Centrale géothermique

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Une centrale géothermique est un type de centrale électrique produisant de l'électricité à partir d'énergie géothermique. Les technologies utilisées comprennent les turbines à vapeur sèche, centrales à condensation et centrales à cycle combiné. La production d'électricité géothermique est utilisée dans 24 pays[1], alors que le chauffage géothermique est utilisé dans 70 pays[2].

Les estimations du potentiel de production d'électricité de l'énergie géothermique varient de 35 à 2000 GW[2]. La puissance installée mondiale atteignait 11 224 mégawatts (MW) en mai 2012, avec au premier rang les États-Unis (3 187 MW)[3], suivi par les Philippines et l'Indonésie.

L'électricité géothermique est considérée comme durable parce que l'extraction de chaleur est faible comparée à l'enthalpie de la planète[4]. Les émissions des centrales géothermiques existantes est en moyenne de 122 kg de CO2 par (MWh) d'électricité, environ un huitième de celles d'une centrale à charbon conventionnelle[5].

Histoire[modifier | modifier le code]

Puissance géothermique mondiale : rouge= puissance installée[6] ; vert= production[2].
Centrale géothermique de Wairakei en Nouvelle-Zélande (2009).
Centrale géothermique de Geyserville dans le champ de The Geysers en Californie (1982).

En 1818, François de Larderel, un Français considéré comme le père de la géothermie, met au point une technique permettant de recueillir la vapeur émise par les "lagoni" de la région de Livourne en Italie et de la faire sortir à une pression suffisante pour alimenter les chaudières d'évaporation nécessaires à l'extraction de l'acide borique des boues naturellement riches en substances boriquées. La technique sera perfectionnée en 1827, puis en 1833, lorsque seront effectués les premiers travaux de forage qui permettront d'augmenter la quantité de vapeur qui, plus tard, conduira à produire de l'électricité. Le grand-duc Léopold II de Habsbourg-Toscane soutient l'entreprise de Larderel et lui accorde le titre de comte de Montecerboli. Une ville, baptisée Larderello en hommage à l'action de l'industriel, est fondée pour accueillir les ouvriers travaillant dans l'usine de production de l'acide borique.

Au XXe siècle, la demande croissante d'électricité a conduit à prendre en considération la géothermie comme ressource. Le Prince Piero Ginori Conti a procédé à l'inauguration du premier générateur d'électricité géothermique, issu des travaux de François de Larderel, le 4 juillet 1904 à Larderello. Ce générateur réussit à allumer quatre ampoules[7]. En 1911, la première centrale géothermique commerciale au monde y fut construite. Des générateurs expérimentaux furent construits à Beppu au Japon et à The Geysers en Californie, dans les années 1920, mais l'Italie resta le seul producteur industriel d'électricité géothermique au monde jusqu'en 1958.

En 1958, la Nouvelle-Zélande devint le second producteur industriel d'électricité géothermique lorsque sa centrale de Wairakei fut mise en service. Wairakei fut la première centrale à utiliser la technologie à condensation[8].

En 1960, Pacific Gas and Electric Company a mis en service la première centrale électrique géothermique viable aux États-Unis à The Geysers en Californie[9]. La turbine originelle dura plus de 30 ans et produisait 11 MW nets[10].

La première démonstration d'une centrale à cycle combiné a été réalisée en 1967 en Russie ; elle a été introduite aux États-Unis en 1981[9] à la suite de la crise de l'énergie de 1973 et de changements substantiels des politiques réglementaires. Cette technologie permet d'utiliser des ressources de bien plus faible température que celles qui étaient auparavant récupérables. En 2006, une centrale à cycle combiné à Chena Hot Springs en Alaska entra en service, produisant l'électricité à partir d'une température de fluide historiquement basse de 57°C[11].

Les centrales électriques géothermiques ont été jusqu'à récemment construites exclusivement là où des ressources géothermiques à haute température sont disponibles près de la surface. Le développement de la centrale à cycle combiné et des améliorations dans les forages et la technologie d'extraction peuvent permettre des EGS (enhanced geothermal systems - systèmes géothermiques stimulés) sur une aire géographique beaucoup plus étendue[12]. Des projets de démonstration sont opérationnels à Landau in der Pfalz en Allemagne et Soultz-sous-Forêts en France, alors qu'une tentative antérieure à Bâle en Suisse fut abandonnée après qu'elle eut déclenché des tremblements de terre. D'autres projets de démonstration sont en construction en Australie, au Royaume-Uni et aux États-Unis[13].

Ressources[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Géothermie.
EGS (Enhanced geothermal system - Système géothermique avancé): 1:Réservoir 2:Local pompes 3:Échangeur de chaleur 4:Salle des machines 5:Puits de production 6:Puits d'injection 7:Eau chaude envoyée au chauffage urbain 8:Sédiments poreux 9:Puits d'observation 10:Socle rocheux cristallin.
Centrale géothermique de Palinpinon aux Philippines (2003).

L'enthalpie (chaleur contenue) de la planète est d'environ 1031 joules[2]. Cette chaleur migre naturellement vers la surface par conduction à un débit de 44,2 térawatts (TW)[14] et est réapprovisionnée par la désintégration radioactive à un débit de 30 TW[4].

Ces débits d'énergie représentent plus du double de la consommation courante d'énergie primaire de l'humanité, mais la majeure part de cette énergie est trop diffuse (approximativement 0,1 W/m2 en moyenne) pour être récupérable. La croûte terrestre agit efficacement comme une épaisse couverture isolante qui doit être transpercée par des conduits de fluide (de magma, eau, etc.) pour libérer la chaleur sous-jacente.

La production d'électricité nécessite des ressources à haute température qui ne peuvent venir que des grandes profondeurs. La chaleur doit être transportée vers la surface par la circulation d'un fluide, à travers des conduits de magma, des sources chaudes, la circulation hydrothermale, des puits de pétrole, des forages d'eau, ou une combinaison de ces voies. Cette circulation existe parfois naturellement là où la croûte est fine : les conduits magmatiques apportent la chaleur près de la surface, et les sources chaudes l'apportent directement à la surface. Si aucune source chaude n'est disponible, un puits peut être creusé dans un aquifère chaud. Loin des bords des plaques tectoniques, le gradient géothermique est de 25-30°C par kilomètre de profondeur sur la majeure partie de la planète, et les puits devraient être profonds de plusieurs kilomètres pour permettre la production d'électricité[2]. La quantité et la qualité de ressources récupérables augmentent avec la profondeur de forage et avec la proximité des bords des plaques tectoniques.

Dans des sols chauds mais secs, ou lorsque la pression de l'eau est inadéquate, l'injection de fluide peut stimuler la production. Les développeurs forent deux puits sur un site candidat et fracturent la roche entre ces deux puits avec des explosifs ou de l'eau sous haute pression. Ensuite ils injectent de l'eau ou du dioxyde de carbone liquéfié dans un forage, qui ressort par l'autre forage sous forme de gaz[12]. Cette approche est dénommée énergie géothermique de roches chaudes fissurées (en anglais Hot Dry Rock) en Europe, ou Enhanced Geothermal Systems (EGS) en Amérique du Nord (Systèmes Géothermiques Stimulés en français). Le potentiel disponible grâce à cette approche peut être bien plus élevé que par les méthodes conventionnelles de captage d'aquifères naturels[12].

Les estimations du potentiel de production d'électricité de l'énergie géothermique varient entre 35 et 2000 GW selon la taille des investissements[2]. Ceci ne prend pas en compte la chaleur non électrique récupérée par cogénération, pompe à chaleur géothermique et autre usage direct. Un rapport de 2006 du Massachusetts Institute of Technology (MIT), qui inclut le potentiel of Systèmes Géothermiques Stimulés, estimait qu'en investissant 1 milliard de dollars dans la recherche et développement sur 15 ans il serait possible de créer 100 GW de puissance de production électrique d'ici 2050 aux États-Unis[12]. Ce rapport du MIT estimait que plus de 200 zettajoules (ZJ = 1021 J) seraient extractibles, avec la possibilité de porter ce potentiel à 2000 ZJ par des perfectionnements technologiques - assez pour couvrir la totalité des besoins d'énergie mondiaux actuels pour plusieurs millénaires[12].

Actuellement, les forages géothermiques dépassent rarement une profondeur de 3 kilomètres[2]. Les estimations maximales des ressources géothermiques supposent des puits de 10 kilomètres. Forer à des profondeurs de cet ordre est maintenant possible dans l'industrie pétrolière, bien que ce soit une opération coûteuse. Le puits d'exploration le plus profond du monde, le Forage sg3, est profond de 12,3 km[15]. Ce record a récemment été imité par des puits pétroliers commerciaux, tels que le puits Z-12 d'ExxonMobil dans le champ de Chayvo à Sakhalin[16]. Les puits forés à des profondeurs supérieures à 4 km coûtent généralement plusieurs dizaines de millions de dollars [17]. Les défis technologiques consistent à forer des puits de grande taille à des coûts raisonnables et à fracturer de gros volumes de roche.

L'électricité géothermique est considérée comme durable parce que l'extraction de chaleur est faible en comparaison de l'énergie (enthalpie) contenue dans la planète, mais l'extraction doit quand même être surveillée afin d'éviter un épuisement local[4]. Bien que les sites géothermiques soient capables de fournir de la chaleur pour plusieurs décennies, des puits individuels peuvent se refroidir ou manquer d'eau. Les trois sites les plus anciens, à Larderello, Wairakei et The Geysers ont tous réduit leur production par rapport au maximum atteint antérieurement. Il n'apparaît pas clairement si ces centrales ont extrait l'énergie plus vite qu'elle n'était réapprovisionnée depuis de plus grandes profondeurs, ou si les aquifères qui les approvisionnaient ont été appauvris. Si la production est réduite et que de l'eau est réinjectée, ces puits peuvent théoriquement récupérer entièrement leur potentiel. De telles stratégies d'atténuation ont déjà été mises en œuvre sur certains sites. La durabilité à long terme de l'énergie géothermique a été démontrée par le champ de Larderello en Italie depuis 1913, par celui de Wairakei en Nouvelle-Zélande depuis 1958[18] et par celui The Geysers en Californie depuis 1960[9].

Types de centrales[modifier | modifier le code]

Centrale à vapeur sèche
Centrale à condensation
Centrale à cycle combiné
1:têtes de puits 2:surface du sol 3:générateur 4:turbine 5:condenseur 6:séparateur

Les centrales géothermiques sont semblables aux autres turbines à vapeur centrales thermiques : la chaleur fournie par une source chaude (dans le cas de la géothermie, le cœur de la Terre) est utilisée pour chauffer de l'eau ou un autre fluide. Ce fluide est ensuite utilisé pour actionner une turbine d'un générateur, afin de produire l'électricité. Le fluide est ensuite refroidi et renvoyé à la source chaude.

  • Centrales à vapeur sèche : c'est le modèle le plus simple et le plus ancien. Elles utilisent directement la vapeur géothermique à 150°C ou plus pour actionner les turbines[2].
  • Centrales à condensation : l'on injecte de l'eau chaude à haute pression tirée des grandes profondeurs dans des cuves à basse pression et l'on utilise la vapeur de vaporisation qui en résulte pour actionner les turbines. Ces centrales requièrent des températures de fluide d'au moins 180°C, habituellement plus. C'est le type le plus commun de centrale en fonctionnement actuellement[19]
  • Centrales à cycle combiné : développement le plus récent, qui peut accepter des températures de fluide de 57°C[11]. L'eau géothermique modérément chaude transfère sa chaleur à un fluide secondaire dont le point d'ébullition est beaucoup plus bas que celui de l'eau. Ceci déclenche la vaporisation du fluide secondaire, qui ensuite actionne les turbines. C'est le type le plus commun de centrales géothermiques actuellement en construction[20]. Le Cycle de Rankine organique et le Cycle de Kalina sont tous deux utilisés. L'efficacité énergétique de ce type de centrale est habituellement d'environ 10-13%.

Efficacité énergétique et facteur de charge[modifier | modifier le code]

L'efficacité énergétique des centrales géothermiques est faible, environ 10 à 23%, parce que les fluides géothermiques sont à basse température en comparaison de la vapeur des chaudières. De par les lois de la thermodynamique, cette basse température limite l'efficacité des machines thermiques dans l'extraction d'énergie utile pendant la production d'électricité. La chaleur résiduelle est perdue, à moins qu'elle puisse être utilisée directement et sur place, par exemple dans des serres, des scieries ou dans le chauffage urbain. L'efficacité énergétique médiocre du système n'affecte pas autant les coûts opérationnels que pour une centrale à charbon ou autre combustible fossile, mais elle pèse sur la viabilité de la centrale. Afin de produire plus d'énergie que les pompes n'en consomment, la production d'électricité requiert des champs géothermiques à haute température et des cycles thermiques spécialisés.

Comme la géothermie ne repose pas sur des sources d'énergie intermittentes, telles que par exemple le vent ou le solaire, son facteur de charge peut être très élevé : il a été démontré qu'il peut aller jusqu'à 96 %[21]. Cependant la moyenne du facteur de charge des centrales était de 74,5 % en 2008, selon le [[GIEC]], et les centrales récentes atteignent souvent des facteurs de charge supérieurs à 90 %[22].

Production mondiale[modifier | modifier le code]

Centrale géothermique de Larderello en Italie.

L'International Geothermal Association (IGA - Association Internationale de Géothermie) a dénombré 11 224 MW de centrales géothermiques en fonctionnement dans 24 pays en mai 2012[3]. Elles ont produit 69,9 TWh d'électricité en 2011[23]. Ceci représenté un accroissement de 25% de la puissance géothermique en fonctionnement depuis 2005. Selon les prévisions de l'IGA, cette puissance atteindra 18 500 MW en 2015, grâce aux nombreux projets en cours, souvent dans des zones précédemment supposées pauvres en ressources exploitables[1].

En 2010, les États-Unis étaient au 1er rang mondial pour la production d'électricité géothermique avec 3 086 MW de puissance installée répartie en 77 centrales[24]. Les Philippines suivent les États-Unis au 2e rang mondial avec 1904 MW ; l'électricité géothermique représente environ 27 % de la production électrique totale du pays[24].

En janvier 2011, Al Gore a déclaré au Climate Project Asia Pacific Summit que l'Indonésie pourrait devenir une superpuissance électrique dans la production d'électricité géothermique[25].

Le Canada est le seul grand pays sur la Ceinture de feu du Pacifique qui n'a pas encore développé l'électricité géothermique. La région dotée du meilleur potentiel est la Cordillère Canadienne, qui s'étend de la Colombie-Britannique jusqu'au Yukon, où les estimations du potentiel vont de 1 550 MW à 5 000 MW[26].

L'Inde a annoncé un projet de développement de la première centrale géothermique à Chhattisgarh[27].

Centrales industrielles[modifier | modifier le code]

Centrale géothermique de Puhagan dans la province du Negros oriental aux Philippines.

Le groupe de centrales géothermiques le plus important du monde est situé à The Geysers, un champ géothermique en Californie[28]. En 2004, cinq pays (El Salvador, Kenya, Philippines, Islande et Costa Rica) produisaient plus de 15% de leur électricité grâce à la géothermie[2].

L'électricité géothermique est produite dans les 24 pays énumérés dans le tableau ci-dessous. En 2005, des contrats ont été signés pour 500 MW supplémentaires de puissance aux États-Unis, tandis que des centrales étaient également en construction dans 11 autres pays[12].

En France, la production d'électricité géothermique provient pour l'essentiel de la Centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe (15 MW).

Des systèmes géothermiques stimulés atteignant des profondeurs de plusieurs kilomètres sont opérationnels à Soultz-sous-Forêts en France ainsi qu'en Allemagne et sont en cours de développement ou d'évaluation dans au moins quatre autres pays.

Puissance installée des centrales géothermiques
Pays Puissance
(MW)
2007[6]
Puissance
(MW)
2010[29]
Production
(TWh)
2012[30]
Part (%)
production
nationale
Drapeau des États-Unis États-Unis[N 1] 2 687 3 086 19,6[N 2] 0,3
Drapeau des Philippines Philippines[N 3] 1 970 1 904 10,2 27,0
Drapeau de l'Indonésie Indonésie[N 4] 992 1 197 7,9 3,7
Drapeau du Mexique Mexique[N 5] 953 958 5,8 3,0
Drapeau de l'Italie Italie[N 6] 810,5 843 5,6 1,5
Drapeau de la Nouvelle-Zélande Nouvelle-Zélande[N 7] 472 628 6,2 10,0
Drapeau de l'Islande Islande[N 8] 421 575 5,2 30,0
Drapeau du Japon Japon[N 9] 535 536 2,5 0,1
Drapeau du Salvador Salvador[N 10],[31],[32] 204 204 1,5 25,0
Drapeau du Kenya Kenya[N 11] 129 167 1,5 11,2
Drapeau du Costa Rica Costa Rica 162,5 166 14,0
Drapeau de la Turquie Turquie 38 94[N 12] 0,3
Drapeau du Nicaragua Nicaragua 87 88 10,0
Drapeau de la Russie Russie 79 82
Drapeau de la Papouasie-Nouvelle-Guinée Papouasie-Nouvelle-Guinée 56 56
Drapeau du Guatemala Guatemala 53 52
Drapeau du Portugal Portugal 23 29
Drapeau de la République populaire de Chine Chine 28 24
Drapeau de la France France 14,7 16
Drapeau de l'Éthiopie Éthiopie 7,3 7,3
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 8,4 6,6
Drapeau de l'Autriche Autriche 1,1 1,4
Drapeau de l'Australie Australie 0,2 1,1
Drapeau de la Thaïlande Thaïlande 0,3 0,3
TOTAL 9 732 10 708

Économie[modifier | modifier le code]

L'électricité géothermique ne requiert aucun combustible, et n'est donc pas sensible aux fluctuations des prix des combustibles. Cependant, les coûts en capital (coût d'investissement) sont élevés. Les forages comptent pour plus de la moitié des coûts et l'exploration de ressources profondes implique des risques significatifs. Une paire de puits typique au Nevada peut subvenir à 4,5 MW de production d'électricité et coûte environ 10 millions de dollars de forage, avec un taux d'échec de 20 % [17].

Au total, la construction de la centrale électrique et le forage des puits coûtent environ 2 à 5 million € par MW de puissance électrique, tandis que le coût actualisé de l'électricité produite est de 0,04-0,10 € par kWh[6].

L'électricité géothermique est hautement adaptable : une petite centrale électrique peut alimenter un village rural, bien que l'investissement puisse être élevé[33].

Chevron Corporation est le plus grand producteur privé mondial d'électricité géothermique[34]. Le champ géothermique le plus développé : The Geysers en Californie, alimentait 15 centrales en 2008, toutes appartenant à Calpine, avec une puissance totale de 725 MW[28].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

Références[modifier | modifier le code]

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  2. a, b, c, d, e, f, g, h et i [PDF](en) Ingvar B. Fridleifsson, Ruggero Bertani, Ernst Huenges, John W. Lund, Arni Ragnarsson, Ladislaus Rybach, « The possible role and contribution of geothermal energy to the mitigation of climate change », IPCC SCOPING MEETING ON RENEWABLE ENERGY SOURCES, sur www.ipcc.ch, IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), (consulté le 29 juillet 2013), p. 59–80
  3. a et b (en)[PDF]2012 International Market Overview Report, sur le site de la Geothermal Energy Association consulté le 29 juillet 2013.
  4. a, b et c (en) Ladislaus Rybach, « Geothermal Sustainability », Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin, Oregon Institute of Technology, (ISSN 0276-1084, consulté le 29 juillet 2013), p. 2–7
  5. (en) Ruggero Bertani, Ian Thain, « Geothermal Power Generating Plant CO2 Emission Survey », IGA News, International Geothermal Association, (consulté le 29 juillet 2013), p. 1–3
  6. a, b et c (en) Ruggero Bertani, « World Geothermal Generation in 2007 », Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin, Oregon Institute of Technology, (consulté le 29 juillet 2013), p. 8–19
  7. (en)Tiwari, G. N.; Ghosal, M. K. Renewable Energy Resources: Basic Principles and Applications. Alpha Science Int'l Ltd., 2005 (ISBN 1-84265-125-0)
  8. (en)Wairakei Geothermal Power Development, sur le site IPENZ - Engineers New Zealand consulté le 29 juillet 2013.
  9. a, b et c (en) John W. Lund, « 100 Years of Geothermal Power Production », Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin, Oregon Institute of Technology, (ISSN 0276-1084, consulté le 29 juillet 2013), p. 11–19
  10. (en) Lynn McLarty, Marshall J. Reed, « The U.S. Geothermal Industry: Three Decades of Growth », Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, Taylor & Francis, (ISSN 1556-7230, DOI 10.1080/00908319208908739, consulté le 29 juillet 2013), p. 443–455
  11. a et b (en) Kamil Erkana, Gwen Holdmann, Walter Benoit, David Blackwell, « Understanding the Chena Hot Springs, Alaska, geothermal system using temperature and pressure data », Geothermics, (ISSN 0375-6505, DOI 10.1016/j.geothermics.2008.09.001, consulté le 29 juillet 2013), p. 565–585
  12. a, b, c, d, e et f [PDF](en) Jefferson W. Tester (Massachusetts Institute of Technology) et al, « The Future of Geothermal Energy of Enhanced Geothermal Systems (Egs) on the United States in the 21st Century: An Assessment », Impact, Idaho National Laboratory, (ISBN 0-615-13438-6, consulté le 29 juillet 2013)
  13. [PDF](en) Ruggero Bertani, « Geothermal Energy: An Overview on Resources and Potential », Proceedings of the International Conference on National Development of Geothermal Energy Use - Slovakia 2009, (consulté le 29 juillet 2013)
  14. (en) H.N.Pollack, S. J. Hurter et J. R. Johnson, « Heat Flow from the Earth's Interior: Analysis of the Global Data Set », Rev. Geophys., , p. 267–280
  15. (en) ICDP, « Kola Superdeep Borehole (KSDB) - IGCP 408: "Rocks and Minerals at Great Depths and on the Surface" » (consulté le 31 juillet 2013)
  16. (en) Eric Watkins, « ExxonMobil drills record extended-reach well at Sakhalin-1 », Oil & Gas Journal, (consulté le 31 juillet 2013)
  17. a et b (en) « Geothermal Economics 101, Economics of a 35 MW Binary Cycle Geothermal Plant », Glacier Partners, (consulté le 2 août 2013)
  18. (en) Ian A. Thain, « A Brief History of the Wairakei Geothermal Power Project », Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin, Oregon Institute of Technology, (ISSN 0276-1084, consulté le 31 juillet 2013), p. 1–4
  19. (en)Hydrothermal Power Systems, sur le site U.S. Department of Energy Energy Efficiency & Renewable Energy, consulté le 31 juillet 2013.
  20. (en) « Geothermal Basics Overview », Office of Energy Efficiency and Renewable Energy (consulté le 2 août 2013)
  21. (en) John W.Lund, « The USA Geothermal Country Update », Geothermics - European Geothermal Conference 2003, Elsevier Science Ltd, (ISSN 0375-6505, DOI 10.1016/S0375-6505(03)00053-1), p. 409–418
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  32. (es) « CENTROAMÉRICA: MERCADOS MAYORISTAS DE ELECTRICIDAD Y TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, 2010 », CEPAL (consulté le 29 juillet 2013)
  33. [PDF](en) John W.Lund, Tonya Boyd, « Small Geothermal Power Project Examples », Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin, Oregon Institute of Technology, (ISSN 0276-1084, consulté le 2 août 2013), p. 9–26
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Annexes[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

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