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# La géothermie de moyenne et grande profondeur : quel potentiel pour sortir du fossile ?

Quiquerez, Loic

## How to cite

QUIQUEREZ, Loic. La géothermie de moyenne et grande profondeur : quel potentiel pour sortir du fossile ? In: ARPEA MAG, 2023, n° 295.

This publication URL: https://archive-ouverte.unige.ch/unige:188701
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DOSSIER SPÉCIAL

Sortir du fossile : les solutions
de la géothermie

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Reportage :

La participation citoyenne au service
des sciences de l'environnement

79e Assemblée générale et journée technique

Mode : deux start-ups suisses développent des matières durables

ASSOCIATION ROMANDE POUR LA PROTECTION DE L'ENVIRONNEMENT
# La géothermie de moyenne et grande profondeur : quel potentiel pour sortir du fossile ?

Loïc Quiquerez

Services industriels de Genève

La géothermie profonde est une ressource énergétique renouvelable et locale, disponible toute l'année indépendamment des conditions météorologiques, et dont l'extraction nécessite peu d'espace et peu de matériaux critiques. Zoom sur les possibilités de valorisation, leur potentiel et leurs contraintes.

La Suisse vise la neutralité carbone et l'arrêt du nucléaire. Pour y parvenir, les principales mesures identifiées sont l'électrification du transport terrestre et du chauffage, l'amélioration de l'efficience énergétique avec en particulier la rénovation du parc bâti, et enfin le déploiement massif de la production d'énergie renouvelable indigène. Bien identifié dans les Perspectives Energétiques 2050+, le grand défi sera de parvenir à assurer un approvisionnement énergétique sûr et renouvelable sur la période hivernale (Prognos et al., 2020).

Parmi les sources d'énergie renouvelable indigènes appelées à remplacer les énergies fossiles et le nucléaire, la géothermie présente deux atouts majeurs : d'une part elle est disponible en quasi-continu de façon indépendante des conditions météorologiques, d'autre part son exploitation nécessite peu d'emprise en surface et peu de matériaux critiques.

## La ressource géothermique

La géothermie désigne la chaleur de la Terre et, par extension, son exploitation pour la production d'énergie. En Suisse, à partir d'une quinzaine de mètres de profondeur, la température du sous-sol est constante toute au long de l'année à environ 12°C. La température s'accroît ensuite d'environ 30°C par kilomètre de profondeur. Cela signifie que l'on a une température d'environ 70°C à 2 km de profondeur, respectivement 100°C à 3 km (cf. figure 1).
<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>Figure 1: Température, puissance thermique et coût d'un forage en fonction de la profondeur. Valeurs typiques pour une région non volcanique comme la Suisse</figcaption></figure>

Pour remonter à la surface la chaleur présente à moyenne (1-3 km) et grande profondeur (3-5 km), on utilise un fluide caloporteur que l'on fait circuler dans le sous-sol via des puits verticaux ou déviés. On distingue deux grandes familles de systèmes. D'une part les systèmes dits hydrothermaux, largement développés dans certaines régions comme les bassins parisien ou bavarois notamment, qui consistent à exploiter directement l'eau présente naturellement dans des aquifères profonds. Après avoir soutirer les calories de l'eau géothermale via un échangeur de chaleur, celle-ci est généralement réinjectée dans l'aquifère. D'autre part les systèmes dits pétrothermaux, qui consistent quant à eux à injecter de l'eau sous pression depuis la surface pour créer un réservoir artificiel en profondeur dans des roches chaudes et sèches. Potentiellement intéressants pour offrir une possibilité d'exploiter la géothermie profonde dans des contextes où il n'y pas d'aquifère profond naturellement présent, ces systèmes sont cependant nettement plus complexes en termes d'ingénierie et pas encore au même niveau de maturité.

La quantité d'énergie thermique que l'on peut exploiter à partir d'un puits géothermique est directement liée au débit exploitable, lui-même conditionné par les caractéristiques du réservoir profond. L'une des difficultés pour les investisseurs et porteurs de projets, en particulier dans les régions où le sous-sol reste encore mal connu, est la gestion du risque financier liée à l'incertitude sur le débit exploitable, qui ne peut être levée à 100% qu'après foration d'un premier puits. Les projets de géothermie de moyenne et grande profondeur requièrent des investissements initiaux particulièrement conséquents. Ceux-ci augmentent en fonction de la profondeur, mais la relation n'est pas linéaire. La contrepartie, et c'est aussi ce qui fait le grand avantage des projets de géothermie profonde, c'est qu'une fois l'investissement initial réalisé et l'installation géothermique construite puis mise en service, la chaleur du sous-sol est ensuite disponible « gratuitement », ce qui contribue à rendre le coût de l'énergie géothermique très stable par opposition aux prix des énergies fossiles qui, eux, fluctuent au grès de l'évolution des marchés.
## Les applications énergétiques possibles en fonction de la température

Par comparaison avec les combustibles, qui permettent grâce au processus de combustion de produire facilement de la chaleur à très haute température, la géothermie est une source de chaleur dont la température est plus limitée, ce qui restreint les applications énergétiques possibles. Il faut avoir une température minimale de 35°C pour faire du chauffage au sol, 60°C pour produire de l'eau chaude sanitaire, 70°C pour alimenter un réseau de chauffage à distance moderne, 100°C pour transformer de la chaleur en électricité via une machine thermodynamique à cycle organique de Rankine (ORC), et enfin plus de 150°C pour produire de l'électricité de façon conventionnelle avec de la vapeur. Le champ des applications possibles à partir de la géothermie augmentent ainsi en fonction de la profondeur.

## Valorisation directe de la géothermie de moyenne profondeur sur les réseaux de chauffage à distance

A moyenne profondeur (1-3 km environ), la température de la géothermie est souvent trop faible pour faire de la production d'électricité, cependant elle permet déjà de répondre à des besoins de chaleur. La chaleur se transporte difficilement sur de grandes distances et la demande est souvent saisonnière. La valorisation sous forme chaleur se limite dès lors à l'échelle de la ville. Pour pouvoir valoriser suffisamment de quantité de chaleur et rentabiliser les investissements initiaux dans l'infrastructure de captage de la ressource, il est nécessaire d'avoir un réseau de chauffage à distance (CAD) permettant de connecter plusieurs utilisateurs, ou alors la présence à proximité d'un très gros consommateur de chaleur, par exemple un site industriel.

La figure 2 donne un aperçu du potentiel de production de chaleur à partir d'un doublet géothermique à 2200 mètres de profondeur pour alimenter des CAD de tailles différentes. En comparant les différentes courbes monotones de puissances, on constate qu'avec une même infrastructure de captage de la ressource géothermique, plus le CAD est important, plus la quantité d'énergie géothermique valorisée est élevée. La spécificité de la géothermie, par rapport aux énergies fossiles notamment, réside dans le fait que les coûts fixes d'investissement représentent la majeure partie du coût de revient de la chaleur. Dès lors, avoir accès à un CAD suffisamment grand et utiliser des moyens de production d'appoint pour fournir l'énergie de complément en période hivernale permet de faire baisser le coût de revient de la chaleur géothermique (Faessler et al, 2015). La production d'appoint peut également être utilisée pour relever la température de la ressource géothermique si celle-ci est inférieure à la température de départ qui doit être envoyée sur le CAD. Sur les grands réseaux de chaleur, la géothermie peut aussi être combinée avec d'autres sources chaleur renouvelable ou de récupération (Quiquerez et al., 2020).
<figure><img src="image_4.png" /><figcaption>Figure 2: Comparaison de scénarios de valorisation d'un doublet géothermique à moyenne profondeur sur différentes tailles de CAD</figcaption></figure>

La température de retour d'un CAD conditionne également le potentiel de valorisation de la ressource. Plus la température de retour est basse, plus on va pouvoir augmenter l'extraction de chaleur sur le fluide géothermal. A titre d'exemple, pour un doublet avec un débit de pompage de 50 l/s, on gagne 1 MW de puissance géothermique supplémentaire en parvenant à abaisser la température de retour du réseau de 5°C. Optimiser le fonctionnement du réseau et des sous-stations dans cette optique est ainsi crucial. L'ajout d'une pompe à chaleur sur le retour est aussi une option qui permet d'augmenter le prélèvement de chaleur sur la ressource géothermique, mais cela nécessitera une consommation d'électricité (Beyers et Racle, 2021).

De façon plus générale, l'enjeu sur la chaleur est très important en Suisse puisque les besoins thermiques des bâtiments représentent près de 40% de la demande d'énergie utile totale et que cette chaleur reste majoritairement produite par des chaudières alimentées par des combustibles fossiles (Office fédérale de l'énergie, 2022). La valorisation directe sous forme chaleur de la géothermie permet donc de substituer des énergies fossiles dont la combustion émet du CO2. L'intérêt de la géothermie profonde est également qu'elle offre une alternative aux pompes à chaleur, qui consomment de l'électricité, et aux chaudières alimentées par de la biomasse, ressource précieuse et limitée qu'il faudrait pouvoir réserver pour les applications qu'il est difficile voire impossible de satisfaire à partir des sources de chaleur renouvelable dont la température est limitée. La figure 3 permet de comparer différentes filières d'approvisionnement en chaleur à l'aide de diagrammes de flux d'énergie et montre l'intérêt du déploiement des CAD intégrant de la géothermie profonde ou des rejets de chaleur à haute température. Ces réseaux offrent également beaucoup de flexibilité pour optimiser le fonctionnement des centrales de production selon la disponibilité des énergies renouvelables. A noter que l'énergie solaire, non représentée dans la figure 3, peut également être utilisée pour l'approvisionnement thermique. Cette solution énergétique reste toutefois handicapée par un problème de mauvaise concordance de temps entre une ressource faiblement présente en hiver alors que c'est à ce moment que les besoins thermiques sont les plus importants.
<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>Figure 3: Comparaison de différentes technologies de production de chaleur à l'aide de diagrammes de flux d'énergie</figcaption></figure>

Idéalement, et pour autant qu'il y ait de la géothermie profonde ou des sources de chaleur fatale à disposition, il faudrait donc pouvoir prioriser les CAD dans les secteurs propices à leur déploiement, c'est-à-dire dans les zones avec une certaine densité de besoins thermiques. Les pompes à chaleur décentralisées devraient être priorisées dans les secteurs où le déploiement de CAD n'est pas faisable. Enfin il faudrait réserver l'utilisation des installations de combustion, qui mobilisent des ressources limitées et de grandes valeurs, pour : i) faire de la cogénération lorsque le besoin en électricité ne peut pas être couvert entièrement par les sources d'électricité renouvelable d'origine photovoltaïque, éolienne ou hydraulique ; ii) produire de la chaleur de pointe/secours sur les CAD ; iii) produire de la chaleur pour les usages industriels qui demandent des hautes températures.

## Valorisation de la géothermie de grande profondeur, électricité et/ou chaleur ?

Hors zone volcanique, il faut réaliser des puits à grande profondeur (3-5 km environ) pour obtenir des niveaux de température suffisants pour commencer à produire de l'électricité. L'avantage de l'électricité, par rapport à la chaleur, est qu'elle se transporte facilement et bénéficie déjà d'un réseau de transport interconnecté à l'échelle continentale. Sans avoir besoin d'être produite à proximité d'une zone avec de forts besoins énergétiques, l'électricité d'origine géothermique peut directement être injectée sur le réseau et valorisée en continu toute l'année.
Pour produire de l'électricité à partir de la géothermie on utilise une machine thermodynamique à cycle ORC qui met en œuvre un fluide organique en tant que fluide de travail (cf. figure 4). La chaleur géothermique permet d'évaporer le fluide organique avant qu'il soit détendu dans une turbine couplée à un générateur, puis refroidi et condensé au contact d'un circuit de refroidissement. Le rejet de chaleur au niveau du condenseur se fait à basse température généralement dans l'air ou dans un fleuve.

<figure><img src="image_6.png" /><figcaption>Figure 4: Schéma simplifié d'une installation de géothermie profonde produisant de la chaleur et de l'électricité via un cycle ORC</figcaption></figure>

En comparaison aux centrales de production d'électricité dites conventionnelles basées sur la combustion, les rendements de conversion des cycles ORC pour transformer la chaleur géothermique en électricité sont intrinsèquement relativement bas, avec des valeurs typiquement comprises entre 8 et 15%. Cela s'explique par des niveaux de températures relativement « faibles » (100-150°C) et les lois de la thermodynamique (limite de Carnot). Cette limite rend difficile l'économicité des projets géothermiques lorsqu'il y a uniquement une valorisation électrique.

Lorsqu'il y a une production conjointe d'électricité et de chaleur pour alimenter un CAD, le fluide géothermal est généralement séparé en deux pour alimenter en parallèle l'évaporateur du cycle ORC et l'échangeur CAD. Bien que moins répandue, une connexion en série est également possible (Van Erdeweghe et al., 2017). Il est important de préciser que la récupération de chaleur pour alimenter un CAD ne se fait pas au niveau du condenseur du cycle ORC (Heberle et Brüggemann, 2014). Cela signifie qu'il y a un arbitrage à faire sur l'utilisation de la chaleur géothermique entre ce que l'on dédie à la production d'électricité et ce que l'on dédie à l'alimentation d'un CAD.

Dès lors, lorsqu'il y a présence de besoins de chaleur à proximité, la question de savoir s'il faut faire de la production d'électricité ou non peut se poser, surtout quand l'alternative pour décarboner le chauffage est la PAC, qui consomme de l'électricité. La figure 5 présente un comparatif de différents scénarios de valorisation d'une ressource géothermique à 130°C dans un système énergétique simplifié. En adoptant une vision systémique, on peut en déduire que : i) si on peut produire de l'électricité, c'est une bonne chose ; ii) si on peut alimenter un CAD en parallèle, ça semble mieux ; iii) si la demande de chaleur est là et que l'alternative décarbonée pour le chauffage des bâtiments est la PAC, alors produire uniquement de la chaleur pourrait même s'avérer être le mode de valorisation le plus efficient.
<figure><img src="image_7.png" /><figcaption>Figure 5: Comparaison de scénarios de valorisation énergétique d'une ressource géothermique à 130°C dans un système énergétique simplifié à l'aide de diagrammes de flux d'énergie</figcaption></figure>

On parle beaucoup du défi lié au manque d'approvisionnement en électricité sur la période hivernale, ce qui pourrait laisser penser qu'il faudrait prioriser la production d'électricité. Or on constate que la valorisation directe de la chaleur géothermique sur un CAD rendrait tout autant service, voire davantage. En se substituant à des PAC, la chaleur géothermique permet en effet d'éviter plus de kWh électriques que le nombre de kWh électriques qui pourraient être produits.

## Conclusions

La géothermie de moyenne et grande profondeur est une ressource très prometteuse qui, si le potentiel du sous-sol est confirmé, devrait pouvoir jouer un rôle de premier plan dans la transition énergétique. C'est une source de chaleur parfaitement adaptée pour remplacer les combustibles fossiles utilisés pour le chauffage des bâtiments et la production d'eau chaude sanitaire. Pour cela l'enjeu sera de réussir à mettre à disposition la ressource géothermique à proximité des besoins de chaleur et de déployer les réseaux chauffage à distance nécessaires. La production d'électricité d'origine géothermique, qui présente l'avantage de pouvoir être découpée spatialement des besoins énergétiques, reste quant à elle encore limitée par des rendements de conversion intrinsèquement bas et le fait qu'il soit nécessaire de réaliser des puits à grande profondeur, ce qui tend à augmenter la complexité des projets.

Si le nombre d'installations et de projets de géothermie profonde en Suisse reste encore limité aujourd'hui, cela s'explique en partie par une relative méconnaissance du sous-sol. Pour préciser ce potentiel et aussi limiter les risques pour les porteurs de projet, on aura besoin de prospecter et explorer le sous-sol, en particulier à proximité des zones avec forts besoins de chaleur. Des mécanismes de soutien (subventions et garanties de risque) sont aussi indispensables pour fournir un cadre incitatif pour les investisseurs. En parallèle, il est déjà possible et même souhaitable d'anticiper l'arrivée de la géothermie en déployant dès à présent les réseaux de chaleur dans les zones à forte densité de besoins thermiques et en optimisant leurs températures de fonctionnement. Cela permettra, une fois la ressource à disposition, d'avoir déjà l'infrastructure requise et adaptée pour assurer sa valorisation énergétique.
Références :

Beyers, S. et Racle, O. (2021). Hybrid Geothermal Heat Pump Systems for Exceptional Economics, Environmental Performance, and Operational Control. Proceedings World Geothermal Congress 2020+1 Reykjavik, Iceland.

Faessler, F., Lachal, B. et Quiquerez, L. (2015). Géothermie de moyenne profondeur : Scénarios d'utilisation de la ressource via des réseaux de chauffage à distance - Enjeux et principaux enseignements. Rapport technique, Université de Genève.

Heberle, F. et Brüggemann, D. (2014). Thermoeconomic Analysis of Hybrid Power Plant Concepts for Geothermal Combined Heat and Power Generation. Energies 7(7), 4482-4497.

Office fédéral de l'énergie (2022). Statistique globale suisse de l'énergie 2021.

Prognos AG, Infras AG, TEP Energy GmbH et Ecoplan AG (2020). Perspectives énergétiques 2050+. Mandat de l'Office fédéral de l'énergie.

Quiquerez, L., De Oliveira Filho, F., Faÿ, S., Hollmuller, P. et Meyer, M. (2020). Scenarios for integration of medium-depth geothermal energy in an evolving district heating system: case study in Geneva (Switzerland). Proceedings World Geothermal Congress 2020+1 Reykjavik, Iceland.

Van Erdeweghe, S., Van Bael, J., Laenen, B. et D'haeseleer, W. (2017). Comparison of series/parallel configuration for a low-T geothermal CHP plant, coupled to thermal networks. Renewable Energy 111, 494-505.