Géothermie
30mai.-10
L'aéroport d'Orly explore les entrailles de la
Terre pour se chauffer sans CO2
24avr.-10
Exploitation géothermique profonde : projet expérimental
norvégien à l'étude
14mars2009
la géothermie en France
15janv2009
How underground
‘hot rocks’ could power America’s future
14nov2008 Utilities
putting new energy into geothermal sources
1nov2008 F:
le charbon reconverti dans la géothermie
4fév2008 France : La géothermie chez moi, un guide gratuit
pour comprendre cette source d’énergie
20mai07
Lausanne veut puiser son énergie dans les profondeurs de
la terre
27sept06
Power from Not-So Hot Geothermal
30mai.-10
L'aéroport d'Orly explore les entrailles de la Terre pour se
chauffer sans CO2
(AFP)
ORLY
(Val-de-Marne) Aux abords de l'aéroport
d'Orly, un derrick de près de 40 m de haut creuse le sol à la recherche d'un
bien précieux: une source d'eau chaude nichée à 1.700 m de profondeur qui
permettra dès l'hiver prochain de chauffer partiellement l'aérogare sans
rejeter de C02.
L'imposante machine ne connaît aucun répit. Depuis fin avril, elle fore nuit
et jour pour atteindre une nappe d'eau souterraine de plusieurs milliers de mètres
cubes, le "Dogger", dont la température atteint par endroits 85°C.
A terme, cette eau très corrosive sera acheminée par un premier puits vers un
échangeur où elle réchauffera -- par conduction et sans rejeter de C02 --
l'eau alimentant le circuit de chauffage de l'aéroport. Une fois refroidie,
elle sera rejetée dans les profondeurs via un second puits.
Et dès l'hiver prochain, ce réseau géothermique permettra de couvrir
"entre 25% et 30%" des besoins de chaleur des installations d'Orly (aérogares,
bâtiments de pistes...), soit l'équivalent de 3.200 logements, précise André
Galvez, chef du projet à Aéroports de Paris (ADP).
Le reste des besoins sera assuré par l'actuelle centrale au gaz, située à
deux pas du chantier.
Mais les aléas ne manquent pas. "Creuser la terre n'est pas une science
exacte. C'est un peu comme chercher de l'or", prévient Philippe Pinto, du
Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), l'organisme public maître
d'oeuvre du chantier.
Le forage d'Orly devrait ainsi déboucher sur un point d'eau à 74°C mais les
prévisions des géologues ne sont pas infaillibles. ADP s'est d'ailleurs assuré
contre le risque que la nappe d'eau soit plus froide qu'espéré.
Une chose est sûre : la nouvelle installation permettra à l'aéroport d'Orly
de rejeter 9.000 tonnes de CO2 en moins chaque année, dans la droite ligne du
Grenelle de l'environnement.
Et le gain pourrait être également financier. Le coût du chantier est loin d'être
négligeable (environ 12 millions d'euros) mais une flambée des énergies
fossiles (pétrole, gaz) amortirait rapidement l'investissement.
"C'est difficile d'évaluer la rentabilité d'une telle opération. Il
faudra comparer l'énergie que nous allons puiser gratuitement avec les prix du
pétrole ou du gaz que nous aurions payés sans l'installation. Au final, la
facture énergétique devrait être moins élevée", analyse André Galvez.
Moins connue que l'éolien ou le solaire, la géothermie pourrait elle aussi
tirer profit de ce projet et gagner en visibilité.
"Le fait qu'une société comme ADP avec ses énormes impératifs économiques
se tourne vers cette énergie démontre un certain regain d'intérêt", se
réjouit Michel Van Den Bogaard, de la Direction régionale régionale de
l'industrie de la recherche et de l'environnement (Drire) de l'Ile-de-France.
La géothermie n'en est certes pas à ses débuts dans la région. Mis au jour
grâce à des forages pétroliers dans les années 50, le "Dogger"
permet déjà de chauffer l'équivalent de 150.000 logements franciliens. Le
site de L'Oréal à Chevilly-la-Rue (Val-de-Marne) y a également recours.
"Mais c'est la première fois que cette source d'énergie est utilisée à
une telle échelle dans le tertiaire", note Norbert Bommensatt, de l'Ademe,
partenaire financier du projet avec la région Ile-de-France.
L'expansion de la géothermie devrait toutefois rester limitée. Les nappes
souterraines comme "Dogger" sont rares et les coûts d'exploitation réservent
le projet à de gros porteurs. "Un particulier n'installera jamais de
forage dans son jardin", résume M. Bommensatt.
24avr.-10 Exploitation
géothermique profonde : projet expérimental norvégien à l'étude
http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/63105.htm
La géothermie
correspond à l'exploitation de la chaleur issue de la terre. L'extraction d'énergie
géothermique contenue dans le sol est ainsi utilisée sous forme de chaleur ou
d'électricité. Il existe donc trois sortes de géothermie :
- la géothermie à haute énergie
(production d'électricité),
- la géothermie à basse énergie
(production de chaleur),
- la géothermie à très
basse énergie (pompe à chaleur géothermique prélevant la chaleur contenue
dans le sol)
Devant les demandes
croissantes d'énergie cette science est en plein développement dans les
organismes de recherches et les entreprises.
La géothermie profonde a la
particularité d'offrir des ressources abondantes partout dans le monde (d'où
un potentiel global important). L'empreinte environnementale est faible et c'est
une base fiable quant à la quête énergétique. La géothermie profonde présente
également l'avantage de ne pas dépendre des conditions atmosphériques (pluie,
vent, soleil...). En Norvège, la société Rock Energy étudie actuellement
l'exploitation énergétique profonde par roches chaudes fissurées. Le principe
de cette exploitation est de créer une boucle de circulation d'eau entre deux
puits après avoir testé les caractéristiques géologiques et thermiques du
site. L'un, puits d'injection, est foré à la verticale. Il atteindrait une
profondeur de 5000m. Le second, puits productif, est foré obliquement. Il
mesurerait 3500m. De l'eau est ainsi injectée dans le puits d'injection. Or
plus on fore profond dans la croûte terrestre, plus la température augmente
(en moyenne, l'augmentation de température atteint 20 à 30 degrés par kilomètre).
L'eau injectée va presser les pores de la roche où elle va se réchauffer.
L'eau va alors remonter par le puits productif pour alimenter la centrale et
produire de l'électricité.
L'avantage pour Rock Energy
est que cette société utilise des techniques de forage développées par
l'industrie pétrolière en mer du Nord. Elle a signé le premier contrat avec
Hafslund Fjernvarme pour la construction d'une centrale thermique de 5MW pouvant
être connectée au système de chauffage d'Oslo et a également été élue
coordinateur de la section géothermie du programme Energi21.
Cette technologie de géothermie
a donc un fort potentiel puisque que contrairement à l'exploitation géothermique
hydrothermale, elle ne nécessite pas la présence d'aquifère profond. Cette
technique peut donc être appliquée partout. Ainsi, il y aurait en Europe
125.000 km2 aux caractéristiques géologiques et thermiques suffisantes pour
mettre en place une telle technologie. Enfin, cette technologie peut être
utilisée tant pour la production d'électricité, de chauffage ou de
climatisation. Aucune autre technologie géothermique profonde n'est moins dépendante
des conditions de sub-surface.
Rock Energy est à la
recherche de partenaires au niveau international.
Contact:
Thor-Erik Musaeus, Rock Energy AS, P.O. Box
418, 1327 Lysaker, Norway - Email : thor.erik.musaeus@rockenergy.no
Source:
- http://www.rockenergy.no/
- http://www.norsar.no/c-142-Geothermal-Energy.aspx
- http://www.rockenergy.no/images/Files/rock_energy.pdf
- http://www.energi21.no/?page_id=17
- http://redirectix.bulletins-electroniques.com/soPWs
Mentions légales:BE
Norvège numéro 93 (23/04/2010) - Ambassade de France en Norvège / ADIT -
http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/63105.htm
14/3
la géothermie en France
http://www.cite-sciences.fr/francais/ala_cite/science_actualites/
En région Île-de-France, aucun nouveau forage
géothermique n'a été réalisé depuis le milieu des années 80. Les nouvelles
préoccupations environnementales et l'augmentation du prix des produits pétroliers
pourraient relancer l'utilisation de cette énergie propre pour le chauffage des
logements. Reportage à Maisons-Alfort où une installation alimente 5 500
logements.
Parmi toutes les formes de géothermie,
l'exploitation de réseaux de chaleur peut alimenter plusieurs milliers de
logements avec une seule source. Pour ce faire, la technique utilisée est celle
dite du « doublet » : un forage profond (à environ 2 000 mètres) permet de
puiser de l'eau à une température de l'ordre de 70 à 80°C ; après avoir cédé
sa chaleur, cette eau est réinjectée dans le bassin souterrain où elle a été
puisée.
Une quarantaine de « doublets » existent en Île-de-France. Ils assurent le
chauffage d'environ 150 000 logements sans produire de gaz à effet de serre.
15/1
How underground ‘hot rocks’
could power America’s future
http://features.csmonitor.com/innovation/2008/12/31/how-underground-hot-rocks-could-power-america%e2%80%99s-future/
With enough investment, geothermal power could satisfy 10 percent of the US
energy diet, energy experts say.
Members of the
General Theological Seminary in New York gather for snapshot in 2007 before
drilling began on their geothermal heating and cooling system.
Could hot rocks miles below
the earth’s surface be the “killer app” of the energy industry?
Google thinks so. It’s investing more than $10 million to develop new
technology that would make this subterranean resource a widespread, economically
viable competitor to fossil fuels.
Geothermal heat could meet 10 percent of America’s energy needs by
mid-century, according to the US Department of Energy. What’s more, it would
not generate the climate-warming carbon emissions associated with fossil fuels.
Once tapped, a geothermal system would stay online for centuries. Unlike wind
and solar, it would be a “base load” energy source, available 24 hours a
day, 365 days a year.
That all sounds great – but of course there’s a catch. A geothermal well
costs millions of dollars to drill and drilling is the only way to determine if
a location has the right kind of hot rock. The result: With only a trickle of
federal aid allotted to developing the resource, geothermal is growing slowly.
That may change under the Obama administration, which has pledged strong support
for renewable energy.
“If sufficient [research and development] funding were invested in the next 20
years or so, as much as 10 or 20 percent of the electricity in the United States
could come from geothermal,” says Robert Neilson, who manages the Renewable
Energy and Power Technologies Department at the US Department of Energy’s
Idaho National Laboratory.
The US already produces more geothermal electricity than any country in the
world. In California, it accounts for nearly 5 percent of total electrical
capacity. But these traditional geothermal plants require three things: hot rock
formations near the surface, water to take the heat out of the rock and bring it
to the surface, and fractures in the rock to allow the hot water to circulate.
Most known locations with all these qualities are found in the western US and
are already being tapped.
The possibility of enhanced geothermal systems (EGS), however, have reenergized
the movement. These systems would use technology to either fracture the rock or
inject needed water. If EGS can surmount the technical and cost hurdles, many
more places, including the eastern and central US, suddenly would be candidates
for geothermal plants.
“EGS could be the ‘killer app’ of the energy world,” said Dan Reicher,
director of climate and energy initiatives for Google.org, announcing Google
funding for EGS research last August. “It has the potential to deliver vast
quantities of power 24/7 and be captured nearly anywhere on the planet. And it
would be a perfect complement to intermittent sources like solar and wind.”
A study led by the Massachusetts Institute of Technology released in early 2007
estimated that a public and private investment in EGS of $800 million to $1
billion over 15 years could yield 100,000 MWe (Megawatts electrical) of
electrical capacity by mid-century. The US currently has about 1 million MWe of
capacity, or about 10 times that amount. Geothermal sources today generate just
under 3,000 MWe of capacity.
The development of geothermal energy is paralleling the history of oil and gas
exploration “except we’re about 100 years behind them,” says Karl Gawell,
executive director of the Geothermal Energy Association, an industry group.
A century ago, oil companies could only find oil where it was already coming out
of the ground, he says. That’s akin to finding geothermal by looking for hot
springs or geysers today.
But later in the 20th century, oil companies found “you could fracture [the
rock], you could add water, add gases,” and employ other techniques to create
new wells or extend the life of existing ones, he says. “The oil industry
essentially learned to engineer oil fields to get a lot more production out of
them.”
That’s exactly what EGS proponents hope to do with geothermal sources. At The
Geysers, a geothermal plant north of San Francisco, 4 billion gallons of treated
sewer water from the city of Santa Rosa is being injected into the ground each
year to replenish the system and maintain the flow of heated water to the
surface. That represents a kind of EGS already at work.
A few other EGS efforts are under way around the world, including one in Soltz,
France, and another expected to come online in Australia next spring.
But more research is needed if the effort is going to take off.
“I think it’s going to really require the federal government to stimulate
activity by coming in and trying to support demonstration projects and things
like that for it to get started in a big way,” says David Blackwell, a
professor of geophysics at Southern Methodist University, one of the 18 members
of MIT’s EGS study panel. “There are some places in the central and eastern
United States that are quite hot at reasonable depths that could probably be
developed in the relatively near future.”
Shale gas wells in West Virginia and Pennsylvania provide an intriguing
possibility. After the gas has been extracted, they’d “make wonderful heat
exchangers” using the 250 to 350 degree F. water found in them, Dr. Blackwell
says.
The potential for EGS is “vast,” he says. “I think that the MIT report is
conservative if we really start to develop it.”
The big unknown is going to be cost. “And until we actually have a number of
[EGS] systems operating,” he says, “we don’t know what the cost will
be.”
14/11
Utilities putting new energy
into geothermal sources
http://www.latimes.com/news/custom/scimedemail/la-fi-geothermal3-2008nov03,0,33566.story
Geothermal
sources draw power firms in quest for renewables.
Laying the
groundwork: Ormat Technologies' geothermal power plant in Reno, Nev., is a
leader in using the renewable energy source.
Reporting from Reno — Not far from the blinking casinos of this gambler's
paradise lies what could be called the Biggest Little Power Plant in the World.
Tucked into a few dusty acres across from a shopping mall, it uses steam heat
from deep within the Earth's crust to generate electricity. Known as geothermal,
the energy is clean, reliable and so abundant that this facility produces more
than enough electricity to power every home in Reno, population 221,000.
"There's no smoke. Very little noise," said Paul Thomsen, director of
policy and business management for Ormat Technologies Inc., which owns the
operation. "People don't even know it's here."
Geothermal energy may be the most prolific renewable fuel source that most
people have never heard of. Although the supply is virtually limitless, the
massive upfront costs required to extract it have long rendered geothermal a
novelty. But that's changing fast as this old-line industry buzzes with activity
after decades of stagnation.
Billionaire Warren E. Buffett has invested big. Internet giant Google Inc. is
bankrolling advanced research. Entrepreneurs are paying record prices for
drilling leases in places such as Nevada, where they're prospecting for heat
instead of metals.
"This is the new gold rush," said Mark Taylor, a geothermal analyst
with the consulting firm New Energy Finance in Washington. He credits high
fossil fuel prices and concerns about global warming with jump-starting the U.S.
industry, along with federal tax credits and state laws mandating the wider use
of renewable energy.
Global investment in geothermal was around $3 billion last year, Taylor said.
Although that's a blip compared with the estimated $116 billion funneled into
wind and solar, it's still a 183% increase over investment in 2006. In a
difficult year for alternative energy funding, the industry snagged $600 million
through the first six months of 2008, Taylor said.
A lot of that new investment is in the United States, the world's leader in
geothermal energy. More than 80% of the country's 3,000 geothermal megawatts
lies in California. The Geysers, a network of 22 geothermal plants about 75
miles north of San Francisco in the Mayacamas Mountains, is the largest
geothermal complex on the planet. Calpine Corp. owns the largest part of it.
The area around the Salton Sea in Imperial County is another hot spot. CalEnergy
Generation, a subsidiary of Buffett's Mid-American Energy Holdings, owns and
operates 10 plants there. It plans three additional facilities in the next few
years, CalEnergy President Steve Larsen said.
In October, the Bureau of Land Management said it planned to open more than 190
million acres of federal land in California and 11 other Western states for new
geothermal development.
Nevada, the nation's No. 2 geothermal producer, has 45 new projects underway,
said Lisa Shevenell, director of the Great Basin Center for Geothermal Energy at
the University of Nevada in Reno. An August lease sale of Nevada lands by the
federal bureau brought in a record $28.2 million.
"I've been at this 25 years, and I've never seen anything like it,"
said Shevenell, a research hydrologist. "Money is falling out of the
sky."
Geothermal has been harnessed for industry since at least the 1820s. Operators
tap natural reservoirs of scalding water and steam trapped thousands of feet
underground, drilling wells to bring the heat to the surface to power turbines
that feed electricity generators.
Costing about 4 to 7 cents a kilowatt-hour, Taylor said, geothermal is
competitive with wind power and significantly cheaper than solar. Geothermal
facilities occupy a fraction of the space required by wind and solar farms. The
energy is also more reliable. Plants crank electricity around the clock,
irrespective of whether the sun is shining or the wind is blowing.
This so-called baseload generation is coveted by power companies, which are
under pressure to boost their use of green energy. California utilities must
generate 20% of their electricity from renewable sources by 2010. Nevada
utilities must hit that target by 2015. Geothermal is a cornerstone of that
effort, accounting for about two-thirds of the renewable portfolio of NV Energy,
Nevada's biggest utility.
"It's a 24/7 predictable supply," said Thomas Fair, the company's head
of renewable energy. "That means a lot to a utility."
Greenhouse gas emissions are minimal in geothermal operations, and the size of
the fuel supply defies imagination. There is 50,000 times more heat energy
contained in the first six miles of the Earth's crust than in all the planet's
oil and natural gas resources, according to the environmental organization Earth
Policy Institute.
The challenge is extracting it. Geothermal energy production requires three
things: heat from the Earth's core, fractured rock to make it easy to get to and
water to transport the heat to the surface.
Traditionally, developers have sought out pockets of hot water and steam hidden
underground. Prime areas lie along continental plate boundaries, which is why
California is such a hotbed.
Still, these reservoirs can be tricky to pinpoint. They're also expensive to
reach. A geothermal well can cost $5 million or more. The result: The U.S.
currently derives less than 0.5% of its electricity from geothermal.
Some say the key to harnessing this energy source on a massive scale lies with a
technology known as enhanced geothermal systems, or EGS for short. The idea is
to engineer the necessary conditions by pumping water into the Earth's crust and
fracturing the hot rocks below. Heat from the Earth warms the water, whose
resulting steam is channeled back to the surface, powering turbines to create
electricity. The water is then pumped back underground.
Though still in its infancy, EGS has the potential to open up much of the planet
to geothermal development. Tiny plants are already online in France and Germany.
More than 30 EGS firms are engaged in exploration and development in Australia.
Google.org, the philanthropic arm of the Mountain View, Calif.-based search
engine company, is trying to push EGS in the U.S. It recently gave $10 million
to Southern Methodist University's Geothermal Lab to update the nation's
geothermal resources map, as well as to two California companies -- Potter
Drilling and AltaRock Energy Inc. -- that are working on EGS technologies.
Google is urging the U.S. government to spend big on geothermal R&D as part
of the company's push to encourage utility-scale renewable energy that's cheaper
than coal. About half the United States' electricity is generated by that dirty
fossil fuel. China, already the world's largest emitter of carbon dioxide, is
adding coal-fired plants at a swift rate.
EGS "is indeed the sleeping giant of renewable energy," Dan Reicher,
director for climate change and energy initiatives at Google.org, said during a
recent industry conference in Reno. "It's the killer ap."
Some industry veterans such as Shevenell are miffed that EGS has grabbed the
spotlight when there's plenty of energy to be extracted quickly using
conventional techniques. Still, she credits Google for helping pump life into a
dormant sector.
"This country is in an energy crisis," she said. "We need energy
now, and this is a proven way to get it."
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1/11 F:
le charbon reconverti dans la géothermie
http://www.novethic.fr/novethic/v3/article.jsp?id=118409&newsletter=ok&cat=article
Alors que le projet
de loi relatif au Grenelle de l’environnement vient tout juste d’être voté
par l’Assemblée Nationale, les communes minières de France et d’Europe
s’engagent de plus en plus sérieusement dans la voie des énergies
renouvelables. L’idée : utiliser l’eau des mines ennoyées depuis leur
fermeture pour alimenter des centrales géothermiques.
L’énergie géothermique,
une seconde vie pour les mines de charbon ? C’est en tout cas ce qu’espèrent
les anciennes cités minières, tant pour verdir leur image que pour relancer le
développement local. Peu développée en France (elle ne concerne que 1,3% des
énergies renouvelables, lesquelles ne représentent que 8,5 % de la production
totale), l’exploitation de la chaleur du sol offre pourtant un potentiel énergétique
considérable. Et pour cause : la température terrestre augmente de 3°C
tous les 100 mètres parcourus en profondeur.
En quoi l’utilisation des anciennes mines de charbon est-elle pertinente ?
Elle évite les coûts de forage, qui peuvent s’élever à 150 000 euros
tous les 100 mètres, et offre grâce à son labyrinthe de galeries
sous-terraines, un réseau de distribution. Certes, de nombreux puits ont été
rebouchés à l’arrêt de l’activité (c’est le cas de plus de 86 % des
mines de Lorraine), et le potentiel de faisabilité dépend très largement de
la configuration des galeries. Il faut également que l’eau ait retrouvé sa
température naturelle, ce qui demande parfois vingt ans d’attente après la
fermeture de la mine. Enfin, il faut encore que les espaces à alimenter soient
les plus proches possibles de la centrale, car la déperdition de chaleur
atteint parfois les 2°C par kilomètre d’acheminement.
Mais ces différentes contraintes rebutent de moins en moins les communes françaises
concernées. Depuis quelques mois, elles sollicitent les services du Bureau de
recherches géologiques et minières (BRGM), pour établir des études de
faisabilité. Fabrice Boissier, directeur du département géothermie du BRGM, a
notamment étudié les sites lorrains pour déterminer un candidat propice à
l’installation d’une centrale géothermique. « Nous avons fait
l’inventaire des mines existantes. Le site n’est pas encore déterminé,
mais cela ne saurait tarder. Restent à traiter les différents problèmes
juridiques… Car les mines fermées depuis longtemps dépendent toujours de la
législation du Code des mines, ce qui induit des difficultés administratives.
La démarche doit donc être concertée, entre les collectivités concernées,
l’Ademe et le BRGM. »
Des projets d’aménagement urbains autour de centrales géothermiques
La voie est tracée par les quelques projets pilotes cofinancés par le
programme européen Interreg IIIB. Première concrétisation en date,
l’ouverture d’une centrale géothermique sur des anciens travaux miniers à
Heerlen, aux Pays-Bas, dans le cadre d’un projet de rénovation urbaine. Précurseurs,
les Pays Bas ? En réalité, pas tout à fait. La ville de Sprighill, en
Nouvelle Ecosse, avait effectivement ouvert une telle centrale en 1988, pour
alimenter un parc industriel. Mais dorénavant, l’objectif est
d’approvisionner des pôles urbains entiers, composés de centres
d’affaires, de zones commerciales et de quartiers résidentiels. D’où
l’intérêt porté par les communes minières. Patrice Delattre, délégué général
de l’Association des communes minières de France (Acom), et coordinateur de
l’Association européenne des communes minières (Euracom) croit fermement au
potentiel français. « Il existe des anciens travaux miniers qui
contiennent des réservoirs d’eau importants. Surtout dans le Nord
Pas-de-Calais, en Lorraine, dans le Tarn, les Bouches du Rhône et en Auvergne.
Reste donc à trouver une articulation entre les projets d’aménagement urbain
de ces régions et la réhabilitation des bassins miniers ». Il
revient par ailleurs sur la nécessité de combiner les différentes sources
d’énergie : « la géothermie seule ne suffit pas, il faut lui
associer l’éolien et le photovoltaïque. C’est ce qui fait qu’il
n’existe pas de concurrence avec les autres énergies renouvelables. »
Pour l’instant, on ne dénombre aucun dispositif opérationnel en France, mais
il existe deux projets pilotes : l’un à Freyming Merlebach, en Moselle,
et l’autre à Gardanne, près de Marseille. Cette commune des Bouches du Rhône
a en effet racheté les deux puits voisins et commandé une étude de faisabilité
au BRGM. Claude Durand, directrice de cabinet du maire, précise néanmoins que
rien ne garantit l’installation d’une future centrale: « Nous
sommes très en amont du projet. Pour l’instant, il s’agit d’évaluer le
volume d’eau et sa température, pour décider comment réutiliser cette eau
douce, qui jusqu’ici se déverse dans la mer méditerranée.» La France
n’en est qu’à ses débuts en la matière. Patrice Delattre regrette
d’ailleurs le peu de place accordée à la géothermie dans les projets du
Grenelle. « Mais c’est le rôle de l’Acom, d’interpeler les
pouvoirs publics et les collectivités, car il y a là un véritable enjeu
sectoriel pour les communes minières. Il faut aussi échanger nos expériences
avec nos voisins étrangers, ce que nous faisons au sein d’Euracom. »
4/2/2008
France : La géothermie chez moi, un guide gratuit pour comprendre
cette source d’énergie
http://www.actualites-news-environnement.com/14446-geothermie-guide-source-energie.html
La
géothermie chez moi, un guide gratuit pour comprendre cette source d’énergie.
France Géothermie, entreprise française créée en 1995, lance le 1er guide de
la géothermie et de l’aérothermie au service du public, un guide intitulé :
« La géothermie chez moi ».
France Géothermie, entreprise française créée en 1995,
est un des leaders français du chauffage géothermique, lance le 1er guide de
la géothermie et de l’aérothermie au service du public : « La géothermie
chez moi ». ce guide sur la géothermie est un guide pratique pour comprendre
cette source d’énergie renouvelable. Qui plus est, il est gratuit.
Pour l’entreprise, « en tant que leader français du
chauffage géothermique et aérothermique, France Géothermie se devait de
concevoir un guide pédagogique, clair et pratique sur une énergie d’avenir
dont tout le monde parle, mais qui est encore mal connue et semble complexe aux
yeux du plus grand nombre. »
Énergie du développement durable par excellence car
renouvelable, économique et non polluante, la géothermie répond aux préoccupations
actuelles pour la protection de l’environnement des pouvoirs publics (Grenelle
de l’environnement) et des particuliers soucieux d’économiser l’énergie,
estime France Géothermie.
« La géothermie chez moi » est préfacé par le
journaliste scientifique Mac Lesggy, animateur-producteur de l’émission E=M6.
Cet ouvrage d’une cinquantaine de pages, abondamment illustré de schémas et
de photos, fait un point complet sur les usages domestiques de la géothermie et
de l’aérothermie.
Son sommaire développe l’historique de la géothermie, les
différents principes de captage, les diverses technologies de pompes à
chaleur, les utilisations de la géothermie et de l’aérothermie en chauffage,
eau chaude sanitaire, rafraîchissement et climatisation, les avantages écologiques
et économiques et les aides disponibles. Pour terminer, un chapitre apporte des
réponses claires et simples aux multiples questions que chacun se pose sur
cette nouvelle énergie.
Le guide « La géothermie chez moi » est disponible
gratuitement chez les 70 concessionnaires France Géothermie, mais il est aussi
consultable sur le site
http://www.guide-geothermie.org
http://www.guide-geothermie.org/Guide_geothermie-et-aerothermie.pdf
( 48 pages )
20/5
Lausanne veut puiser son énergie dans les profondeurs de la terre
http://www.24heures.ch/pages/home/24_heures/l_actu/vaud/detail_vaud/(contenu)/76553
Grâce à cette technologie, Lausanne espère trouver à des
kilomètres sous terre les ressources pour subvenir aux besoins énergétiques
des habitants. Un projet estimé à 90 millions.
BÂLE: En décembre dernier, les travaux de forage du projet
de centrale géothermique «Deep Heat Mining» ont provoqué un séisme de
magnitude 3,4 sur l’échelle de Richter.
La ville de Lausanne souhaite se lancer dans la géothermie.
Creuser dans les entrailles de la terre, à 5 ou 6 kilomètres de fond, là où
la chaleur atteint les 200 degrés au sein du massif rocheux. Une ambition que
les autorités de la capitale vaudoise ont déjà commencé à réaliser. L’an
dernier, dans la région lausannoise, elles ont débuté une étude de
faisabilité pour la recherche de sites pouvant accueillir une centrale géothermique
de grande profondeur. Un deuxième projet sur sol vaudois après celui, privé,
de Lavey-les-Bains, qui pourrait entrer en service au début de la prochaine décennie.
Prévu à l’horizon 2020, le coût du projet
lausannois avoisinerait les 90 millions. En faisant circuler une eau surchauffée
en circuit fermé, il serait alors possible de produire suffisamment de
puissance pour approvisionner 10?000?personnes en chauffage et 26?000 en électricité.
Une ressource de surcroît entièrement renouvelable, si elle est bien gérée.
«Si un projet d’une telle ampleur venait à démarrer, j’imagine que ce
serait dans le cadre d’un partenariat qu’il se concrétiserait, explique
Jean-Yves Pidoux, directeur Vert des Services industriels lausannois. Ce
d’autant plus que nous sommes toujours dans une phase pilote au plan mondial.»
Ce sont des secteurs à l’image du quartier de
Malley, ainsi que des communes de l’Ouest lausannois comme Renens ou Prilly,
qui ont été retenus pour des analyses plus poussées; des études complémentaires
qui permettent de mieux évaluer la pertinence de l’implantation d’une
usine. Il s’agit ainsi de définir et de comparer les caractéristiques
techniques, urbanistiques et environnementales des sites présélectionnés,
notamment en fonction du développement territorial et démographique de la
capitale et de sa région. «Il est prévu qu’un rapport préalable soit remis
aux communes concernées d’ici l’été, précise Jean-Yves Pidoux. Je pense
que nous pourrons tenir ce délai.» Voilà pour la première étape, en
surface.
La prochaine phase sera de tenter d’évaluer la richesse énergétique
du sous-sol. «Et là, les avis sont partagés, reconnaît le municipal écologiste.
Certains spécialistes sont confiants, alors que d’autres laissent entendre
que la roche dans nos régions n’est pas fiable sur le long terme.» Frank
Reinhardt, ingénieur à la ville, confirme «qu’avant de creuser on ne connaît
jamais la puissance exacte du réservoir. Mais des études géologiques
cantonales ont identifié un réel potentiel géothermique du sous-sol dans la région.»
Ce sont surtout les incidents survenus lors de
l’expérience pilote bâloise, en décembre dernier, qui pourraient ralentir
les projets de l’Exécutif lausannois. On se souvient que les forages réalisés
à Bâle avaient provoqué un tremblement de terre de 3,4 sur l’échelle de
Richter, menant à l’arrêt des recherches. «Je pense que les résultats des
expertises bâloises seront déterminants pour nous», conclut Jean-Yves Pidoux.
Une énergie renouvelable mais pas inépuisable
Des températures élevées règnent au cœur de
la croûte terrestre: une chaleur supérieure à 1000°C prévaut sur 99% de la
terre, dont seulement 0,1% est inférieure à 100°C. Des méthodes
d’exploitation adéquates permettent de bénéficier de ce formidable réservoir
d’énergie géothermique. Des technologies comme les sondes géothermiques et
les géostructures visant à utiliser la chaleur terrestre à de faibles
profondeurs (jusqu’à 500?mètres) font partie des solutions déjà utilisées.
Il est désormais aussi envisageable de creuser jusqu’à près de 5 kilomètres,
afin d’exploiter l’énergie qui s’y trouve et de produire de l’électricité,
ainsi que de la chaleur sans rejet de substances nocives et de CO2. Si l’on
parvient à transposer avec succès dans la pratique cette technologie, qui en
est encore au stade expérimental au niveau mondial, la géothermie profonde
pourrait couvrir à l’avenir une part considérable des besoins en énergie de
la Suisse. Mais si la géothermie est renouvelable, elle n’est pas inépuisable.
Il est en effet nécessaire de donner le temps au réservoir de se régénérer,
après quelques dizaines d’années d’exploitation.
A Bâle, un séisme a fait trembler la géothermie
Il est 17 h 48, le vendredi 8 décembre, lorsque
la terre tremble. Bâle est touchée par un séisme d’une magnitude de 3,4 sur
l’échelle de Richter, causé par les travaux du projet d’usine géothermique
de grande profondeur. L’intensité enregistrée ce jour-là ne l’est, de
coutume, que trois ou quatre fois par an. Depuis, les forages ont cessé et ne
reprendront pas avant de longs mois. «Les autorités ne condamnent pas le
projet, explique René Kindhauser, porte-parole pour la société Geopower.
Elles souhaitent procéder à une analyse des risques et déterminer le coût de
ces études complémentaires. Des résultats ne sont pas attendus avant fin
2008. Dans l’intervalle, Geopower procède, de son côté, à la revue de
nouvelles données en vue de la reprise des travaux.»
C’est au moment de l’injection d’eau dans
la roche que les problèmes sont survenus. Deuxième phase de ces géothermies
de grande profondeur, l’envoi d’eau pressurisée à 5000?mètres de fond
permet d’élargir les fissures existantes dans le granit. En connectant ces
fissures les unes aux autres, un échangeur de chaleur est créé. Envoyée
depuis la surface dans cet échangeur naturel, l’eau circule dans la roche
pour atteindre 200 degrés, avant d’être repompée. Ces contretemps ne
concernent pas des projets géothermiques comme celui de Lavey qui consiste à
prélever de l’eau chaude dans un aquifère naturel. Il n’est en effet pas nécessaire
de fissurer la roche, puisqu’elle l’est déjà naturellement.
27/9/06
Power from Not-So Hot Geothermal
This
power system could make it feasible to generate cheap electricity from lukewarm
geothermal sources.
By Prachi Patel-Predd
A large share of the
geothermal resources suitable for power generation--those with temperatures
higher than 300°F--are deep underground, beyond the reach of current
technology. Lower-temperature rresources, which are common across the United
States, are generally used for heating, but could be a bountiful source of power
as well, if researchers were able to find an economical way to convert them into
electricity.
Engineers at the United
Technologies Research Center (UTRC), a unit of United Technologies based in East Hartford, CT, say
they have developed a low-cost system that can utilize low-temperature
geothermal resources. The technology could be particularly useful in generating
electricity from waste hot water generated at oil and gas wells.
The modular, 200-kilowatt
power plant from UTRC can convert temperatures as low as 165°F into
electricity. The technology is similar to steam engines, except that steam or
hot water vaporizes a hydrofluorocarbon refrigerant that drives the turbine. And
the refrigerant has a lower boiling point than water. "It's hard to run a
steam engine at 165 degrees [Fahrenheit]," says Bruce Biederman, who leads
the project at UTRC. "The size of the equipment would be enormous and your
turbine would be very poor in efficiency."
The UTRC power plant can be
thought of as a reverse cooling system, and the new turbine is essentially a
refrigerator compressor running backwards, Biederman says. Instead of using
power to create a temperature difference, like a refrigerator does, it converts
a temperature difference into electricity.
The company is now testing a
unit at a remote hot
springs resort 60 miles northeast of Fairbanks, Alaska. Biederman
expects a commercial power plant to be ready by early next year, after they've
tested the reliability of the demonstration system.
According to him, the system
could utilize the large amount of hot water pumped out of the ground at oil and
gas wells. In Texas alone, more than 12 billon barrels of water are produced
from wells. Oil companies usually discard the waste water by re-injecting it
into the earth; but they could use it to generate electricity. Biederman is
planning to set up demonstration projects at oil and gas wells in Texas and
Nevada next year.
This reverse cooling concept
isn't new; but until now no one has made an efficient turbine at a reasonable
cost, he says. UTRC has kept down costs by modifying refrigeration units that
its sister company, Carrier Corp., makes, and using its production line in
Charlotte, NC.
The system's small size also
keeps costs down, and makes it more usable, says Maria Richards, who coordinates
the geothermal
laboratory at Southern Methodist University in Dallas. "The
fact that it can fit on the back of a flatbed truck and be driven to a well site
makes it much more convenient and less expensive," she says. "It's
[like comparing] a mainframe computer and a laptop." And, as with other
renewables, increasing fuel costs are spurring interest in geothermal power
units, she adds.
Gwen Holdmann, vice president
of new development at the Alaskan hot springs resort where the technology is
being tested, says they spent $2.2 million on the UTRC geothermal power plant,
and that it should pay for itself in five years. "It could even be a
quicker payback if the cost of fuel keeps rising," she suggests. Before the
power plant was installed, the resort was burning $1,000 worth of diesel fuel
per day to generate electricity, she says. The plant eliminates those costs and
the harmful emissions from diesel generators.
Right now, geothermal power
plants are located mainly in the western United States, where high-temperature
steam or hot water appears naturally at the surface. Drilling wells to reach
high-temperature resources deep underground can cost millions of dollars, yet
still be cost-effective because they're efficient for power generation, Richards
says. So far, however, it hasn't been economical to use lower-temperature
geothermal resources for power.
But existing oil and gas
wells, where electricity generated from waste hot water could run the oil pumps,
would be the ideal location for the UTRC power modules, Richards says.
"They're already drilling wells, the wells are already being used, and
they're producing something that is a secondary source of energy.
