITE DU RESEAU , PARTICULIEREMENT RENTABLE :


L'électricité, hormis le cas spécifique des STEP, ne se stocke pas, il faut donc, à tout moment, et en temps réel, ajuster la production à la consommation. Pour ce faire, le réseau a besoin de centrales capables de moduler leur production rapidement. En plus d'être la seule énergie renouvelable dont on peut maîtriser la production électrique, l'hydroélectricité est la technologie la plus rapide à démarrer en cas de besoin, et la plus facile à moduler en temps réel, du moins pour les centrales de lac et d'éclusée.

De plus l'électricité hydraulique est la moins chère en termes de coûts de production, puisqu'elle revient à un prix que l'on peut évaluer à une fourchette de 15 à 20 euros du MWh, selon les installations. Ce faible coût s'explique par le fait que la plupart des centrales sont déjà amorties vu leur ancienneté, ainsi que par la faiblesse des coûts de maintenance. Cela en fait donc une énergie particulièrement avantageuse, à tous points de vue.

LA FILIÈRE HYDRAULIQUE EN FRANCE :

Elle fournit environ 10 500 emplois pour un Chiffre d'affaires d'environ 3 milliard d'euros (source UFE et ADEME). C'est comparable à l'éolien pour les emplois, mais avec un résultat beaucoup plus élevé en termes de C.A. ou de production électrique totale (rapport de 1 à 4,7 en faveur de l'hydraulique). Cette filière hydraulique bénéficie d'une renommée internationale et ses acteurs sont nombreux et diversifiés, avec des industriels d'amont travaillant beaucoup pour l'exportation, comme les fabricants de turbine et les fournisseurs de matériels électriques spécifiques (au total, une trentaine de grandes entreprises). En aval la filière occupe aussi des bureaux d'études et d'ingénierie, ainsi que quelques grandes entreprises de génie civil, comme Bouygues, souvent sollicitées à l'étranger.


LES EXPLOITANTS DE CENTRALES :

Le secteur est plus dispersé, entre petite hydraulique et grande. C'est le seuil de 10 MW qui marque la séparation, selon les normes européennes. Pour la petite hydraulique, il y a presque autant d'exploitants que de centrales ; c'est l'inverse pour les centrales de grande puissance, où EDF a la charge de plus de 80 % des concessions hydroélectriques, et GDF-Suez près de 12 % au travers de ses filiales la Cie Nationale du Rhône et la Société Hydroélectrique du Midi. Il faut cependant noter que les règles européennes obligent à une remise en concurrence des concessions qui est actuellement en cours…


PERSPECTIVES FUTURES POUR LA FILIÈRE HYDRAULIQUE :

Il n'est pas rare d'entendre que l'hydraulique ne peut plus connaître de développement en France, la plupart des sites possibles étant équipés. Cela n'est pas tout à fait exact, et les services de l'Etat, en collaboration avec les principaux producteurs, ont mené en 2013 une étude sur les perspectives de développement d'une hydroélectricité durable. Ce travail a permis de disposer d'une « vision partagée » sur le potentiel hydroélectrique français, au sens « technique », c'est à dire sur ce qui est techniquement faisable pour les années à venir. Le potentiel a ainsi été évalué à un développement possible de 12 TWh, dont 85% par la création de nouveaux équipements, et le reste par le rééquipement d'installations anciennes. Ce sont des chiffres assez théoriques, car il faut aussi tenir compte des coûts d'investissements, et surtout de l'acceptabilité des projets du point de vue de l'opinion, pas toujours favorable à de nouveaux barrages, on l'a vu dans le cas de SIVENS (projet pour l'irrigation plus que pour l'énergie). Il faut bien sûr tenir compte des règles environnementales visant à préserver la continuité écologique des cours d'eau, en particulier du point de vue du débit résiduel...

Si l'on se base sur le rapport « Négatep 2014 », cet institut ne croit pas à une augmentation notable pour les équipements futurs.


CEPENDANT, DES PROJETS VOIENT LE JOUR :

En exemple de rééquipement, on peut citer l'exemple de la « Nouvelle Romanche » à Livet-et-Gavet au sud de Grenoble, financé par EDF et aidé par l'Europe, qui consiste à construire une centrale de 93 MW destinée à remplacer 6 installations anciennes : les travaux ont débuté en 2011 pour une mise en service courant 2017...

Pour les nouvelles centrales, on peut évoquer la construction du barrage de RIZZANESE en Corse, débuté en 2011, pour une puissance de 55 MW, ou encore la centrale de RIVIERE de l'EST à la Réunion dont la mise en service est récente.


L'HYDRAULIQUE EN MER, CENTRALES MARÉMOTRICES ET HYDROLIENNES

La filière marémotrice ne compte à ce jour que deux installations, dont l'usine marémotrice de la RANCE, d'une puissance de 250 MW, laquelle utilise le flux alterné des marées pour actionner des turbines réversibles d'un modèle spécifique. Il n'existe pas d'autres projets futurs pour le moment, à cause de la rareté des sites qu’il est possible d’équiper, et du coût très élevé des investissements.


Les hydroliennes, seraient, en ce qui les concerne, des structures immergées capables d'utiliser les flux des courants marins, qui sont continus. Pour le moment, la technique est expérimentale, il reste à la fois à tester l'efficacité des matériels, la question de la compatibilité de ces installations avec l'écologie des fonds marins, et bien entendu la rentabilité productive des projets. Mais cela pourrait être une technique prometteuse, peu impactante pour les populations, et éventuellement extensible au lit de certains cours d'eau.


CONCLUSION :

L'hydroélectricité est la plus compétitive des énergies renouvelables tant par sa souplesse d'adaptation que par ses coûts de production très faibles. Elle n'est malheureusement pas indéfiniment développable pour l'avenir, mais pourrait être relayée par une future production hydrolienne, si la recherche permet d'en optimiser les technologies.

Nous pouvons être fiers de nous souvenir que c'est en France que la « houille blanche » est née en 1869 en Isère, à Lancey, grâce à l'ingénieur Aristide BERGES, qui a équipé une chute de 200 mètres pour faire tourner ses machines (production de pâte à papier).



LA METHANISATION

LA METHANISATION, UNE ENR STABLE...

QU' EST-CE QUE LA METHANISATION ?

La méthanisation est un processus naturel biologique de dégradation de la matière organique en l' absence d' oxygène. La matière organique dégradée se retrouve principalement sous forme de méthane (CH4). Ce processus se produit naturellement dans certains sédiments, les marais, les rizières, ainsi que dans le tractus digestif de certains animaux, insectes tels les termites, vertébrés tels les ruminants.

Mais ce processus peut être mis en œuvre intentionnellement, au sein d' un digesteur, à partir de déchets organiques, ce qui conduit à une production de gaz, ou biogaz, et d' un coproduit, le digestat. Dans la nature, la méthanisation joue un rôle important dans le cycle du carbone, mais contribue aussi à des rejets importants dans l' atmosphère ; or, le méthane est un gaz à effet de serre, et les rejets contribueraient donc au réchauffement climatique. De la même manière, les grandes quantités de méthane présentes sous forme d' hydrates de méthane dans les sédiments marins ou dans les pergélisols (sols des régions polaires gelés en profondeur), pourraient, si elles étaient « larguées » brutalement, accélérer notablement le réchauffement climatique.

A noter enfin que le biogaz dégagé lors d' une réaction de méthanisation n' est pas du méthane pur, mais un mélange de différents gaz dans des proportions variables selon le substrat : 50 à 75 % de méthane, 25 à 45 % de dioxyde de carbone (CO2), 2 à 7 % de vapeur d' eau, et 0 à 5 % de gaz divers, azote, hydrogène, oxygène et hydrogène sulfuré).


LE PROCESSUS BIOLOGIQUE ET LA METHANOGENESE

La méthanisation est assurée grâce à l' action de certains groupes de micro-organismes microbiens en interaction. On distingue trois phases successives :L' hydrolyse et l' acidogénèse : la matière organique est d' abord hydrolysée en molécules simples ; cette décomposition est réalisée par des enzymes, et peut devenir l' étape limitante dans le cas de composés difficiles à hydrolyser tels la cellulose, l' amidon ou les graisses. Ensuite ces substrats sont utilisés lors de l' étape de l' acidogénèse par des espèces microbiennes adéquates, qui vont produire des alcools et des acides organiques, ainsi que de l' hydrogène et du dioxyde de carbone.L' acétogénèse permet la transformation des divers composés issus de la phase précédente en précurseurs directs du méthane, c' est à dire l' acétate, le dioxyde de carbone et l' hydrogène. On distingue deux groupes de bactéries acétogènes, tout d' abord les OHPA, capables de produire de l' acétate et de l' hydrogène ; ensuite les bactéries acétogènes non-syntrophes dont le métabolisme est majoritairement orienté vers la production d' acétate, en particulier en utilisant l' hydrogène et le CO2.La méthanogénèse est assurée par des micro-organismes anaérobies stricts qui appartiennent au domaine des archaea. Cette dernière étape aboutit à la production de méthane. Elle est réalisée par deux voies possibles : l' une à partir de l' hydrogène et du CO2 par les espèces dites hydrogénotrophes, et l' autre à partir de l' acétate par les espèces acétotrophes ou acétoclastes. Pour cette méthanogénèse, il faut réunir des conditions physico-chimiques pour optimiser la réaction biologique... Il faut aussi des conditions de température spécifiques, entre 30 et 60°C selon le pH.


LE POTENTIEL METHANOGENE VARIE SELON LES SUBSTRATS

Ce potentiel se mesure en m3 (mètre cube) de CH4 par tonne de substrat utilisé :Les substrats à faible potentiel, moins de 100 m3 de CH4/tonne sont les lisiers de porc, les fientes de volailles.Les substrats à potentiel moyen, entre 100 et 240 m3/t sont les déchets de tonte de pelouses et les graisses usagées ou graisses d' abattoir.Les substrats à fort potentiel, plus de 240 m3/t sont les résidus de céréales et de tourteau de colza.Mais on peut associer des effluents à faible pouvoir méthanogène, apportant beaucoup de bactéries (comme les effluents d' élevage), avec des résidus de cultures ou d' industries à meilleur potentiel méthanogène, ce qui constitue une bonne solution pour optimiser le rendement du substrat.

Globalement, toutes les matières organiques sont susceptibles d' être ainsi décomposées, en dehors de composés très stables comme la lignine (dans les tiges ligneuses des végétaux). Les déchets méthanisés peuvent donc être d' origine variée : agricole : déjections animales, résidus de récoltes, pailles, eaux de salles de traite, etc...agro-industrielle : abattoirs, cave vinicoles, laiteries, fromageries, ou autres industries agro-alimentaires, chimiques ou pharmaceutiques, etc...municipales : tontes de gazons, fraction fermentescible des ordures ménagères, triée à la source ou non, boues et graisses de stations d' épuration, matières de vidange, etc...La co-digestion d' un mélange de déchets variés est à préconiser pour faire des économies d' échelle, et optimiser la production du biogaz.


LE DIGESTEUR EQUIPEMENT DE BASE DE LA METHANISATION

Le digesteur est le cœur de l' unité de méthanisation : c' est à l' intérieur que les micro-organismes vont réaliser le processus biologique de production du biogaz. Les digesteurs sont de différents modèles, selon la taille globale de l' installation, et selon la nature des substrats utilisés : ils peuvent être en béton armé pour les plus grosses unités, mais cela posera plus de problèmes pour leur recyclage en fin de vie, que des modèles plus courants en inox. Les digesteurs en inox sont préfabriqués en usine, ce qui permet un montage rapide et fiable ; ils se composent généralement d ' une double structure inox pour pouvoir mieux résister aux contraintes, en particulier de pression, au niveau des cuves, qui sont toujours de forme cylindrique pour les mêmes raisons. Les digesteurs sont équipés d' un agitateur axial qui permet de maintenir le contenu en mouvement lent pour faciliter les réactions biologiques et la libération du biogaz produit. En plus de l' agitateur axial, des brasseurs puissants et réglables permettent une action rapide et ciblée pour empêcher la formation d' une croûte, ou l' accumulation du substrat. Enfin les digesteurs sont généralement équipés d'une double membrane en position supérieure, laquelle permet le stockage tampon du cbiogaz : des ventilateurs assurent une pression de quelques millibars entre les deux membranes, permettant ainsi à la membrane externe d' être toujours tendue. La membrane interne est en mouvement selon la pression du gaz, et son évacuation vers le système de valorisation. Un système de chauffage par conduite permet d' assurer la température optimale pour le processus biologique. Des systèmes de sécurité permettent d' assurer un bon fonctionnement, et d' évacuer le biogaz vers une torchère si le procédé de valorisation du biogaz est longuement indisponible…


LES CINQ MODES DE VALORISATION DU BIOGAZ

La production de chaleur : l' efficacité énergétique est intéressante si le besoin en chaleur des débouchés est assez important pour permettre la valorisation de l' énergie disponible ; cela nécessite des débouchés à proximité pour limiter le transport coûteux de la chaleur ou du biogaz.

La production d' électricité : l' efficacité énergétique est plus faible (-37%) du fait du rendement énergétique propre de l' electricité...

Production combinée d' électricité et de chaleur, ou cogénération : c' est le mode de valorisation du biogaz le plus courant. En plus de l' électricité produite grâce à un générateur, de la chaleur est récupérée, principalement au niveau du système de refroidissement. La valorisation de cette chaleur nécessite un débouché à proximité. Ce cas est encouragé par une prime à l' efficacité énergétique présente dans le tarif de rachat d' électricité.

Carburant véhicule : pour être utilisé en tant que carburant véhicule, le biogaz suit une série d' étapes d' épuration et compression. Cette valorisation s'est principalement développée en Suède et en Suisse. En France, une opération expérimentale est conduite à Lille, elle permettra de mieux évaluer les différents aspects de cette filière. Elle concerne une flotte captive de véhicules : bus, bennes-déchets, véhicules municipaux...

Injection du biogaz épuré dans le réseau de gaz naturel : Dans certains pays européens, l' injection du bio-méthane dans les réseaux dédiés ou non est usuelle : Suède, Allemagne, Suisse, Pays-Bas... L' injection du biogaz épuré dans le réseau de gaz naturel est le mode de valorisation le plus performant. En France des projets commencent à voir le jour depuis 2012-2013.


LA VALORISATION DU DIGESTAT

La qualité du digestat, conditionnant sa valorisation agronomique, dépend de plusieurs facteurs :La nature des déchets traités, notamment lorsqu' il s' agit de déchets ménagers ;L' efficacité des collectes sélectives : surtout celles qui visent à écarter les « indésirables » pour la méthanisation : emballages à destiner au recyclage, et déchets spéciaux à traitement dédié. En outre, certains de ces déchets sont susceptibles d' entrainer des colmatages dans le digesteur.Après une éventuelle phase de maturation par compostage, les caractéristiques agronomiques et les paramètres d' innocuité du digestat sont généralement proches de celles d' un compost de type aérobie, et peuvent donc être tout à fait valorisés comme fertilisants.


OU EN EST LA METHANISATION EN FRANCE ?


Quatre filières de productions co-existent en France :

- La filière de valorisation des ordures ménagères : On distingue les décharges couvertes – ou installations de stockage des déchets non-dangereux (ISDND)- qui fournissent l' essentiel du biogaz, et les unités de méthanisation des ordures ménagères (UMOM). Les ISDND ne sont pas des filières de méthanisation à part entière. Elles captent simplement le biogaz qui se dégage naturellement. Ici, il n' y a pas eu de tri préalable des déchets, et le processus de fermentation n'est pas piloté, comme dans le cas des UMOM. Ces ISDND résultent d' une directive européenne de 2000, qui interdit les décharges à ciel ouvert. Le biogaz ainsi produit est donc un déchet, qui n' est que rarement valorisé, mais le plus souvent brûlé à la torchère, faute de débouché ; accessoirement, brûlage contribue à la production de GES.Les boues de station d' épuration urbaines (STEP) sont utilisées en digestion anaérobie. Le nombre de digesteurs installés s' est stabilisé ces dernières années, il existait en 2011 une soixantaine d' installations dépendant toutes de l' un des trois grands opérateurs du traitement des eaux, SUEZ, VEOLIA et SAUR...Les effluents industriels sont les déchets issus des industries agro-alimentaires, voire de quelques industries non-alimentaires (papeteries par ex.). L' unité de méthanisation est en général installée sur le site industriel même, de façon que l' énergie produite puisse être réinjectée dans le processus de production industriel ( alimentation des machines électriques, chauffage des locaux, etc...) Cette valorisation des effluents industriels n' est malheureusement pas en voie d' expansion actuellement.La codigestion, également appelée méthanisation à la ferme, consiste à traiter en mélange des déchets d' origines différentes, issus des collectivités, des exploitations agricoles, voire des industries agro-alimentaires. Les lisiers et fumiers constituent les substrats majoritaires dans ces installations, mais d' autres déchets, végétaux ou non, peuvent représenter des volumes non-négligeables. La méthanisation à la ferme se développe assez nettement ces dernières années, mais le retard sur l' Allemagne est encore très important, cette filière beaucoup plus répandue, s' appuyant aussi là-bas sur l' utilisation de 600 000 ha de cultures dédiées (maïs vert, colza, etc...)

Au total, les ISDND représentent environ 70% de la production totale de biogaz, mais ne sont réellement valorisées que pour une très petite part. Ce sont les STEP et la filière des déchets industriels qui fournissent la plus grande part du biogaz valorisé. La codigestion à la ferme reste en retrait, mais progresse assez vite.

Pour la production électrique à proprement parler, on ne dispose de chiffres que depuis 2012 : en 2014, la puissance installée était de 1579 MW, assez loin derrière l'éolien et le PV. Cependant, il s' agit d' une production stable, non intermittente, ce qui est bien sûr un atout considérable.

La méthanisation des déchets organiques est particulièrement intéressante puisqu' elle présente de multiples avantages :Une double valorisation de la matière organique et de l' énergie; c'est l' intérêt spécifique par rapport à d' autres filières d' ENR.Une diminution de la quantité des déchets organiques à traiter par d' autres filières (moins d' incinération, par exemple).Une diminution des émissions de GES par substitution à l' usage d' énergies fossiles ou d' engrais chimiques.Un traitement possible des déchets organiques graisseux ou très humides, non compostables en l' état .Sur les grandes unités, une limitation des émissions d' odeurs à priori du fait de digesteurs hermétiques et de bâtiments clos équipés de traitement de l' air.Il reste par rapport à tous ces aspects positifs, la question des investissements nécessaires, qui pèsent encore lourd, mais qui peuvent être facilités par le soutien des pouvoirs publics, voire des Collectivités locales…


OBJECTIFS AMBITIEUX ET SOUTIEN PAR LES TARIFS DE RACHAT

Le développement de la méthanisation participe aux objectifs européens et nationaux pour les ENR. Concernant le biogaz, le plan national d' action prévoit de multiplier par cinq la production d' électricité issue du biogaz, et par sept la production de chaleur. Ces objectifs ambitieux ne pourront être atteints que par une politique active de soutien à cette filière.

Le rachat de l' électricité produite par cogénération :

L' arrêté du 19 mai 2011 a réévalué le tarif de base du rachat du Mwh, lequel varie de 133,7 euros à 111,9 euros selon la puissance installée. S' y ajoute une prime pour le traitement des effluents d' élevage qui s' ajoute au prix de base (de 0 à 26 euros/MWh) ; une prime complémentaire à l' efficacité énergétique peut également s' ajouter, pour arriver à une fourchette variant entre 111,9 et 199,7 euros/MWh... Cela peut paraître plus cher que pour le Mwh éolien, mais c'est une énergie électrique non-intermittente, et ne nécessitant que peu ou pas d'investissements adjacents (transport, centrales de back-up, etc)

Le rachat du biométhane produit par épuration du biogaz :

L' injection du biométhane dans le réseau de gaz est autorisée depuis fin 2011, et c'est à ce moment que le Ministère de l' Ecologie a fixé les conditions de rachat du gaz injecté dans le réseau public. A l' instar de l' électricité, il s' agit d' un tarif dégressif destiné à favoriser les petites installations. Ce tarif va de 95 à 64 euros par Mwh-PCS (sorte d' unité d' équivalence en pouvoir calorifique ).


CONCLUSION

Ainsi, parmi les ENR, la méthanisation, encore trop peu développée dans notre pays, apparaît comme une solution pleine de promesses, car elle peut à la fois fournir de l' énergie, électricité, gaz ou chaleur, et cela de manière non-intermittente, et parce qu' elle permet simultanément de réduire les déchets polluants, en évitant leur incinération ou leur mise en décharge...


LA GEOTHERMIE PROFONDE

L'ÉNERGIE GÉOTHERMIQUE

La géothermie est l’énergie issue de la Terre que l’on convertit en chaleur : le manteau terrestre étant chaud, la croûte terrestre laisse filtrer une partie de cette chaleur. Ainsi, existe dans la croûte terrestre – épaisse en moyenne de 30 kilomètres – un gradient de température appelé gradient géothermique qui fait que plus on creuse à travers la croûte et plus la température augmente. Cette énergie géothermique peut être utilisée à des fins de chauffage et d' eau chaude depuis l'Antiquité même : ainsi dans la Chine ancienne, les Empires grec et romain, par exemple les thermes des îles Lipari...

De nos jours, les capacités modernes de forage, dérivées de l'expérience des forages pétroliers ou gaziers, ont permis d' aller chercher les calories plus profondément à travers la croûte terrestre. La chaleur interne de la Terre peut donc être canalisée pour produire de l'électricité. Ceci est possible dans les zones volcaniques, où le gradient géothermique est plus élevé. Les eaux souterraines chaudes donnent de la vapeur d'eau qui sera utilisée pour faire tourner une turbine, et produire de l'électricité grâce à un alternateur, comme dans n' importe quelle centrale thermique. Pour la France on peut citer l'exemple de la centrale de BOUILLANTE en Guadeloupe, située à proximité du Piton de la Fournaise : elle produit environ 10% des besoins en électricité de l'île.

En dehors des régions volcaniques, il faut creuser jusqu'à 5000 mètres pour trouver des roches assez chaudes. Dans la métropole, une expérience est menée en Alsace, à SOULTZ-LES-FORETS, avec une puissance électrique installée de 1,5 MW.

DEUX TYPES DE GÉOTHERMIE

LA GÉOTHERMIE PEU PROFONDE :

On parle aussi de géothermie à basse température : elle consiste à extraire la chaleur à des profondeurs de quelques mètres à plusieurs centaines de mètres. On utilise la chaleur en question pour des besoins de chauffage, grâce à des pompes à chaleur, ou à l' inverse pour de la climatisation, avec des systèmes de pompes à chaleur réversibles. On parle de géothermie basse énergie lorsque le forage permet d' atteindre une température de l' eau comprise entre 30 et 100°C dans les gisements situés vers 1500 – 2500 mètres de profondeur : cette technologie est utilisée pour le chauffage urbain collectif (Bassin Parisien) ou certaines applications industrielles. La climatisation utilise des nappes superficielles, à quelques mètres de profondeur, les températures étant stables à 12°C à partir de 5 mètres de profondeur, et jusqu'à quelques dizaines de mètres.

LA GÉOTHERMIE PROFONDE :

La géothermie profonde à haute et très haute température :Cela concerne des forages plus profonds, dont la profondeur dépend de la température désirée et du gradient thermique local, qui varie d' un site à un autre. Dans le cas de la géothermie très profonde à très haute température, plus on creuse dans la croûte terrestre, plus la température augmente, en moyenne de 20 à 30°C par kilomètre ; cependant, le gradient thermique est très variable, il peut aller jusqu'à plusieurs centaines de degrés tous les 100 mètres dans certaines régions volcaniques, ou dans les rifts (Islande, Afrique de l'Est, Nouvelle-Zélande...). Grâce aux températures élevées, il est possible de produire de l' électricité, ou même de faire de la cogénération (production conjointe d' électricité par des turbines à vapeur, et de chaleur avec la récupération des condensats de la vapeur). Cette double production augmente le rendement de l'installation, du point de vue de la rentabilité des investissements...

Nombreuses sont les installations développées dans différentes parties du monde qui apportent la preuve de leur efficacité : ainsi les Philippines produisent 28% de leur électricité grâce à la géothermie ; c'est aussi la première source de production énergétique en Islande ; au Kénya, on prévoit qu' en 2017, la géothermie contribuera à hauteur de 25% au bilan énergétique ; en Italie, la centrale LARDERELLO en Toscane, a une puissance de 800 MW, équivalent à un réacteur nucléaire...


Les avantages de la géothermie profonde

Dans un contexte de nécessaire transition énergétique, face à la diminution des ressources d'énergies primaires, et à l' augmentation des besoins, la géothermie profonde est une solution alternative plausible, en vertu de ses importants atouts énergétiques et écologiques. Elle présente un triple avantage :

Une stabilité d' alimentation due au renouvellement constant de l' énergie, sans être soumise aux aléas climatiques, contrairement à l' éolien et au photovoltaïque.

Une production d'électricité et de chaleur : un doublet de puits (un puits producteur pour la montée de l'eau chaude, qui se transforme en vapeur en perdant de la pression, et un puits injecteur, qui renvoie l' eau plus ou moins refroidie après utilisation) extrait de 10 à 25 MW de chaleur qui peuvent être transformés en 1 à 4 MW d' électricité dans le cas d' une centrale électrogène. Sur une année, un tel puits produira à lui seul autant d’électricité que 6 éoliennes, car le puits permet à la centrale de tourner 24h/24, 7 jours/7, les éoliennes ne tournant en moyenne que 23 % du temps... Pour assurer un rendement énergétique maximal, l'idéal est d’utiliser directement la chaleur, pour obtenir de l’électricité, le rendement est plus faible, mais on peut valoriser la chaleur résiduelle grâce à la cogénération.


Un respect absolu de l’environnement : c'est une énergie renouvelable, totalement décarbonnée, et dont la production présente un très faible impact paysager et sonore ; il n' y a presque pas d' emprise au sol, comparativement à l' éolien ou au photovoltaïque. Elle permet une économie d' énergie fossile conséquente, sans dégagement de CO2.C’est donc une réponse énergétique à grande échelle, et d' autant plus intéressante que, si les coûts d’investissement actuels sont encore très élevés, ils devraient être amortis à terme par le niveau de production et par la réduction des coûts financiers en phase d’exploitation, pour un prix final de l'énergie indépendant des variations du marché des matières premières (gaz, pétrole ou charbon). C'est aussi une énergie porteuse d’emplois, tant localement, qu’à l’extérieur avec des exportations d'installations clés en mains, ou dans l’ingénierie des systèmes...

DEUX CAS DE FIGURE POUR LA GÉOTHERMIE PROFONDE :

Géothermie profonde à partir de nappes aquifères chaudes, à 5 – 10 km de profondeur, avec des températures de 200 à 300 °C : dans ce cas, on n' a pas besoin d' assistance particulière pour leur exploitation, la température et la pression conduisant l' eau à haute température vers la surface, où elle pourra être utilisée.Géothermie profonde en l' absence de nappes aquifères, dans des roches imperméables, où les hautes températures ne concernent que les roches en place elles-mêmes : il faut alors, en plus des forages, introduire un liquide caloporteur qui est le plus souvent de l' eau, laquelle sera injectée depuis la surface ; elle sera portée à haute température par le contact avec les roches chaudes, puis remontera à la surface dans les mêmes conditions que dans le cas précédent.

PERSPECTIVES GÉOTHERMIQUES EN FRANCE

Plusieurs zones géographiques sont potentiellement favorables en France : il s'agit de bassins tertiaires ou de grabens ( fossés d' effondrement) ayant des spécificités géologiques analogues au bassin rhénan, comme la plaine d' Alsace, la Limagne et le couloir rhodanien. Ces zones présentent toutes un gradient géothermique favorable. C’est dans ce cadre que depuis 2007, le BRGM (bureau de recherche géologique et minière) associé à l' ADEME ont créé un département géothermie afin de mieux la promouvoir auprès des particuliers, des professionnels et des institutions. C’est par ailleurs le projet pilote de SOUTZ-SOUS-FORETS, démarré en 1987, avec divers organismes, CNRS, Université de Strasbourg et plusieurs entreprises, qui doit conduire à la mise au point des technologies les plus efficientes : il s' agit ici de créer artificiellement des réservoirs géothermiques en profondeur. Pour cela, on fragmente les roches profondes chaudes par injection d’eau sous pression, ce qui permet ainsi de créer un échangeur thermique profond via le forage de plusieurs puits. Une boucle est alors établie et l’eau, réchauffée à près de 200°C par les roches chaudes, va céder son énergie à une unité de surface produisant de l'électricité via une turbine à vapeur. Cette technique est inoffensive pour l' environnement et pour les nappes phréatiques traversées, les forages étant étanches, et l' eau injectée étant entièrement récupérée à la surface...

Jusqu' à quelle profondeur pourrait-on forer dans des sites moins favorables que l’Alsace ? Ce sont des ingénieurs russes qui nous fournissent la réponse, grâce à un forage expérimental dans la péninsule de Kola, à une profondeur de plus de 12 km. Cependant, ces forages très profonds sont évidemment plus coûteux...

En tous cas la géothermie est une réponse sérieuse à la fourniture d’énergie décarbonnée, avec la perspective d’éviter aussi les transports d’électricité sur de longues distances, car les unités géothermiques seraient parfaitement implantables localement.

LA GÉOTHERMIE EN RHÔNE-ALPES-AUVERGNE

- Dans notre région, plusieurs permis de recherche géothermiques ont été accordés ou font l'objet d' enquêtes publiques en cours.

Dans le Puy de Dôme, deux permis ont été accordés le 24 juillet 2014 par le Ministère de l' Environnement, l' un dit « du Cézallier » au bénéfice de la société FONTROCHE Géothermie SAS, l' autre dit « du Sancy » à la société ELECTERRE de FRANCE SAS, pour des superficies totales de plusieurs centaines de km2.

- Dans la Drôme, différents permis ont été accordés ou sont en cours d' enquêtes publiques, voire à la signature, dans les secteurs de Valence, Donzère et Montélimar : tous sont au bénéfice de la société FONTROCHE ou de ses filiales formées en SAS ; il s' agit de recherches en aquifères « basse température » ou pour Valence, en « haute température » (permis dit du « Val de Drôme » accordé le 18 mars 2014).

- En Haute-Savoie, deux permis sont demandés et en fin d' enquête publique (avis favorable rendu par le CE, avec réserves...) l' un à « basse température », l' autre à « haute température », localisés autour du territoire genevois, vers Bonneville, au profit de la société GEOFORON SA, filiale de FONTROCHE...

LES PRÉCAUTIONS NÉCESSAIRES : LA QUESTION SISMIQUE

L’expérience de Soultz, comme sur d’autres sites de géothermie profonde, montre que pour obtenir une circulation optimale de l' eau à travers les failles des roches, il est nécessaire de réaliser des opérations de stimulation des fractures, par l' injection forcée de masses d' eau sous pression. Ce type d’opération déclenche ce que l' on appelle de la sismicité induite, c' est à dire des séismes de petite magnitude, inférieure à 2 sur l’échelle de Richter. Durant la circulation forcée d’eau dans la phase d’exploitation, une sismicité peut aussi être initiée. Il convient donc de mesurer ces phénomènes à l'aide de sismographes placés de manière adéquate, de faire les études nécessaires pour mieux comprendre les mécanismes en fonction des situations géologiques, et enfin parvenir à des solutions permettant de réduire l' impact micro-sismique des projets. Il est à noter qu’à ce jour, aucune exploitation géothermique n’a entraîné de dégâts perceptibles, il a seulement fallu réduire les injections dans une installation suisse de la région de Bâle. A Soultz, afin de minimiser les nuisances sismiques, on a mis au point des techniques de stimulation chimiques empruntées aux exploitations pétrolières (utilisation d' eau et de produits adjuvants du type polymères). Là encore, les techniques utilisées sont neutres pour l' environnement, en particulier par le choix des adjuvants, qui sont biodégradables et non polluants, et par les pressions d' injection, qui restent faibles par rapport à celles utilisées dans les forages pétroliers assistés. Ces techniques ne sont pas non plus comparables à celles utilisées dans l' extraction des gaz ou des pétroles de schistes, où la fracturation doit être bien plus poussée, compte-tenu de la nature même de ces gisements. Et aucune pollution des nappes traversées ne peut avoir lieu, les tubages étant parfaitement étanches, nécessité pour leur efficacité.

CONCLUSION

Ainsi, la géothermie, déjà largement utilisée dans ses « versions » peu profonde et à moyenne profondeur, ouvre aussi des perspectives très prometteuses pour la géothermie à grande profondeur. Il reste cependant encore à répondre à un certain nombre de questions économiques et financières avant de pouvoir envisager un développement industriel, que les spécialistes annoncent pour les années 2020-2030, ce qui n'est pas si loin...