revue_geosciences16

© MEDDE-DICOM
Delphine Batho
ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie
Face aux défis climatiques et à l’épuisement des
ressources naturelles, l’heure est au changement
et à l’innovation. La transition énergétique est un
projet fédérateur pour notre pays qui doit embrasser
tous les aspects sociaux, économiques, écologiques, des
changements à engager. L’enjeu du développement
de la chaleur renouvelable est décisif. Le grand débat
national (1) organisé par le Gouvernement doit être
l’occasion pour la Nation de redécouvrir toutes les
potentialités de la géothermie et de prendre les décisions
nécessaires pour lever les obstacles qui freinent son développement.
La revue Géosciences y contribue utilement
en mettant la géothermie, le stockage de dioxyde de
carbone et le stockage de l’énergie à l’honneur de son
seizième numéro.
La géothermie, véritable trésor national, doit prendre
toute sa place dans notre mix énergétique. Extrêmement
diverse dans ses formes et ses applications, elle présente
l’avantage considérable d’une production d’énergie renouvelable
non-intermittente qui peut être développée sur
la majeure partie de notre territoire. C’est aussi une filière
à fort potentiel pour l’industrie française. Rappelons qu’un
tiers de l’énergie en France est destiné au chauffage et
à la production d’eau chaude.
Le développement des différentes formes de géothermie
a pris du retard. Une analyse plus précise des trois
principaux segments de marché permet de quantifier ce
constat. Si le développement du marché de la très basse
énergie (pompes à chaleur aérothermiques et géothermiques)
est globalement en phase avec les objectifs fixés
(production de 1 143 000 tonnes équivalent pétrole en
2011, légèrement au-delà de l’objectif de 1 090 000 tonnes
équivalent pétrole), le marché des pompes à chaleur
géothermiques (qui devait contribuer pour 280 000
tonnes équivalent pétrole) reste largement en deçà de
la trajectoire cible. Après avoir atteint un pic de presque
20 000 unités de pompes à chaleur vendues en 2008, il
atteint aujourd’hui une taille de moins de 8 000 unités
par an, après quatre années consécutives de baisse. Les
raisons sont multiples : crise économique, compétition
d’autres technologies, baisse des constructions neuves,
mais aussi inadaptation du cadre réglementaire. Pourtant,
l’intérêt énergétique, écologique et économique des
pompes à chaleur est incontestable : ce n’est pas un hasard
si 70 % de l’habitat neuf en Suède et 50 % en Suisse
sont équipés de pompes à chaleur géothermiques. En
France, la part de l’habitat équipé est seulement de 3 %.
(1) Toutes les informations sur : www.transition-energétique.gouv.fr
édito
« La géothermie
doit prendre toute sa place
dans la transition énergétique »
La géothermie basse et moyenne énergie (notamment
pour des réseaux de chaleur géothermique) est
également en retard : la production en 2011 s’est élevée
à 94 000 tonnes équivalent pétrole, par rapport à un
objectif de 175 000 tonnes équivalent pétrole. Leader
dans les années 70, la France n’a plus développé cette
géothermie entre 1996 et 2006 alors que la technologie
a fait la preuve de sa durabilité et de son adaptation au
milieu urbain.
La production d’électricité à partir de la géothermie de
haute énergie, quant à elle, s’élève en 2011 à 48 000 tonnes
équivalent pétrole, et reste très en retard par rapport à
un objectif de 159 000 tonnes équivalent pétrole. Nous
devons accélérer son développement.
Il est temps de donner une nouvelle impulsion à la filière
géothermique, dans le cadre de la transition énergétique.
J’ai annoncé mon intention d’élaborer une stratégie
nationale pour le développement de la géothermie. Le
débat national sur la transition énergétique est une
chance que tous les acteurs de ces technologies doivent
saisir pour y contribuer.
Il sera aussi nécessaire de poursuivre nos efforts de
recherche et de développement des technologies
de séquestration et de stockage de CO2 et de stockage
d’énergie, notamment via le financement de projets
et de centres d’excellence par l’Agence nationale de la
recherche (ANR) et le programme Investissements
d’avenir. L’effondrement du prix du carbone dans le cadre
du marché européen de quotas d’émission ne favorise
pas actuellement l’émergence de projets économiquement
viables. Tout se passe comme si la crise économique
repoussait à plus tard les enjeux de la lutte contre
le réchauffement climatique alors même que le développement
des énergies du futur est riche de promesses
de nouveaux développements industriels qui peuvent
contribuer à la sortie de crise.
Les sciences de la Terre peuvent apporter une contribution
déterminante au développement des énergies renouvelables.
Face à la raréfaction des ressources et aux
conséquences de l’exploitation des énergies fossiles, il
ne faut plus prendre de retard. Valoriser les ressources
renouvelables des sous-sols est assurément porteur
d’avenir et d’espoir. Merci aux chercheurs, ingénieurs,
techniciens et personnels qui ont contribué à l’élaboration
de ce numéro qui rappelle une évidence : les
géosciences sont un allié du développement durable.
01
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

La Terre, source
d'énergies durables
N°16
La centrale géothermique
de Nesjavellir (Islande)
dans son environnement
naturel.
The Nesjavellir geothermal
station (Iceland) in its
natural environment.
sommaire
© Gretar Ivarsson
01 Édito
« La géothermie doit prendre toute sa place dans la transition énergétique »
Delpine Batho, Ministre de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie
04 Le mot du rédacteur en chef
La Terre est aussi une source d’énergies durables !
Jacques Varet
06 Les nouvelles technologies et la transformation du système énergétique
Didier Houssin, Directeur, Direction des politiques et des technologies énergétiques
durables, Agence internationale de l'énergie (AIE)
08
16
26
36
44
54
Géologie et énergie
Jacques Varet
Géothermie : source
d’indépendance énergétique
et de développement durable
Erwan Bourdon, Dominique Tournaye
Développement de la géothermie
dans la Caraïbe
Philippe Laplaige, Harry Durimel,
Jean-Marc Mompelat
Des projets géothermiques
industriels en Auvergne…
innover ensemble, agir local
Mélissa Sanciaut, Lionel Bouchet, Olivier Bouttes,
Vincent Bouchot
Géothermie et planifi cation
énergétique territoriale :
l’exemple du schéma régional
de l’Île-de-France
Adeline Poux, Alexandra Bel
Les EGS : une méthode d’exploitation
géothermique généralisée
pour les températures de 130 à 180 °C
Sylvie Gentier

70
78
100
A worldwide overview
of carbon dioxide storage
Angeline Kneppers, Steve Whittaker, Ernie Perkins,
Derek Taylor, Daniel Rennie
État des lieux du stockage de CO2
en Europe
Isabelle Czernichowski-Lauriol
Le stockage souterrain
de l’énergie
Louis-Marie Jacquelin, Anne-Gaëlle Bader
108 Tribune
Géodénergies : l’utilisation rationnelle du sous-sol
pour décarboner le secteur de l’énergie
Laurent Jammes, Gabriel Marquette
110 Éclairage
Les géotechnologies, un enjeu de recherche
Philippe Freyssinet
112 Chiffres clés
64
86
94
ImPAC Lyon : évaluer l’impact
de l’exploitation des aquifères superfi ciels
pour la climatisation
Sophie Bézèlgues-Courtade, Pierre Durst,
Frédéric Garnier, Ioannis Ignatiadis
Renvoyer le carbone dans le charbon.
Le projet Carbolab
Aurélien Leynet
Biomasse et stockage géologique,
un couplage tourné vers l’avenir
Sébastien Dupraz, Antonin Fabbri
Mars 2013 • numéro 16
Direction de la Communication
et des Éditions du BRGM
3, av. Claude. Guillemin
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« La Terre, source d'énergies durables » :
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ISSN 1772-094X – ISBN 978-2-7159-2547-2
Dépôt légal à parution.
Toute reproduction de ce document,
des schémas et des infographies, devra
mentionner la source Géosciences,
la revue du BRGM pour une Terre durable.
Le comité de rédaction remercie les auteurs
et les relecteurs pour leur contribution.
Les propositions d’articles sont à envoyer à :
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CFG Services p. 107 • COFOR p. 35 • Cryostar
p. 21 • ENAG p. 93 • Grenoble Sciences p. 61 •
LaSalle-Beauvais p. 13 • Priser p. 49 • Région
Guadeloupe c.2 • SDEC p. 69

04
Jacques Varet
BRGM
j.varet@brgm.fr
le mot du rédacteur en chef le mot du rédacteur en chef
La Terre est aussi
une source
d’énergies durables !
Les sciences de la Terre
au service de l’humanité
Rappelons-nous que la revue Géosciences a
pour objectif de montrer en quoi les
sciences de la Terre répondent aux besoins
de l’humanité. Ainsi, au fil des numéros
précédents, différents sujets cruciaux ont pu
être abordés : l’eau (n° 2, n° 13), le changement
climatique (n° 3), les risques telluriques (n° 4),
les ressources minérales (n° 1, n° 15)… Soucieux
d’inscrire nos priorités dans celles de la société,
et plus notamment dans la réflexion concernant
la transition énergétique, nous ne pouvions que
nous associer à la résolution de l'Assemblée
générale des Nations unies (n° 65/151) qui,
reconnaissant l'importance de l'énergie pour
le développement durable, a proclamé 2012
« Année internationale de l'énergie durable pour
tous ». Tel est l’objectif de ce n° 16, consacré à
« La Terre, source d’énergies durables ».
Il est un fait que les sciences de la Terre sont,
depuis un bon siècle, le principal pourvoyeur de
l’énergie consommée dans le monde. En effet,
le pétrole, le gaz naturel ou le charbon sont
aujourd’hui encore les principales sources
d’énergie pour l’essentiel de la population de
la planète, directement issues des processus
et des sciences et techniques géologiques.
L’énergie nucléaire aussi, qui puise dans les
gisements d’uranium, est le fruit du travail des
géologues. Ce sont les mêmes que l’on retrouve
à l’aval du cycle du combustible pour rechercher
les sites les plus appropriés pour la gestion des
déchets nucléaires. Ainsi, le métier de géologue
est-il fortement associé à cette image de
producteur d’énergies fossiles, voire d’énergies
polluantes. Ce numéro de Géosciences est
l’occasion de sensibiliser le public sur les diverses
techniques qu’ont les géologues pour mobiliser
le sous-sol, dans un usage durable de l'énergie,
pour contribuer à l'efficience énergétique
et prendre part à la production d'énergie
renouvelable aux niveaux local, régional et
international.
Des fossiles aux renouvelables
Les modes actuels de production et de consommation
d'énergie non durable menacent
l'environnement à l'échelle locale et mondiale.
Les émissions de la combustion fossile
représentent aujourd’hui environ 60 % des
gaz à effet de serre totaux (GES) et sont la cause
principale du changement climatique, de la
pollution de l'air urbain et de l'acidification des
sols et de l'eau. Si la réduction des émissions
de carbone liées à la consommation d'énergie
est une priorité, elle est aussi rendue nécessaire
par l’épuisement progressif des ressources
fossiles, dont on commence à percevoir la
réalité concernant le pétrole conventionnel.
L'économie mondiale étant appelée à doubler
de taille au cours des vingt prochaines années,
la consommation mondiale d'énergie devrait
également augmenter de manière significative ;
il est donc essentiel de recourir aux sources
d’énergies renouvelables et de développer
des technologies faiblement émettrices de
carbone.
Trois champs d’activité du BRGM sont concernés :
la géothermie, le stockage géologique du CO2
et le stockage d’énergie dans le sous-sol.

Eau chaude et vapeur au voisinage de la centrale géothermique de Nga Awa Purua à Rotokawa, Nouvelle Zélande.
Hot water and steam near the Nga Awa Purua geothermal plant, Rotokawa, New Zealand.
© BRGM – V. Bouchot.
Pour le BRGM, le moment est venu de rendre
plus visible sa présence, active depuis de
nombreuses années, dans ces domaines.
Trois champs d’activités sont principalement
concernés : celui de la géothermie, celui du
stockage géologique du CO2 et, plus généralement,
celui du stockage de l’énergie dans
le sous-sol. Ce sont des cas dans lesquels
l’ensemble du champ de compétences et
d’expertises scientifiques de l’établissement est
mobilisé, depuis la R&D et l’appui aux politiques
publiques jusqu’à la contribution à l’ingénierie
des systèmes et à leur bonne insertion sociale
et environnementale. Et ce, aussi bien en France
continentale, dans les DROM qu’à l’international,
notamment dans les pays en développement,
qui sont souvent les premiers concernés. Outre
ces trois grands champs, le sous-sol offre une
multitude d’autres applications possibles en
matière d’utilisation rationnelle de l’énergie,
notamment pour les besoins thermiques,
mais aussi plus généralement pour la gestion
des énergies renouvelables, qui nécessitent des
capacités de stockage.
La géothermie, énergie
renouvelable terrestre
par excellence
Dans ce numéro, une place de choix revient
naturellement à la géothermie, puisqu’il s’agit
par excellence de la forme d’énergie renouvelable
produite par la planète Terre elle-même.
En effet, si la géodynamique terrestre nous
signale quelquefois brutalement l’énergie
dissipée, de l’intérieur vers la surface de la Terre
(séismes, volcans, tsunamis…), elle nous rappelle
aussi, par le flux de chaleur terrestre, l’immense
potentiel énergétique renouvelable mis à notre
disposition. À la différence des autres énergies
renouvelables, celui-là est constant et
disponible 24/24h, 7/7j. Il permet en outre un
stockage naturel sur le site de production et de
développer des exploitations de puissance
supérieure à celle du seul flux géothermique.
Nous sommes loin d’avoir entamé cet immense
potentiel, notamment dans les nombreux pays
du sud particulièrement bien dotés en la matière,
qu’il s’agisse de l’Asie de Sud-Est (Indonésie),
de l’Afrique de l’Est (Éthiopie et Djibouti), de
l’Amérique centrale ou des Caraïbes.
Les géosciences peuvent aussi
contribuer à l’usage rationnel
de l’énergie
Avec ce n° 16 de la revue Géosciences, nous
espérons ainsi avoir apporté notre pierre aux
grands enjeux de l’« Énergie durable pour
tous », qui s’est fixé trois objectifs principaux
à l’horizon 2030 : l’accès universel à des services
énergétiques modernes, une réduction des
émissions mondiales de GES et une augmentation
de 30 % de l’utilisation des énergies
renouvelables dans le monde. Cet ouvrage
devrait également être utile à tous ceux qui
– en France notamment – s’engagent dans la
réflexion concernant la transition énergétique
et écologique. Souhaitons qu’il aidera les
acteurs concernés – établissements de
recherche, entreprises, pouvoirs publics et
ONG – à concourir plus efficacement à cet
objectif global. n
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
05

06
Didier Houssin
Directeur,
Direction des politiques
et des technologies
énergétiques durables,
Agence internationale
de l'énergie (AIE)
Didier.HOUSSIN@iea.org
La priorité du scénario 2DS
est de réduire drastiquement
les émissions de gaz à effet
de serre à l’horizon 2050
afin de ne pas dépasser
les 2 °C d’augmentation
de température globale.
The priority of 2DS scenario
is to reduce drastically
the CO2 emissions at
the horizon 2020, in order not
to exceed 2°C global warming.
© Graphic Obsession
intro scientifique intro scientifique
Les nouvelles
technologies et
la transformation du
système énergétique
2012 de l’étude de l’AIE sur les perspectives
des technologies énergétiques
L’édition (1)
montre clairement qu’une transformation
profonde du système énergétique est possible,
même si les tendances ne vont pas dans la
bonne direction. L’utilisation intégrée des
nouvelles technologies permettrait de réduire la
dépendance à l’égard des combustibles fossiles
en développant les énergies renouvelables, de
décarboner la production d’électricité, d’améliorer
l’efficacité énergétique et de réduire les
émissions de CO2. Elle aiderait à ralentir la hausse
de la demande d’énergie induite par la croissance
économique des pays émergents, réduirait
les besoins d’importations, renforcerait les
économies nationales et à plus long terme
entraînerait une baisse significative des
émissions de gaz à effet de serre.
Éviter une augmentation
de température de + 2 °C :
le scénario 2DS
Le scénario 2 °C (appelé 2DS) identifie un
portefeuille de technologies et de politiques ayant
80 % de chances d’éviter que l’augmentation de
la température mondiale ne dépasse 2 °C.
Investir dans les énergies propres est économiquement
rationnel – chaque dollar
supplémentaire investi peut générer trois
dollars d’économies d’énergie à l’horizon 2050.
Pour que le scénario 2DS devienne réalité, il
faudrait que les investissements additionnels
d’ici 2050 atteignent 36 000 milliards USD, soit
35 % de plus que dans un scénario business
as usual. Cependant, investir n’est pas la même
chose que dépenser. D’ici à 2025, les économies
(1) “Energy Technology Perspectives (ETP) 2012 – Pathways to a
Clean Energy System” : nouvelle édition de juin 2012 du rapport
publié par l’Agence internationale de l’énergie tous les deux ans
depuis 2006. http://www.iea.org/etp/ Ce rapport présente en
près de 700 pages des scénarios et des stratégies énergétiques
détaillés jusqu’en 2050 afin de limiter le réchauffement climatique
à 2° C.
d’énergie réalisées feraient plus que compenser
les sommes investies et d’ici à 2050, elles
dépasseraient 100 000 milliards USD dans le
scénario 2DS.
Sécurité énergétique et atténuation du
changement climatique vont de pair. La baisse
de l’intensité énergétique ainsi que la diversification
géographique et technologique des
sources d’énergie sont bénéfiques pour la
sécurité d’approvisionnement et la croissance
économique.
Ainsi, dans le scénario 2DS, les économies
d’énergie atteindraient d’ici à 2020 un total de
450 exajoules (EJ soit 10 18 J) de combustibles
fossiles et 9 000 EJ à l’horizon 2050, soit l’équivalent
de plus de quinze années de demande
mondiale actuelle d’énergie primaire.
Pourtant, les perspectives actuelles sont peu
encourageantes. Sur les dix technologies les
plus prometteuses en termes d’économies
d’énergie et d’émissions de CO2, neuf ne satisfont
pas aux objectifs permettant de réaliser
la transition vers un système énergétique à bas
carbone. Les progrès sont à la hauteur des enjeux
uniquement pour les énergies renouvelables
les plus matures comme l’énergie hydraulique,
la biomasse, l’éolien terrestre et le solaire
photovoltaïque. Il est particulièrement préoccupant
de constater le peu de progrès dans
la diffusion des technologies améliorant
l’efficacité énergétique, le captage et le
stockage du carbone (CCS) ainsi que l’éolien
en mer et le solaire à concentration.
Or, l’importance du captage et du stockage du
carbone reste cruciale à long terme. Le CCS est
aujourd’hui la seule technologie permettant
au secteur électrique à base de combustibles
fossiles et aux industries lourdes de respecter
des objectifs ambitieux de réduction des émissions
à l’horizon 2050. L’abandon du CCS

TWh
Gt CO2
60
50
40
30
20
10
0
45 000
40 000
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
2009 2020 2030
2040
2050
0
alourdirait considérablement le coût du
scénario 2DS puisque les investissements
supplémentaires seraient accrus de 40 % dans
le secteur de l’électricité, le surcoût total
s’élevant à 2 000 milliards USD sur quarante ans.
Selon le scénario 2DS, le CCS permettrait de
réaliser jusqu’à 20 % des réductions cumulées
d’émissions de CO2 d’ici à 2050. À cet effet, un
déploiement rapide de la filière s’impose :
c’est un considérable défi à relever dès lors
qu’il n’existe pas d’installation à grande échelle
dans la production d’électricité et qu’il y en a
très peu dans l’industrie (voir l'article d’Isabelle
Czernichowski, ce numéro).
Les conditions de mise en œuvre
Des exemples concrets montrent toutefois
que l’action résolue des pouvoirs publics est
■ Efficacité
énergétique
et changement
des systèmes
de production 3 %
■ Nucléaire 8 %
■ Changement
d’usage final 12 %
■ Efficacité
énergétique 42 %
■ Énergies
renouvelables 21 %
■ Captage et
stockage du CO2
(CCS) 14 %
Évolution de la part des différentes technologies jusqu’en 2050 dans la réduction
des émissions de CO2 pour passer du scénario 6DS (BAU) au scénario 2DS.
Technology contributions departing from BAU (6DS scenario) necessary to reach the 2DS scenario.
Source : IAE ETP 2012 report.
2009 2020 2030
2040
2050
■ Autres renouvelables
dont géothermie
■ Éolien
■ Solaire
■ Hydro-électricité
■ Nucléaire
■ Biomasse et déchets
■ Pétrole
■ Gaz avec CCS
■ Gaz
■ Charbon avec CCS
■ Charbon sans CCS
Production globale d’électricité dans le scénario 2DS (en TWh/an) :
les renouvelables produiront la moitié de l’énergie en 2050 au niveau mondial.
Global electricity generation in the 2DS scenario (in TWh/year): Renewables will generate
more than half the world’s electricity in 2050 in the 2DS scenario.
Source : IAE ETP 2012 report.
un catalyseur de progrès. Certaines sources
d’énergies renouvelables ont enregistré des
succès remarquables leur permettant de percer
sur le marché et de devenir concurrentielles. La
filière solaire photovoltaïque (PV) a connu une
croissance annuelle de 42 % en moyenne au
cours de la décennie écoulée et l’éolien terrestre
de 27 %. Le coût des systèmes PV a chuté de
75 % en trois ans dans certains pays. Le soutien
public à la recherche et au développement a
permis à ces technologies de parvenir à un stade
où le secteur privé a pris le relais, ce qui a
permis de réduire les subventions. Or, la décarbonisation
du secteur électrique est la clé de
voûte d’un système énergétique durable.
Mais globalement, la part de l’investissement
en recherche et développement (R&D) du
secteur public dans le secteur de l’énergie a chuté
intro scientifique
des deux tiers. Le soutien public à la R&D concernant
les technologies est décisif et permet de
stimuler la croissance économique et de réduire
le coût des technologies à bas carbone. Dans ce
contexte, il est préoccupant que la part de la
R&D publique dans le domaine de l’énergie
soit tombée à moins de 4 % en 2010, contre
12 % en 1980 (et 20 % pour les seuls pays de
l’AIE). Il faut inverser cette tendance et mettre
l’accent sur les perspectives de commercialisation
des nouvelles technologies. L’anticipation
de nouveaux débouchés constitue en effet l’un
des facteurs déterminants de l’investissement
privé dans la R&D et l’innovation technologique.
Il faut utiliser pleinement le potentiel d’efficacité
énergétique. L’efficacité énergétique doit
permettre de réduire de deux tiers, d’ici à 2050,
l’intensité énergétique de l’économie mondiale
(consommation d’énergie rapportée au PIB).
L’amélioration de l’intensité énergétique doit
doubler pour passer de 1,2 % par an durant les
40 dernières années à 2,4 % par an d’ici 2050
en mobilisant davantage de financements
privés et en venant à bout des obstacles non
économiques.
Les technologies énergétiques sont interdépendantes,
aussi leur développement et leur
déploiement doivent-ils se dérouler parallèlement.
Un système énergétique efficace et
à faible intensité en carbone doit reposer sur
des sources d’énergie diversifiées et s’appuyer
davantage sur la production d’électricité décentralisée.
L’enjeu de la prochaine décennie sera
de passer d’une approche centrée sur l’offre
à une approche qui privilégie une meilleure
intégration des systèmes énergétiques plutôt
que le déploiement isolé de technologies
spécifiques.
La contribution des géosciences sera essentielle
dans une telle révolution énergétique,
qu’il s’agisse de la séquestration et du captage
de CO2, du déploiement de la géothermie
superficielle et profonde qui peut jouer un rôle
important pour l’efficacité énergétique des
pompes à chaleur dans le bâtiment et pour
décarboner la production d’électricité dans les
pays qui disposent du potentiel géologique
idoine ou à plus long terme du stockage
de l’énergie. L’étude ETP 2012 de l’AIE est un
encouragement pour tous les chercheurs
en géosciences quant à l’importance des
enjeux énergétiques à long terme de leurs
disciplines. ó
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
07

08
géologie
géologie et énergie
Bien que les avancées
technologiques permettent
d’exploiter des ressources
en énergies fossiles toujours plus
difficiles d’accès, celles-ci n’en
demeurent pas moins épuisables :
la société devra recourir à court
terme aux énergies renouvelables
et décarbonées.
Les géosciences joueront
un rôle majeur dans
la « transition énergétique ».
Elles seront à nouveau convoquées
pour la recherche de nouveaux
gisements, pour le développement
des ressources géothermiques
et pour mettre en œuvre
des procédés innovants d’utilisation
du sous-sol, comme les solutions
de stockage.
Jacques Varet
BRGM
j.varet@brgm.fr
Lagon Bleu, Islande. Ce site de balnéothérapie
et récréatif a été développé à partir des eaux
de rejet de la centrale géothermique
thermoélectrique voisine.
Blue Lagoon, Iceland. This balneotherapy and
recreational site was developped from waste waters
from the nearby geothermal thermoelectric plant.
© J. Varet
Géologie
et énergie
En partant de la structure de la Terre, de ses enveloppes gazeuse, liquide et solide,
puis de son évolution géologique (notamment géodynamique), nous resituerons les
diverses catégories de ressources énergétiques dans leur cadre physique d’origine.
Cela permettra de distinguer les sources « externes » (non géologiques), essentiellement
le solaire, l’éolien et l’énergie des mers, des autres ressources géologiques. Dans l’intervalle,
on évoquera l’hydraulique qui, bien que ressource externe, n’est pas sans rapport avec
la géologie : perméabilité des terrains, construction de barrages, impact du changement
climatique… Parmi les ressources énergétiques à proprement parler géologiques, nous
distinguerons les catégories suivantes :
– les énergies fossiles diverses (exogènes) ;
– les substances minières endogènes (U, Th, H, C, méthane…) ;
– la géothermie ;
– l’espace souterrain pour l’énergie (stockages divers).
On les classera alors en terme de durabilité : celles qui disparaissent par combustion,
qui polluent (air, déchets), et celles qui sont recyclables, voire renouvelables. On montrera
que les fossiles ne sont en rien durables, que les substances minières endogènes le
sont davantage (réutilisation possible, pas de limite en profondeur pour les gisements…),
voire localement renouvelables (H, C, CH 4 volcaniques). Puis on reprendra les grands

types de géothermie, leur répartition spatiale,
pour conclure sur leurs perspectives dans le bilan des
renouvelables.
On tentera enfin de traiter de la contribution possible
de la géologie pour le traitement des énergies non
durables, ou potentiellement catastrophiques, comme
les hydrates de méthane et leurs effets climatiques, et
de la nécessité de les connaître, voire de les exploiter
par mesure de prévention ou de précaution… On placera
là les questions de stockage (énergie, CO2, déchets
nucléaires…), questions clés pour le développement des
renouvelables, souvent intermittentes.
Rappels sur la structure de la planète
et les ressources énergétiques
qui en découlent
La planète Terre présente la caractéristique – unique
semble-t-il, au moins dans le système solaire – d’être
constituée d’« enveloppes » concentriques solides,
liquides et gazeuses, toutes mobiles et interagissant les
unes avec les autres, que nous avions décrites en détail
Production en Mtep
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
geology and energy
dans Pour une Terre durable, collection Les Enjeux des
Géosciences, 2 e édition (BRGM, 2005).
Pendant les premiers millions d’années de son existence,
l’homme a essentiellement utilisé les énergies offertes
par ces milieux : biomasse, traction animale…. Les
ressources du sous-sol (tourbe, lignite, charbon, puis
pétrole et gaz naturel) ont ensuite apporté, notamment
depuis les deux derniers siècles, les contributions déterminantes
à un développement de tous les secteurs de
l’économie et à une croissance démographique sans
précédent (figure 1).
Néanmoins, si l’on considère les diverses sources
d’énergie naturelle actuellement disponibles et qu’on
les compare aux besoins énergétiques de l’humanité,
force est de constater que d’autres équilibres énergétiques
sont possibles, par un recours accru aux énergies
de flux de nature renouvelable et durable : solaire, éolien,
hydraulique, énergie des mers et biomasse. Ce qui est
heureux dans la mesure où, jusqu’ici, la croissance démographique
est allée de pair avec celle de l’usage des
énergies fossiles.
1800 1820 1840 1860 1880 1900 1920 1940 1960 1980 2000
Ó Charbon Ó Pétrole Ó Gaz
Fig.1 : Production
globale d’énergie
fossile depuis 1800
jusqu’en 2010.
D’après Höök et al., 2012.
Fig. 1: Global
production of
fossil energy from
1800 to 2010.
Adapted from Höök et al.,
2012.
09
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

10
géologie et énergie
Ó Charbon
Ó Pétrole
Ó Gaz
Amérique
du Nord
Amérique centrale
Amérique du Sud
Après avoir exploité les roches
réservoirs des combustibles fossiles,
les recherches s’orientent
aujourd’hui vers les roches-mères.
Les énergies fossiles, leurs succès actuels
et leurs limites « des deux bouts »
Les énergies fossiles résultent de l’accumulation de la
biomasse au sein de formations géologiques. Elles
se trouvent donc essentiellement dans les bassins
sédimentaires (figure 2) et peuvent se situer dans les
dépôts eux-mêmes, directement fossilisées (c’est le cas
du charbon ou des lignites), ou dans d’autres formations
perméables sus-jacentes vers lesquelles les hydrocarbures
fluides (liquides et/ou gazeux) ont pu migrer
(figure 3). Après avoir exploité ces roches réservoirs par
forages, les recherches s’orientent aujourd’hui vers les
roches mères, avec les débats que l’on sait concernant
les risques liés à ces exploitations qui nécessitent la
fracturation de la roche peu perméable contenant les
hydrocarbures. Les hydrates de méthane appartiennent
aussi à la catégorie des ressources fossiles non exploitées
actuellement, mais dont il convient de se soucier
du fait du risque climatique qu’induirait leur libération
en cas de dégel du permafrost [Bard (2006)].
Europe Afrique Moyen-Orient Moyen Orient Inde
Ex-URSS Ex URSS Chine
Asie Pacifique
Les énergies fossiles occupent toujours – malgré les
politiques de maîtrise de l’énergie, de développement
des énergies renouvelables et l’effort considérable mis
sur l’énergie nucléaire ces quarante dernières années –
une place largement prédominante dans le bilan
énergétique de la planète (figure 1). Globalement, même
si leur proportion décroît, elles n’ont cessé de croître
en quantité totale produite (figure 4). Il ne fait pas de
doute que le développement des pays de l’OCDE depuis
la seconde guerre mondiale, notamment pendant
les « trente glorieuses », découle très directement de
cette énergie devenue abondante et bon marché. Les
avertissements visionnaires du « club de Rome » et les
chocs pétroliers des années 1970 ont entraîné la mise
en place de politiques publiques souvent volontaristes,
mais celles-ci ont pour l’essentiel été abandonnées
dès le premier « contre-choc » de 1986. Seuls quelques
pays ont continué à investir dans d’autres domaines
d’énergie au cours des vingt années suivantes : notamment
les Scandinaves dans les énergies renouvelables
et les Français dans l’énergie nucléaire.
Dès 1992 pourtant, le sommet de la Terre à Rio de Janeiro
a été l’occasion, en reprenant les conclusions du premier
rapport du GIEC, d’une prise de conscience des chefs
d’États et des organisations internationales concernant
les limites à imposer aux émissions de gaz à effet de
serre (GES) issus pour l’essentiel de la combustion
des énergies fossiles (tableau 1). La convention Climat,
puis le protocole de Kyoto, offrirent l’occasion de mettre
Fig. 2 : Carte
des principales
ressources
en énergies fossiles
de la planète.
Fig. 2: Map of
the planet’s main
fossil energy
resources.
© BRGM

Roche
couverture
Roche
couverture
Roche
réservoir
Roche mère
Fig. 3 : Coupe géologique schématique présentant les réservoirs
conventionnels de pétrole et de gaz issus des roches mères sous-jacentes
aujourd’hui visées également pour la production d’énergie fossile.
Selon la température atteinte par la couche de roche-mère (qui dépend
essentiellement de la profondeur de l’enfouissement), les hydrocarbures
produits pourront être essentiellement liquides (pétrole) ou gazeux.
Production mondiale de charbon, pétrole et gaz
(Gtep/an)
5
4,5
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
Charbon
Prévision
Évolution de
la concentration
atmosphérique
en CO2 selon
les scénarios
du GIEC
Trente Glorieuses
Pétrole
Prévision
Suintement
de pétrole
Gaz
Prévision
Immaturité
thermique
Fenêtre
à huile
Fenêtre
à gaz
Valeur moyenne de cette évolution
0
0
1850 1900 1950
2000
2050
2100
Mt Tcf Gbep
Facteur de
conversion
CO2
(Mt C)
Profondeur (m)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
huile
Matière organique c-h-o-n
Dégradation biochimique o-n
Dégradation thermique
gaz
h-c
kérogène
Carbonisation
Résidu de
carbone
+c
0 20 40 60 80 100
Hydrocarbures générés (%)
Fig. 3: Schematic geological section depicting the conventional reservoirs
of oil and gas from the underlying bedrock which today are targeted for fossil
energy production. Depending on the temperature prevailing in the bedrock layer
(determined essentially by the depth at which it is buried), the hydrocarbons
produced could be essentially liquid (oil) or gaseous.
© D’après IFP Energies Nouvelles, France – Université de Laval, Canada.
CO2
(Mt)
1 000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Concentration atmosphérique de CO2 (ppm)
CO2
(Mt/Gbep)
Charbon 860 938 3 300 0,7326 630 700 2 315 000 700
Gaz 6 609 1 172 14,56 96 200 353 200 300
Pétrole 1 383 106,1 146 700 538 500 390
Fig. 4 : Schéma illustrant le bilan du carbone
fossile dans la période 1850-2100.
On observe les pics successifs de production
des énergies fossiles : pétrole (bleu foncé),
gaz naturel (bleu clair) puis charbon (noir),
et la croissance des émissions de CO2
résultant de leur combustion dans l’enveloppe
(en jaune) des divers scénarios du GIEC.
Fig. 4: Graph illustrating the total amount
of fossil carbon over the period 1850-2100.
We note the successive production peaks
for fossil fuel productions: oil (dark blue),
natural gas (light blue), and coal (black),
then, in the yellow envelope, the increase
in CO2 emissions from their combustion
following various IPCC scenarios.
Source : J. Varet/Futuribles, 2005.
Tableau.1 : Les réserves en énergie fossiles
de la planète, leur contenu énergétique et
les émissions de GES résultant de leurs combustions
respectives.
Table 1: The planet’s fossil energy reserves,
their energy content and the GHG resulting
from their respective combustion.
Source: BP Statistical Review of World Energy, 2010.
11
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

12
géologie et énergie
Dès 1992, le sommet de la Terre
à Rio de Janeiro a été l’occasion d’une
prise de conscience
des chefs d’États et
des organisations internationales.
en place une nouvelle forme de solidarité planétaire,
selon laquelle les pays les plus émetteurs s’engageaient
dans une politique de réduction permettant aux pays
émergents et en développement de bénéficier d’une
croissance tout en plafonnant les émissions globales
(voir aussi article de D. Houssin en introduction scientifique,
ce numéro). Mais la mise en œuvre concrète de ces mesures
a été battue en brèche par les intérêts nationaux de
quelques pays clés, notamment les États-Unis, les états
du Golfe et la Russie.
Dans le même temps, les géologues de l’ASPO (1)
rappelaient qu’en tout état de cause les ressources
fossiles étaient limitées et que les « pics » de production
de pétrole, puis de gaz, puis de charbon seraient successivement
atteints dans la même période (2020-2050 ;
figure 4). Et, de fait, la production mondiale ne répondant
plus à la demande croissante des pays émergents
(la Chine notamment), le constat de la rareté a été
progressivement reconnu par les producteurs eux-mêmes.
La croissance des prix des énergies fossiles qui en résulte
est venue jouer le rôle régulateur que les politiques
publiques climatiques ne parvenaient pas à mettre
en œuvre (figure 5).
Ainsi, les énergies fossiles sont « coincées aux deux
bouts ». Qu’il s’agisse de la production initiale ou des
émissions finales, elles devront inéluctablement faire
place aux énergies renouvelables. La géologie présentant
des disparités considérables, l’Europe, du fait de la
faiblesse de ses propres ressources fossiles, se retrouve
à viser une position de leader dans cette recherche
d’énergies alternatives. (figure 6).
(1) Association for the study of Peak Oil&Gas. http://aspofrance.org/
La croissance des prix des énergies fossiles
est venue jouer le rôle régulateur
que les politiques publiques climatiques
ne parvenaient pas à mettre en œuvre.
90
Gtec
80
70
60
50
40
30
20
10
€/Baril constant
base 2009
€/Baril courant
0
1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009
250
200
Fig. 5 : Évolution des cours du pétrole en euros par baril, prix constants
et courants base 2009.
Fig. 5: Evolution of oil prices in euros per barrel, constant prices and current,
base 2009.
Source : UFIP, 2012.
150
100
50
0
225
USA
189
Russie
94
Inde
92
Chine
92
Australie
58
Arabie
Saoudite
Ó Uranium
Ó Charbon
57
Iran
54
Canada
31
Qatar
Ó Pétrole
Ó Gaz
Fig. 6 : La grande dépendance énergétique de l’Europe s’observe sur
ce diagramme figurant, par importance décroissante, les réserves en pétrole,
en gaz naturel, en charbon et en uranium des dix premiers pays producteurs
de la planète. Toutes énergies ramenées en équivalent gigatonne de charbon.
Fig. 6: Europe’s massive energy dependence is seen on this diagram, depicted,
by decreasing order of importance, oil, natural gas, coal and uranium reserves
for the planet’s ten largest producers. All the energies are expressed in equivalent
gigatonne of coal.
Source : BGR, Allemagne.
31
Venezuela

Publicité
Près de 500 géologues en
formation
L’Institut Polytechnique LaSalle Beauvais a pour
objectif de former des ingénieurs et des techniciens
reconnus et appréciés par les professionnels dans
les domaines des Sciences de la Terre et de
l’Environnement. Chaque année, LaSalle Beauvais
diplôme 25 à 30 Techniciens Supérieurs (Bac+3)
et 80 Ingénieurs (Bac+5), soit près de 500 jeunes
en formation. Ces diplômes présentent des débouchés
dans des domaines variés : ressources énergétiques,
ressources minérales, eau, environnement,
géotechnique et enseignement-recherche.
Le terrain, une marque de
fabrique !
L’enseignement repose sur une pédagogie originale
avec une grande variété de mises en situation
concrètes et d’expérimentations par le groupe
avec des stages de terrain, des projets de recherche,
des projets d’innovation et d’entreprenariat,
des projets d’application industrielle, des stages
en entreprise. Les apprentissages sur le terrain
dépassent 20 semaines d’enseignement dont 14 de
cartographie géologique dans des contextes
géologiques variés.
Les ressources énergétiques minières
endogènes
La nature même de l’enveloppe solide de la planète,
essentiellement silicatée, recèle elle aussi des ressources
énergétiques intéressantes. Il s’agit d’une part des
substances radioactives, comme l’uranium, dont les
filières de production ont été développées ces dernières
années, ou le thorium, plus abondant encore, mais non
encore exploité industriellement.
Présent en traces dans la lithosphère continentale, avec
une concentration moyenne de 1,7 ppm (et 0,003 mg/l
dans l’eau de mer), les teneurs en uranium nécessaires à
une bonne rentabilité minière dépassent généralement
le gramme par tonne, mais des teneurs aussi basses que
150 à 250 ppm sont néanmoins exploitées. Les besoins
dans les années 2020 sont évalués à 80 000 tonnes
d’uranium par an, ce qui nécessite la découverte et la mise
en exploitation de nouvelles mines, la production actuelle
étant de 65 000 tonnes. Au plan géologique, si l’origine
de l’uranium est endogène (magmatique et hydrothermale),
les meilleurs gisements se trouvent dans les
formations sédimentaires détritiques (grès et conglomérats)
ou résultent d’altérations supergènes.
geology and energy
LaSalle Beauvais, apprendre la Terre en grand
Une ouverture aux enjeux
industriels
Au-delà des bases scientifiques et techniques,
l’enseignement des 3 premières années intègre
des disciplines utiles à la résolution des
problématiques industrielles comme l’économie,
la gestion financière, le droit, la communication
mais aussi l’apprentissage de plusieurs langues
étrangères. Lors des 2 dernières années, la
gestion de projet prend alors en compte les
dimensions économiques, environnementales et
sociétales, en plus de la faisabilité technique et du
suivi managerial.
4 prix à des concours
internationaux
Fait remarquable, nos élèves ont participé à 4
concours internationaux réunissant les principaux
masters des universités d’Europe, voire du
monde. Ils ont été systématiquement primés
dans des domaines aussi variés que les
nouvelles énergies (3 ème à l’Energia Challenge
en 2012), la géologie pétrolière (3 ème à l’Imperial
Barell Award en 2012), la géophysique marine
(2 ème au SEG Challenge Bowl en 2011) et la
géologie minière (1 er au travail en équipe au
Déposer une offre de stage : stage@lasalle-beauvais.fr
Recruter un collaborateur : emploi@lasalle-beauvais.fr
Le cycle de la production d’énergie nucléaire se caractérise
aussi par la génération de déchets radioactifs à
vie longue, pour lesquels à ce jour seule la solution du
stockage géologique s’avère possible. Les géosciences
sont, ici aussi, convoquées pour une approche impliquant
la recherche de sites à très faible perméabilité et le déploiement
de technologies adaptées (barrières minérales,
réseaux de surveillance…) présentant des garanties de
stabilité à très long terme (de l’ordre du million d’années,
que seul le géologue peut appréhender, bien entendu
avec l’aide des sciences humaines et sociales).
L’activité magmatique et hydrothermale peut aussi faire
remonter vers la surface des éléments d’intérêt énergétique,
comme le carbone, l’hydrogène ou le méthane.
Certains gisements de méthane, notamment sibériens,
sont ainsi d’origine endogène ; les zones volcaniques
en extension (dorsales océaniques et rifts) peuvent
renfermer des sources d’hydrogène, non exploitables à
l’heure actuelle, mais vraisemblablement accessibles
un jour. Des recherches engagées dans le cadre du
programme international de forages profonds continentaux
(DSDP) permettent d’ores et déjà d’atteindre
les systèmes supercritiques permettant un accès à la
production d’hydrogène (2).
(2) http://www.icdp-online.org/front_content.php?idcat=709
concours du jeune chercheur à St Pétersbourg
en 2010).
Des nouveautés ?
Dernière nouveauté : le dispositif de l’alternance
pour la formation des Techniciens supérieurs
est opérationnel depuis 2012.
D’autre part, pour être diplômé à partir de
2015, les Ingénieurs devront avoir validé une
période de 14 semaines à l’étranger.
Hervé Leyrit
Directeur de la Spécialité Géologie
Elèves-ingénieurs LaSalle Beauvais, stage d’acquisition,
traitement et interprétation sismique , Villefranche sur Mer
www.lasalle-beauvais.fr
Geosciences_n16_publi.indd 1 08/02/2013 17:47:56
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
13

14
géologie et énergie
La géothermie
Le flux géothermique terrestre serait, à lui seul, suffisant –
si l’on disposait des moyens pour le capter efficacement
– pour répondre aux besoins énergétiques de l’humanité.
La géothermie a donc sa place parmi les énergies renouvelables
auxquelles on doit faire appel pour remplacer
les énergies fossiles émettrices de GES. En comparaison
avec les autres énergies de flux provenant des enveloppes
plus externes de la planète, elle présente l’avantage
d’offrir des capacités naturelles de stockage, du fait des
caractéristiques de conductivité thermique et des masses
disponibles en sous-sol. Le stock énergétique disponible
est immense et dépasse largement les besoins cumulés
des générations futures (figure 7).
Mais ici plus qu’ailleurs, la science géologique doit
être mise en œuvre avec acuité car, au-delà des valeurs
moyennes, les exploitations géothermiques doivent
prendre en compte plusieurs éléments permettant
d’identifer les gisements économiquement exploitables
selon la disponibilité et la maturité des technologies :
– le gradient géothermique, lui-même déterminé par le
flux et la conductivité des terrains, qui peut varier de
3 °C par 100 mètres dans les zones stables à des valeurs
dix fois supérieures dans les zones géologiques actives ;
– la perméabilité des formations géologiques, dites réservoirs
lorsqu’elles permettent une production suffisante
du fluide contenu, une fois atteintes par forage. Cette
perméabilité peut être soit « de formation » lorsqu’elle
découle des propriétés propres de la couche géologique,
soit « de fracture » lorsqu’elle résulte d’un
contexte tectonique favorable ;
En mètres
0
150
300
450
600
750
900
1 050
0
50 °C/1 000 m
50 100 150
En °C
200 250
60 à 100 MW/m 2 dans les zones stables
(soit 60 à 100 kW par km 2 )
Jusqu’à 10 fois plus dans les zones actives
(soit 1 MW ou plus par km 2 )
4 000 °C
5 000 °C
– la qualité même du fluide géothermique, toujours
chargé en éléments chimiques divers du fait de
l’augmentation de la solubilité des minéraux avec
la température, et éventuellement enrichi en gaz
hérités des formations traversées ou des apports
magmatiques.
Ainsi peut-on distinguer deux grands types de géothermie
dont on présente plusieurs exemples détaillés dans
ce volume :
– celle des bassins sédimentaires dans lesquels des
aquifères peuvent être identifiés et exploités pour le
chauffage, avec ou sans pompes à chaleur, avec une
relative certitude du fait de la continuité des formations
géologiques ;
– celle des zones tectoniques ou volcaniques actives
dans lesquelles une source de chaleur superficielle
permet de disposer d’un fluide géothermal à une
température suffisante pour produire de l’électricité
(figure 8).
Mais il s’agit ici d’une subdivision très schématique, dans
la mesure où, d’une part la géologie offre nombre de
situations intermédiaires ou différentes permettant
la mise en œuvre de systèmes spécifiques (systèmes
stimulés par exemple) et, d’autre part, les technologies
offrent un panel élargi de solutions (échangeurs directs
en sous-sol, utilisation de fluides binaires, utilisation en
cascade de l’énergie, par exemple). En tout état de cause,
la diversité et la créativité sont des règles en la matière,
qu’il s’agisse du versant géoscientifique ou du versant
technologique de la discipline.
6 000 km
140 millions EJ emmagasinés dans
les 5 premiers kilomètres de la croûte terrestre
99 % de notre planète est à plus de 1 000 °C
4 000 km
2 000 km
Le flux
géothermique
terrestre serait,
à lui seul,
suffisant
pour répondre
aux besoins
énergétiques
de l’humanité.
Fig. 7 : Flux et
gradients géothermiques
dans les zones stables
et les zones géodynamiques
actives de la planète,
et énergie emmagasinée dans
les cinq premiers kilomètres
(accessibles par forage)
de la lithosphère.
Fig. 7: Geothermal flow
and gradients within
the planet’s stable zones
and its geodynamically active
ones and the energy stored
within the top 5 kilometers
of the lithosphere
(accessible via borehole).
© BRGM

Eau de pluie
Le stockage géologique
et ses perspectives
Le développement des activités humaines à la surface
de la planète aboutit à un certain encombrement de
l’espace, notamment dans les mégapoles [Varet J. (2009)]
ou les zones industrielles. Mêmes les zones agricoles
et les espaces naturels méritent d’être préservés pour
leurs fonctions spécifiques. De ce fait, le sous-sol offre
des solutions attractives, compte tenu de l’espace
disponible à la verticale du lieu concerné et de la diversité
de ses caractéristiques géologiques selon la
profondeur. Dans le domaine de l’énergie, on est encore
loin d’avoir optimisé la gestion de l’espace en 3D. Or, non
seulement cet espace peut être dédié à des fonctions
spécifiques de stockage d’énergie, de CO2 [Varet J. (2006)]
ou de déchets (nucléaires, par exemple), mais encore il
est possible de développer des utilisations combinées
(extraction de matière première minérale et stockage,
par exemple).
Les choix et formes possibles de stockage d’énergie
sont très nombreuses, qu’il s’agisse de gaz (méthane,
pratiqué de longue date, air comprimé, hydrogène),
de liquide (hydrocarbure, eau chaude ou autre fluide
Réservoir géothermal
Eau chaude
+ vapeur
Zone supercritique
Roche chaude Roche chaude
Magma (800 à 1 200 °C)
Fig. 8 : Coupe schématique d’un gisement géothermique
de haute température classique, avec source de chaleur
magmatique (800 à 1 200 °C à une profondeur de 5 à 10 km),
zone supercritique dominée par des fluides salins
et chargés en métaux dissous, réservoir géothermal
exploitable (température de 150 à 300 °C) et couverture
imperméable, avec réalimentation naturelle du gisement
par des eaux météoritiques et/ou marines.
Eau de pluie
Fig. 8: Schematic section of a classic high-temperature
geothermal deposit, having a magmatic heat source
(800 to 1200 °C at a depth of 5 to 10 km), a supercritical zone
dominated by saline fluids charged in dissolved metals,
an exploitable geothermal reservoir (temperature between
150 and 300 °C) and impermeable cover, with a natural
recharge of the deposit by meteoric waters or seawater.
Source : La géothermie, collection les enjeux des Géosciences, BRGM/Ademe
caloporteur) ou de formes d’énergie cinétique ou
thermique. Quelques exemples sont détaillés dans les
articles qui suivent, au sein de ce volume.
Ce tour d’horizon permet de dresser un tableau montrant
la part essentielle des disciplines géologiques – qu’elles
soient fondamentales ou liées à l’ingénierie et aux
technologies innovantes – dans la résolution des problèmes
posés par la « transition énergétique », pour passer en
quelques décennies du « tout fossile » au « tout renouvelable
». Même si les ressources à mobiliser proviendront
plus largement des flux issus des « enveloppes externes »
de la planète, les sciences de la terre continueront à
apporter une contribution déterminante, qu’il s’agisse
de la production ou du stockage. En définitive, les métiers
des géosciences devront s’engager simultanément sur
deux fronts : celui de la découverte de ressources toujours
plus profondes et difficiles d’accès, nécessitant des
technologies toujours plus sophistiquées, et celui des
procédés d’utilisation du sous-sol pour un meilleur usage
de l’énergie et au service des énergies renouvelables
et décarbonées. Voilà des perspectives mobilisatrices
pour la jeunesse, la formation et les entreprises
innovantes. n
Geology and Energy
Ease of access to low-cost
energy over recent decades
in our self-styled “developed”
countries has caused a
majority of people to loose
sight of the very origin of
these resources that have
procured such abundance and
well-being. Humanity, today,
relies essentially on fossil fuels
discovered in the sub-surface
of planet Earth, mainly in the
pre-1980 years, notably thanks
to conceptual leaps made
possible by newly achieved
discoveries of global tectonics,
space imagery and applied
geophysics. While continual
technical advances enable
ever-deeper resources to be
tapped, climate constraints
force us to reconsider the very
bases of these delicate
balances. They will necessarily
need to be revised via
improved adaptation of supply
to demand, mastering
consumption and recourse
to sustainable, carbon-free
energy sources. Now, while
these mobilize resources in the
planet’s outermost envelopes
(solar and wind power, ocean
energy, biomass...),
the geosciences are once again
called into play to devise
the very infrastructures
for these energy-producing
systems, thereby enabling
geothermal resources and
underground storage solutions
to be developed.
And this, whether we are
ensuring “clean” use of fossil
fuels (and notably the most
abundant of these, coal) or
making available the storage
solutions that are an absolute
necessity for these renewable
energies, essentially
intermittent by nature.
Bibliographie : Bard, E. (2006) – Variations climatiques naturelles et anthropiques. In BRGM Revue Géosciences n° 3 : le Changement climatique, p. 30-35. BRGM (2005) – Pour une Terre durable, collection
Les enjeux des Géosciences, 2 e édition. BRGM (2009) – « 10 enjeux des Géosciences » – Dossier spécial Année internationale de la Planète Terre, 124 p. BRGM/ADEME (2008) – « La géothermie, quelles technologies
pour quels usages ? » – Collection Enjeux des Géosciences, 64 p., 2 e édition. Höök, M., Li J., Johansson, K., Snowden, S. (2012) – Growth rates of global energy systems and future outlooks. Natural Resources
Research, Vol. 21, No.1. Varet, J. (2005) – Les matières premières minérales : flambée spéculative ou pénurie durable ? in Futuribles, Alerte sur les Matières Premières, n° 306, p. 5-24. Varet, J. (2006) – Capture
et stockage du dioxide de carbone : le rapport du GIEC. In BRGM Revue Géosciences n° 3: le Changement climatique, p. 72-78. Varet, J. (2009) – Voir la ville en 3D. In BRGM Géosciences n° 10 : Villes et géologie
urbaine, p. 6-7.

16
géothermie
géothermie : source d’indépendance énergétique et de développement durable
Déjà présente dans 78 pays,
la production d’énergie
géothermique (chaleur et électricité
confondues) constitue
une importante source
de développement.
Avec plus de 11 GW de capacité
installée dans le monde (soit
l’équivalent de douze réacteurs
nucléaires), la production électrique
d’origine géothermique assure
déjà entre 10 et 30 % des besoins
de six pays, dont les Philippines
et le Costa Rica.
Les autres applications de
la géothermie, dans l’agriculture,
l’industrie ou le chauffage urbain,
se développent à cadence élevée
partout dans le monde.
Erwan Bourdon
CFG Services
e.bourdon@cfg.brgm.fr
Dominique Tournaye
CFG Services
d.tournaye@cfg.brgm.fr
Tête de puits, centrale géothermique de Fang,
Thaïlande.
Wellhead, Fang geothermal power plant,
Thailand.
© P. Eurin.
Géothermie : source
d’indépendance
énergétique et de
développement durable
Une énergie accessible à tous
Les ressources géothermiques sont virtuellement accessibles partout dans le monde,
soit par l’utilisation directe ou indirecte de la chaleur des systèmes de moyenne à
haute énergie (> 90 °C), soit par l’utilisation de pompes à chaleur pour les ressources
de basse énergie.
Les ressources géothermiques les plus intéressantes, situées dans des réservoirs de moyenne
à haute température (> 90 °C) à faible profondeur (< 2-3 km), sont constituées d’eau chaude
et/ou de vapeur d’eau et sont présentes sur l’ensemble des continents (figure 1). Elles
sont donc une source d’énergie importante pour le développement, notamment dans
les pays dépourvus de ressources en énergies fossiles ou dans les zones dépourvues
d’infrastructures. Ces ressources de
moyenne à haute énergie sont localisées
essentiellement dans les zones présentant
une activité volcanique et/ou tectonique
récente ayant engendré une anomalie
géothermique locale ou régionale (figure 2).
Tous les pays bordant l’océan Pacifique
présentent un fort potentiel : du Chili, à
Tous les pays bordant l’océan
Pacifique présentent un fort
potentiel géothermal.

80 MW
< 500 MW
< 1 000 MW
< 3 100 MW
Prévisions 2015
geothermal energy: a source of energy independence and sustainable development
Fig. 1 : Carte mondiale des zones les plus favorables (couleur
orange) pour la production d’énergie d’origine géothermique.
État des capacités en production électrique d’origine
géothermale installée en 2010 (ronds rouges) et prévues pour
2015 (cercles en pointillés rouges).
Fig. 1: World map of the most favorable zones (in orange) for
geothermal energy production. Status of geothermal power
generation installed capacities in 2010 and projected for 2015
(red dashed circles). © BRGM, CCGM
l’extrémité sud du continent sud-américain, à la
Nouvelle-Zélande, en passant par l’Amérique centrale,
les États-Unis, le Japon, les Philippines et la Micronésie.
Dans l’océan Indien, l’Indonésie présente le plus fort potentiel
géothermique en raison de sa forte activité volcanique
plio-quaternaire. La plupart des îles volcaniques du
globe possèdent, à des degrés divers, des ressources exploitables
: il s’agit aussi bien des îles intraocéaniques comme
Hawaii, l’Islande ou la Réunion, que des arcs insulaires
(Petites Antilles, Sandwich, Vanuatu, etc.). Enfin, les grands
domaines continentaux tectonisés aux frontières de
plaques, liés ou non à du volcanisme récent, présentent
aussi un grand intérêt ; de la chaîne alpine stricto sensu
à l’Himalaya, en passant par la Turquie, ainsi que le rift
est-africain (voir encadré page 24).
Par ailleurs, bien que moins spectaculaires, les ressources
de basse énergie existent dans un grand nombre de
Boiling Lake
sur l’île de la
Dominique
(Arc des Antilles).
Il est situé dans
un ancien cratère
d’explosion de la Vallée
de la Désolation.
Sa température
varie entre 80 et 90 °C
et son pH entre 4 et 6.
Boiling Lake on
the Caribbean island
of Dominica.
It occupies an extinct
explosive crater
in the Desolation
Valley.
Water temperature
ranges between
80 and 90 °C
and its pH between
4 and 6.
© CFG Services – E. Bourdon
17
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

18
géothermie : source d’indépendance énergétique et de développement durable
Caprock imperméable
(conduction thermique)
Réservoir
(convection thermique)
Roche imperméable
(conduction thermique)
Puits
géothermique
pays et sont généralement liées à de grands bassins
sédimentaires suffisamment profonds pour posséder
des aquifères chauffés par un gradient géothermique
« normal ». C’est le cas du Bassin parisien, en France, déjà
exploité depuis plus de trente ans, et des grands aquifères
continentaux du Maghreb, de Chine centrale ou
d’Asie centrale (Kazakhstan, par exemple).
Des ressources variées
pour des applications diversifiées
Fluides chauds
Souvent qualifiée d’« énergie nouvelle » en raison de
son application récente dans la production d’électricité
décarbonée, la géothermie est en réalité utilisée depuis
l’Antiquité, de façon directe, notamment dans les bains
thermaux dont de nombreux sites sont encore en
activité de nos jours. En puissance thermique produite,
le thermalisme constitue d’ailleurs toujours aujourd’hui
la deuxième application de la géothermie dans le monde.
Le type d’application de la géothermie dépend essentiellement
de la température de la ressource exploitée.
Ainsi, on distingue les utilisations indirectes de la
géothermie (principalement, la production d’électricité
via le turbinage d’un fluide vaporisé) et les utilisations
directes qui vont extraire du fluide géothermal les
calories nécessaires (pour le chauffage ou un processus
industriel, par exemple). En 2011, il existait une puissance
Source chaude
ou fumerolle
Zone de recharge
Flux de chaleur
(conduction)
Intrusion magmatique
Eau
météorique
froide
électrique installée de 11 000 MWe (figure 1) dans le
monde et une puissance thermique de 50 600 MWth.
Cette dernière permet la production de près de 122 GWh
d’énergie géothermique par an pour des applications
très diversifiées.
La première d’entre elles est le chauffage par pompe
à chaleur (figure 3). Elle tire généralement parti des
ressources de très basse énergie (< 30 °C) dont elle extrait
les calories pour les transférer à un fluide secondaire.
Les capacités installées ont été multipliées par sept
depuis l’an 2000 et, parmi les 43 pays utilisant cette
technologie, elle est devenue une source significative
de chauffage pour les maisons individuelles en Suède,
au Danemark et en Suisse.
Avec des températures supérieures, la ressource
géothermale peut être utilisée, toujours directement,
pour le chauffage et la production d’eau chaude,
notamment de quartiers urbains entiers via des
Fig. 2 : Modèle
conceptuel
d’un système
géothermal.
Fig. 2: Diagram
of a geothermal
system.
© BRGM – Art Presse
En puissance thermique produite, le thermalisme
constitue aujourd’hui la deuxième application
de la géothermie dans le monde.

geothermal energy: a source of energy independence and sustainable development
Fig. 3 : Proportion d’utilisation de la chaleur d’origine
géothermique pour les principales applications.
Fig. 3: Proportion of geothermal heat use for the main
applications.
Source : IGA (International Geothermal Association).
réseaux de chaleur. Les pays en pointe dans ce domaine
sont la France (avec le Bassin parisien et le Bassin
aquitain), l’Islande et la Chine. Également dans le
domaine urbain, les ressources géothermales peuvent
être utilisées en hiver pour le dégivrage de ponts,
de trottoirs ou même de pistes d’aéroports. Par ailleurs,
si la ressource est suffisamment chaude (généralement
supérieure à 90 °C), elle peut aussi être utilisée pour
produire du froid via une pompe à sorption.
Dans le domaine industriel, la géothermie peut
permettre la désalinisation de l’eau de mer, le séchage
de produits, la pasteurisation, la production de ciment.
La récupération de métaux dissous (lithium, par exemple)
et de gaz à partir des eaux géothermales peut représenter
une valorisation complémentaire. Les autres
applications incluent des utilisations dans le domaine
de l’agriculture : chauffage de serres et de bâtiments
agricoles, aquaculture, séchage de produits agricoles.
La Tunisie, par exemple, exploite depuis plusieurs années
la géothermie dans le domaine agricole, notamment
dans le sud du pays (zones de Kebili, Tozeur, Gabes et
Gafsa). La ressource hydrothermale est puisée dans
des grands aquifères continentaux d’âge mio-pliocène
ou Crétacé inférieur. La température de la ressource
peut monter jusqu’à 83 °C. Sa première utilisation est
le chauffage et l’irrigation des serres de culture qui
se développent à cadence élevée dans le sud du pays.
De 111 ha en 2005, leur surface est passée à 194 hectares
en 2010 avec un objectif affiché de 315 hectares en 2016.
Le chauffage et l’irrigation permettent une croissance
optimale des cultures maraîchères sous serres qui ne
souffrent plus de la baisse sensible des températures
pendant la nuit.
Une réponse à la crise énergétique
mondiale et au changement climatique
Propre, renouvelable et la plupart du temps économique,
la géothermie constitue, avec les autres énergies
nouvelles, une solution de remplacement crédible face
à l’épuisement des énergies fossiles et répond également
aux enjeux de lutte contre le réchauffement
climatique. En fonction du facteur de capacité considéré
(qui est très élevé pour la géothermie, au contraire de
l’éolien ou du solaire électrique qui ne peuvent pas
être utilisés en moyens de production de base), le coût
du kWh peut descendre jusqu’à 5 cts US$ pour les
Bains et
balnéologie
30,4 %
Usages
industriels
4 %
Séchage de
produits agricoles
0,7 %
Aquaculture
4 %
Refroidissement
déneigement
0,7 %
Chauffage
de serres
7,6 %
Autres
0,4 %
Chauffage
urbain
20,2 %
> Yanqing : du chauffage au charbon
à la géothermie
Chauffage
par pompe
à chaleur
32 %
Le district de Yanqing, à proximité de Pékin (Chine), mène une politique
volontariste d’utilisation des énergies renouvelables dans le cadre de sa
croissance urbaine. Menée en partenariat avec CFG Services et Dalkia, une
étude de faisabilité a été finalisée en 2012 sur l’utilisation de la géothermie
pour le chauffage urbain et la production d’eau chaude sanitaire pour près
de 1 000 000 m2 de surface de bâtiments à construire. Les résultats de l’étude
montrent que quatre doublets géothermiques forés à moins de 2 000 mètres
dans le réservoir géothermal présent sous la ville
pourraient permettre de couvrir jusqu’à 75 % des des
besoins en énergie du complexe urbain. En substituant
cette ressource géothermale à 71 °C au traditionnel
chauffage par centrales
à charbon, Yanqing
pourrait éviter le rejet
de 15 à 30 000 tonnes
de CO2 par an, promettant
ainsi d’améliorer
sensiblement la qualité
de l’air de la ville. ■
Forage géothermique
à Yanqing, Chine.
Geothermal drilling
at Yanqing, China.
© CFG Services –
D. Tournaye
19
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

20
géothermie : source d’indépendance énergétique et de développement durable
plus grosses unités de production, soit un coût de
production bien inférieur à celui d’une turbine à combustion
ou d’une turbine vapeur alimentée au charbon
de même puissance (figure 4). Ces prix sont équivalents
à ceux obtenus via les centrales hydrauliques, qui
ont généralement un facteur de capacité plus faible
(lié à la variation de disponibilité de l’eau au cours
des saisons) et pour un impact environnemental sensiblement
plus faible (la construction d’un barrage
hydro-électrique nécessitant la neutralisation d’un
espace foncier nettement plus important que pour
une centrale géothermique).
La géothermie émet en moyenne
3 à 8 fois moins de CO2 que
le charbon, le pétrole ou le gaz.
Dans le contexte de lutte contre le réchauffement
climatique mondial et de maîtrise des rejets en CO2
qui lui est associé, la géothermie présente un avantage
indéniable sur la combustion des énergies fossiles
(encadré Yanqing). Ce mode de production d’électricité
n’est pas exempt de rejets de CO2 puisque, lors de
l’extraction de la vapeur d’eau nécessaire au fonctionnement
de la turbine, un certain nombre de gaz
incondensables (dont le CO2) initialement dissous
dans le fluide géothermal (quelques pour cent), sont
extraits du sous-sol. Ces gaz peuvent éventuellement
être captés en sortie de turbine et être valorisés pour
l’industrie. En règle générale, ils sont cependant rejetés
directement dans l’atmosphère. Néanmoins, en termes
de grammes de CO2 par kWh produit, la géothermie
émet en moyenne 3 à 8 fois moins de CO2 que le
charbon, le pétrole ou le gaz (figure 5). Les cycles binaires
qui n’utilisent pas la vapeur d’eau pour le turbinage,
mais extraient les calories du fluide géothermal total
avant de le réinjecter dans le réservoir ont une émission
de CO2 virtuellement nulle.
La géothermie
et le développement rural
Si pour des raisons d’économie d’échelle, les grandes
centrales géothermiques de production électrique
ont été favorisées dès les premiers pas de la géothermie,
le développement de la petite géothermie
$ par kWh
Émissions moyennes de CO2 en g/kWh
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0
1 000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0 20 40 60 80 100
Facteur de capacité (en %)
0
Fig. 4 : Comparaison des coûts
de production du kWh pour
différents modes de production en
fonction du facteur de capacité.
Turbine-vapeur
au gasoil lourd
Turbine-vapeur
au charbon
Turbine
à combustion
au gasoil
Petite
hydro-électricité
Grande
hydro-électricité
Grande
géothermie
Fig. 4: Comparison of production
costs per kWh for different production
means versus the capacity factor.
Source : Banque Mondiale.
Charbon Pétrole Gaz naturel Géothermie
Fig. 5 : Moyenne des émissions
de CO2 (g/kWh) pour différentes
sources d’énergie.
(puissance inférieure à 5 MWe) pour l’électrification
rurale connaît un essor certain. Elle tire généralement
avantage de réservoirs géothermaux de dimensions
restreintes et de faibles températures (100 à 170 °C)
à travers l’utilisation de cyles binaires. Les plus petites
de ces centrales géothermiques (100 à 300 kWe) peuvent
être construites et contenues dans un simpe container
standard et donc être facilement transportables
partout dans le monde. Leur conception leur permet de
supporter des variations de charge instantanée (jusqu’à
25 % de la puissance installée) assez fréquentes dans
Fig. 5: Average CO2 emissions (g/kWh)
produced by different energy sources.
Source : IGA (International Geothermal
Association).

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22
géothermie : source d’indépendance énergétique et de développement durable
Sources d’eau chaude
du Parc national Mae
Fang, Thaïlande.
Hot springs in Mae Fang
National Park, Thailand.
© 123RF.

geothermal energy: a source of energy independence and sustainable development
les systèmes électriques isolés. Ces centrales demandent
peu d’entretien, peu de maintenance, présentent un
facteur de disponibilité de près de 98 % et ne nécessitent
pas d’importants systèmes de production
électriques de back-up en cas d’avarie. Dans de nombreuses
zones isolées et non reliées aux infrastructures
de distribution d’électricité nationales (territoires insulaires,
par exemple), la petite géothermie peut apporter
une réponse compétitive, et adaptée, à l’absence d’électrification
ou aux coûts sans cesse croissants des
générateurs fonctionnant au diesel (encadré ci-contre).
Ainsi, sur l’île de Flores, en Indonésie, la construction de
deux unités de 2,5 MW en 2011 a permis de remplacer
l’équivalent de 2 MWe de production via des générateurs
diesel tout en assurant l’augmentation de la
demande future estimée à 2,5 MWe. La production
d’origine géothermique permet ainsi d’économiser près
de 3 millions de dollars par an.
Outre que cette énergie de substitution permet des
économies susbstantielles, elle améliore la qualité de
l’environnement en évitant la production de plusieurs
milliers de tonnes de CO2. Par ailleurs, elle encourage
la consommation d’électricité, qui serait restée dans le cas
contraire trop chère, pour le bénéfice de la population
locale : nouveaux usages, nouvelles industries, alimentation
des hopitaux, etc. Au même titre que les autres
énergies renouvelables, ces centres de productions
décentralisés en électricité d’origine géothermique
doivent faire l’objet d’une étude socio-économique
relativement fine de la zone d’implantation pour
s’assurer de leur compétitivité vis-à-vis des énergies
fossiles. La puissance (de quelques kWe à plusieurs
centaines de MWe), la technologie (vapeur sèche ou
cycle binaire) d’une centrale géothermique et son
environnement (contexte urbanisé, isolement,
contraintes règlementaires, etc.) peuvent effectivement
faire varier le coût du kWh de 1 à 4. Cependant, entre
les coûts toujours croissants des carburants d’origine
fossile et les coûts en baisse régulière des installations
géothermiques depuis plusieurs années, l’avantage
compétitif en faveur de la géothermie ne peut que
s’accroître dans le futur .
À Fang, en Thaïlande, la mise en place d’une unité de
300 kWe en 1989 (et toujours en activité) a permis de
diviser le coût de l’électricité par trois en remplaçant les
générateurs diesel utilisés jusqu’alors. Mais le projet
initial prévoyait également l’utilisation en cascade
du fluide géothermal (à 116 °C) en sortie de turbine. Ce
fluide est donc utilisé pour la production de froid pour
> La Dominique : vers une électricité
100 % verte grâce à la géothermie
Située au cœur de l’arc des Petites Antilles, la Dominique est une île-nation de
70 000 habitants. Ses besoins en électricité sont relativement modestes
et couverts à l’heure actuelle à 25 % par l’hydroélectricité et à 75 % par des
générateurs diesel. La Dominique possède également le potentiel géothermique
le plus important des Petites Antilles. Le prospect de Wotten Waven, situé
dans la vallée de Roseau, pourrait à lui seul permettre de fournir 120 MWe,
soit une puissance six fois supérieure aux besoins de l’île. Les premiers
forages exploratoires, terminés début 2012, ont confirmé la présence d’une
ressource géothermale abondante exploitable à Wotten Waven. Deux unités
de production de 2 x 5 MWe devraient bientôt voir le jour et permettre à l’île
de se passer de ses générateurs diesel, devenant ainsi la première nation
caribéenne dont l’électricité serait à 100 % d’origine renouvelable. Elle devrait
même devenir, d’ici quelques années, exportatrice nette d’énergie en lançant la
construction d’unités de plus grandes puissances, ce qui permettrait, via des
câbles sous-marins, d’alimenter la Guadeloupe au nord et la Martinique au sud
(soit 50 MWe pour chacune des deux îles françaises). ■
La vallée de la Désolation en Dominique.
Desolation Valley on Dominica Island. © BRGM.
du stockage, pour le séchage de produits maraîchers et
pour le fonctionnement d’un spa (figure 6). En fin de
chaîne, l’eau est refroidie dans un étang à l’air libre avant
d’être utilisée pour l’irrigation ou être rejetée dans
le milieu naturel. Ainsi la géothermie irrigue-t-elle
l’ensemble du tissu économique local.
À l’heure actuelle, seule une petite fraction du
potentiel géothermique de la Terre est exploitée.
On s’attend à ce que, à elle seule, la capacité des
centrales électriques géothermiques passe de
11 GW aujourd’hui à 160 GW en 2050 (source AIE).
23
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

24
géothermie : source d’indépendance énergétique et de développement durable
> Overview of geothermal resource exploration and development
in the East African rift system
Meseret Teklemariam Zemedkun – United Nations Environment Programme – Regional Office for Africa, Nairobi, Kenya –
Meseret.zemedkun@unep.org
The East African Rift System (EARS) is one of the Earth’s major
tectonic structures where the geothermal energy escapes
to the surface. This energy flow is expressed through volcanic
eruptions, earthquakes and the upward transport of heat via
hot springs and natural vapor emissions. The EARS extends over
about 6500 km, from the Middle East (Dead Sea-Jordan Valley)
in the North to Mozambique in the South, passing through
Eritrea, Djibouti, Ethiopia, Kenya, Tanzania, Uganda, Rwanda,
the Democratic Republic of Congo (DRC), Zambia, Malawi,
Mozambique and Madagascar (figure). The estimated
geothermal energy resource potential in the EARS exceeds
20,000 MWe.
Despite the high geothermal potential of the EARS, only
Kenya and Ethiopia are actually exploiting it, with an installed
capacity of about 217 MWe. Countries such as Djibouti, Eritrea,
Tanzania, Uganda, Rwanda and Comoros are at various exploration
stages. So far, the other countries have not progressed
beyond preparing inventories of the resource potential.
Geothermal development in the East African region has
been hindered by risk factors: those implied in resource
exploration and development, and financial risks incurred
when implementing the projects. Insufficient investment and
inadequate institutional structures in many countries have
also contributed to the slow pace of development. To overcome
these obstacles and allow geothermal development to be
accelerated in EARS countries, a regional geothermal resource
development approach needs to be adopted. One of the main
programmes representative of this approach is the African Rift
Geothermal Development Facility Project (ARGeo (1) ).
The ARGeo Project is a GEF (2) funded project implemented
by UNEP (3) .The project’s objective is to promote geothermal
resource utilization by reducing the risks associated with
resource’s exploration and development. ARGeo aims to
stimulate geothermal energy investments from both the
public and private sectors. It will notably promote the utilization
of the resource in agriculture and industry. ■
(1) http://www.worldbank.org/projects
(2) GEF (Global Environment Facility) is the largest public funder of projects to
improve the global environment. http://www.thegef.org/gef/home
(3) UNEP (United Nations Environment Programme). http://www.unep.org
East
African
Rift
Western
Branch
The Great East African Rift System.
Le système du grand rift est-africain.
© Nasa, BRGM
Nile
River
AFRICAN
PLATE
(Nubian) ‘Erta ’Ale
Ethiopian Rift
Eastern
Branch
Lake
Victoria
Red Sea
Oldoinyo
Lengai
East African Rift Zone
Plate Boundaries
Active Volcanoes
Persian Gulf
ARABIAN PLATE
Gulf of Aden
EURASIAN
PLATE
INDIAN
PLATE
Equator
AFRICAN
PLATE
(Somalian)

geothermal energy: a source of energy independence and sustainable development
La moitié de cette puissance installée proviendra des
systèmes EGS (ou systèmes géothermaux activés ; voir
article de S. Gentier, ce numéro) quand cette technologie
arrivera à maturité. En attendant, le développement
de la géothermie « classique » ces prochaines années
aura lieu principalement dans les pays en voie de
développement qui possèdent la majorité du potentiel
existant. Cette dernière fait face à de nombreux défis
dont le principal reste le financement de ces projets qui
nécessitent une dépense en capitaux importante avant
même que la ressource géothermale n’ait été prouvée
(c’est le « risque géologique »). La France a été pionnière
dans la couverture du risque des projets géothermiques
dès les années 1980, notamment dans le Bassin parisien,
qui garantit un remboursement partiel des frais
engagés si la ressource géothermale n’est pas présente
en quantité et qualité à l’issue des forages ou durant
l’exploitation. De tels fonds de couverture du risque
sont à l’étude aussi bien pour la région Caraïbe que
dans la zone des Grands Lacs en Afrique de l’Est. Leur
mise en place devrait permettre de « libérer » les importants
capitaux privés ou publics qui seront nécessaires
pour le développement de la géothermie dans ces
régions. ■
Générateur
Turbine
Turbine
à cycle binaire
Grille électrique
triphasée à 22kV
Production
de froid pour
entrepôts
Alimentation
d’infrastructures
touristiques
Séchage
de produits
agricoles
Transformateur
Étang
Silencieux
Valve de
contrôle
Pompe
d’eau
chaude
Fig. 6 : Exemple d’utilisation en cascade
de la ressource géothermale
en domaine rural à Fang (Thaïlande).
Fig. 6: Example of a cascading scheme
for the geothermal resource in a rural
context at Fang (Thaïland).
© BRGM (modifié d’après EGAT).
Séparateur
Pompe
d’eau
froide
Irrigation
de champs
FGTE-14
Puits
de production
Barrage
FGTE-15
Puits
de production
Tour de
refroidissement
Geothermal energy: a source
of energy independence and
sustainable development
With over 11 GWe installed capacity
worldwide, geothermal energy has
already proved to be an economically
and environmentally sound response
to mounting oil and gas prices and
global climate change. It already
covers between 10 and 30%
of electricity consumption in
six countries including the Philippines
and Costa Rica. Geothermal resources
are found on all continents, either
along tectonic plate margins (in
high-enthalpy reservoirs often
associated with volcanic contexts)
or in large sedimentary basins
(in low-enthalpy aquifer reservoirs).
Geothermal heat still serves largely
to heat homes via heat pumps.
However, depending on the resource
temperature, its applications may vary
widely: urban district heating, melting
snow, industrial (paper and concrete
manufacture) and agricultural uses
(drying crops, heating greenhouses),
ice production, air conditioning...
In isolated areas (islands or continental
regions unconnected to the national
power grid), where power is mainly
or entirely generated by diesel turbines,
small geothermal power plants can be
cost-effective enough to significantly
lower the price of electricity, while
creating new agricultural, industrial
or recreational activities through
the utilization of waters separated
from the geothermal fluid.
Furthermore, by cutting CO2 emissions
by a factor of 3 to 9 (as well as other
pollutants) compared to fossil energy
sources, geothermal power generation
can substantially improve local air
quality, thus helping combat global
warming. By 2050, EGS (Enhanced
Geothermal Systems) is expected to be
a major contributor to worldwide
growth in the sector. Meanwhile,
unleashing the conventional
geothermal potential in developing
countries will necessitate a massive
public and private financial effort, its
related risk being minimized through
Geothermal Risk Coverage Funds such
as the one already existing in France’s
Paris Basin since the 1980’s.

26
caraïbe
développement de la géothermie dans la caraïbe
Les Petites Antilles constituent
un arc insulaire volcanique favorable
à l’existence de ressources
géothermiques.
La géothermie peut contribuer
à diminuer la dépendance énergétique
de la région tout en fournissant
une électricité à relativement bon
marché, facteur de développement
économique.
Le projet « Géothermie Caraïbe » vise
à préparer les conditions nécessaires
au développement local
de la géothermie, dans le cadre d’une
démarche de développement durable
prenant en compte la fragilité
des territoires concernés,
à la biodiversité riche, et foncièrement
contraints par leur insularité.
Philippe Laplaige
Ademe
Ingénieur expert en charge
des programmes de géothermie
philippe.laplaige@ademe.fr
Harry Durimel
Vice-Président du Conseil régional,
Président de la commission des énergies
harry.durimel@cr-guadeloupe.fr
Jean-Marc Mompelat
Directeur interrégional Antilles-Guyane
du BRGM
jm.mompelat@brgm.fr
La haute vallée de Roseau, la Dominique.
Le potentielgéothermique de cette région
est estimé au moins à 120 MWe.
The upper Roseau valley, Dominica. The geothermal potential
for this area is estimated to be at least 120 MWe.
© Dominica Film Office.
Développement
de la géothermie
dans la Caraïbe
La géothermie dans la Caraïbe : un potentiel sous-exploité
Les Petites Antilles constituent un arc insulaire où le volcanisme actif est entretenu
par la subduction de la plaque océanique atlantique sous la plaque caraïbe (figure 1).
Ce contexte géologique est propice à l’existence de ressources géothermiques
haute énergie valorisables pour produire de l’électricité.
Exploitée industriellement avec des projets jusqu’à quelques dizaines de mégawatts, la
géothermie peut contribuer à diminuer la dépendance énergétique de la région. En effet,
hormis Trinidad et Tobago, toutes les îles de l’arc antillais importent des combustibles
fossiles pour leur production d’électricité, entraînant, sur le plan économique, des coûts
de production élevés qui pénalisent leur
développement. Il en est de même sur le
plan environnemental, avec des émissions
de gaz nocifs (oxydes d’azote et de soufre…)
et de gaz à effet de serre (CO2).
En tant que ressource locale, la géothermie
est donc une composante importante à
intégrer dans les scénarios de développement
socio-économique des îles des Antilles
– au moins dans les îles de Nevis, Montserrat,
Un contexte géologique
particulièrement favorable
à l’existence de ressources
géothermiques
de haute énergie.

Fig. 1 : Arc insulaire des Petites Antilles
et zone de subduction.
Fig. 1: The Lesser Antilles archipelago
and subduction zone.
© ADEME
la Guadeloupe, la Dominique, la Martinique, Sainte-
Lucie, Saint-Vincent et Grenade – en complément
d’autres ressources locales (hydraulique, photovoltaïque,
éolienne, marine, biomasse).
Le tableau 1 indique la situation des différentes îles de
l’Arc antillais vis-à-vis des principales étapes jalonnant
classiquement le développement de champs géothermiques
:
– la reconnaissance préliminaire, qui cible les zones a
priori favorables à l’existence de gisements géothermiques
;
– les études de préfaisabilité, qui valident l’existence de
gisements géothermiques ;
– les forages d’exploration, qui confirment l’existence
d’un réservoir géothermique et permettent d’en apprécier
les caractéristiques (profondeur, étendue,
perméabilité, propriétés du fluide géothermal) ;
– l’exploitation du réservoir et la réalisation du projet
de production d’électricité.
Principales ressources géothermiques
de la Caraïbe
Nevis
Située au nord de la Guadeloupe, l’île de Nevis est constituée
d’un unique complexe volcanique où sept centres
volcaniques principaux sont identifiés, les plus anciens
étant âgés de 3,4 à 2,7 Ma. La roche la plus ancienne
de l’île est un conglomérat daté de l’Éocène moyen.
Contrairement à d’autres îles voisines, Nevis n’a pas
connu d’activité volcanique historique. Elle possède un
volcan récent (Nevis Peak Volcano) situé au centre de
l’île (altitude : 985 mètres) qui s’est manifesté il y a
environ 100 000 ans par la mise en place de nuées
ardentes et de deux dômes de laves. La présence de
trois zones de sources chaudes et fumerolles sur le flanc
ouest du volcan témoigne de l’existence d’un système
géothermal haute température dont l’origine serait liée
à cette activité volcanique récente. La surface de la zone
d’intérêt est évaluée à environ 12 km 2 . Les premiers
sondages d’exploration réalisés en 2008 ont confirmé
l’existence de conditions de températures élevées
(250 °C) à des profondeurs inférieures à 1 000 mètres.
Le potentiel est estimé entre 30 et 50 MWe.
20°
19°
18°
17°
16°
15°
14°
13°
12°
11°
10°
developing geothermal energy in the caribbean
Puerto-Rico
PLAQUE
CARAÏBE
- 4 000 m
Reconnaissance
préliminaire
Saba oui
Saint-Eustache oui
Saint-Kitts oui
Études de
préfaisabilité
- 6 000 m
˚ ˚ ˚ ˚ ˚ ˚
Mt. Scenery Saba
St-Eustatius
The Quill
Saint-Kitts
Mt. Liamuiga Nevis
Nevis Peak
Montserrat
Soufrière Hills
Morne Aux Diables
Morne Diablotins
Morne Trois Piton/Micotrin
Watt Mt/Valley of Desolation
Morne Anglais
Grand Soufrière Hills
Plat Pays Volcanic Complex
Venezuela
La Soufrière
Soufrière
Volcanic Centre
The Soufrière
Kick ‘em Jenny
Ronde/Caille
Mt. St. Catherine
Montagne Pelée
Fosse de Puerto-Rico
Grenade
Forages Capacité
installée
Nevis oui oui oui
Montserrat oui oui
Guadeloupe oui oui oui 15 MW
Dominique oui oui oui
Martinique oui oui oui
Sainte-Lucie oui oui oui
Saint-Vincent oui oui
Grenade oui oui
Tableau 1 : État du développement de
la géothermie dans les îles de la Caraïbe.
Guadeloupe
˚ ˚ ˚ ˚ ˚ ˚ ˚
Dominique
Martinique
Sainte-Lucie
Saint-Vincent
Trinidad et Tobago
Table 1: State of the geothermal energy
development in the Carribbean islands.
CROÛTE
OCÉANIQUE
ATLANTIQUE
- 4 000 m
Prisme de la Barbade
N
0 75 km
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
27

28
développement de la géothermie dans la caraïbe
Montserrat
L’île de Montserrat est composée de trois centres
volcaniques principaux d’âge Pléistocène à récent. Le
nord de l’île est formé par le Silver Hill Complex principalement
composé de laves andésitiques âgées de
2,5 à 1,1 Ma. Le centre de l’île est dominé par le Centre
Hills Complex, constitué de dômes péléens andésitiques
très érodés et de dépôts pyroclastiques associés, datés
entre 0,95 et 0,55 Ma. La partie sud de l’île est formée
par le complexe Soufriere Hills et South Soufriere Hills,
qui est le plus ancien des deux (environ 130 000 ans).
Soufriere Hills est le centre actif du volcanisme où
l’éruption, qui a débuté en 1995, se poursuit toujours.
On y retrouve plusieurs dômes datés de 150 000 à
24 000 ans. Certains ont été partiellement détruits par
l’éruption actuelle centrée sur English Crater.
Le volcan actif de Soufriere Hills recèle un système
hydrothermal haute température qui était très actif
mais dont le caractère exploitable est fortement remis
en cause par l’éruption en cours. Plusieurs solfatares
étaient présentes au pied du volcan, et des sources
thermales sont répertoriées sur la côte ouest à proximité
de la capitale Plymouth, aujourd’hui abandonnée. Les caractéristiques
géochimiques des fluides thermaux indiquaient
des températures de l’ordre de 250 °C au niveau du
réservoir. Alliées à l’importance des manifestations hydrothermales
de surface, elles plaidaient en faveur
d’un potentiel de l’ordre de plusieurs dizaines de MWe. Ce
réservoir géothermique, à l’aplomb du volcan, est
aujourd’hui inaccessible, et l’éruption en cours du volcan
empêche toute exploitation à court ou moyen terme.
Des projets récents visent à explorer le potentiel le long
de la côte ouest et en dehors de la zone menacée par le
volcan via la réalisation de deux forages exploratoires
prévus pour fin 2012. L’objectif est d’atteindre une zone
périphérique du réservoir. Compte tenu de l’éruption en
cours, le potentiel géothermique est incertain et évalué
à quelques MWe.
Guadeloupe
En Guadeloupe, l’île de Basse-Terre est la seule à posséder
une activité volcanique propice au développement
de systèmes géothermaux haute température. Le
volcanisme s’est développé du nord au sud, entre 2,7 Ma
et l’actuel, dans cinq massifs principaux dont le plus
récent est celui de la Grande Découverte où se trouve
la Soufrière, le seul volcan actif de l’île. Sur la côte ouest
se trouve la chaîne de Bouillante principalement
constituée de centres éruptifs monogéniques, dont les
plus récents ont environ 200 000 ans, à dominante
hydromagmatique et présentant une différenciation
particulièrement poussée. Deux zones d’intérêt principal
ont été explorées sur l’île : le champ géothermique
Fig. 2 : Carte synthétique
montrant les principaux
éléments géologiques
du champ géothermique
de Bouillante, Guadeloupe.
D’après CFG Services.
Fig. 2: Synthesis map showing
the main geological elements
of the Bouillante geothermal field,
Guadeloupe.
From CFG Services.
Principale zone
de manifestations
de surface
Source thermale
Édifice volcanique
récent (âge en Ma)
Couloir de faille
principal
avec rejet supposé
Puits vertical
Puits dévié et incliné
de Bouillante (figure 2) et la zone du volcan de la Soufrière.
Cette dernière présente un intérêt limité à la fois en
raison d’une possible réactivation volcanique du dôme
et de l’absence d’indices de réservoir géothermique
profond. La zone de Bouillante bénéficie d’un réservoir
géothermique de haute température (250 °C), relativement
superficiel, lié à l’activité de la chaîne de Bouillante
et alimenté par de l’eau météorique et l’eau de mer. Le
réservoir est partiellement exploité par deux unités
industrielles totalisant environ 15 MWe. Le potentiel
supplémentaire de la zone est estimé à 30-50 MWe et
des projets d’exploration sont en cours. L’évaluation des
zones périphériques du réservoir reste à réaliser.

La Dominique
Les roches les plus anciennes de l’île sont constituées
de laves et de brèches d’âge Miocène, très altérées et
souvent recouvertes par des formations volcaniques
plus récentes. Des roches d’âge Pliocène, constituées
de matériel volcanique détritique et de calcaire, forment
le soubassement du Morne Diablotins, à l’ouest de
l’île. Toujours au Pliocène, un important volcanisme
andésitique, partiellement sous-marin, s’est mis en place
à travers toute l’île, principalement au sud et à l’ouest
des formations plus anciennes. L’activité volcanique s’est
prolongée au Pléistocène et à l’âge actuel avec la mise
en place, au-dessus des dépôts Pliocène, d’une ligne
de volcans composites dacitiques à andésitiques,
tous âgés de 400 000 à 500 000 ans. Il y a 30 000 ans,
une éruption majeure a produit l’ignimbrite de Roseau,
représentant un volume de 60 km 3 . Par la suite, des complexes
de dômes se sont mis en place dont le plus récent
est celui de Morne Patates. Les dépôts volcaniques les
plus récents de l’île ont 450 ans seulement.
Du point de vue géothermique, la Dominique est l’île
de la Caraïbe où les indices de surface de l’existence de
ressources géothermiques sont les plus importants et
les plus probants (figure 3). Les travaux d’exploration
géothermique ont été initiés par le BRGM dans les
années 1980 sur les deux zones d’intérêt principales :
Wotten Waven dans la vallée de Roseau et Soufrière à
l’extrémité sud de l’île. À Soufrière, la température de
la ressource est estimée à environ 300 °C avec une
incertitude sur son origine. Dans la vallée de Roseau,
les forages d’exploration réalisés en 2012 ont confirmé
la présence d’un réservoir géothermique de haute température
(280 °C) à moins de 1 000 mètres de profondeur.
À lui seul, le potentiel géothermique de la région de la
vallée de Roseau est estimé au moins à 120 MWe.
Cold rain
water recharge
Sea water
inflow
Outflowing deep
geothermal fluid
Shallow steam reservoir
Main area
of thermal
manifestations
Fault
Caldera, crater
Inferred extension of the Wotten Waven
deep reservoir (210-300°C)
(rain water + sea water)
developing geothermal energy in the caribbean
Portsmouth
Canal de la Guadeloupe
Morne
Aux Diables
Mer
des Caraïbes
N
0 10 km
Morne Diablotins
Roseau
Soufrière
Morne Trois Pitons
Micotrin
Wotten
Waven
Marigot
Mt. Anglais
Mt. Plat Pays Foundland
Mt Patates
Océan
Atlantique
Boiling
Lake
Mt. Watt
Canal de la Martinique
Grande
Soufrière
Fig. 3a : Carte géologique
de la Dominique et localisation
de la zone géothermique
de Wotten Waven.
Fig. 3a: Geological map
of Dominica and localization of
the Wotten Waven geothermal
area.
D’après Roobol & Smith, Geology Dept.,
University of Puerto Rico at Mayaguez.
Fig. 3b : Modèle conceptuel
du réservoir géothermique
de Wotten Waven proposé
par CFG Services (2009).
Fig. 3b: Conceptual model
of the Wotten Waven
geothermal reservoir
proposed by CFG Services
(2009).
29
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

30
développement de la géothermie dans la caraïbe
Martinique
La Martinique connaît une activité magmatique
depuis les 25 derniers millions d’années marquée
par l’activité de l’axe Ancien, (au sud et à la pointe de
la Caravelle à l’ouest de l’île) entre 25 et 21 Ma, puis
l’Arc Intermédiaire qui s’est mis en place en milieu
sous-marin puis sub-aérien entre 16 et 7 Ma (centre
de l’île). Au cours du Miocène, le volcanisme actif s’est
déplacé vers l’ouest avec la mise en place concomitante
du bloc septentrional constitué par le volcan bouclier
du Morne Jacob, le complexe du Carbet puis le
Mont Conil, qui se sont édifiés successivement entre
5,5 et 0,79 Ma. Un maximum d’activité volcanique
se produit entre 0,5 et 0,3 Ma avec, en parallèle, les
dernières phases du Mont Conil, des Pitons du Carbet
et du volcanisme des Trois-Ilets à l’extrémité sud-ouest
de l’île. L’activité récente est limitée à la Montagne Pelée
située entre le complexe du Carbet et le mont Conil.
Le potentiel géothermique de haute température de
l’île est principalement situé au niveau de la Montagne
Pelée (sur son flanc sud-ouest) et autour de Petite Anse
(l’extrémité sud-ouest de l’île, figure 4), mais reste à
confirmer par forage. Des forages d’exploration réalisés
au début des années 2000 dans la plaine du Lamentin
(près de Fort-de-France) ont permis de mettre en
évidence une ressource de moyenne température (90 °C).
Fig. 4 : La source chaude de Petite Anse, un indice du potentiel géothermique
de la région sud de la Martinique.
Fig. 4: The hot spring at Petite Anse, an indicator of the geothermal potential
of the southern part of Martinique. © BRGM – A. Gadalia.
Une phase exploratoire complémentaire est actuellement
menée et pourrait s’accompagner de la réalisation
de nouveaux forages d’exploration sur les prospects les
plus prometteurs. Des études sont également menées
sur la ressource de moyenne enthalpie pour la production
de froid industriel (usage de pompes à chaleur à
sorption par exemple).
La baie de Saint-Pierre,
au pied de la Montagne
Pelée, Martinique.
The Bay of Saint-Pierre
at the foot of the
Montagne Pelée volcano,
Martinique Island.
© oceandimages.com.

Failles
(point indiquant
le compartiment
effondré)
Rebords
morphologiques
de la dépression
(Caldera) de Qualibou
Sulphur Springs
(site de l’éruption
phréatique de 1766)
Cratères
phréatiques et
phréatomagmatiques
Sondages de
reconnaissance
(1 à 7) réalisés
en 1974-76
Zones recommandées
pour les forages
d’exploration
profonds
(LANL, 1984)
Localisation
de 2 forages profonds
SL-1 et SL-2 (1987-88)
Dôme dacitique
de Belfond
(21 000-34 000 ans BP)
Dôme dacitique
de Terre Blanche
(post-caldérique)
Dômes andésitiques
(post-caldériques ?)
Dômes dacitiques
de Gros Piton,
Petit Piton, Rabot,
Plaisance (0,2-0,3 Ma)
Zones d’intérêt
retenues par GENZL
pour de nouveaux
forages
Sainte-Lucie
Les ressources géothermiques de Sainte-Lucie sont
localisées à Sulphur Springs, près du village de Soufrière,
au sud-ouest de l’île. Elles sont associées à un volcanisme
récent dont la dernière manifestation a été la
mise en place de plusieurs dômes dacitiques dont celui
de Terre Blanche, il y a 30 à 40 000 ans.
La région de Sulphur Springs (figure 5) est connue
depuis longtemps dans la Caraïbe pour ses importantes
manifestations hydrothermales, tant en ce qui concerne
l’extension de la zone de manifestations (20 km 2 ) que
les températures mesurées en surface au niveau d’évents
de vapeur surchauffée (172 °C). Une éruption phréatique
a eu lieu à Sulphur Springs en 1766. Ces indices probants
de l’existence d’un réservoir géothermique haute température
avaient déterminé très tôt l’exploration de
ce champ pour la production d’électricité.
Les campagnes d’exploration et de forages géothermiques
ont mis en évidence une ressource de haute
enthalpie (290 °C), constituée d’un réservoir superficiel
à dominante vapeur (steam cap) développé au-dessus
d’un réservoir profond à liquide dominant (saumure).
developing geothermal energy in the caribbean
N
0 5 km
Canaries
Soufrière
La nature acide (pH = 2,8) des fluides rencontrés rend
délicate son utilisation pour une exploitation commerciale
sauf, peut-être, sur les bordures du réservoir qui
restent à explorer. Le potentiel géothermique, difficile
à estimer dans ces conditions, n’excède pas quelques
dizaines de MWe.
Une valorisation de la géothermie
encore balbutiante
Castries
Malgré le potentiel et des résultats intéressants
obtenus par plusieurs campagnes exploratoires, le
développement géothermique de la région se limite
à Bouillante en Guadeloupe. Les raisons de cette
situation sont nombreuses.
– Le risque géologique. Il est lié au fait que la ressource
exploitable en géothermie ne peut être connue
précisément qu’après la réalisation de forages et
d’études préalables. Le risque existe alors d’engager
des dépenses sans que soit trouvée la ressource
espérée (température ou débit exploitable insuffisants
par rapport aux prévisions, fluide géothermal inexploitable
car trop acide par exemple, voire absence de
ressource).
Gros Ilet
Vieux Fort
Dennery
Micoud
N
0 5 km
Fig. 5 : Carte
géologique
de Sainte-Lucie
(modifiée d’après
OAS, 1984).
Schéma géologique
de la caldeira
de Qualibou
au sein duquel
se situe le site
de Sulphur Springs.
D’après le Los Alamos
National Laboratory, 1984.
Fig. 5: Geological
map of Saint Lucia
(modified from OAS,
1984).
A geological diagram
of the Qualibou
caldera in which
the Sulphur Springs
site is located
From Los Alamos National
Laboratory, 1984.
31
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

32
développement de la géothermie dans la caraïbe
– L’intégration environnementale. Les projets de
géothermie sur des territoires insulaires, où l’espace
est limité, peut entrer en conflit avec les exigences
de protection des milieux naturels ou avec l’activité
touristique qui constitue parfois le moteur économique
de ces îles.
– Le manque de motivation économique des acteurs
privés. Les puissances envisagées pour les projets géothermiques
des îles sont trop faibles pour intéresser
les développeurs habituels de projets de géothermie.
– L’absence de politique à l’échelle des Petites Antilles (voire
de la Caraïbe) pour la géothermie. Alors que les problématiques
insulaires sont quasiment identiques, il
n’existe pas d’approche commune de développement
de la géothermie permettant de palier les contraintes
et d’améliorer le cadre incitatif des projets.
En dépit des travaux d’exploration en cours, il n’existe
donc pas aujourd’hui de programme permettant d’apprécier
le potentiel de la géothermie à l’horizon d’une
quinzaine d’années sur l’ensemble de ces territoires :
nombre de projets réalisables ? Contribution énergétique?
Travaux complémentaires à mener ? Montants
des financements à mobiliser? Ces éléments sont indispensables
pour bâtir une stratégie régionale de
développement de la géothermie en tenant compte de
la structuration habituelle des projets (tableau 2). Cette
démarche est au cœur des politiques régionales en
Guadeloupe (encadrés pages 33 et 34) avec notamment
le projet « Géothermie Caraïbe ».
Étapes Objectifs Travaux Durée
1- Reconnaissance
préliminaire
2- Étude de
préfaisabilité
3- Étude de
faisabilité
4- Ingénierie
du projet de
développement
5- Développement
de champ
6- Construction
de la centrale
7- Exploitation
Identifier et sélectionner des zones
favorables.
Confirmer l’existence ou non d’un gisement
géothermique haute température et élaborer
un modèle préliminaire du champ.
Évaluer la préfaisabilité technico-économique
d’un projet de développement.
Évaluer la qualité de la ressource et la capacité
du réservoir.
Confirmer la faisabilité technico-économique
d’un projet de développement.
Concevoir et chiffrer le coût de mise en
exploitation de la ressource géothermique.
Concevoir et chiffrer le coût de la construction
de la centrale.
Élaborer le plan de financement du projet.
Études de surface (géologie, géochimie
des fluides).
Études de surface (géologie, géochimie,
géophysique).
Cadrage technico-économique
préliminaire.
Sondages de gradient.
Sondages d’exploration profonds (1 000 m)
incluant une phase préalable d’ingénierie.
Évaluation technico-économique.
Ingénierie spécialisée sous-sol.
Ingénierie spécialisée centrale.
Forage des puits de production et de réinjection, essais de production (par exemple
6-8 puits de production-réinjection pour une capacité de production de 20 MWe.)
quelquesmois
Tableau 2 :
Les étapes classiques
d’un projet de
développement
d’une ressource
géothermique
haute température
pour la production
d’électricité
(durées et montants
estimatifs).
Table 2:
The classic stages
of a development
project of a
high-temperature
geothermal resource
for electrical
generation
(time-spans and
estimated costs).
Montant approx.
(références
mondiales)
qq. 10k€
à qq.100k€
1 an qq.100k€
à 1 M€
1 à 2 ans ~ 5 M€
1 à 2 ans 10-12 %
du montant
du projet
1 à 2 ans ~ 20 M€
Construction de la centrale et du système de transport des fluides. 2 ans 1,5 à 2,5 k€/kW
installé

« Géothermie Caraïbe »,
pour une stratégie régionale
de développement de la géothermie
Pour répondre à cette problématique, la région
Guadeloupe, l’ADEME, l’AFD et le BRGM, associés à
d’autres partenaires, ont initié en 2008 le projet
« Géothermie Caraïbe » soutenu par l’Europe (FEDER)
dans le cadre du programme INTERREG Caraïbes.
La première phase de ce projet (2008-2011) s’est centrée
sur l’île de la Dominique. Elle a permis de caractériser
le fort potentiel du champ géothermique de la Vallée
de Roseau, et de définir les conditions de son exploitation
dans le respect de l’environnement. L’objectif est
de couvrir la totalité des besoins électriques de l’île
grâce à la géothermie, avec des installations totalement
intégrées, et d’exporter le surplus produit par câbles
sous-marins vers la Guadeloupe au nord et la Martinique
au sud (figure 6).
Fig. 6 : Le projet d’interconnexion électrique inter-îles
Dominique-Antilles françaises par câbles sous-marins avec
production d’électricité par géothermie en Dominique.
Fig. 6: The inter-island electrical interconnection project
between Dominica and the French Antilles via submarine
cables, with the geothermal generation of electricity
in Dominica. © BRGM.
Synergîle, Pôle Guadeloupe (www.synergile.fr)
est un pôle de compétitivité adossé au Pôle
national Capénergies. Il œuvre pour l’innovation
et la compétitivité dans le domaine des énergies
renouvelables et des matériaux durables.
Synergîle organise régulièrement des rendezvous
scientifiques et techniques sur des sujets
à enjeu pour la Guadeloupe, relevant de son
champ de compétences.
Synergîle a organisé le 11 décembre 2012, en
Guadeloupe, une journée d’information et
d’échanges sur la géothermie, à l’attention du
developing geothermal energy in the caribbean
> Synergîle soutient le développement de la géothermie aux Antilles
Nathalie Chevon – Chargée de mission développement à Synergîle – secretariat@synergile.fr
monde socio-économique, des collectivités
et des élus locaux. Cette manifestation, qui
a connu un franc succès, a permis aux acteurs
guadeloupéens d’échanger avec des experts
locaux et nationaux, afin d’apporter au plus
grand nombre le meilleur éclairage possible
sur le développement de la géothermie en
Guadeloupe et dans la Caraïbe.
Synergîle compte parmi ses membres tous
les acteurs de la géothermie en Guadeloupe :
le BRGM, Géothermie Bouillante, Teranov,
CFG Services, l’université Antilles-Guyane (UAG),
l’Ademe et la région Guadeloupe. Synergîle
a labellisé le projet d’IEED Géodénergies,
présenté par le BRGM aux investissements
d’avenir, notamment pour son volet antillais
pour l’essor de la géothermie (CEAGE). Le Pôle
soutient le renforcement de la filière industrielle
géothermique aux Antilles. ■
33
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

34
développement de la géothermie dans la caraïbe
> La géothermie dans la politique régionale de la Guadeloupe
Harry Durimel – Vice-Président du Conseil régional, Président de la commission des énergies – harry.durimel@cr-guadeloupe.fr
André Bon – Directeur de l’environnement et du cadre de vie à la région Guadeloupe – andre.bon@cr-guadeloupe.fr
La Guadeloupe a d’ores et déjà de bons résultats en termes
d’intégration des énergies renouvelables (14 % de la production
électrique actuelle). Elle possède aujourd’hui, avec Bouillante,
l’unique unité de production d’électricité d’origine géothermique
des Antilles. La région Guadeloupe se fixe des objectifs ambi-
tieux en adaptant à son territoire les engagements européens
et nationaux, notamment ceux inscrits dans le cadre du Grenelle.
Ainsi, en 2030, selon un scénario volontariste, il est envisagé que
75 % de la production électrique soit d’origine renouvelable.
Cet objectif prévoit que 35 % de la production électrique
en Guadeloupe soit d’origine géothermique (contre 8 % actuel-
lement), grâce au développement de Bouillante et à l’importation
de l’énergie électrique d’origine géothermique de la Dominique.
Pour ce faire, la région Guadeloupe pilote le projet INTERREG
« Géothermie Caraïbe », soutient le projet GHEZAB d’exploration
géothermique de la zone de Vieux-Habitants en Guadeloupe et
appuie l’émergence d’un porteur de projet industriel capable
d’assurer le nécessaire développement de Bouillante (rénovation
des unités B1 et B2, mise en œuvre de B3). Elle soutient aussi différents
projets de recherche et de développement technologique.
La région entend ainsi faire de la Guadeloupe un pôle d’excellence
caribéen en créant un climat favorable (en termes de
financements, d’infrastructures…), en attirant les projets et en
positionnant l’université locale, l’université des Antilles et de
la Guyane, comme un partenaire incontournable pour les
programmes de recherche. Elle souhaite par ailleurs identifier
les métiers et les besoins en formation et surtout œuvrer pour
y répondre sur place.
Objectifs clairement affichés, renforcer l’autonomie énergétique
de la Guadeloupe, faire du territoire une vitrine idéalement
placée pour les marchés des Antilles, mais aussi pour ceux
d’Amérique centrale et du Sud (avec un potentiel supérieur
à 6 000 MW). ■
Avec la centrale géothermique de Bouillante, la Guadeloupe
a été une pionnière de la géothermie dans la Caraïbe.
With the Bouillante power plant, Guadeloupe has pioneered
the use of geothermal energy in the Caribbean.
© BRGM – J.-M. Mompelat.

La seconde phase du projet « Géothermie Caraïbe »
vient de débuter. Outre la poursuite de l’accompagnement
du développement de la géothermie en Dominique,
elle comprend un état des lieux détaillé du potentiel
géothermique de la zone Caraïbes, la définition d’une
méthodologie standard de développement de projet
garantissant leur qualité environnementale, l’évaluation
de la demande en électricité de la région et la
définition d’un plan d’actions pour la maîtrise de cette
demande. Le projet comporte aussi un important volet
d’information et de communication, jugées essentielles
pour répondre aux attentes des populations et faciliter
l’acceptation des projets géothermiques. Enfin, le projet
intègre un volet formation, pour étudier la possibilité
de développer et de mettre en réseau des compétences
sur la géothermie à l’échelle de la Caraïbe.
La seconde phase du projet
« Géothermie Caraïbe » comprend
un état des lieux du potentiel
géothermique de l’ensemble
de la zone Caraïbes.
Il est prévu la définition d’un programme détaillé
d’actions à conduire dans les quinze ans à venir et
l’estimation de besoins financiers correspondants.
Corrélativement, la définition d’un dispositif financier
pour mieux couvrir le risque géologique sera étudié.
Enfin, cette seconde phase de « Géothermie Caraïbe »
se terminera par la tenue, en Guadeloupe en 2014, d’un
séminaire international de restitution qui réunira des
responsables politiques, des techniciens et administratifs
de l’espace caraïbe et d’Amérique Centrale ainsi que
des industriels et des porteurs de projets. « Géothermie
Caraïbe – Phase 2 » est porté par la région Guadeloupe
et l’ADEME. Il associe également la région Martinique,
le BRGM, l’AFD, la CDC, Électricité de Strasbourg et
les États de l’Arc Caraïbe intéressés. Il est cofinancé par
l’Europe au titre du programme INTERREG IV « Espace
Caraïbe », son budget est de 3,8 M€ et sa réalisation
courra sur 2013 et 2014. ■
Les auteurs remercient Erwan Bourdon et Alain Gadalia,
géologues du BRGM, pour leur collaboration.
C
M
J
CM
MJ
CJ
CMJ
N
Publicité
developing geothermal energy in the caribbean
Leader du forage géothermique profond
en France, avec 30 ans d’expérience.
Developing geothermal energy in the Caribbean
Despite the many geothermal prospecting
operations conducted in the Caribbean
region over the past thirty years and
the existence of potentially exploitable
resources, the development of electricity
generation from this source is so far
limited to Guadeloupe’s Bouillante
facilities.
Several possible causes can be cited to
explain this paucity of implementations:
– mining risk, and difficulty in obtaining
public funding to exclude it;
– lack of a development strategy for
geothermal energy at a regional scale,
which has not allowed a sufficient
market to be created to attract private
investors;
– natural constraints inherent to
the territories involved, which render
the installations particularly difficult
to integrate into the environment.
To resolve this issue, the second phase
of the “Géothermie Caraïbe” program,
just launched, has set itself the objective
of implementing a real Caribbean policy
to develop the geothermal sector.
This project, integrated in the framework
www.cofor.com
of an exemplary sustainable development
approach, is spearheaded by the
Guadeloupe region and ADEME.
It also federates inputs from the
Martinique region, BRGM, AFD, CDC
and Électricité de Strasbourg.
With participation from interested
Caribbean Islands states, it aims to lay
the groundwork for local development
of geothermal projects. It comprises five
aspects addressing the following themes:
environmental excellence and successful
integration of the facilities, policies
to control electricity consumption needed
for the development of projects,
the establishment of a fund covering
mining risk and financing for
the upstream phase of the projects,
communication to and enhancing
awareness of populations to geothermal
energy, and training in view to developing
geothermal know-how on a regional
basis. “Géothermie Caraïbe – Phase 2”
is co-funded by Europe under the program
INTERREG IV “Espace Caraïbe”; its budget
is 3.8 M€ and it will continue over 2013
and 2014.

36
géothermie
des projets géothermiques industriels en auvergne... innover ensemble, agir local
Le Massif central présente
un potentiel géothermique
haute température non négligeable.
Pour le valoriser, un rassemblement
d’acteurs aux compétences
multiples, fédéré et dirigé par
un maître d’ouvrage, a été constitué
afin de réaliser les sauts
de connaissances géoscientifiques
et technologiques nécessaires.
L’exploitation de centrales
électriques géothermiques avec des
technologies éprouvées est un outil
d’aménagement du territoire
bénéfique aux populations
et respectueux de l’environnement.
La source du Par (82 °C) à Chaudes-Aigues, Cantal.
The Par spring (82 °C) in Chaudes-Aigues,
Cantal Department..
© BRGM – P. Chèvremont.
Mélissa Sanciaut
Electerre de France
Communication
contact@electerre.fr
www.electerre.fr
Lionel Bouchet
Electerre de France
Directeur délégué et technique
Olivier Bouttes
Electerre de France
Président directeur général
Vincent Bouchot
BRGM
Géologue géothermal
v.bouchot@brgm.fr
Des projets géothermiques
industriels en Auvergne…
innover ensemble,
agir local
Des richesses énergétiques sont enfouies sous terre, c’est une certitude. Encore
faut-il arriver à mettre en place les études géoscientifiques nécessaires pour connaître,
démontrer et prouver leur capacité à être exploitées, puis apporter les compétences
et les techniques performantes pour une exploitation industrielle des ressources
géothermales. Et enfin, apprendre à
penser « développement durable » et
à travailler en créant un cercle vertueux,
propice à un développement économique
et sociétal dans le respect de l’environnement.
C’est le défi que les projets
de la société Electerre de France (EtF)
visent à relever (encadré ci-contre).
Nous n’héritons pas de la terre
de nos ancêtres, nous l’empruntons
à nos enfants. Antoine de Saint-Exupéry
Les quatre piliers du développement durable de la géothermie
dans le Massif central
Le développement durable raisonné a pour objectif de permettre aux acteurs de ces
projets – entreprises, collectivités et populations – d’être gagnants et garants du
respect de l’environnement pour les générations futures.

industrial geothermal energy projects in the auvergne region... innovate together, act on a local level
Efficacité économique
Le but est de constituer une filière française en contextes
volcaniques complexes et méconnus, tels que les rifts
intracontinentaux.
Ce savoir-faire, exportable, s’identifie à son territoire
d’origine : l’Auvergne, terre de volcans. Elle vise à atteindre
un coût du kWh permettant d’améliorer la compétitivité,
par une diminution et une maîtrise de l’ensemble
des coûts liés à la production énergétique (chaleur
et/ou électricité).
Pour ce faire, les enjeux géoscientifiques, techniques
et économiques des projets sont les suivants :
– développer des méthodes d’exploration géothermique
de sites potentiels limitant les coûts et les risques
propres à cette énergie ;
– maîtriser la gestion des réservoirs géothermiques et
les impacts de leur exploitation sur l’environnement ;
– construire, exploiter et optimiser des centrales
géothermiques avec des démonstrateurs éprouvés et
reproductibles utilisant des technologies innovantes ;
– s’appuyer sur des partenaires favorisant l’emploi
et la création de richesses dans nos territoires, et
initialement en Auvergne.
> Electerre de France, intégrateur de savoir-faire
La jeune société auvergnate travaille à réunir toutes les compétences nécessaires à
la réussite de ses projets :
– acteurs des géosciences dont les recherches permettent d’identifier plus rapidement
la ressource (maîtrise des risques) ;
– bureaux d’études d’ingénierie spécialisés dans le développement durable, pour une
gestion de projet exemplaire ;
– spécialistes du forage aux équipements et aux pratiques sans cesse améliorés (forages
de plus en plus précis, fiables, coûts maîtrisés) ;
– fabricants développant des technologies de surface (échangeur, turbine, aéroréfrigérant)
à haute valeur ajoutée permettant de maximiser la production énergétique ;
– acteurs de l’aménagement du territoire (collectivités territoriales, entrepreneurs
privés, population), informés et associés aux projets, contribuant à leur intégration
environnementale, économique et sociale. n
Respect de l’environnement
L’exploitation durable de la ressource passe par un
investissement fort dans la mise en place d’outils et
de méthodes permettant le contrôle et la vérification
des impacts sur l’environnement.
À chaque étape, la recherche et des techniques
éprouvées doivent permettre de mieux comprendre
le fonctionnement du réservoir géothermique et ainsi
de déterminer comment l’exploiter efficacement et
durablement en évitant des impacts sur l’environnement
et sur les ressources connexes comme les eaux
thermales (figure 1).
Fig. 1 : Esquisse d’une future
centrale Electerre de France,
productrice d’électricité et
de chaleur.
Fig. 1: Sketch of a future
Electerre-de-France power plant,
producer of heat and electricity.
© Electerre de France, www.electerre.fr
37
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

38
des projets géothermiques industriels en auvergne... innover ensemble, agir local
L’exploitation de la ressource
géothermique favorise la création
de richesses dans les territoires.
Dynamique sociétale
En s’appuyant sur des partenaires nationaux et
régionaux pour développer les centrales, en créant
des sites de production localement et en valorisant
la chaleur résiduelle, l’exploitation de la ressource
géothermique favorise la création de richesses dans
les territoires.
En complément des emplois dits directs, l’élaboration
des scénarios de développement économique autour
des centrales en lien avec les collectivités, les acteurs
économiques locaux et les populations favorise l’ acceptabilité
de l’exploitation de la ressource.
Nous pouvons citer des exemples de domaines
d’activités présentant des débouchés « chaleur »
potentiels sur les zones concernées : le tourisme
(centre d’hébergement et d’activités ludiques), la
filière bois (séchage), l’industrie agroalimentaire
(laiterie, maraîchage…).
Gouvernance
En fédérant tous ces acteurs, institutions (parcs
naturels, communautés de communes, départements
et régions), associations, investisseurs publics et
privés, afin de travailler en étroite collaboration avec
les équipes locales, un double objectif est visé : faire que
les centrales électriques géothermiques soient un
exemple d’intégration tant en termes de respect de
l’environnement et des populations que de développement
de richesses sur le territoire. Cette démarche,
profitable pour tous, n’est autre que la gouvernance
mise en place par le maître d’ouvrage de ces projets,
à savoir la société Electerre de France.
Fig. 2 : Géothermométrie des sources
thermominérales du Massif central français
situées dans l’emprise du rift ouest-européen
et indiquant des températures de réservoirs
de plus de 200 °C localement le long d’un axe
subméridien (voir Bouchot et al., Géosciences
n° 12, déc 2010, pp. 88-99).
Fig. 2: The geothermometric conditions of
the hot mineral springs in the French
Massif Central situated within the Western
European rift zone, indicating reservoir
temperatures locally exceeding 200 °C
along a shear zone axis (see Bouchot et al.,
Géosciences 12, Dec. 2010, pp. 88-99).
© BRGM.
Géothermométrie des sources (sur la base
des géothermomètres SiO2, Na/K et Na/Li)
Température, Certitude
(concordance des géothermomètres)
200 °C, Haute
200 °C, Moyenne
200 °C, Basse
160-200 °C, Haute
160-200 °C, Basse
120-160 °C, Haute
120-160 °C, Moyenne
120-160 °C, Basse
100-120 °C, Haute
100-120 °C, Basse
Source

industrial geothermal energy projects in the auvergne region... innovate together, act on a local level
Monts-
Dore
Cantal
Paris
Limagne
Bruxelles
Bresse
Lyon
Marseille
Jura
Eifel
Cologne
Rift du Rhin
Le potentiel géothermique
haute température du Massif central
Vogelsberg
Kaiserstuhl
Hegau
Berne
Alpes occidentales
Urach
Une province géothermique complexe
L’existence d’un volcanisme récent, d’un flux de
chaleur anormalement élevé (jusqu’à 110 mW/m2 ) et
de multiples sources thermominérales (jusqu’à 82 °C)
suggère que la partie du Massif central comprise entre
Néris-les-Bains au nord et Bagnols-les-Bains au sud
constitue une province géothermique sous-explorée
car méconnue (figure 2) [Varet et al. (1977) ; Genter et al.
(2003)]. Du point de vue géodynamique, cette partie
du Massif central constitue un tronçon du rift
ouest-européen [Ziegler (1992)], siège de processus
magmatiques (volcanisme alcalin), tectono-sédimentaires
(multiples fossés d’effondrement, flambage
lithosphérique) et thermiques complexes (figure 3). À
l’échelle de l’Europe, ce rift s’étend sur plus de 1 000 km,
en générant au Tertiaire un système de grabens (Rift du
Rhin, Alsace, Bresse, Limagne) disposés concentriquement
autour de l’arc alpin.
À part les nombreuses sources thermominérales et
leur travertin (1) , les expressions de surface des réservoirs
(1) Travertin : dépôt de calcaire précipité à l’émergence de sources thermominérales.
Röhn
Erfurt
Munich
Doupov
Eger
Bohême
Dresde
Prague
Vienne
Volcanisme alcalin
tertiaire péri-alpin
Principales failles
des zones du rift
péri-alpin
Principaux
décrochements
Zone orogénique
alpine
Volcanisme
calco-alcalin tertiaire
des Alpes
occidentales
0 100 200 km
Fig. 3 :
Localisation du rift
ouest-européen,
montrant le système
de failles cénozoïques,
les fossés
d’effondrement et
les zones volcaniques
récentes.
Fig. 3: Location map
of the European
Cenozoic rift system,
showing Cenozoic
fault systems
(black lines),
rift-related
sedimentary basins
(yellow) and volcanic
fields (dark blue).
© BRGM
(modifié par P. Nehlig d’après
Brousse et Bellon, 1983).
situés en profondeur sont rares dans le Massif central :
absence de fumerolle, de geyser et rareté des dépôts
siliceux de surface (sinter) typiques de fluides de
haute température en profondeur. Pourtant, d’après
les géothermomètres acquis à partir de ces eaux de
sources thermominérales, la province dispose de
ressources géothermales comprises entre 150 °C et 220 °C
(figure 2) , qui sont des températures adaptées à la
production d’électricité, notamment par cycle binaire.
En revanche, la profondeur à laquelle ces fluides
géothermaux sont à cette température d’équilibre
dans les réservoirs est inconnue, en raison de l’absence
de forage et de campagnes d’exploration géophysique
adaptée à ces cibles. En l’état des connaissances,
trois hypothèses peuvent être avancées : 1) les réservoirs
géothermiques sont très profonds (5-6 km), handicapant
sérieusement une exploitation ; 2) ils sont à
de grandes profondeurs mais accessibles (~2-3 km) ; 3)
ils sont à la profondeur idéale (< 2 km), mais masqués
par des roches de couverture (caprocks) « efficaces »
(notion de blind geothermal field des Anglo-saxons).
Dans tous les cas, il s’agit de systèmes difficiles à
prospecter qui nécessitent des méthodes adaptées
au contexte géologique.
39
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

40
des projets géothermiques industriels en auvergne... innover ensemble, agir local
Couverture argileuse
illite
Chaleur et gaz
issus de magma
Réservoir
fracturé
250 °C
Smectite
Deux modèles complémentaires
300 °C
> 200 °C (chambre magmatique)
Source chaude
Dans cette partie du Massif central anormalement
chaude, les sources de chaleur restent encore à caractériser,
qu’elles soient magmatiques ou amagmatiques
(sans recours au magmatisme superficiel) (figure 4). Dans
le premier cas, il pourrait s’agir de sources magmatiques
associées au volcanisme récent du Massif central (< 1 Ma) :
la source de chaleur correspond à une chambre superficielle
(< 10 km de profondeur) de magma en cours de
refroidissement. Mais cette hypothèse paraît improbable
dans les secteurs du Massif central où le volcanisme
récent est inconnu en surface. C’est pourquoi l’hypothèse
de circulation de fluides profonds et chauds
(convection hydrothermale pure) mérite d’être étudiée
avec attention : c’est le modèle parfois dénommé
« balayage de la chaleur » ou heat sweep through
deep-reaching fractures. Enfin, la présence en profondeur
de granites pourrait expliquer certaines anomalies
thermiques locales.
Réduire le risque géologique par un saut
de connaissances géoscientifiques
et technologiques
En l’absence de forages d’exploration géothermique,
ce tronçon anormalement chaud du Massif central
constitue un système géothermique de type « haute
température » dont l’exploitabilité reste à prouver.
Réduire au maximum le risque géologique impose un
saut de connaissance géoscientifique.
En termes d’innovation, des modèles conceptuels
évolutifs, spécifiques au Massif central, doivent être
élaborés afin d’en tirer des guides d’exploration, que
200 °C
150 °C
100 °C
Manifestations
de surface
(source)
°C Isothermes
0 1 km
Couverture Couverture Couverture Couverture Couverture argileuse argileuse argileuse argileuse argileuse
illite – smectite
Chaleur issue
de circulation hydrothermale
profonde
Source chaude
Faille
ce soit à l’échelle régionale de reconnaissance du
Massif central ou à l’échelle locale d’un permis exclusif
de recherche (PER). En parallèle, le développement
couplé de méthodes géophysiques tels que la MT
(magnéto-tellurique) et la sismique réflexion doit
permettre de visualiser au mieux la géométrie des
réservoirs potentiellement exploitables.
En termes de prospection de surface, les campagnes
d’exploration 3D combinant géologie, géochimie et
géophysique devront s’adapter au maximum aux
spécificités des PER et amplifier l’interdisciplinarité
garante d’une haute qualité d’interprétation des données
acquises. En effet, seule une forte interdisciplinarité
permet de réduire le champ des possibles lors des interprétations
et ainsi de diminuer les risques géologiques
lors de l’implantation des forages d’exploration.
Au final, l’expérience acquise sur ce tronçon de rift
ouest-européen, particulièrement difficile à explorer,
pourrait être appliquée sur d’autres tronçons de ce
même rift (figure 4) et sur d’autres rifts intracontinentaux
dans le monde, comme par exemple le rift du
Cameroun, large d’une centaine de kilomètres et long
de 1 600 kilomètres. Elle pourrait également être
exportée vers d’autres provinces géologiques sous-explorées
car complexes (réservoirs profonds…) comme sur
l’île de la Réunion (encadré ci-contre).
Plus globalement, elle permettra d’asseoir des capacités
démontrées sur tout autre champ géothermal de haute
température dans le monde et notamment dans les
Antilles, généralement plus facile à explorer.
Source chaude
Smectite
Lithologie favorable
250 °C
200 °C
150 °C
Réservoir
faille
150-200 °C (circulation hydrothermale profonde)
100 °C
Manifestations
de surface
(source)
°C Isothermes
0 1 km
Fig. 4 : Modèles
conceptuels possibles
pour des systèmes
géothermaux de
hautes températures
dans le Massif central
français.
D’après Cumming, 2009.
Fig. 4: Possible
conceptual models
for high-energy
geothermal systems
in the French Massif
central.
From Cumming, 2009.

industrial geothermal energy projects in the auvergne region... innovate together, act on a local level
> L’exploration géothermique à la Réunion
Chrystel Dezayes – BRGM, Direction des Géoressources – c.dezayes@brgm.fr
Malgré la présence de deux volcans sur l’île de la Réunion, son potentiel
géothermique n’est toujours pas totalement avéré. Le Piton des Neiges,
dont la dernière activité remonte à 12 000 ans seulement, montre un
gradient de température élevé, qui peut atteindre de 18 à 20 °C par
100 mètres dans certaines zones (le gradient moyen de la croûte
continentale étant de 3 °C/100 mètres). Des manifestations hydrothermales
et des émanations gazeuses d’origine mantellique existent
au niveau des cirques de Salazie ou de Cilaos, indiquant la présence
d’une ressource géothermale potentielle.
À la suite des premières investigations, il a été décidé de réaliser deux forages
d’exploration en 1985 et 1986 dans le Cirque de Salazie (Piton des Neiges) et
à Grand Brûlé, sur le flanc est du Piton de la Fournaise. Bien que ce dernier
constitue l’un des volcans les plus actifs au monde, le gradient thermique
mesuré dans le forage de 3 000 mètres s’est révélé faible et aucun fluide
représentatif d’une ressource géothermale n’a été trouvé. À Salazie, le forage
a montré une température élevée de 185 °C à 2 100 mètres de profondeur,
mais ne s’est pas révélé suffisamment productif. Quoi qu’il en soit, plusieurs
zones présentent un intérêt géothermique potentiel, comme les cirques de
Salazie et de Cilaos, ainsi que le secteur de Bras Cabot.
Au Piton de la Fournaise, les conditions propices au développement
d’un système géothermal ont été mises en évidence au début des années
2000 à l’aplomb des cratères sommitaux. Plusieurs synthèses des
données existantes, ainsi qu’une campagne d’acquisition de données
géologiques et géophysiques, ont été réalisées entre 2000 et 2003
pour aboutir à la sélection d’une zone d’intérêt géothermique potentielle
au niveau de la Plaine des Sables. Cependant, cette zone étant située au
cœur du parc national, qui plus est classée au patrimoine de l’Unesco, le
projet de forages d’exploration géothermique a été abandonné en 2009.
L’exploration géothermique de l’île de la Réunion est au point mort,
alors que d’autres zones pourraient présenter des contextes favorables,
comme les secteurs de Rivière Langevin ou Rivière des Remparts. La relance
de la géothermie sur le territoire de l’île de la Réunion ne s’effectuera
que par un travail préalable de concertation dans le cadre d’un objectif
de développement durable. n
64
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Les cirques de Salazie et de Cilaos
sur l’île de la Réunion présentent
un intérêt géothermique potentiel.
The Salazie and Cilaos cirques
on Réunion Island show a potential
geothermal interest.
© BRGM.
Morne de Fourche
Col
du Taïbit
Grand-
Benare
La Roche-Écrite
Mare-à-Martin
Le Cimendef
Grand-
Îlet
R. Platte
SLZ1
Piton d’Enchain
Cirque de Mafate
Gros-Morne
Mafate
Cirque
de Cilaos
Piton
des Neiges
Bois-Rouge
Cilaos
Piton de Sucre
La-Chapelle
Petit-Benare
Îlet-à-Cordes
Les-Trois-Bras
Le-Grand-Sable
Bras-Sec
Gueule-
Rouge
Palmiste-
Rouge
Hellbourg
Îlet-à-
Vidot
N
Plateau
Wickers
Salazie
Plateau
de Belouve
0 2 km
Sondage
géothermique
Limite supposée
de la caldera récente
Complexe intrusif et
intrusions syénitiques
Source
thermominérale
Profil de la section
146 148 150 152 154 156 158 160 162 164 166
Source d’eau chaude à Cilaos.
Hot spring at Cilaos.
© BRGM – P. Calcagno.
Forage à Salazie.
Well being drilled at Salazie.
© BRGM – J.-C. Chiron.
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Géosciences • numéro 16 • mars 2013

42
des projets géothermiques industriels en auvergne... innover ensemble, agir local
Le développement de l’électricité
géothermique dans le Massif central
Les besoins exprimés (électricité, chaleur)
Lors de rencontres avec les acteurs locaux tels que le
Parc naturel régional des volcans d’Auvergne (PNRVA),
des besoins ont été clairement exprimés. « La recherche
d’un bouquet de productions énergétiques renouvelables,
créées localement et de façon raisonnée, combinées à une
réduction significative des consommations est un enjeu
fort identifié dans le projet du parc 2012-2024 » (Roger
Garde, président du PNRVA).
Le débouché « chaleur » pourrait participer à la réduction
des consommations en favorisant l’implantation de
nouvelles activités.
Les centrales géothermiques :
ressource et exploitation
Les projets consistent en la construction de centrales
géothermiques sur des gisements de haute température
entre 150 °C et 220 °C.
Pour la géothermie, un enjeu est de maximiser
l’énergie produite à partir d’une source chaude dont
la température est fixe.
La puissance recherchée varie, selon les sites, de 5 à
10 MW électriques. Plusieurs démonstrateurs de
2,5 MWe peuvent être installés successivement et
combinés, en fonction de la localisation définitive
des sites. Une utilisation secondaire de la chaleur,
avant réinjection du fluide géothermal dans le réservoir,
permet d’améliorer le rendement de l’installation
(fonctionnement en cogénération).
Les technologies adaptées
La centrale électrique géothermique est construite
sur la base de technologies éprouvées. À ce niveau de
Pour la géothermie, un enjeu
est de maximiser l’énergie produite
à partir d’une source chaude
dont la température est fixe.
température, l’eau chaude produit trop peu de vapeur
sèche pour actionner une turbine. Aussi est-il préférable
d’employer le fluide chaud pour réchauffer et vaporiser
un autre fluide, et d’employer la vapeur de ce fluide
secondaire pour faire tourner une turbine et un
générateur.
La technologie du cycle binaire (figure 5) a été choisie
afin de convertir le fluide géothermal en électricité. En
thermodynamique, ce système est appelé cycle de
Rankine.
Fluide organique
Turbine
Échangeur de chaleur
Pompe
Puits
de production
Fig. 5 : Schéma de principe du cycle
binaire. Le fluide géothermal circule
d’abord dans un échangeur de chaleur
où elle réchauffe et vaporise le fluide
secondaire. Celui-ci fait tourner alors
une turbine couplée à un générateur
électrique. Il est ensuite refroidi
dans un condenseur grâce au fluide
de refroidissement, reconvertissant
la vapeur en eau pour réemploi dans
le cycle. La redistribution de la chaleur,
dite fonctionnement en cogénération,
permet d’améliorer le rendement
de l’installation.
Générateur
Condenseur
Eau de
refroidissement
Puits
d’injection
Électricité
Rejet de vapeur
dans l’atmosphère
Air Air
Tour de
réfrigération
Eau
Fig. 5: Flow diagram for a binary cycle.
The geothermal fluid initially transits
through a heat exchanger, where it
heats the secondary fluid, converting it
to steam. This is then runs a turbine
coupled with an electric generator .
Next, it is cooled in a condenser by
a coolant fluid, returning the steam
to a liquid state for reuse in the cycle.
Heat redistribution, known as
the cogeneration process, enhances
the plant’s efficiency.
© ADEME/BRGM. In La géothermie.
Quelles technologies pour quels usages ?,
collection Les enjeux des Géosciences.

Massif volcanique du Sancy : le sommet vu du nord. Au premier plan, un affleurement de pyroclastites.
The Sancy volcanic Massif and its summit viewed from the North. In the foreground, an outcrop of pyroclasts. © J. Varet.
La chaleur résiduelle comme facteur
du développement du territoire
Le système en cogénération, bénéfique techniquement,
est également intéressant économiquement. En
effet, la production d’électricité fournit une chaleur
résiduelle en base, à un coût particulièrement
attractif (l’électricité produite assurant la part du
revenu principal de la centrale) et stable. Orientée
vers des activités exploitant cette chaleur avec des
procédés adaptés, elle constitue ainsi un outil de
compétitivité économique pour les territoires, comme
par exemple dans (2) :
– l’agriculture avec le maraîchage, la pisciculture, la
floriculture, l’arboriculture ;
– l’industrie avec la filière bois (séchage, etc.) ;
– les activités de loisirs (bains ludiques « Blue Lagoon »,
serres des jardins tropicaux, etc.).
(2) En Nouvelle Zélande : http://www.hanmersprings.co.nz ; http://www.
hukaprawnpark.co.nz ; http://www.tuaropaki.com/horticulture.asp
En Islande : http://www.bluelagoon.com/ ; http://www.photovoyage.org/
islande/economie.php (cultures bananes et ananas)
Au Kenya : culture de roses.
La géothermie : outil d’aménagement
du territoire
Devant un défi d’intégration environnementale et
économique exemplaire, la société Electerre de France
travaille sur ces sujets fondamentaux avec les acteurs
locaux. Les activités consommatrices des débouchés
« chaleur » de centrale géothermique favoriseront le
maintien ou le développement d’un bassin d’emploi.
En travaillant sur l’intégration territoriale et culturelle,
en contrôlant et limitant les impacts environnementaux
des installations, on favorisera l’acceptabilité des
installations géothermiques dans le territoire.
L’acquisition de connaissances dans des provinces
géothermales complexes et inexploitées, la création
d’un savoir-faire innovant, la construction et l’exploitation
de centrales menées en adéquation avec les
acteurs locaux et propices à l’aménagement du territoire
constitue une offre nouvelle.
Valorisant pour son territoire d’origine, l’Auvergne, ce
savoir-faire ouvre des perspectives de développement
dans le monde entier. n
Industrial geothermal
energy projects in
the Auvergne region...
innovate together,
act on a local level
The French Massif central,
and more particularly
the Auvergne district, displays
several surficial expressions
that would indicate
potentially favorable
conditions for the
development of high-enthalpy
geothermal energy. These
include hydrothermal springs
with geothermometers
revealing reservoir conditions
above 150 °C and up to 200 °C,
which could relate to recent
volcanic activity. Volcanism is
characterized by differentiated
products, evidence of
the possible existence of
a shallow magma chamber
as a heat source.
A multidisciplinary approach
is presently being developed
under the leadership of
a local industrial entity and
associating the necessary
socio-economic, geo-scientific
and industrial partners.
The project has achieved
the exploration stage and
will be pursued in a spirit of
sustainable development, with
the involvement of all local
stake-holders including civil
authorities and other local
players. In this context, the
development of geothermal
energy for electricity
production is also seen as
a tool promoting territorial
development including
a cascade use of the heat and
possibly of geothermal fluid.
Bibliographie : Bouchot V., Calcagno P., Genter A. (2010) – Les atouts énergétiques du bassin de la Loire, Géosciences n° 12, dec. 2010, pp. 88-99. Brousse R. et Bellon H. (1983) – Réflexions chronologiques et
pétrologiques sur le volcanisme associé au développement des rifts de France, Bull. Centres Rech. Explor.-Prod. Elf-Aquitaine, 7, 1, 409-424. Cumming W. (2009) – Geothermal resource conceptual models
using surface exploration data. PROCEEDINGS, Thirty-Fourth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, February 9-11, 2009, 6 p. Genter A., Giot D., Lieutenant N.,
Nehlig P., Rocher Ph., Roig J.-Y., Chevremont Ph., Guillou-Frottier L., Martelet G., Bitri A., Perrin J., Serrano O., Courtois N., Vigouroux Ph., Negrel Ph., Serra H., Petelet-Giraud E., (2003) – Méthodologie de l’inventaire
géothermique des Limagnes : Projet COPGEN, Compilation des données, Rapport BRGM/RP-52644-FR, 122 p. Varet J., Stieltjes L., Gadalia A., Demange J., Lopoukhine M., (1977) – Évaluation du potentiel géothermique
du Massif central français. Rapport interne BRGM 77 SGN 594 GTH, 367 p. Ziegler P.A. (1992) – European Cenozoic rift system. In: P.A. ZIEGLER (Eds) Geodynamics of Rifting, Volume I. Case History Studies
on Rifts: Europe and Asia. Tectonophysics, 208, 91-111.

44
planification
géothermie et planification énergétique territoriale : l’exemple du schéma régional de l’île-de-france
Géothermie et
planification
énergétique
territoriale :
l’exemple
du schéma
régional de
l’Île-de-France
Intégration de la géothermie à différentes
échelles de territoires.
Integrating geothermal energy within
the framework of different territorial scales.
© BRGM/Vertigo.
Adeline Poux
Ingénieur-chef de projets
BRGM/DGR/Division Géothermie
a.poux@brgm.fr
Alexandra Bel
Hydrogéologue-chef de projets
BRGM Île-de-France
a.bel@brgm.fr
L’exploitation des ressources géothermiques est un atout
pour les territoires. Leurs caractéristiques et les besoins
qu’elles peuvent satisfaire doivent être analysés dans le contexte
territorial afin de promouvoir efficacement leur développement.
Cette « territorialisation » a été mise en avant dans les lois
« Grenelle » qui ont impulsé le Schéma régional du climat, de
l’air et de l’énergie (SRCAE) et le Plan climat-énergie territorial
(PCET). Le premier doit permettre de fixer des orientations
pour le développement de la géothermie ; le second, de définir
un plan d’actions à l’échelle infrarégionale.
Le Grenelle de l’environnement a renforcé le rôle des collectivités territoriales dans
la lutte contre le changement climatique et la maîtrise de la demande d’énergie. Les
collectivités ont en effet un rôle clé à jouer. Non seulement parce qu’elles consomment
elles-mêmes de l’énergie et qu’elles ont la compétence pour développer des réseaux de
chaleur, mais aussi dans le cadre de leur politique d’aménagement et d’urbanisme.
La géothermie est une énergie locale qui demande à être valorisée sous une forme
adaptée au cas par cas. En effet, les ressources géothermiques varient géographiquement,
d’une région à une autre, voire d’une ville à une autre, que ce soit en termes de propriétés
des réservoirs aquifères ou de conditions d’accès (figure 1). En fonction de ses caractéristiques,
la ressource pourra être valorisée pour différentes applications : production de
chaleur via des pompes à chaleur (PAC), usage direct pour les réseaux de chaleur, voire production
d’électricité notamment dans les DOM.

geothermal energy into territorial energy planning: the example of the ile-de-france region.
L’intégration de la compétence « énergie » par les
collectivités est donc essentielle au développement de
la filière géothermique, car ses spécificités entraînent
une évaluation préalable de la ressource à l’échelle du
territoire. Une connaissance géolocalisée de la ressource
est nécessaire, car une ressource non utilisée au droit
d’un site ne pourra être mobilisée pour un projet situé
en dehors de ce site. Il est important d’avoir une vision
prospective du potentiel de développement de la géothermie
pour mettre en œuvre les politiques adaptées.
Des outils ont été mis en place par le Grenelle dans
ce sens. Le SRCAE comprend notamment « une évaluation
du potentiel de développement de chaque filière
d’énergie renouvelable terrestre et de récupération, compte
tenu de la disponibilité et des priorités d’affectation des
ressources, des exigences techniques et physiques propres
à chaque filière et des impératifs de préservation de l’environnement
et du patrimoine ».
Les PCET rendus obligatoires pour toutes les collectivités
de plus de 50 000 habitants, proposent des actions
locales à mettre en place, qui doivent être compatibles
avec les orientations données dans les SRCAE [Poux
et al. (2012)]. Ces outils visent à définir un objectif en
étudiant le potentiel local. Des études de potentiel de
développement de la géothermie ont été réalisées pour
plusieurs régions afin de donner des éléments aux
conseils régionaux et aux services de l’État pour alimenter
le volet Énergies renouvelables de leur SRCAE.
Cet article présente l’étude préalable à l’élaboration
du schéma de développement de la géothermie en
Île-de-France (1) . Cette région est remarquable à plusieurs
titres : elle est dotée de ressources géothermales
aquifères superficielles, intermédiaires et profondes
(1) D’autres études régionales ont été réalisées en France : en Midi-Pyrénées
[Bardeau et al. (2011)], en région Centre [Poux et al. (2012)], en Rhône-Alpes
[Chartier et al. (2012)].
Fig 1 : Variabilité des
ressources géothermiques
en France métropole et en
outre-mer français.
Fig. 1: Variability of
geothermal resources
in metropolitan and
overseas France.
© BRGM.
L’intégration de
la compétence
« énergie » par
les collectivités
est essentielle au
développement
de la filière
géothermique.
45
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

46
géothermie et planification énergétique territoriale : l’exemple du schéma régional de l’île-de-france
conséquentes, permettant le déploiement de l’ensemble
des techniques de production de chaleur. En outre, la
demande énergétique est importante et concentrée.
L’ensemble des techniques de production de chaleur,
présentées dans la figure 2, peuvent donc être déployées.
État des lieux de la filière géothermie
en Île-de-France
Les ressources en eau souterraine de l’Île-de-France
présentent globalement (figure 3) :
– des aquifères superficiels, assez bien connus. Il peut
exister jusqu’à trois aquifères superposés entre 0
et 120 mètres de profondeur dans certaines zones ;
– des aquifères intermédiaires (Albien, Néocomien,
Lusitanien), situés à 700 mètres de profondeur en
moyenne ;
– des aquifères profonds (Dogger, Trias), situés à plus
de 1 000 mètres de profondeur.
L’accès à ces ressources est limité par différentes
contraintes, réglementaires ou techniques. Il s’agit
principalement de mesures régionales de protection de
la ressource en eau, comme les schémas d’aménagement
et de gestion des eaux (SAGE), les zones de
répartition des eaux (ZRE) et les mesures de protection
des milieux naturels. Des contraintes plus restrictives
(interdiction de forer dans des périmètres de protection
des captages d’eau potable, présence d’une cavité,
risque de dissolution du gypse, présence d’opérations
de géothermie existantes) sont également prises
en compte.
Concernant les opérations de PAC sur aquifères et
sur champs de sondes dans le résidentiel collectif et
tertiaire (ne concerne pas la géothermie pour le
particulier), 77 opérations en fonctionnement ont
été recensées à fin septembre 2010 en Île-de-France
(figure 4).
Il n’y a eu que trois opérations sur aquifères intermédiaires
avec PAC en 2010. Celle de la Maison de la Radio,
qui a changé en 2011 pour s’alimenter à partir d’aquifères
plus superficiels, et deux opérations toujours en
cours, pour exploiter ces aquifères moins bien connus
et surtout, en ce qui concerne notamment l’aquifère
de l’Albien, identifiés comme réservoirs stratégiques
d’accès à l’eau potable.
Les opérations sur aquifères profonds, et notamment
sur l’aquifère du Dogger, dont la majeure partie a
été mise en service il y a une trentaine d’années, et
en renouveau depuis 2007 (voir encadré page 50),
sont mieux connues (29 opérations en fonctionnement
en 2010).
Fig. 2 : Les différentes
filières de production
de chaleur géothermique
fonctionnant
en Île-de-France.
Fig. 2: The various
production chains
for geothermal heat
in operation in
the Ile-de-France region.
© BRGM.

geothermal energy into territorial energy planning: the example of the ile-de-france region.
Fig. 3 :
Coupe géologique
des aquifères
du Bassin de Paris.
Fig. 3:
Geological section
of the aquifers
in the Paris basin.
© BRGM.
ó PAC sur aquifère
superficiel
ó PAC sur sondes
ó Indéterminé
N
˚
0 20 km
Champs de sondes
géothermiques
Pieux
géothermiques
Doublets
sur aquifère
superficiel
Fig. 4 : Cartographie
du nombre
d’opérations de
PAC par commune
francilienne.
Fig. 4: Map of
the number of
heat-pump
operations per
Ile-de-France
township.
Source : Rapport BRGM/
RP-60615-FR
47
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

48
géothermie et planification énergétique territoriale : l’exemple du schéma régional de l’île-de-france
> La géothermie au service de l’éco-quartier du fort d’Issy-les-Moulineaux
Cécile Chery – Direction des Géoressources – Division Géothermie – c.chery@brgm.fr – http://www.geothermie-perspectives.fr
Dès 2013, le site historique du fort d’Issy-les-Moulineaux accueillera
1 600 logements, dont 330 logements sociaux regroupés dans 18 immeubles,
des commerces et divers équipements. Le chauffage des bâtiments
et la fourniture d’eau chaude sanitaire (ECS) seront assurés par un réseau
de chaleur basse température alimenté à partir de l’aquifère de l’Albien.
Le forage de production permet de pomper une eau à 28 °C à 650 mètres
de profondeur avec un débit annuel moyen de 65 m3 /h. Le fluide cède
ses calories au réseau avant d’être réinjecté à une température de 13 °C
via un forage de 635 mètres de profondeur. En fond de puits, 580 mètres
séparent les deux forages.
Afin de minimiser les déperditions thermiques et séparer les usages,
deux PAC sont installées dans chaque immeuble. L’une est dédiée au
Le futur
éco-quartier
du fort d’Issyles-Moulineaux.
The future Issyles-Moulineaux
fort eco-district.
© AS Architecture Studio.
Ce travail d’inventaire a permis la réalisation d’un bilan
énergétique et climatique en 2005 et 2010. La filière
géothermique en Île-de-France (hors PAC individuelles)
a permis de substituer, en 2010, plus de 100 000 tep
et d’éviter le rejet annuel de plus de 240 000 tonnes
de CO2.
Étude du potentiel de développement
de la géothermie à l’horizon 2020
L’étude du potentiel de développement de la géothermie
s’effectue en comparant, de manière géolocalisée,
les ressources géothermales aux besoins thermiques
des utilisateurs en surface. Le potentiel correspond
à l’énergie thermique pouvant être substituée par la
géothermie, en prenant en compte les caractéristiques
de la ressource, ses conditions d’accès et ses possibilités
de valorisation.
chauffage, l’autre à la production d’ECS. Résultat : la géothermie assure
78 % des besoins en eau chaude, évitant ainsi l’émission de 2 000 tonnes
de CO2 chaque année.
« Même avec des taux de couverture inférieurs à ceux obtenus à partir de
l’aquifère du Dogger, des nappes moins profondes peuvent alimenter des
réseaux basse température. Grâce aux politiques d’efficacité énergétique
développées et la réglementation thermique sur les bâtiments basse consommation
(BBC), un projet géothermique a un effet levier vertueux sur son
environnement, puisque le besoin en chaleur sera moindre et le forage
géothermique pourra alimenter les zones périphériques », déclare S. Louillat,
responsable du pôle énergie de l’ADEME Île-de-France. n
La filière géothermique en Île-de-France
(hors PAC individuelles) a permis de substituer,
en 2010, plus de 100 000 tep.
L’étude Center (IAU/Airparif) (2) a cartographié, avec une
maille carrée de 250 sur 250 mètres, les consommations
énergétiques (MWh) en 2005 et a développé des
scénarios pour 2020 (figure 5) et 2030 à l’échelle de
l’Île-de-France.
(2) IAU-Idf (Institut d’aménagement et d’urbanisme d’Île-de-France)
Airparif, réseau de mesure de la qualité de l’air en Île-de-France.

geothermal energy into territorial energy planning: the example of the ile-de-france region.
Potentiel de développement d’opérations
de PAC sur aquifères superficiels
Le potentiel correspond aux consommations pouvant
être substituées par de l’énergie géothermique, lorsque :
– il y a adéquation entre la puissance géothermique
disponible (fonction du débit moyen disponible) et la
puissance nécessaire (besoins au niveau de la maille
Center) et ce pour au moins un des aquifères ;
– il n’y a pas de contraintes restrictives.
Le potentiel technique de développement est ainsi
estimé à 3 200 ktep/an (avec le scénario de consommations
2020). Les valeurs sont cartographiées à l’échelle
de la commune, comme le montre la figure 6.
Dans un second temps, une contrainte économique est
établie : la profondeur maximale de forage (principal
poste de l’investissement), définie en fonction des
besoins énergétiques, représente la profondeur limite
au-delà de laquelle la mise en place de l’opération de
géothermie n’est plus rentable.
Au final, le potentiel technico-économique prenant
en compte les contraintes techniques et économiques
est de 1 918 ktep/an.
Potentiel de développement de PAC
sur sondes géothermiques
Il n’y a pas eu d’analyse spécifique thermique des terrains
pour l’étude du potentiel de développement des systèmes
en « boucle fermée » (principalement sondes géothermiques
verticales). Dans le cadre de cette étude, il a été
considéré que le potentiel est déterminé lorsque :
– les besoins de surface ne peuvent être couverts par
les aquifères superficiels ;
– l’espace disponible en surface est suffisant pour
l’implantation de sondes espacées de 10 mètres. Le
potentiel d’implantation de sondes ainsi obtenu, à
partir duscénario 2020, est de 37 ktep.
Si une « priorité » a été donnée aux aquifères superficiels,
les valeurs de potentiel, déterminées à partir de besoins,
peuvent basculer entre les différentes technologies.
Potentiel de développement de réseaux
de chaleur alimentés par géothermie
profonde (aquifère du Dogger)
Le potentiel d’extension des réseaux de chaleur géothermiques
existants a été étudié en prenant en compte
les possibilités de la ressource, ainsi que les évolutions
Publicité
de consommations énergétiques en surface. Selon une
évolution linéaire, on obtiendrait ainsi, en 2020, une
production supplémentaire de 37 ktep.
La « géothermisation » de réseaux de chaleur existants
est une deuxième voie. Il existe, à l’heure actuelle plus
de 110 réseaux de chaleur en Île-de-France, dont une part
non négligeable alimentée par des énergies fossiles.
Une dizaine de réseaux de chaleur franciliens ont été
identifiés comme pouvant faire l’objet d’un changement
de système. Cela permettrait de substituer 35 ktep.
Enfin, la création de nouveaux réseaux de chaleur a
été identifiée pour une cinquantaine de communes.
Ces nouveaux réseaux permettraient de substituer
185 ktep en 2020.
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
49

50
géothermie et planification énergétique territoriale : l’exemple du schéma régional de l’île-de-france
> Le renouveau des opérations de géothermie en Île-de-France
Frédérik Bugarel – Responsable Direction Technique Utilisation de la Chaleur – CFG Services – f.bugarel@cfg.brgm.fr
Villiers-le-Bel
Gonnesse
La Courneuve
Nord et Sud
Blanc-Mesnil
Tremblay
Paris Nord-Est (2009)
Clichy-sous-Bois
Chelles (2012)
PARIS
Maisons-Alfort
1 & 2
Val-Maubuée (2011)
Cachan 1 & 2
Champigny (2012)
L’Hay-les-Roses Alfortville Créteil
Chevilly-Larue Thiais Sucy-en-Brie (2008)
Fresnes (2013) Orly 1 & 2 Bonneuil-sur-Marne
ADP Orly (2010)
Villeneuve-Saint-Georges
Montgeron
Vigneux
Épinay-sous-Senart
Ris-Orangis
Le Mée-sur-Seine Melun l’Almont
Nouveaux
forages
Meaux
Hôpital et Collinet
(2013)
Meaux
Beauval 1 & 2
(2013)
Coulommiers (2011)
Réhabilitations Abandons
Réalisé
2008 Triplet de Sucy-en-Brie 1 1
2009 Doublet de Paris-Nord-Est (PNE) 2
2010 Doublet Orly ADP 2
2011
Doublet SAN Val-Maubuée
Doublet Coulommiers
2
2 2
Total réalisé
Prévisionnel
9 1 2
Triplet de Champigny-sur-Marne 1 1
2012 Doublet de Chelles 2 2
Triplet de Bonneuil-sur-Marne 1
Triplet de Fresnes 1 2
2013
Triplet de Meaux Hôpital
Triplet de Meaux Beauval 1
1
1
2
2
Triplet de Meaux Beauval 2 1 2
Total prévisionnel 8 9 2
Total réalisé + prévisionnel 17 10 4
Nouvelles opérations
réalisées depuis 2008 et
programmées jusqu’en 2013
sous maîtrise d’œuvre CFG
Services.
New operations conducted
since 2008 and scheduled to
continue on through to 2013
with CFG Services as master
builder.
© CFG Services
25
20
15
10
5
0
1969
1975
1976
1977
1978
Depuis 2007, la relance de la géothermie basse
température, initiée par le Grenelle de l’environ-
nement, permet la réalisation de nouvelles
opérations de géothermie profonde en Île-de-
France. Dans cette région, l’aquifère du Dogger,
situé entre 1 600 et 1 800 mètres de profondeur,
est le réservoir géothermal cible privilégié depuis
plus de trente ans en raison de son potentiel
(température comprise entre 57 et 84 °C, débit
d’exploitation atteignant 300 m3 /h) permettant
d’alimenter des réseaux de chaleur conséquents
(de l’ordre de 5 000 équivalent-logements)
pour le chauffage et la production d’eau chaude
sanitaire (ECS).
Après deux décennies au cours desquelles
l’activité s’est principalement concentrée
sur la maintenance des dispositifs créés dans
les années 1970-1980, sept nouvelles opérations
ont été réalisées entre 2007 et 2011, parmi
lesquelles quatre correspondent au renouvellement
de dispositifs existants (nouveaux doublets
d’Orly-Nouvelet et de Coulommiers, triplets de
Sucy-en-Brie et de La Courneuve) et trois à la
réalisation de nouveaux doublets géothermiques
sur les sites de Paris-Nord-Est (porte d’Aubervilliers),
de l’aéroport d’Orly et de Lognes. Au total,
douze nouveaux forages ont été réalisés, dont
cinq au cours de l’année 2011 qui marque une
accélération nette du rythme des opérations.
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1989
1995
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Activité de forage géothermique relatif à l’aquifère
du Dogger.
Geothermal drilling activity concerning the Dogger
aquifer. © BRGM/ADEME.

geothermal energy into territorial energy planning: the example of the ile-de-france region.
Cette tendance se poursuit en 2012 avec les
opérations de renouvellement en cours sur les
sites de Champigny-sur-Marne et de Bonneuil-
sur-Marne (deux triplets) et programmées
à Chelles (nouveau doublet), puis en 2013 avec
le renouvellement notamment des dispositifs
de Fresnes et de Meaux (quatre triplets), soit huit
nouveaux forages en deux ans.
Ce rythme soutenu devrait se prolonger au
moins jusqu’en 2015 au regard des projets
en cours d’étude de faisabilité ou d’instruction
réglementaire.
La forte densité des dispositifs au Dogger, notamment
dans les départements du Val-de-Marne
et de Seine-Saint-Denis, limite l’espace disponible
pour la réalisation de nouveaux projets,
en raison des permis d’exploitation et de la
propagation des bulles froides créées par les
dispositifs existants. En outre, le développement
des technologies liées aux pompes à chaleur et
aux réseaux de chaleur basse température
permet aujourd’hui d’envisager l’exploitation
des ressources géothermales potentielles
moins profondes que le Dogger, telles que
l’Albien et le Lusitanien (Oxfordien).
La maturité technologique atteinte grâce à
l’exploitation du Dogger permet d’envisager
le développement de la géothermie basse température
dans d’autres secteurs favorables, en
particulier dans l’est de la région parisienne.
De même, des perspectives de développement
sont envisagées dans d’autres régions (Alsace,
Aquitaine et Picardie notamment), ainsi qu’à
l’international (Belgique, Chine, Russie…). n
Forage géothermique dans le Bassin
parisien (Coulommiers).
A geothermal well in the Paris Basin
(Coulommiers).
© CFG Services.
51
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

52
géothermie et planification énergétique territoriale : l’exemple du schéma régional de l’île-de-france
Bilan de l’étude du potentiel
Si l’on considère l’ensemble de ces potentiels, et en
donnant une priorité aux opérations de réseaux de
chaleur au Dogger lorsque plusieurs solutions sont
possibles, la géothermie pourrait permettre de substituer
plus de 2 000 ktep annuellement et d’éviter l’émission de
plus de 3,9 millions de tonnes de CO2, comme le montre
le tableau (figure 7).
Ces chiffres montrent la part que la géothermie
pourrait couvrir en 2020, à savoir plus de 30 % des
consommations accessibles à la géothermie (qui,
rappelons-le, représentent la consommation des bâtiments
dont le système de chauffage et de production
d’eau chaude sanitaire actuel permet une substitution
par la géothermie).
Conclusion et enjeux
L’état des lieux, ainsi que les valeurs de potentiels
doivent permettre d’alimenter le volet énergies renouvelables
du SRCAE francilien. Ce dernier fixe « des
objectifs quantitatifs de développement de la production
d’énergie renouvelable, à l’échelle de la région et par
zones infrarégionales favorables à ce développement […]
et assortis d’objectifs qualitatifs visant à prendre en compte
la préservation de l’environnement et du patrimoine ainsi
qu’à limiter les conflits d’usage. »
De manière générale, il ressort de ces études que le
potentiel de développement de la géothermie est très
significatif, en particulier pour la géothermie assistée
par pompes à chaleur. Ces évaluations sont corroborées
par la pénétration très forte de la géothermie chez
nos voisins européens comme l’Allemagne, la Suisse ou
la Suède. Les conditions de développement en France
sont progressivement réunies : compétence des acteurs,
soutien public, promotion de cette énergie… La réglementation
thermique des bâtiments pourrait cependant
lui être plus favorable et la réglementation de l’opération
géothermique à proprement parler mérite quant
à elle d’être rénovée. La géothermie profonde, dont les
performances énergétiques sont encore meilleures, est
quant à elle assez conditionnée au développement de
réseaux de chaleur. C’est une tendance de fond qui ne
peut se faire que dans la durée.
La fin de l’année 2012 est également la date limite de
réalisation des PCET aux différentes échelles (régionale,
départementale, intercommunale, communale). Pour
la géothermie, cette échelle territoriale permet d’étudier
Consommation
totale de surface
à la maille (MWh)
ó Pas de besoin
de surface
ó < 1 000
ó 1 000 - 5 000
ó 5 000 - 10 000
ó 10 000 - 50 000
ó > 50 000
Potentiel
technique
(MWh)
ó Pas de potentiel
identifié
ó < 1 000
ó 1 000 - 5 000
ó 5 000 - 10 000
ó 10 000 - 50 000
ó 50 000 - 100 000
ó 100 000 - 500 000
ó > 500 000
N
˚
0 20 km
Fig. 5 : Cartographie du scénario de consommation énergétique en 2020
(d’après l’étude Center).
Fig. 5: Map of the energy consumption scenario for 2020 (according
to the Center study). Source : Rapport BRGM/RP-60615-FR
N
˚
0 20 km
Fig. 6 : Cartographie du potentiel technique des aquifères superficiels
par commune pour le scénario 2020.
Fig. 6: Map of the technical potential of superficial aquifers on a
town-by-town basis for the 2020 scenario. Source : Rapport BRGM/RP-60615-FR

geothermal energy into territorial energy planning: the example of the ile-de-france region.
Opérations
très basse énergie
Opérations sur les aquifères
intermédiaires
(Albien et Néocomien)
Tep
substituées
annuellement
plus spécifiquement les potentiels, en intégrant des
connaissances et contraintes qui n’auraient pu être
considérées à l’échelle régionale. De telles études
ont été menées ou sont planifiées pour des zones
d’aménagement comme celle gérée par l’EPA (Etablis-
sement Public d’Aménagement) Défense Seine-Arche
[Analy et al. (2012)].
Des démarches similaires peuvent être menées par
les collectivités qui veulent prendre en main le volet
énergétique de l’aménagement de leur territoire. Les
enjeux sont forts à cette échelle. Il s’agit en effet de
promouvoir le développement de la géothermie tout
en préservant les ressources. C’est-à-dire limiter les
impacts négatifs et les conflits d’usages, particulièrement
en milieu urbain. Ces éléments vont également
dans le sens d’une nécessaire planification du développement
de la géothermie.
L’identification d’actions locales pour soutenir le
développement de la géothermie est une nécessité
pour combler l’écart entre le potentiel de cette énergie
et les capacités installées. Ces actions se mettront
en place en fonction des compétences des différentes
autorités locales et doivent permettre :
– d’inciter les maîtres d’ouvrage à la réalisation des
opérations de géothermie ;
– d’animer et de structurer la filière ;
– de mener des travaux d’amélioration de la connaissance
de la ressource géothermale.
Idéalement, il s’agit pour les collectivités de développer
une stratégie cohérente de développement de l’énergie
géothermique ou des énergies renouvelables, dans
laquelle les autres acteurs vont pouvoir développer
leur activité. n
Bilan
en énergie primaire
(MWh ep)
Tonnes de CO2
évitées
annuellement
1 682 057 5 768 820 3 057 642
4 684 24 606 9 083
Opérations au Dogger 356 000 4 060 500 839 200
Total 2 042 741 9 853 926 3 905 925
Fig. 7 : Bilan chiffré du potentiel
bilan énergétique et climatique
de la géothermie en 2020.
Fig. 7: Statistical assessment
of the energy and climate
situation of the geothermal sector
in 2020.
Source : Rapport BRGM/RP-60615-FR
Geothermal energy
into territorial energy planning:
the example of the Ile-de-France
region
One of the outgrowths of the French
“Grenelle process” is the elaboration of
regional climate, air-quality and energy
plans (SRCAE). These plans aim to help
areas achieve the objectives assigned them
in terms of greenhouse-gas emissions
reductions, development of local, renewable
energy sources and air-quality
improvement. In this context, the regional
state representative,
the Regional Council President and the
French energy agency have funded a BRGM
study in “Ile-de-France” to assess
itsgeothermal energy potential (for both
direct district-heating uses and heat-pump
assisted ones) on the scale of that region.
The properties of aquifer resources there
differ from one location to another. Once
spatialized, these proprieties yielded the
low geothermal potential aquifer atlas
available on www.geothermie-perspectives.fr.
Geothermal energy has been tapped in this
region for over 30 years, mostly in
connection with district heating, thanks to
the good balance between the Dogger
aquifer’s potential and the built
environment’s energy needs. Thus
geothermal energy provides heat to over
187,000 housing-equivalents, thereby
avoiding more than 240,000 tons of CO2 in
2010. This requisite balance is one of the
bases of the methodology for defining the
region’s geothermal potential, comparing
the geothermal resources, however low or
deep they may be, to the energy needs (for
heating, cooling and domestic hot water
production). Taking into account technical,
legislative and economic constraints, the
potential for 2020 has been estimated to
exceed 2,000,000 toe, corresponding to
over 2.5 million housing-equivalents.
Actions for developing geothermal energy
will be implemented by the individual
communities within their Action Plans for
Climate and Energy (PCET), which
is mandatory for each community of more
than 50,000 inhabitants. The development
of this huge potential must be managed
responsibly so as to limit resource-use
conflicts.
Bibliographie : Analy M., Bel A., Bouzit M., Poux A., Le Brun M. (2012) – Évaluation des possibilités de développement de la géothermie sur le territoire de l’opération d’intérêt national de l’EPADESA. Rapport final
BRGM/RP-60953-FR. Bardeau M., Poux A., Monod B. (2011) – Participation GÉOTHERMIE à l’étude technique du volet Énergies Renouvelables du Schéma Régional Climat Air Énergie de Midi-Pyrénées.
Rapport BRGM/RP-60114-FR. Bel A., Poux A., Goyénèche O., Allier D., Darricau G., Lemale J. (2012) – Étude préalable à l’élaboration du schéma de développement de la géothermie en Île-de-France. Rapport
BRGM/RP-60615-FR. Chartier R., Jouanneau J., Saint Martin M., Brun J., Poux A. (2012) – Inventaire du potentiel géothermique en région Rhône-Alpes, État des lieux et étude du potentiel – Rapport final
BRGM RP-60684-FR Poux A., Philippe M., Chery C. (2012) – La géothermie dans les documents de planification énergétique territoriale - Rapport final BRGM/RP-60967-FR. Poux A., Goyénèche O., Le Brun M.,
Martin J.C., Noel S., Zammit C., Salquebre D., Lecomte A., Fillacier S., Marre D. (2012) – Prospectives de développement de la géothermie en région Centre (GÉOPOREC). Rapport final BRGM RP/60336-FR.

54
géothermie profonde
les egs : une méthode d’exploitation géothermique généralisée pour les températures de 130 à 180 °c
Sylvie Gentier
Responsable du programme « Géothermie
profonde de nouvelle génération »
BRGM
s.gentier@brgm.fr
Tête du puits d’injection de la centrale
géothermique de Landau (Allemagne).
Head of the injection well, Landau geothermal
power plant, Germany.
© GEOX Geothermische Energie.
Les EGS : une méthode
d’exploitation
géothermique généralisée
pour les températures
de 130 à 180 °C
L’exploitation généralisée des températures supérieures
à 130 °C à des fins de production d’électricité et/ou d’usage
direct de la chaleur géothermique constitue un enjeu majeur
pour le futur mix énergétique. Elle nécessite le développement
de méthodes d’exploitation permettant de rendre accessibles
des ressources hors des zones privilégiées comme les arcs
volcaniques et des niveaux naturellement très perméables.
Cette approche, qualifiée d’EGS [Enhanced (ou Engineered)
Geothermal System], est présentée dans cet article,
qui en expose les concepts, les contextes d’application
et les liens avec la géothermie plus conventionnelle.
À
ce jour, la production d’énergie électrique d’origine géothermique est essentiellement
développée dans des zones géographiques limitées, en lien avec des contextes
volcaniques actifs. En matière de chaleur géothermique profonde s’ajoute la
contribution des aquifères sédimentaires actuellement exploités, d’une température
typiquement comprise entre 60 et 80 °C en France, pour l’alimentation principalement
des réseaux de chaleur. Aujourd’hui, les objectifs ambitieux de réduction des émissions des
gaz à effet de serre nécessitent tout au moins une maîtrise des consommations d’énergies
d’origine carbonée, aussi bien en termes de production électrique que de production de
chaleur, et une augmentation de la production énergétique à partir d’énergies renouvelables.
Dans cette perspective, une contribution
très significative de l’énergie géothermique
n’est possible que si une exploitation
plus généralisée de la chaleur terrestre est
développée, incluant les zones a priori
moins favorables en termes de ressources.
L’exploitation de températures plus élevées
dans ces zones géographiques permettra
de rapprocher la production correspondante
des lieux de consommation et
L’exploitation des températures
du sous-sol comprises
entre 130 °C et 180 °C
est un enjeu majeur
pour la décennie à venir.

egs: a generalized method to exploit geothermal energy for temperatures ranging from 130 to 180 °C
Héritier des différentes
expériences menées dans
le monde, le pilote scientifique
de Soultz-sous-Forêts est
le premier site au monde
dit EGS à avoir été raccordé
au réseau électrique.
d’insérer la chaleur géothermique dans des réseaux
de chaleur fonctionnant à température élevée (eau
surchauffée, vapeur) et dans les procédés industriels.
Pour toutes ces raisons, l’exploitation généralisée des
températures du sous-sol comprises entre 130 °C et 180 °C
est un enjeu majeur pour la décennie à venir.
D’une manière générale, les températures visées ici
sont localisées à des profondeurs importantes : entre
4 et 6 km pour un gradient géothermique moyen de
0,03 °C/m. Cependant, l’existence d’anomalies thermiques
positives, liées à des contextes géologiques spécifiques,
permet d’envisager leur exploitation à des profondeurs
inférieures et en conséquence à des coûts de forage moins
importants et des risques moindres.
Les capacités à développer cette exploitation reposent
notamment sur les concepts créés depuis une trentaine
d’années et sur les expériences qui ont été menées avec
plus ou moins de succès en Europe et dans le monde
(figure 1).
Le pilote scientifique de
Soultz-sous-Forêts : contexte géologique
et développement de l’échangeur
Héritier des différentes expériences menées dans le
monde (Fenton Hill, Rosemanowes…) suite au développement
initial du concept Hot Dry Rock (HDR), le pilote
scientifique de Soultz-sous-Forêts (Alsace, France) est le
premier site au monde dit EGS (Enhanced Geothermal
System) à avoir été raccordé au réseau électrique (septembre
2010). Lancé au début des années 1990 avec la
perspective de développer une production massive d’électricité,
le site pilote a permis de mieux comprendre les
conditions géologiques et hydrauliques profondes en
contexte de socle et les méthodes à mettre en œuvre
pour le développement de tels sites.
Centrale
électrique
Puits
d’injection Puits
de production
Sédiments
et/ou roches
volcaniques
Fig. 1 : Représentation schématique du concept
« Enhanced Geothermal System ».
Fig. 1: Block diagram of the “Enhanced
Geothermal System” concept.
© BRGM – Art presse
D’après MIT « The future of Geothermal energy » 2006.
Schlumberger Water Resources.
Socle à faible
perméabilité
150 à 400 °C
3 000 à 7 000 mètres de profondeur

56
les egs : une méthode d’exploitation géothermique généralisée pour les températures de 130 à 180 °c
Quatre forages profonds (entre 3 600 et 5 000 mètres)
ont été réalisés dans un bâti granitique sous couverture
dans le fossé rhénan. Ils interceptent, dans leurs parties
ouvertes, un réseau de failles et de fractures pour la
plupart héritées d’une histoire tectonique complexe,
antérieures à la phase de rifting et ayant rejoué au cours
de la mise en place du rift. Les fractures naturelles sont
à l’origine d’une perméabilité du bâti profond qui
permet la circulation d’un fluide (saumure à 100 g/l) dont
la température est comprise entre 180 °C et 200 °C pour
les profondeurs explorées. L’existence de fluides chauds
dans les structures tectoniques du socle, non anticipée
dans l’approche initiale (HDR), constitue un « réservoir
géothermique faillé/fracturé ». La structure du réservoir
présente une hétérogénéité des circulations de fluide qui
limite, dans les conditions naturelles, l’injectivité et la
productivité initiales des puits, globalement inférieures
à celles nécessaires pour une exploitation économique.
Celles-ci sont de plus variables d’un puits à l’autre et
fortement dépendantes de l’aléa « géologique » [Gentier
et al. (2012)].
L’exploitation géothermique de ces fluides nécessitant des
débits plus conséquents, une phase de développement du
site a été nécessaire en vue d’améliorer la perméabilité
locale autour des puits et leur connectivité aux réseaux
de failles/fractures naturels. Les méthodes développées
au cours des différentes phases du projet reposent sur le
principe de la stimulation hydraulique et/ou chimique.
Appliquées dans un milieu faillé/fracturé, elles visent deux
objectifs : rouvrir les structures existantes par l’injection
sous pression d’un fluide de stimulation (eau douce), puis
« élargir » ces ouvertures par dissolution des remplissages
et altérations hydrothermales (injection de stimulants
chimiques). À la suite de ces opérations de stimulation,
les gains de productivité et d’injectivité restent variables
d’un puits à l’autre et dépendantes du schéma de
fracturation au puits et dans son voisinage.
La centrale
géothermique
de Soultz-sous-Forêts
exploite la chaleur
profonde
des granites sous
le graben du Rhin ;
cette chaleur
est apportée
par les fluides chauds
circulant dans
le granite fracturé.
The Soultz
geothermal plant
taps the heat from
granite deep beneath
the Rhine graben;
this heat is drawn
from hot fluids
flowing through
the fractured granite.
© GEIE Exploitation
de la chaleur.

Concentration [µg/l]
egs: a generalized method to exploit geothermal energy for temperatures ranging from 130 to 180 °C
1 500
1 200
900
600
300
Contribution
des structures faillées
NS
Points expérimentaux
Modèle de transport préliminaire
Modèle de transport final
Contribution
des structures faillées
NE-SW
Contribution
des structures faillées
NW-SE
0
0 30 60
90
120 150
Temps [jours] (depuis l’injection du traceur)
Le pilote scientifique
de Soultz-sous-Forêts : de la faisabilité
à la démonstration
À l’issue des différentes phases de stimulation des
puits, les tests de circulation entre puits ont montré la
faisabilité d’une boucle continue entre des puits de
production (1 à 2) et un puits d’injection distants de
600 à 700 m au niveau de leurs parties ouvertes. Entre
3 500 m et 3 900 m de profondeur, les débits obtenus
(250 m 3 /h) et la température en tête de puits (160 °C) ont
confirmé la faisabilité d’un tel système. À plus grande
profondeur (entre 4 500 m et 5 000 m), les débits
exploitables (60 m 3 /h) à une température de 165 °C
sont limités par l’injectivité du puits d’injection. Bien
que le débit imposé lors des circulations ne soit pas au
niveau espéré, il a pu être maintenu en boucle fermée
sans perte, c’est-à-dire sans recharge externe. Seuls
25 à 30 % du fluide réinjecté a été produit, mettant
en évidence la connexion à un « réservoir naturel ». La
circulation en continu la plus longue jamais réalisée a
pu être maintenue durant 324 jours.
La recherche de traceurs adaptés au contexte géothermique
(résistants à la température) et la mise au point
de méthodes analytiques ont permis d’élaborer un modèle
hydraulique du réservoir faillé cohérent avec l’ensemble
GPK2
Concentration [µg/l]
50
40
30
20
10
Points expérimentaux
Contribution
des structures faillées
NE-SW
des données acquises (figure 2) et de comprendre les
chemins de circulation des fluides naturels profonds
[Gentier et al. (2010)].
Sur la base de ces résultats, un premier module de
conversion de 1,5 MWe est installé fin 2007 et la
production électrique débute en avril 2008. La chaleur
produite est transférée dans un circuit secondaire. La
technologie retenue est celle de l’ORC (Organic Rankine
Cycle), avec un fluide organique de type isobutane et un
système de refroidissement par air.
La pérennité d’un tel système est en cours de démonstration,
mais se heurte encore à des problèmes technologiques
(pompes). Sur la base des essais réalisés à
des profondeurs de 3 500 mètres à 3 900 mètres (1997),
les premiers calculs montrent que la chute de température
associée à une circulation de longue durée (environ
vingt ans) serait extrêmement lente pour les débits
considérés (de l’ordre de 2 °C en douze ans) pour devenir
ensuite quasi linéaire avec une perte de 0,1 °C par an.
Modèle de transport final
Contribution
des structures faillées
NW-SE
GPK4
0
0 30 60
90
120 150
Temps [jours] (depuis l’injection du traceur)
Fig. 2 : Courbes
de restitution du traceur
au cours du test de 2005
GPK2 et GPK4 :
données expérimentales
et modèles de transport.
Fig. 2: Restitution curves
for the tracer during
tests 2005 GPK2 and
GPK4: experimental data
and transport models.
© BRGM.
Un premier module de 1,5 MWe a été installé fin 2007
et la production électrique a débuté en avril 2008.
57
Géosciences • numéro 16 • février 2013
57
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

58
les egs : une méthode d’exploitation géothermique généralisée pour les températures de 130 à 180 °C
a
Les risques et les avantages
Les mécanismes mis en jeu lors des stimulations
hydrauliques modifient localement les contraintes
pouvant être à l’origine de déformations/glissements
qui, dans leur plus grande majorité, correspondent à une
libération locale d’énergie très faible. La microsismicité
associée [Cuenot et al. (2011)] est inhérente à ces techniques
de stimulations (figures 3a et 3b). À un degré moindre,
notamment en nombre d’événements, une microsismicité
peut être rencontrée pendant la phase d’exploitation,
en lien avec les pressions de réinjection, les changements
brutaux de débits d’exploitation, l’évolution des contraintes
thermiques ou l’évolution des propriétés des fractures.
Tous ces événements sont si faibles que les populations
ne peuvent en général pas les ressentir : à Soultz, sur
45 000 microséismes localisés, seulement 0,3 % de
ceux-ci présentait une magnitude comprise entre
1,8 et 2,0, et 0,02 % une magnitude comprise entre 2,0
et 2,9. Parmi ceux-ci, seuls quelques-uns ont été ressentis
Fig. 3 : (a) Schéma de principe du déclenchement
d’un événement microsismique.
(b) Représentation des nuages microsismiques
associés aux stimulations sur le site de Soultz.
Fig. 3: (a) Schematic diagram of the trigger
mechanism of a microseismic event.
(b) Representation of the microseismic swarms
associated with stimulations on the Soultz site.
© BRGM.
Les microséismes induits
sont si faibles que les populations
ne peuvent en général pas les ressentir.
très localement (en raison, sans doute, d’amplification par
effet de site), sans provoquer de dommages. Cependant,
le projet de géothermie profonde de Bâle (Suisse) a été
arrêté en raison d’un événement sismique de magnitude
3,4 ayant provoqué quelques dommages (fissures) sur des
bâtiments en décembre 2006.
Les séismes induits par l’activité humaine ne sont
pas spécifiques à la technologie EGS, ils surviennent
également dans le domaine pétrolier conventionnel,
la construction de barrages, les opérations minières et
le stockage souterrain de CO2. Un projet de recherche
européen est d’ailleurs actuellement dédié à l’étude de
cette microsismicité afin d’éviter autant que possible
l’apparition d’événements majeurs lors de l’exploitation
des futurs sites. La question est de savoir s’ils peuvent
être évités tout en garantissant une amélioration
suffisante de la perméabilité.
b

egs: a generalized method to exploit geothermal energy for temperatures ranging from 130 to 180 °c
L’injection associée à la production et la circulation en
boucle fermée en surface réduisent considérablement
les impacts environnementaux des exploitations
géothermiques conventionnelles (rejet des fluides
géothermaux). Restent de possibles nuisances sonores
et la concentration d’éléments chimiques dans les filtres
de la boucle de surface qui peut nécessiter des traitements
spécifiques. La partie ORC peut être refroidie
par air, ce qui limite l’impact sur l’environnement en
évitant le recours au refroidissement par eau.
Les EGS : vers une méthode
de développement et d’exploitation
généralisée de la chaleur
Les EGS recouvrent tous les systèmes géothermiques
où le développement du site repose sur des techniques
visant à augmenter la perméabilité d’un volume de
sous-sol par l’injection et la récupération de fluides
afin d’améliorer la récupération de l’énergie d’une
source de chaleur profonde. Ceci peut être atteint
par diverses approches, comme la stimulation thermique,
la stimulation hydraulique et ou chimique, voire la
fracturation hydraulique.
Ces développements s’adressent à des contextes
géologiques spécifiques (perméabilité naturelle initiale
insuffisante ou partiellement insuffisante pour une
exploitation économique) que l’on rencontre à des
profondeurs « économiquement raisonnables » et pour
des gammes de température de 130 °C à 180 °C (figure 4).
Sur la base des résultats acquis à Soultz-sous-Forêts,
des projets industriels ont vu le jour depuis quelques
années et sont en cours de développement dans le
fossé rhénan : Landau (Allemagne) vise une production
combinée d’électricité et de chaleur et ECOGI (France)
vise la production de chaleur industrielle. Ces deux
projets prévoient d’exploiter la chaleur (températures
de 140 °C à 160 °C) de fluides chauds présents au toit
du socle granitique et/ou et dans les grès du
Bundsandstein, à l’interface socle-couverture. Il s’agit,
comme à Soultz-sous-Forêts, d’exploiter des réservoirs
géothermiques faillés/fracturés, mais à des profondeurs
plus faibles (2 000 à 3 500 mètres). À Landau, les deux
puits forés atteignent des débits de 230 à 290 m 3 /h,
à une température de 158 °C. Pour l’un des puits,
le débit a été atteint sans développement local de la
perméabilité, alors que pour l’autre, une stimulation
hydraulique et chimique a été nécessaire.
Fig. 4 : Positionnement des potentialités d’application des EGS
dans une représentation schématique de l’évolution de la température
en fonction de la profondeur pour les ressources géothermiques.
Fig. 4: Plotting application potentialities for EGS against the background
of a diagram of temperature evolution versus depth for geothermal resources.
© EGS, Inc.
En Allemagne, des contextes sédimentaires sont
également en cours de développement au moyen de
méthodes de stimulation hydraulique. Près de Berlin
(Groß Schönebeck), les puits atteignent un réservoir
sédimentaire hétérogène (grès, conglomérats et roches
volcaniques) caractérisé par une porosité de matrice
et de fractures élevée (jusqu’à 10 %) et une température
de 150 °C. En raison de sa représentativité à l’échelle de
l’Europe de l’Ouest et de l’Europe centrale, il constitue un
site expérimental intéressant. Dans un autre contexte,
pour la première fois, il est prévu de stimuler un réservoir
à 4 000 mètres de profondeur dans les carbonates imperméables
du Malm (Jurassique supérieur) situé dans le
bassin molassique (Mauerstetten, Bavière).
Des projets visant la production massive d’électricité
à partir de l’exploitation de la chaleur du socle ont également
vu le jour en Australie depuis une dizaine d’années.
Les températures sont de 200 °C à des profondeurs
de 4 000 à 5 000 mètres (jusqu’à 270 °C à 4 900 mètres
dans le Copper Basin). Ces systèmes géothermiques,
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
59

60
les egs : une méthode d’exploitation géothermique généralisée pour les températures de 130 à 180 °c
qualifiés de HDR, de HFR (Hot Fractured Rocks) et au final
de « roches chaudes » en général (sans préjuger de
leur perméabilité initiale) nécessitent le recours à
des méthodes de création et/ou d’amélioration de la
perméabilité.
En parallèle depuis quelques années, des études sont
menées aux États-Unis pour développer cette technologie
dans différents contextes géologiques, principalement
à la périphérie de champs géothermiques conventionnels
(Coso, Desert Peak, Geysers), avec diverses finalités :
production complémentaire, recharge d’un réservoir
en exploitation…
Fig. 5 : Des premières
expériences (HDR)
aux pilotes actuels (EGS) :
une base pour
les développements
futurs.
Fig. 5: Initial experiments
(HDR) to current
pilot facilities (EGS):
groundwork for
the developments
of the future.
© BRGM.
Les perspectives
L’expérience issue des pilotes scientifiques menés depuis
une trentaine d’années porte essentiellement sur
la connaissance du sous-sol profond peu perméable,
jusque-là peu exploré, et sur la compréhension de
mécanismes physiques en lien avec les circulations des
fluides et l’amélioration locale de la perméabilité dans
ces milieux. Cette expérience, associée à l’amélioration
du rendement de conversion thermoélectrique,
ouvre une perspective raisonnable quant à l’exploitation
généralisée des températures comprises entre 130 °C et
180 °C, soit pour un usage direct de la chaleur, soit pour
une cogénération électricité/chaleur (figure 5).
Vue panoramique
du projet Eden
en Cornouaille,
Royaume-Uni.
Panoramic view
of the Eden Project
in Cornwall, UK.
© Ennor.

Aux États-Unis, les premières cibles « haute température
» visées sont des sites d’opportunité à la périphérie
des systèmes hydrothermaux existants et dans les
champs pétroliers présentant des anomalies thermiques.
En complément, des méthodes de stimulation sont
envisagées dans d’autres contextes géologiques :
profondeur plus grande, bassins sédimentaires
chauds (Louisiane, Texas et Oklahoma). En Australie,
en l’absence de géothermie conventionnelle haute
température et compte tenu des contextes géologiques
les plus fréquents (socles sous couverture et grands
bassins sédimentaires flexuraux), les cibles visées
sont, conjointement, les socles sous couverture et
les aquifères sédimentaires chauds et profonds (Hot
Sedminentary Aquifers : HSA).
En France, les perspectives
de développement
de cette technologie reposent
sur les démonstrateurs
qui devraient voir le jour dès 2013.
En Allemagne, les projets se caractérisent par une
grande variété des contextes géologiques et un
objectif d’adaptation des techniques à ces contextes.
En Espagne, les EGS constituent un des deux objectifs
à moyen terme pour la future génération d’électricité
d’origine géothermique et la production industrielle
de chaleur, en complément de celle exploitée à partir
des aquifères sédimentaires profonds,en lien notamment
avec des investissements australiens.
En France, les perspectives de développement de
cette technologie dans un but de production d’énergie
combinée électricité-chaleur et d’usage direct de la
chaleur reposent pour beaucoup sur les démonstrateurs
qui devraient voir le jour dès 2013. Leurs cibles privilégiées
sont le fossé rhénan (toit de socle et fond de
bassin) et les réservoirs sédimentaires profonds (Bassin
aquitain).
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62
les egs : une méthode d’exploitation géothermique généralisée pour les températures de 130 à 180 °c
Des Enhanced Geothermal Systems
aux Engineered Geothermal Systems
L’évolution actuelle et à venir des concepts et technologies
développés depuis une trentaine d’années sous
les différents vocables de HDR, HFR et EGS conduit à
définir de façon beaucoup plus large les EGS, tant en
termes de finalité que de cibles géologiques. Si les
ressources hydrothermales « haute température » conventionnelles
présentent un gradient thermique moyen élevé,
une perméabilité et une porosité des roches élevées, des
fluides en place en quantité suffisante et une recharge
en fluide adéquate, les ressources EGS présentent au moins
une lacune dans ces caractéristiques. En conséquence, leurs
développements nécessitent des technologies adaptées
[MIT led interdisciplinary panel, (2006)] au niveau :
– du réservoir : stratégies de stimulation, réduction de
l’énergie nécessaire pour réinjecter le fluide produit,
modèles permettant l’exploitation et le suivi du
réservoir ;
– du forage : complétion des forages, optimisation de la
profondeur de forage, nouvelles technologies de forage ;
Application de
technologies
issues du génie
géothermique
Systèmes géothermiques
conventionnels
Enhanced
Geothermal
Systems
Engineered
Geothermal
Systems
Systèmes
géothermiques
améliorés
Systèmes
géothermiques
stimulés
Systèmes
géothermiques
aménagés
– de la conversion thermodynamique : optimisation de
la technologie de conversion pour la production
d’électricité, le but principal étant de parvenir à une
plus grande efficacité avec des températures plus
basses ;
– des impacts environnementaux : limitation des impacts
et risques associés.
Les projets en cours ou à venir, en couvrant des contextes
géologiques variés, vont amener à considérer une fenêtre
de températures exploitables indépendamment de la
nature même des « réservoirs » (de la partie supérieure
du socle aux séries sédimentaires de la partie inférieure
des bassins) et en réduisant le risque pris sur le couple
température-perméabilité grâce au relâchement de la
contrainte sur la perméabilité initiale. Cette nouvelle
approche conduira à repenser la notion de ressource
géothermique et à redéfinir l’exploration à mener, en la
basant sur la compréhension globale des systèmes
et l’identification des structures géologiques les plus
favorables pour atteindre les températures visées aux
profondeurs optimales.
Chaleur Fluide Perméabilité Solutions
Acceptable Acceptable Acceptable Pas nécessaires
Trop basse Acceptable Acceptable
Fig. 6: Des « Enhanced
Geothermal Systems »
aux « Engineered
Geothermal Systems ».
Fig. 6: Moving ahead
from “Enhanced
Geothermal Systems”
to “Engineered
Geothermal Systems”.
Adapté d’après MIT, After MIT.
Développement de technologies de conversion
énergétique basse température
ou approfondissement des forages
Acceptable Insuffisant Acceptable Réinjection et/ou injection de fluide externe
Acceptable Acceptable Trop basse Stimulation des fractures de la formation rocheuse
Acceptable Insuffisant Trop basse
Introduction d’un fluide « de travail »
et stimulation des fractures de la formation
Acceptable Insuffisant Trop haute Scellement des fractures
Trop haute Insuffisant Trop basse
Trop basse Insuffisant Trop basse
Développement d’outils haute température,
introduction d’un fluide de « travail »
et stimulation des fractures de la formation
Développement de technologies de conversion
énergétique basse température, introduction
d’un fluide de « travail » et stimulation des fractures

egs: a generalized method to exploit geothermal energy for temperatures ranging from 130 to 180 °C
conventionnels
Technologie adaptée
EGS Réservoirs
Réservoirs
non-conventionnels
Au-delà de l’amélioration locale des conditions
naturelles, l’intégration des développements au niveau
des puits et de systèmes de conversion conduit à des
systèmes géothermiques qui ne sont plus seulement
« stimulés » (enhanced) mais plutôt « aménagés »
(engineered) (figures 6 et 7). On peut d’ailleurs noter que
les deux significations coexistent dans le sigle EGS,
suivant les auteurs, ce qui est révélateur.
Après les événements microsismiques à Bâle (2006)
et à Landau (2009), l’amélioration de la perception sociale
de la production d’énergie sur la base de technologie
EGS est indispensable et incontournable. De nouvelles
stratégies de stimulation et de gestion avancée des
réservoirs géothermiques apporteront des solutions
techniques à la maîtrise du risque sismique ; l’acceptation
des projets nécessitera par ailleurs des actions
approfondies d’information et de concertation, chacun
ayant sa propre représentation du sous-sol et ses propres
sensibilités en matière d’environnement et de risques.
La mise en perspective de ces projets avec les inconvénients
des autres techniques de production d’énergie
est nécessairement à prendre en compte.ó
Aquifères
peu profonds et chauds
de forte perméabilité
Aquifères profonds chauds
et peu perméables
Socle fracturé
Roches chaudes plus ou moins perméables
Roches chaudes et sèches
Fig. 7 : Un continuum
pour une exploitation optimisée
de l’ensemble des ressources
géothermiques.
Fig. 7: A continuum for optimized
exploitation of all geothermal
resources.
© BRGM.
EGS: a generalized method to
exploit geothermal energy
for temperatures ranging
from 130 to 180 °C
An outgrowth of experiments
conducted in various parts of
the world, the scientific pilot at
Soultz-sous-Forêts (Alsace, France) is
the very first Enhanced Geothermal
System facility ever connected
to a power grid (September 2010).
The development of this site,
launched in the early 1990’s with
the aim to produce large quantities
of electricity, has afforded a better
understanding of the geological
and hydraulic conditions prevailing
at significant depths in a basement
context, thereby allowing methods
to be devised to develop such sites.
Scientific and technical insights
gained via the first generation of
experimental sites henceforth open
up the perspective of transitioning
from the current concept of
Enhanced Geothermal System to an
expanded exploitation of the earth’s
heat over wider geographical zones
and shallower depths (with
temperatures ranging between
130 and 180 °C) and accommodating
a variety of geological contexts
(basement and sedimentary) and
a lower initial natural permeability
than that currently required
for conventional exploitation.
This evolution is already in progress,
with a new generation of projects
springing up in Europe, Australia
and the United States. Adapting
existing technologies and achieving
the additional developments needed
to contend with the different
contexts encountered whilst
ensuring economic viability will lead
on into a more general concept,
that of the “Engineered Geothermal
System”. Furthermore, these new
types of exploitation, which aim at
producing not only electricity but
also heat for industrial purposes
(a process known as
“co-generation”), will be able to be
sited in closer proximity to potential
consumers.
Bibliographie : Cuenot N., Dorbath C. and L. Dorbath (2011) – Analysis of the Microseismicity Induced by Fluid Injections at the EGS Site of Soultz-sous-Forêts (Alsace, France): Implications for the Characterization
of the Geothermal Reservoir Properties. (2008) – In Pure and Applied Geophysics, 165 (2008) 797–828, Birkha¨user Verlag, Basel. Gentier S., Rachez X., Blaisonneau A., Peter-Borie M. (2012) – « Influence de l’aléa
géologique sur la stimulation hydraulique de puits géothermiques » dans Journées Nationales de Géotechnique et de Géologie de l’Ingénieur- JNGG2012, Université de Bordeaux 1, Bordeaux, 4-6 juillet, Vol.2.
pp. 821-828. Gentier S., Genter A. (2010) – « Le pilote scientifique de Soultz-Sous-Forêts (Bas-Rhin), enjeux et perspectives » dans Géochronique, La Géothermie, coéd. SGF-BRGM, juin 2010, chap. 3-2, pp. 40-44.
The Future of Geothermal Energy, Impact of Enhanced Geothermal Systems (EGS) on the United States in the 21st Century, MIT led interdisciplinary panel, Massachusetts Institute of Technology, Boston (2006).
http://www1.eere.energy.gov/geothermal/egs_technology.html

64
climatisation
impac lyon: évaluer l’impact de l’exploitation des aquifères superficiels pour la climatisation
Sophie Bézèlgues-Courtade
Hydrogéologue
BRGM, Division géothermie
s.bezelgues@brgm.fr
Pierre Durst
Hydrogéologue
BRGM, Division géothermie
p.durst@brgm.fr
Frédéric Garnier
Microbiologiste
BRGM, Division géothermie
f.garnier@brgm.fr
Ioannis Ignatiadis
Microbiologiste
BRGM, Direction Eau,
Environnement et Ecotechnologies
i.ignatiadis@brgm.fr
ImPAC Lyon : évaluer
l’impact environnemental
et thermique de l’exploitation
des aquifères superficiels
pour la climatisation
Face au fort développement de la géothermie de très basse
énergie, des questions sont posées quant à son influence
sur l’intégrité des aquifères exploités. La présente étude
a eu pour objectif d’appréhender les incidences thermiques,
physico-chimiques et microbiologiques d’une exploitation
de très basse énergie, destinée à la climatisation, sur
l’aquifère des alluvions du Rhône, à Lyon. Il s’agit d’une étude
expérimentale qui repose sur un volet d’observations in situ
et sur un ensemble de simulations en laboratoire.
Implantation d’un piézomètre d’observation devant la Maison de la Danse, Lyon.
An observation piezometer being installed in front of the “Maison de la Danse”, Lyon. © BRGM.
En Europe, nombre de grandes agglomérations sont implantées sur de larges
vallées alluviales aux caractéristiques hydrauliques intéressantes, sur lesquelles les
installations géothermiques à usage de chauffage et de climatisation se multiplient
de façon intensive, contribuant ainsi à la transition énergétique vers des énergies
renouvelables. Néanmoins, les impacts environnementaux dus aux modifications
thermiques liées au développement de ces installations géothermiques sont insuffisamment
connus faute d’expérience en termes de caractérisation et de compréhension
des mécanismes hydrogéologiques, géochimiques et microbiologiques associés. En
particulier, s’il permet de s’affranchir des
nuisances engendrées par les systèmes
aérothermiques (bruit, rejet d’air chaud, risque
de légionelles…) et propose un meilleur
rendement énergétique, le développement
des systèmes de climatisation sur aquifère est
susceptible de provoquer le réchauffement
des eaux souterraines. Les effets de ce réchauffement
sur la qualité physico-chimique et
microbiologique des eaux doivent être
évalués afin d’être pris en compte lors de
Le développement des
systèmes de climatisation
sur aquifère est susceptible
de provoquer
le réchauffement
des eaux souterraines.

impac lyon: Evaluating the impacts of shallow aquifers exploitation for air conditioning
l’élaboration de règles de gestion de la ressource en eau
souterraine et de la ressource énergétique du sous-sol.
Les agglomérations, comme celles de Paris, Strasbourg,
Toulouse et Lyon, sont confrontées au développement
des climatisations sur nappes d’eau souterraines.
Cela est d’autant plus vrai pour ces deux dernières, où
l’utilisation de la nappe pour le chauffage urbain, très
peu développée, ne saurait compenser le réchauffement
induit par la climatisation. Elles sont des cibles d’études
privilégiées des phénomènes physiques, chimiques et
microbiologiques induits dans les aquifères superficiels
en contexte de développement de leur exploitation
thermique. La ville de Lyon, en particulier, s’intéresse
aux moyens de gestion pérenne de la ressource que
constituent les eaux de nappe et pose la question des
éventuels risques sanitaires susceptibles d’être induits
par leur exploitation.
En effet, la nappe superficielle des alluvions du Rhône,
au droit de l’agglomération lyonnaise, est l’objet depuis
les années 1960 d’une exploitation géothermique
qui s’est fortement développée depuis les années 1990.
À partir de 2000, les premières interrogations concernant
l’augmentation de la température de l’eau émergent
suite à l’apparition de dysfonctionnements et de conflits
d’usages : certaines installations montrent une hausse
de la température des eaux pompées, une installation
municipale est perturbée par un fort développement
de bactéries filamenteuses, etc.
Des variations saisonnières de température ont été mises
en évidence, avec des amplitudes de 1 à 2 °C, les secteurs
à proximité du Rhône indiquant des températures
globalement plus élevées (autour de 17 °C, jusqu’à
environ 20 °C) que sur les secteurs est ou nord (entre
15 et 16 °C). En fin de saison de climatisation, des
températures atteignant 30 °C sont relevées ponctuellement
[(Murzilli et Galia (2010)].
Le projet ImPAC Lyon : une première
évaluation de l’impact d’une exploitation
Le projet ImPAC Lyon, cofinancé par l’ADEME sur la période
2010-2011, a permis d’évaluer les impacts des variations
de températures liées à l’exploitation géothermique
des aquifères (à usage de climatisation) sur la qualité
physico-chimique et microbiologique des eaux
souterraines[Bézelgues (2011) ; Durst et al. (2012)].
Les paramètres recherchés étaient : les teneurs en
éléments majeurs et traces ; les teneurs en micropolluants
organiques ; l’abondance, la diversité et l’activité de la
microflore non pathogène ; l’abondance de la microflore
pathogène.
Le projet comprend des travaux expérimentaux
réalisés in situ et en laboratoire.
Volet in situ
Après une première phase (en 2010) de sélection et
d’équipement d’un site expérimental, l’action a été
centrée sur l’acquisition de données et sur leur interprétation.
Le site retenu est celui de la mairie du 8 e arrondissement
de Lyon. Une installation de géothermie sur nappe y est
implantée. Il s’agit d’un doublet de forages fonctionnant
uniquement en mode climatisation, à un débit de
40 m 3 /h pendant la moitié de l’année (mai-octobre).
L’équipement du site (figure 1) a consisté à implanter
quatre piézomètres d’observation de la nappe, répartis
entre l’amont et l’aval du doublet, et à les instrumenter,
ainsi que les forages de pompage et d’injection, pour
un suivi en continu des paramètres physico-chimiques
(conductivité, température, oxygène dissous, potentiel
redox et niveau d’eau).
Figure 1 : Géométrie
du dispositif expérimental
in situ.
Figure 1: Geometry
of the in-situ
experimental rig.
Source : Google map.
65
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

66
66
impac lyon: évaluer l’impact de l’exploitation des aquifères superficiels pour la climatisation
Réservoir d’eau
Les observations ont été complétées par neuf campagnes
de prélèvements et d’analyses permettant de caractériser
l’évolution des paramètres physico-chimiques (teneurs
en éléments majeurs et traces, teneurs en micropolluants
organiques) et microbiologiques dans les six points de
mesure. L’interprétation des données physicochimiques
a été accompagnée d’une modélisation géochimique.
Volet de laboratoire
Étuve
Zone de simulation du terrain étudié
Colonne de percolation
En parallèle au suivi in situ, et dans le cadre de la thèse
de F. Garnier [Garnier (2012)], appuyée par le projet
BIOTHERMEX (1) , un dispositif expérimental a été élaboré
(figure 2). Il vise à reproduire, dans des conditions
maîtrisées, les fluctuations de température et de
qualité d’un fluide induites lors des cycles saisonniers
de fonctionnement d’une installation géothermique.
L’approche retenue, en condition dynamique (fluide en
circulation dans une matrice rocheuse reconstituée),
est essentielle, car elle permet d’intégrer les paramètres
hydrodynamiques et de se rapprocher au mieux des
conditions réelles d’aquifères superficiels [Garnier et al.
(2011)]. Les fluides utilisés pour les expérimentations sur
le pilote sont des eaux souterraines prélevées sur le site
expérimental de Lyon ou sur d’autres sites (CTIFL à
Balandran dans le Gard et BRGM à Orléans). Les matrices
rocheuses de percolation ont été reconstituées à
partir de matériaux rocheux issus des mêmes sites.
(1) BIOTHERMEX : évaluation BIOlogique de l’exploitation THERMique d’un
aquifère : EXpérimentation en laboratoire. Projet de recherche lancé en 2009
par le BRGM, en partenariat avec la région Centre et l’Institut des Sciences
de la Terre d’Orléans (ISTO).
Analyse
microbiologique
Zone
de prélèvement
Analyse des
paramètres
in situ
Porte sonde
Dispositif amont Dispositif central Dispositif aval
Analyse
physio-chimique
Prélèvement
automatique
Calcul du débit
Balance
Fig. 2 : Le pilote
BIOTHERMEX
et son principe
de fonctionnement.
Fig. 2: Underlying
principle of the
BIOTHERMEX pilot rig.
© BRGM (schéma),
MEDDE – L. Mignaux (photo).

Le suivi des paramètres
physico-chimiques du site ne fait
pas apparaître de perturbations
géochimiques significatives.
Résultats : un impact
essentiellement thermique
Le suivi des paramètres physico-chimiques du site ne
fait pas apparaître de perturbations géochimiques
significatives. Ces constatations sont confirmées par
les résultats de modélisation montrant que, tant pour
les indices de saturation des minéraux que pour les
potentiels d’oxydo-réduction, des variations thermiques
autour de 14-24 °C dans l’aquifère n’entraînent pas de
changement significatif.
Les teneurs initiales de l’eau souterraine en polluants
organiques, trop faibles, n’ont pas permis d’émettre de
conclusion quant à l’influence de la température sur ces
composés dans les eaux souterraines. Du point de vue
bactériologique, et pour des températures variant de 15 à
25 °C, une influence significative des rejets thermiques
a été décelée sur l’ensemble des paramètres microbiologiques
étudiés de la microflore non pathogène :
– la concentration bactérienne augmente avec la
température ;
– certaines activités biologiques sont corrélées à la
température :
• l’activité « dégradation de la matière organique »
(figure 3) est stimulée pour des températures de
5 à 28 °C et inhibée pour des températures inférieures
à 5 °C et supérieures à 28 °C ;
• l’activité « dénitrification » est stimulée pour des
températures de 15 à 25 °C, mais reprend les mêmes
valeurs qu’à 15 °C, lorsque la température monte à
35 °C ;
– la diversité biologique montre une variabilité spatiotemporelle,
y compris hors zone d’influence thermique
de l’installation (figures 4 et 5).
Globalement, les phénomènes observés sur la base de
l’approche déployée dans cette étude indiquent une
influence certaine de la température sur la microflore
bactérienne autochtone, mais qui ne semble pas
entraver le bon fonctionnement de l’écosystème. Une
augmentation de température (dans la gamme 16-24 °C)
est susceptible de stimuler certaines activités microbiologiques
et donc les phénomènes d’atténuation
naturelle (autoépuration) en milieu souterrain aquifère.
Cependant, tous les types d’activités n’ont pu être
étudiés, pas plus que les phénomènes d’adaptation à
long terme.
Densité optique (DMCP)
Abondance relative
Abondance relative
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
1,4E-02
1,2E-02
1,0E-02
8,0E-03
6,0E-03
4,0E-03
2,0E-03
0,0E-00
P3 Février 2011
P4 Février 2011
Fig. 4 : Exemple de variabilité spatiale des profils de diversités microbiologiques (obtenus sur
des piézomètres non impactés thermiquement par l’installation géothermique : février 2011).
Fig. 4: An example of the spatial variability of the profiles for microbiological diversities (obtained
from piezometers not thermally impacted by the geothermal system: February 2011). © BRGM.
2,5E-02
2,0E-02
1,5E-02
1,0E-02
5,0E-03
0,0E+03
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Température (°C)
Fig. 3 : Activité métabolique mesurée sur l’eau du site expérimental de Lyon incubée
à différentes températures (DMCP = Développement moyen de la coloration ; indicateur
de l’activité métabolique).
Fig. 3: Metabolic activity measured on water from the Lyon experimental site incubated
at various temperatures (DMCP is the mean development of coloring, an indicator
of metabolic activity). © BRGM.
P3 Février 2011
P4 Octobre 2011
Fig. 5 : Exemple de variabilité temporelle des profils de diversités microbiologiques (obtenus sur
des piézomètres non impactés thermiquement par l’installation géothermique : février 2011)
Fig. 5: An example of the temporal variability of the profiles for microbiological diversities (obtained
from piezometers not thermally impacted by the geothermal system: February 2011). © BRGM.
67
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

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impac lyon: évaluer l’impact de l’exploitation des aquifères superficiels pour la climatisation
Concernant les bactéries pathogènes, la bonne qualité
microbiologique de l’eau du site de Lyon n’a pas permis
de suivre une évolution de ces organismes quasiment
absents du site. La littérature fait état de travaux
indiquant que, dans les cas étudiés, le potentiel de
survie de ces organismes, lors de leur transit dans les
eaux souterraines, est faible. Néanmoins, ces travaux
ne couvrent pas de cas particulièrement favorables
au développement des pathogènes et devraient être
complétés par des études supplémentaires.
Les impacts bactériologiques
restent limités, mais des
perturbations thermiques notables
ont été mises en évidence.
Si les impacts bactériologiques constatés sur le site
d’étude restent limités, des perturbations thermiques
notables ont été mises en évidence (figure 6) :
– la température de la nappe observée hors influence du
fonctionnement du doublet indique une température
moyenne annuelle relativement élevée, de l’ordre de
16,5 °C, qui traduit une influence du milieu urbain, sans
qu’il soit possible de déterminer si elle est due ou non
à d’autres installations de géothermie ;
– l’influence thermique de l’injection estivale d’eau
chaude dans l’aquifère, dans les conditions actuelles
d’exploitation (débit,∆T), reste marquée sur toute la
durée d’un cycle hydrologique à l’intérieur d’une aire
d’influence correspondant à un panache orienté en
direction de l’écoulement souterrain et limité à moins
de 50 mètres à l’amont et 150 mètres à l’aval du forage
de rejet. Au cours de l’étude, la température des deux
piézomètres concernés s’est élevée (de +1 °C pour P2)
d’une année sur l’autre. La poursuite de l’acquisition
de données sur plusieurs cycles hydrologiques supplémentaires
permettrait de déterminer si cette
augmentation thermique inter-annuelle est continue
ou résulte d’autres facteurs ponctuels ;
– en dehors de ce périmètre, il semble que la température
de l’aquifère revienne à sa valeur « naturelle »
hors période de fonctionnement de l’installation
géothermique ;
– un phénomène de recyclage thermique est également
mis en évidence : l’eau pompée au niveau du puits
de production voit sa température influencée par la
réinjection de l’eau réchauffée par la pompe à chaleur.
Ce phénomène est lié à un dimensionnement défaillant
de l’installation (mauvais écartement des deux puits).
Ces perturbations observées à l’échelle d’un doublet
géothermique sont révélatrices de dysfonctionnements
certainement très courants sur les installations de
climatisation exploitant l’aquifère, en particulier dans
les secteurs où leur densité est élevée. La première
conséquence est une dégradation des performances
énergétiques de l’installation. La seconde est une
augmentation progressive de la température de rejet
au cours de la période de fonctionnement et donc une
augmentation progressive de la température de la nappe,
susceptible d’entraîner des conséquences environnementales
sur l’aquifère considéré.
Les résultats obtenus sur le site expérimental de la
mairie du 8 e arrondissement, à Lyon, et sur le pilote
BIOTHERMEX ne permettent pas de mettre en évidence
de perturbations physico-chimiques ou micro-biologiques
significatives et nuisibles à l’équilibre de l’aquifère.
Toutefois, les problématiques de la réponse des organismes
Température de la nappe (°C)
28
26
24
22
20
18
16
14
01/10
01/11
02/11
03/11
04/11
05/11
06/11
07/11
08/11
09/11
10/11
11/11
12/11
01/12
02/12
P1
P2
P3
P4
Rejet
(moyenne
journalière)
Fig. 6 : Régime thermique de l’aquifère au droit de la mairie du 8e arrondissement.
Déc. 2010 - mai 2012.
Fig. 6: The thermal regime of the aquifer vertically beneath the 8th district municipal
office. Dec. 2010–May 2012. © BRGM.
03/12
04/12
05/12

Publicité
impac lyon: Evaluating the impacts of shallow aquifers exploitation for air conditioning
pathogènes et du comportement de polluants organiques
face à des sollicitations thermiques n’ont pas pu être
appréhendées à Lyon en raison de l’absence de pollution
aux pathogènes et de polluants organiques.
Le cas étudié (un seul site sans influence directe
d’une autre installation) se caractérise par un défaut
de dimensionnement susceptible d’induire un réchauffement
de l’aquifère à l’échelle interannuelle, qui est
probablement significatif des pratiques en matière de
dimensionnement d’installations en milieu urbain
(fortes contraintes d’espace). Dans ces conditions, il
apparaît d’autant plus nécessaire de poursuivre les
travaux entamés à Lyon, d’une part en étendant la gamme
de températures étudiées pour l’impact bactériologique,
d’autre part en généralisant l’étude thermique de la
nappe à l’ensemble de l’agglomération et en prenant
en compte son écoulement. L’objectif est d’assurer le
bon état de la nappe et la pérennité de la ressource,
grâce au bon dimensionnement des installations, en
évitant une trop forte concentration et/ou en favorisant
l’utilisation de la nappe pour le chauffage de manière
à contrebalancer les effets de la climatisation.
Partenaires : BRGM, ADEME (Agence de l’Environnement
et de la Maîtrise de l’Energie)
ImPAC Lyon: Evaluating environmental and thermal impacts
caused by exploiting shallow aquifers for air conditioning
The objective addressed by the ImPAC
Lyon project was to assess thermal,
physico-chemical and microbiological
impacts that might ensue when a
ground water heat pump is installed.
The experiment design was twofold,
entailing a segment in the field at
the 8th district municipal office (Lyon)
and a laboratory segment where soil
and water samples taken in the Lyon
area were tested for a variety of
temperatures.Regarding findings
in the field, where temperatures
ranged from 16 to 24 °C, only thermal
disturbances, as opposed to physical
and microbiological ones, were
observed. Indeed, improper doublet
design (which seems to be common
practice in highly constrained urban
environments) leads to the progressive
warming of the aquifer from year
to year. Thus, the work undertaken
in Lyon would need to be extended to
deal with other temperature ranges.
Concerning the laboratory
experiments for this study (over a
temperature range of 15 to 25 °C),
while a detectable influence of
temperature on the native bacterial
microflora is noted, this does not
appear to be liable to have a negative
influence on the proper operation
of the ecosystem. However, other
environmental conditions have yet
to be examined, notably to ascertain
behavior under the impact of higher
temperatures, which can be expected
in the context of a high density
of geothermal systems.With respect
to pathogenic bacteria and organic
pollutants, the good microbiological
quality of groundwater in Lyon did
not allow us to monitor the evolution
of these organisms, which are virtually
absent on the site. New projects would
be needed to deal with this aspect.
Bibliographie : Bézèlgues-Courtade S. (2011) – ImPAC Lyon : évaluation de l’Impact environnemental dû aux modifications thermiques induites par les PAC sur aquifères superficiels – 2010. Rapport final, BRGM/
RP-59730-FR. Durst P., Garnier F., Parmentier F., Bézèlgues-Courtade S., Ignatiadis I., avec la collaboration de Orofino S. et Levillon F. (2012) – ImPAC Lyon : Évaluation de l’impact environnemental dû aux modifications
thermiques induites par les PAC sur aquifères superficiels – Année 2. Rapport final. BRGM/RP-60786-FR, 152 p., 50 fig., 17 tab., 8 ann. Garnier F., Daniel K., Despres M., Motelica-Heino M., Ignatiadis I. (2011)
– Étude d’un dispositif expérimental dédié à l’évaluation des impacts biogéochimiques induits par les PAC géothermiques sur les nappes d’eaux superficielles : élaboration de plans de synthèse et simulations
géochimiques. Rapport BRGM/RP-60161-FR, 71 p., 20 fig., 5 ann. Garnier F. (2012) – Contribution à l’évaluation biogéochimique des impacts liés à l’exploitation géothermique des aquifères superficiels :
Expérimentations et simulations à l’échelle d’un pilote et d’installations réelles. Thèse de doctorat soutenue à l’université d’Orléans. 313 p, 255 fig, 30 tab. Murzilli O. et Galia H. (2010) – Exploitation géothermique
des eaux souterraines en milieu urbain. Bilan et perspectives issus du retour d’expérience lyonnais. Géologues 167, pp 85-91.

a worldwide overview of carbon dioxide storage
Carbon dioxide capture and storage (CCS)
is to play an essential role in limiting global
average temperature rises to no more
than 2°C above pre-industrial values.
Pilots and large scale integrated projects
have already stored over 23 million tonnes
of anthropogenic carbon dioxide in deep
saline formations and over approximately
80 million tonnes when including
enhanced oil recovery and are providing
sufficient technical and operational
knowledge to inform on the safety
and feasibility of this technology. While
research and development need to
continue, the number of commercial-scale
projects needs to increase significantly
to reach climate mitigation targets.
Strong political support and appropriate
incentives appear to be necessary for CCS
to become a robust technology.
70
co2 emissions reduction
The Schwarze Pumpe pilot plant for CO2 capture by
oxycombustion run by Vattenfall (Germany).
Usine pilote de captage de CO2 par oxycombustion à Schwarze
Pumpe (Allemagne), conduite par Vattenfall
© BRGM – Vattenfall.
Angeline Kneppers
Senior Advisor Storage
Global CCS Institute,
based in France
angeline.kneppers@globalccsinstitute.com
Steve Whittaker
Principal Manager Storage
Global CCS Institute,
based in Australia
Ernie Perkins
Senior Advisor Storage
Global CCS Institute,
based in Canada
Derek Taylor
Regional Representative
Global CCS Institute,
based in Belgium
Daniel Rennie
Project Manager
Global CCS Institute,
based in France
A worldwide overview
of carbon dioxide
storage
As one of the strategies for reducing carbon dioxide (CO2) emissions, carbon
capture and storage (CCS) is a developing technology that aims to prevent
large quantities of CO2 from being emitted into the atmosphere mainly from
burning fossil fuels. It is currently the only effective carbon abatement option for many
industrial operations.
The safe and permanent storage of CO2 is among the most important factors in
ensuring CCS can achieve its potential as a key climate change mitigating technology.
A number of large-scale geological storage sites have been developed, requiring
extensive subsurface characterisation, monitoring and assurance processes.
These current projects are now providing
sufficient technical and operational knowledge
on the safety and feasibility of CO2 injection
into deep saline formations and depleted
oil and gas reservoirs.
However, the current number of CCS projects
in various stages of development is not
sufficient (1) to achieve the climate change mitigation objectives. This can partially be
explained by the long lead times and the significant long-term commitment that are
(1) Global CCS Institute, The Global Status of CCS: 2012
CCS, a key climate change
mitigating technology.

equired since these projects will be operational
for decades, satisfying all regulatory reporting. The
insufficient number of projects is also due to the low
income from the sale of carbon or carbon credits and a
legal and regulatory framework that is considered
inadequate by some projects. It is urgent that public
policies be reviewed so that viable projects can develop.
Storing CO2 is part of a portfolio of
solutions to mitigate climate change
By 2050, global energy consumption and CO2 emissions
are expected to be almost double 2008 levels, due
primarily to the increasing growth in energy demand.
If there are no changes in global policies, and current
trends persist, this would lead to an average global
warming of 6 °C (2) . As the negative effects of climate
change become better understood, and human-induced
CO2 concentrations in the atmosphere are globally
accepted as one of the major causes, high CO2 emitting
industries must continue to adopt near-zero emission
technologies.
There are a number of scenarios, for achieving the
required goal of limiting global warming to 2 °C, but
in all cases a portfolio of technologies needs to be
deployed as quickly as possible. The Intergovernmental
Panel on Climate Change (3) highlights that CCS will
need to contribute 15-55 % of the cumulative mitigation
effort until 2100, with the IEA’s detailed scenarios
expecting CCS to contribute one fifth of the total
emissions reductions by 2050 (cf. IEA 2012 Energy
related CO2 emission reductions by technology, figure
presented in D. Houssin’s introduction).
In all of the scenarios, the costs of achieving global
emissions targets in the power sector without CCS
increase dramatically, and land-use would substantially
have to change to accommodate for renewable
sources of energy such as wind.
It should be noted that CCS is currently the only
available technology that allows industrial sectors (such
as natural gas processing, iron and steel, cement or
paper) to significantly decarbonise. As such, CCS is not
a ‘transition’ technology, but is to become fully part
of the production technology in these areas. When
sustainable bio-energy is used with CCS, this can result
in a net removal of CO2 from the atmosphere.
(2) International Energy Agency, Energy Technology Perspectives 2012:
Pathways to a Clean Energy System, OECD/IEA, France.
(3) Intergovernmental Panel on Climate Change, 2005. Carbon Capture and
Storage, special report.
un panorama mondial du stockage géologique de dioxyde de carbone
CCS works as part of this portfolio of solutions, permanently
isolating the CO2 that would otherwise have
been released into the atmosphere, by:
– capturing and compressing the CO2 produced at
high CO2 emitting industrial plants;
– transporting the CO2 to suitable, well-characterised
geological formations that will serve as the storage
site; and
– injecting the CO2 into the assessed storage formation
such as depleted oil and gas bearing formations or
deep brine-filled formations.
A CCS system may be constituted of a single ‘point-topoint’
scheme, where a capture source is linked directly
to a storage site (figure 1), or designate a shared infrastructure
for the collection of CO2 from multiple sources
and distribution to individual or multiple injection sites.
Fig. 1: CO2 capture
and geological storage
in the subsurface.
Fig.1 : Captage et
stockage géologique
du CO2
en profondeur.
© BLCom.
71
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

72
a worldwide overview of carbon dioxide storage
Injecting and storing CO2
into deep geological formations
Injection of CO2 into the Utsira Formation in the
North Sea began in 1996 as part of Statoil’s Sleipner
Project (Norway) and has now stored over 16 Mt CO2.
In Algeria, the In Salah project has been injecting CO2
since 2004 with over 4 Mt CO2 stored. The Snøhvit
project in Norway started injection in 2008 and has
stored 1.6 Mt of CO2 to date. These projects have used
various monitoring techniques and have demonstrated
that it is possible to safely manage the injection
of CO2 into geological reservoirs. Oil companies have
been injecting CO2 into depleting oil fields to enhance
oil recovery (CO2 EOR) since the 1970s and there are
now about 130 such operations, counting active projects
in the United States alone. On a smaller scale, acid gas
(mixtures of CO2 and H2S separated from natural gas
production facilities) has been injected in depleted oil
and gas reservoirs and in aquifers since the mid 1980’s.
Similar in process to CO2 storage, there have been no
issues with the safe injection of these fluids [Wichert
& Royan (1997); Davidson et al. (1999)].
Optimal operation of CO2 EOR fields results in the
production of a significant amount of the injected
CO2, which is then re-injected as part of the injection
stream. During this process, a significant amount of
CO2 is trapped in the reservoir and is stored. The Weyburn
Oil Field in Canada, for example, has now stored in
excess of 20 Mt CO2. Because of the vast experience
in CO2 EOR, the technologies and operational aspects
of injecting and storing CO2 in geological formations
are well established (figure 2). However, storing CO2
captured from industrial processes in geological
formations is also the component in the CCS chain that
presents some of the greatest project uncertainties.
Each geological storage site is unique and must be
screened and extensively characterised, taking years
and millions of dollars before a decision can be made
to proceed with a commercial project. Geological
storage can also represent the most important public
perception challenge and will be the greatest long-term
liability associated with a CCS project.
A brief review of CO2 behaviour
Depending on pressure and temperature, CO2 can
exist as a gas, liquid, solid or a supercritical fluid (a
supercritical phase refers to the physical state of the
phase at conditions above the critical temperature
1
2
3
4
Storage
Overview
Site Options
1 Saline
formations
2 Injection
into deep
unmineable
coal seams
or ECBM
3 Use of CO2
in enhanced
oil recovery
4 Depleted oil
and gas
reservoirs
Fig. 2: Geological storage options for CO2. Several types of rock formations
can be suitable for CO2 storage, including depleted oil and gas fields, deep
saline formations and deep unmineable coal seams. Other types of
formations such as basalts and oil shales are being examined by scientists
for possible future use.
Fig. 2: Options de stockage géologique du CO2. Plusieurs types de formations
rocheuses peuvent être favorables au stockage de CO2, y compris des
réservoirs pétroliers épuisés, des formations salines profondes et des veines de
charbon profondes inexploitables. D’autres types de formations telles que les
basaltes et les schistes bitumineux sont examinées par des scientifiques pour
une utilisation future éventuelle. © GCCSI.
and critical pressure), as shown in the phase diagram
presented in figure 3. As pressure and temperature
increase with depth of burial due to hydrostatic
pressures and geothermal gradients, the state of
CO2 will be a function of its depth in the subsurface.
Below about 800 m, pressures and temperatures in
reservoirs will generally exceed the critical point of
CO2 [Bachu (2000)] so that CO2 will be maintained
in a liquid or supercritical state. This makes it desirable
to target or screen reservoirs for storage sites where
depths generally exceed 800 m.

Pressure (bar)
1000.0
100.0
10.0
1.0
0.1
-100
Sublimation Line
Solid
Phase
Melting Line
The densities of liquid or supercritical CO2 are less
than that of water at the depths of interest, but its
viscosities and diffusivities are closer to gases: CO2 can
be partially or totally miscible in oil, depending on the
pressure, temperature and oil composition, and thus
its injection can result in a very viable method of
secondary or enhanced oil recovery.
In most projects, CO2 is injected into either a depleted
hydrocarbon reservoir or a deep saline formation or
‘saline aquifer’ – a term used in this context to refer to
a permeable rock formation saturated with brackish,
saline, brine or hypersaline water.
The dominant physical processes and the trapping
mechanisms during and after the injection of CO2 vary
significantly over time. Several physical and chemical
trapping mechanisms can occur from structural and
capillary/residual to dissolution and mineralisation.
The solubility of pure CO2 in the ambient water will
vary with salinity, pressure and temperature. Since CO2 is
less dense than the ambient reservoir water in which it
is injected, it tends to move upwards through buoyancy.
As the CO2 dissolves partially in water to form
carbonic acid, the CO2-enriched water becomes slightly
denser than the ambient water and tends to sink. The
dissolution process however can be slow, in the order of a
few thousand years for some injection scenarios [Ennis-
King and Paterson (2001)], and reservoir geometry and
internal petrophysical heterogeneities will largely influence
whether substantial density stratification will develop.
The extent to which mineral trapping will occur depends
largely on water chemistry, reservoir mineralogy and
un panorama mondial du stockage géologique de dioxyde de carbone
Triple
Point
Typical Ship or Buffer
Storage Conditions
Liquid
Phase
Saturation
Line
Vapour/Gaseous
Phase
Typical Pipeline
Operating conditions
Fluid inventory
Vapour inventory
-90 -80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50
Temperature (°C)
length of the migration path [Czernichowski-Lauriol et al.
(2006)]. Minerals such as carbonate may precipitate,
effectively trapping the injected CO2. Evidence of such
CO2-rock-water interaction has been observed at EOR
sites such as Weyburn and at CO2 storage pilots such as
Frio and Otway. In most scenarios, significant mineral
trapping is considered to occur only over thousands
of years, but would result in immobilising the CO2.
Overall, the timing and proportion of each trapping
mechanism depends on the formation type and
fluid properties [Ide et al. (2007)]. Current evaluations
of CO2 trapping effectiveness estimate that more
than 99.9 % of injected CO2 can be stored reliably
for 100 years, and probably 99 % for 1 000 years.
Projects around the world
Super-
Critical
Phase
Critical
point
There are currently a significant number of research
projects, as well as pilots or injection demonstration
projects at various scales, and some larger-scale
commercial projects. The Global CCS Institute identified
72 Large Scale Integrated CCS projects (LSIPs) across
the world as per January 2013 in various stages of
development (figure 4).
LSIP thresholds are intended to correspond to the typical
minimum volumes of CO2 emitted by power-plants
and industrial facilities, i.e. those that involve capture,
transport and storage of CO2 of at least 800,000 tonnes
of CO2 annually from coal-based power or at least
400,000 tonnes of CO2 annually from other industrial
facilities.
Fig. 3:
CO2 phase diagram
with typical
transportation
conditions.
Fig. 3: Diagramme
de phase du CO2
avec conditions de
transport typiques.
© DNV CO2RISKMAN JIP
(Guidance on Effective Risk
Management of Safety and
Environmental Major
Accident Hazards from CCS
CO2 Handling Systems,
Det Norske Veritas, 2012).
73
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

74
a worldwide overview of carbon dioxide storage
Assest lifecycle stage
Identify
Evaluate
Define
Execute
Operate
Seventeen LSIPs in operation or about to become
operational, demonstrate the capture, transport and
permanent storage of CO2 utilising measurement,
monitoring and verification systems. Only a few CO2
EOR projects that utilise anthropogenic CO2 are included
in the count since there is currently no clear standard
or regulatory guidance on monitoring requirements
involving CO2 storage associated with EOR.
Until recently all commercial operations were associated
with hydrocarbon production, natural gas processing
or enhanced oil recovery (EOR); however, a project
capturing CO2 from an ethanol production plant
with storage in a deep saline formation is now being
developed in the Illinois Basin; importantly two coalfired
power plants are now being constructed (Kemper
County in the USA and Boundary Dam in Canada) associated
with EOR, as well as the Alberta Carbon Trunk
Line (ACTL) project, sourcing CO2 from the Agrium fertiliser
plant for CCS associated with EOR operations.
Geographic Bias of Storage Activities
The geographical distribution of LSIPs and storage
types is currently still mainly driven by historical oil
& gas activities and most often located where capture
is part of an industrial process (figure 4).
EOR is currently the primary storage option for a vast
majority of LSIPs in North America, where this technique
has been applied for the last 40 years, infrastructures
are in place and it presents a viable business case. In
Europe and Australia, operational and planned storage
of CO2 is essentially in offshore and onshore deep saline
United States
Europe
China
Canada
Australia
and New Zealand
Middle East
Other Asia
Africa
Storage type
Deep saline formations
Enhanced oil recovery (EOR)
Depleted oil and gas reservoirs
Various options considered,
not specified
Enhanced oil recovery (EOR)
Depleted oil and gas reservoirs
Deep saline formations
Various options considered,
not specified
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Potential volume of CO2 (Mtpa)
Fig. 4: LSIPs by location, asset lifecycle and storage type.
The final investment decision occurs at the end of the Define phase.
Active stages include Execute (construction) and Operate;
(Closure not shown).
Volumes: only anthropogenic or captured CO2
is considered for CO2 EOR projects.
Fig. 4 : Grands projets intégrés (LSIPs) par position géographique,
stade de développement et type de stockage.
Les stades actifs sont les stades Exécution (construction) et Opération ;
le stade de Fermeture n’est pas représenté.
Volumes: seul le CO2 anthropogénique ou capturé est pris en compte
pour les projets de récupération assistée des hydrocarbures (CO2 EOR).
© GCCSI.

un panorama mondial du stockage géologique de dioxyde de carbone
CO2 capture at the Technology
Centre Mongstad (TCM) Norway,
using two capture technologies –
one amine process and one
chilled ammonia process.
Captage du CO2 au Centre de
Technologie de Mongstad (TCM)
Norvège, avec utilisation de
deux technologies de captage –
un processus amine et un
processus à l’ammoniaque
réfrigérée. © TCM.

76
formations and in a few depleted oil and gas reservoirs.
It is to be noted that EOR with the use of CO2 isn’t
applicable to all types of hydrocarbon fields.
Current Progress in CO2 Storage
Overall, progress is being made in the deployment of
large-scale geological storage of CO2. For example,
injection of CO2 commenced late 2011 into a deep saline
reservoir at the Illinois Basin - Decatur Project (IBDP),
the first one in the United States (figure 5), injecting
ca. 300,000 tpa for 3 years, while the Illinois CCS
project is under construction, planning to inject 1 Mtpa.
Shell’s Quest project, targeting a deep saline reservoir
in Alberta, Canada, was approved by Alberta’s
Government, and Shell made the final decision to
go ahead with the project, in September 2012. Site
preparation has began. An injection well has been
drilled for the SaskPower Boundary Dam project with
construction of the capture unit well underway.
Construction of capture, pipeline and wells are also well
advanced at the Australian Gorgon project.
In Europe, the ROAD project received a favorable opinion
from the European Commission concerning its planned
storage site in an offshore depleted gas field. Additionally,
the Peterhead CCS project was granted a lease agreement
for Goldeneye, a depleted gas field 65 miles northeast
of the Scottish coast.
Equally notable are the high-profile project cancellations
or postponements such as Longannet (UK), Jänschwalde
(Germany), Pioneer (Canada), and ZeroGen (Australia).
These and other cancelled projects cite lack of government
support, insufficient price of emissions reductions
and potential revenue, project scale-up issues and adverse
public opinion as factors in decisions not to proceed.
But overall, government funding and support for
demonstration projects is available and advanced
evaluation programs are ongoing – although too slowly
to reach the 2˚C target – to identify storage targets.
Storage capacity atlases assist with informing and
developing confidence for CCS by politicians, the public
and potential future project proponents.
The potential of storing CO2 through EOR as a means
of advancing CCS is gaining in interest outside the traditional
regions in North America.
Besides the work going on around the CCS Directive
in Europe (4) , standards regarding geologic storage have
(4) Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the council of
23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide.
MMV07UG
MMV07S
MMV04P
MMV04S
MMV04US
ö Soil flux rings
ö Soil gas nests
ö USDW wells
ö EC Tower
InSAR reflectors
Geophone well
Project Area
Verification well
MMV-01
Injection
well
been developed in North America and have undergone
the first steps in transitioning to the International
Standards Organisation (ISO International Standards
development for CCS through technical committee
TC 265). Regional assessments that may help accelerate
storage demonstration are in progress globally.
Challenges encountered in CO2 storage
projects deployment
CO2 Pipeline
In most respects, the technical procedures around
geologic storage of CO2 can be regarded as mature
technologies performed for decades. However, further
multi-scale modelling and injection testing pilots are
required to correlate results, since the review of the
properties of current projects shows that ones with
poor permeability and injectivity such as Weyburn
can still achieve a good daily rate of injection.
Risk assessments and uncertainty management plans
developed for oil and gas exploration are being
adapted to commercial-scale CO2 storage projects.
MMV05S
MMV08UG
MMV08S
Compression/
dehydration
facility
Fig. 5: Aerial view
of the Illinois Basin -
Decatur Project (IBDP),
a pioneering storage
pilot in a deep saline
reservoir, Decatur,
Illinois USA.
Vue aérienne du projet
Decatur – Bassin
de l’Illinois (IBDP),
un pilote pionnier
de stockage en réservoir
salin profond, Decatur,
Illinois, États-Unis.
© The Illinois State Geological
Survey (ISGS).

While geological uncertainties and risks are highly
site specific, the main perceived risks are of potential
leakage, induced seismicity and ground displacement
and their potential impact on health, environment,
resources and value.
Current projects in operation or under development have
the obligation of implementing extensive monitoring
measurements over the long period of injection of
the project and after closure. Further work is ongoing
on project performance and risk control.
Commercial scale CO2 storage requires significant
timelines for large-scale storage systems development,
particularly in regions where little data has been
acquired previously. It also requires the willingness
to accept the level of uncertainties involved as much
technically as financially and in project approval processes
where further work must be undertaken with the
regulatory agencies.
Further research is required in several aspects of CO2
storage, especially at large scale, such as:
– kinetics of trapping mechanisms and their long-term
efficiencies,
– brine withdrawal wells for pressure management, plume
direction control, improved containment capacity,
– geomechanical effects of CO2 injection on wells, reservoirs
and seals in different geological environments
and injection scenarios,
– CO2 stream composition - accompanying elements:
fate and transport,
– development of coupled multi-physics models and
benchmarking to predict the long-term fate of injected
CO2 in the subsurface,
– mitigation and remediation techniques in case of
unexpected behaviour,
– project performance management and risk control
indicators to compare actual and predicted storage
behavior, optimize monitoring and remediation plans,
and address public safety concerns.
At a broader scale, a robust long-term investment
environment must be established.
Outlook
While research needs to continue to increase regulatory
confidence in the long-term safety of storage, there are
no overarching technical barriers to implementing
geologic storage of CO2 in deep saline formations or
depleted oil or gas reservoirs.
un panorama mondial du stockage géologique de dioxyde de carbone
Un panorama mondial du stockage géologique
de dioxyde de carbone
Le captage et stockage
géologique du dioxyde de
carbone (CSC) est une solution
qui peut contribuer de
manière significative à
la réduction des émissions
de dioxyde de carbone (CO2)
dans l’atmosphère, l’une
des causes majeures du
changement climatique.
C’est actuellement l’option
de réduction des émissions
la plus efficace pour
de nombreuses opérations
industrielles.
The identification and evaluation of secure storage sites
is nevertheless a lengthy process and requires significant
investments in time, skilled workforce and finances.
Advancing the characterization of a storage system takes
years before a financial investment decision can be made.
Activities in this area must be accelerated now so that
sufficient proven storage will be available to meet future
demand.
LSIPs will require that decisions be made while a number
of uncertainties regarding storage remain at various stages
of the project lifecycle. Assumptions need to be made
when calculating initial storage capacity, anticipating
the technology that will be available ten years after
the project start, predicting the evolution of legal and
regulatory frameworks, tariffs, fiscal policy, or economic
constraints.
Oil and gas companies have developed frameworks for
dealing with technical and non-technical uncertainties
and risks associated with subsurface development. There
is a critical need to manage these uncertainties in all
aspects of the project, particularly when dealing with
changes in project scope in order to reach milestones
and decision gates.
Finally, stakeholder engagement needs to be fully part
of the project management process, as communicating
the details of storage in an accurate way, as part of a
full communications plan, has proven to be important
for the social feasibility of a project and probably
essential for success.ó
Prouver que le CO2 restera
stocké en toute sécurité et
de façon permanente fait
partie des facteurs les plus
importants pour assurer le
potentiel de cette technologie.
Pour cela, un certain nombre
de sites de stockage
géologiques ont été
développés depuis les années
1990, ce qui demande
une caractérisation avancée
du sous-sol et des processus
de surveillance et d’assurance
élaborés.
Les projets existants apportent
maintenant des connaissances
techniques et opérationnelles
suffisantes au regard de
la sécurité et de la faisabilité
de l’injection de CO2 dans
des aquifères salins profonds
et des réservoirs de pétrole
ou de gaz naturel épuisés.
Cependant, le nombre actuel
de projets CSC à divers stades
de développement est
insuffisant pour limiter
l’augmentation globale
moyenne des températures.
Ceci peut en partie être
expliqué par la longueur
des délais nécessaires au
développement de ces projets
et par l’engagement
significatif que doivent
prendre les porteurs de projet
étant donné que ces sites de
stockage seront opérationnels
pendant des décennies
et doivent remplir nombre
d’obligations réglementaires.
Le nombre insuffisant
de projets résulte aussi
de la faiblesse des revenus
provenant de la vente de CO2
ou de crédits carbone et
d’un cadre juridique et
réglementaire considéré
inadéquat par des porteurs
de projet. Il est urgent que
les politiques publiques
soient réexaminées pour
que des projets viables
puissent se développer.
Bibliography: Bachu, S. (2000) – Sequestration of CO2 in geological media: Criteria and approach for site selection in response to climate change. Energy Conversion and Management 41: 953-970. Czernichowski-
Lauriol, I., Rochelle, C., Gaus I., Azaroual, M., Pearce, J., Durst, P. (2006) – Geochemical interactions between CO2, pore-waters and reservoir rocks: lessons learned from laboratory experiments, field studies and
computer simulations. In: Advances in the Geological Storage of Carbon Dioxide. NATO Science Series IV, pp.157-174. Davidson, R.J., Mayder, A., Hladiuk, D.W., Jarrell, J. (1999) – Zama acid gas disposal/miscible
flood implementation and results. Journal of Canadian Petroleum Technology, v38, no2, pp 45-54. Ennis-King, J. and Paterson, L. (2001) – Reservoir engineering issues in the geological disposal of carbon dioxide.
Proceedings of the 5th International Conference on GreenhouseGasControlTechnologies. Ide, S.T., Jessen, K., Orr Jr, F.M. (2007) – Storage of CO2 in saline aquifers: effects of gravity, viscous, and capillary forces on
amount and timing of trapping. Int. J. Greenhouse Gas Control. Wichert, E., Royan, T. (1997) – Acid gas injection estimates sulfur recovery expense. Oil & gas Journal, v.95, pp 67-72.

78
gaz à effet de serre
état des lieux du stockage de co2 en europe
La technologie de captage et
de stockage de CO2 fait naître
beaucoup d’espoir.
Elle s’insère à des degrés divers
dans tous les scénarios énergétiques
à 2050 permettant une réduction
massive des émissions de gaz
à effet de serre afin de limiter
le réchauffement climatique à 2 °C.
Depuis 1993, beaucoup de progrès
sur les plans scientifiques,
réglementaires, économiques
et sociétaux ont été réalisés.
Où en est-on en Europe et en France,
en particulier sur le stockage
qui en constitue la clé de voûte ?
Sera-t-on prêt pour un déploiement
à grande échelle à partir
des années 2020 ?
Isabelle Czernichowski-Lauriol
Présidente de l’Association CO2GeoNet
Coordinatrice du projet 7 e PCRD CGS Europe
(Pan-European coordination action on CO2
Geological Storage)
BRGM
Direction de la Recherche
i.czernichowski@brgm.fr
État des lieux du
stockage de CO2
en Europe
Les dates clés en Europe et dans le monde pour le développement de la technologie
de captage et stockage de CO2 sont indiquées en figure 1. Cette frise chronologique va
nous servir de guide pour analyser les avancées accomplies au niveau des politiques
énergie-climat, de la recherche, de la préparation de démonstrateurs, de la réglementation,
des aspects socio-économiques, tout en portant un éclairage sur la situation française (1) .
Nous dresserons aussi les perspectives et soulignerons les efforts de la communauté
de recherche européenne, mobilisée autour du réseau d’excellence CO2GeoNet, pour
permettre le déploiement du stockage de CO2.
La place du CSC dans les stratégies énergie-climat à 2050
Le rapport spécial du Groupement intergouvernemental sur l’évolution du climat
(GIEC, ou IPCC en anglais) paru en 2005 sur la technologie de captage et de stockage
du CO2 (CSC, CCS en anglais) a reconnu cette technologie naissante comme moyen de
(1) Pour plus de détails sur l’émergence de cette nouvelle technologie, le lecteur pourra se référer à l’ouvrage « Capter et
stocker le CO2 dans le sous-sol : une filière technologique pour lutter contre le changement climatique », paru en 2007 aux
Éditions du BRGM, ainsi qu’à l’article de I. Czernichowski dans Géosciences, n° 3, mars 2006, p. 78-85.

3 e PCRD
projet de
recherche
pionnier
1993
Première
opération
industrielle
de stockage
de CO2
à Sleipner
(Norvège)
1996
1997
Protocole
de Kyoto
Marché
européen
du carbone
(EU-ETS)
2005
2005
Rapport Spécial
du GIEC sur le CSC
réduction des émissions de gaz à effet de serre (2) . Le
scénario énergétique prospectif Blue Map de l’AIE
établi en 2008 montre qu’à l’horizon 2050, le CSC devra
contribuer à hauteur de 19 % aux efforts de réduction
de moitié des émissions de CO2 dans le monde pour y
parvenir à moindre coût. Soit une contribution équivalente
à celle des énergies renouvelables.
Au plan européen, le CSC est l’une des sept technologies
phares ciblées par le Plan stratégique pour les
technologies énergétiques (SET Plan) établi en 2009,
décliné en une initiative industrielle européenne
(EII CCS) et un programme spécifique au sein de
l’Alliance européenne de recherche sur l’énergie (EERA
CCS). La feuille de route européenne sur l’énergie à
vision 2050 adoptée en 2011 (EU Energy Roadmap to
2050) donne une place significative au CSC, avec des
modulations selon les scénarios envisagés.
(2) Voir synthèse du rapport du GIEC faite par J. Varet – « Capture et stockage
du dioxyde de carbone – le rapport du GIEC » – dans Géosciences, la revue
du BRGM pour une Terre durable, n° 3, mars 2006, p. 72-77.
À l’horizon 2050,
le CSC devra contribuer à hauteur
de 19 % aux efforts de réduction
de moitié des émissions de CO2
dans le monde.
Paquet
Énergie
Climat
(20/20/20)
2008
Directive européenne
sur le stockage
géologique de CO2
Décision de financer
6 démonstrateurs
CSC via le Plan
de relance
économique
européen
2009
state of play of co2 storage in europe
Appel à projets
NER300 pour
le financement
de démonstrateurs
CSC et d'énergies
renouvelables
innovantes
2010
Au plan français, la loi « Grenelle 1 » en 2009 a inscrit le
CSC parmi les options de réduction des émissions à
développer. L’ADEME, qui a établi en 2008 une feuille de
route nationale sur le CSC à vision 2020, l’a révisée en
2011 en lui donnant une perspective à 2050 et en y
incluant les technologies de valorisation du CO2. En 2010,
le ministère de l’Écologie a identifié le CSCV comme une
filière industrielle stratégique de l’économie verte, visant
un marché à la fois français et mondial. Le rapport
« Énergies 2050 » paru début 2012 confirme l’intérêt
du CSC dans les divers scénarios et prône un effort accru
de R & D, ainsi que la mise en place d’incitations financières
pour favoriser son développement.
D’importantes avancées en R & D
sur le stockage de CO2
Feuille
de route
Énergie
à 2050
2011
Depuis 1993, année de démarrage du projet européen
pionnier établissant la faisabilité du concept de captage
et de stockage de CO2 pour lutter contre le réchauffement
climatique [Projet Joule II du 3 e Programme
cadre de recherche et développement (PCRD)], d’importantes
avancées scientifiques ont été réalisées par
le biais de :
– programmes de recherche collaboratifs sur le stockage
géologique de CO2 : projets PCRD européens (depuis
1993), projets nationaux ADEME (depuis 2003) et
ANR (depuis sa création en 2005), etc. ;
– études d’accumulations naturelles de CO2 dans le
sous-sol ;
– transfert de savoir-faire de pratiques industrielles :
récupération assistée de pétrole par injection de CO2
(CO2-EOR), stockage saisonnier de gaz naturel (CH4) ;
Démonstrateurs
CSC en
opération
2015-2020
2011
CSC éligible
au titre du mécanisme
de développement propre
du protocole de Kyoto
Déploiement
industriel ?
À partir
de 2020
Fig. 1 : Quelques
dates clés au niveau
européen (bleu)
et mondial (noir) pour
le développement
du captage et
stockage
du CO2.
Fig. 1: Some key dates
at European (blue)
and global levels (black)
for the development
of CO2 capture
and storage.
79
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

80
état des lieux du stockage de co2 en europe
– opérations industrielles pionnières (injection de 1 Mt
CO2/an) : Sleipner (Norvège) depuis 1996, Weyburn
(Canada) depuis 2000, In Salah (Algérie) depuis 2004 ;
– pilotes de stockage (injection de quelques milliers ou
dizaines de milliers de tonnes de CO2 sur une durée
limitée) : Frio (États-Unis), Nagaoka (Japon), Otway
(Australie), Ketzin (Allemagne), Lacq-Rousse (France) ;
– élaboration de manuels de bonnes pratiques ;
– réseaux et échanges d’information à différents
niveaux : français (Club CO2), européen (ZEP,
CO2GeoNet, CO2NET (3) …), international (IEAGHG (4) ,
CSLF (5) , GCCSI (6) ).
Il est nécessaire de passer
à une phase de démonstration
de grande envergure pour tester
la technologie sur le terrain.
Grâce aux opérations pionnières et aux importants
programmes de recherche sur le CSC menés en Europe,
aux États-Unis, au Canada, en Australie et au Japon
depuis les années 1990, les chercheurs et les industriels
ont déjà acquis une grande quantité de connaissances
et de savoir-faire : critères de sélection des sites de
stockage, méthodes et outils de caractérisation, de modélisation,
de surveillance, de maîtrise des risques et des
impacts environnementaux, d’évaluation des capacités
de stockage… Il est nécessaire de passer maintenant
à une phase de démonstration de grande envergure
pour tester sur le terrain la technologie afin de s’assurer
que le CSC puisse être commercialisé à partir de 2020
et déployé à temps sur des centaines ou des milliers
de sites dans le monde.
En route pour une série
de démonstrateurs
En Europe, l’objectif fixé par le Conseil européen en
2007 était d’avoir une douzaine de démonstrateurs
opérationnels en 2015 pour valider, optimiser et réduire
les coûts de l’ensemble de la chaîne du CSC, dans
(3) CO2NET - Carbon Dioxide Knowledge Sharing Network.
(4) International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Programme.
(5) Carbon Sequestration Leadership Forum.
(6) Global Carbon Capture and Storage Institute.
différents contextes géologiques, géographiques
et industriels (voir article G. Sweeney dans le dossier
spécial « 10 Enjeux des Géosciences » publié par le BRGM
en 2009, p. 28-35).
Des démonstrateurs intégrés captage-transport-
stockage grandeur nature, portés par des industriels,
sont en préparation dans certains pays (figure 2) avec
le soutien des États membres et de l’Europe. Six sont
financés dans le cadre du Plan de relance économique
européen établi en 2009 (EEPR) et treize projets ont été
soumis en 2010 à l’appel à projets NER300, dédié au
financement de projets de démonstration de CSC et
d’énergies renouvelables via une réserve de 300 millions
de quotas du Système européen d’échange de quotas
d’émissions de CO2 (EU ETS). La sélection NER300 faite
fin 2012 par la Commission européenne n’a retenu aucun
projets CSC, pour des raisons diverses. Mais ils pourront
re-candidater lors du 2 e appel NER300 qui sera publié
courant 2013. Dans un contexte de faible coût de la tonne
de CO2 sur le marché européen (moins de 8 €/t) et de
L NEG
Instituts de CGS Europe
Pays avec :
Projets EEPR
Candidat(s) au NER300
HWU
IRIS
SINTEF
NIVA
GEUS
SGU
GTK
TTUGI
LEGMC
GTC
GSI
BGS
TNO
BGR
PGI-NRI
Imperial RBINS-GSB
CzGs
IFPEN
GBA SGUDS
BRGM
ELGI
GEO-INZ
UNIZG-RGNF
OGS
UB
GEOECOMAR
SU
S-IGME
URS
Fig. 2 : Carte d’Europe
indiquant les pays
où des projets de
démonstration EEPR
ou NER300 sont
en préparation et
les 34 instituts
de recherche répartis
sur 28 pays participant
au projet CGS Europe.
© BGR (fond de carte
géologique européenne).
Fig. 2: Map of Europe
showing the countries
where EEPR or NER300
demonstration projects
are being prepared, as
well as the 34 research
institutes over 28
countries involved in
the CGS Europe project.
© BGR (background: geological
map of Europe).
G-IGME
METU-PAL

crise économique, seuls quelques démonstrateurs
verront sans doute le jour en 2015. Il est donc important
que d’autres types de financements se mettent en
place pour pouvoir réaliser la série de démonstrateurs
attendue.
La directive européenne
sur le stockage géologique du CO2
Une directive européenne sur le stockage géologique
du CO2 a été adoptée en 2009 et a déjà été transposée
en droit français. Elle établit un cadre juridique pour que
le stockage géologique du CO2 puisse être effectué en
toute sécurité pour l’environnement et la santé humaine,
afin de contribuer à la lutte contre le changement
climatique. Elle précise notamment les critères à
respecter pour la caractérisation et la surveillance des
sites de stockage et requiert des permis d’exploration
et des permis de stockage.
La France a transposé la directive au travers de :
– la loi Grenelle 2 (article 80) du 12 juillet 2010, modifiant
les Codes minier et de l’environnement, pour la recherche
de formations géologiques aptes au stockage de CO2
(exploration) ;
– l’ordonnance du 21 octobre 2010 (articles 5 à 9) pour
l’exploitation des sites de stockage, l’accès des tiers
aux infrastructures de transport et de stockage, la mise
à l’arrêt définitif des installations et le transfert de
responsabilité à l’État ;
– trois décrets précisant les dispositifs réglementaires.
Les aspects socio-économiques
Les coûts de stockage du CO2 sont de l’ordre de 1 à 20 € par
tonne de CO2 ; ils varient selon les caractéristiques des sites
et les quantités stockées. Ils ne représentent que 10 à 20 %
des coûts de la chaîne CSC complète, puisque les coûts du
captage et du transport sont largement supérieurs. Tous
ces coûts sont appelés à baisser au fur et à mesure de la
démonstration de la technologie et des avancées de la
R&D, mais force est de constater que le faible cours actuel
du CO2 sur le marché (moins de 8 €/t) ne donne pas
aujourd’hui aux industriels les gages attendus pour leur
permettre de décider d’investissements à long terme
pour la mise en œuvre d’opérations de CSC. Après la
phase de démonstration en cours qui bénéficie de
soutiens publics, le CSC ne pourra se déployer que si le
prix du CO2 sur le marché est renforcé, ce qui passe
par une révision du système EU ETS, et probablement
que si d’autres types d’incitations financières ou
state of play of co2 storage in europe
La mise en œuvre d’un stockage nécessite
une approche individualisée, car chaque site
est contraint par la géologie locale.
réglementaires sont introduits, telles que des normes
de performance en matière d’émissions ou une taxe
carbone.
L’adhésion des populations est essentielle pour la mise
en œuvre d’un programme de démonstration puis de
déploiement réussi. Un gros effort d’information,
d’explication et de dialogue doit être fait pour faire comprendre
les enjeux du CSC, les bénéfices pour la société
et les moyens mis en œuvre pour assurer que les
stockages ne font pas courir de risques aux riverains et
à leur environnement. Au niveau local, il est important
de mener une concertation très en amont et de faire
participer les citoyens aux décisions, pour qu’ils
contribuent à l’élaboration de solutions pour un
développement durable de leur territoire.
Fig. 3 : Schéma
du stockage de CO2
en couches géologiques
profondes.
Fig. 3: The principles
of CO2 storage in deep
geological formations.
© BRGM.
Terrains de
couverture récents
Aquifères
(carbonates, grès)
Formations étanches
(argile, sel)
Stockage du CO2
Gisement de gaz
épuisé
81
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

82
état des lieux du stockage de co2 en europe
CO2GeoNet et CGS Europe :
la mobilisation de la communauté
de recherche européenne
Les recherches doivent s’intensifier côté stockage.
Contrairement aux procédés de captage qui, une fois mis
au point pour une installation industrielle, peuvent se
déployer immédiatement sur tous types d’industries similaires
n’importe où dans le monde, la mise en œuvre d’un
stockage nécessite une approche individualisée, puisque
le comportement de chaque site est contraint par la
géologie locale (figure 3). Des outils et méthodologies ont
été développés pour pouvoir identifier les sites favorables
à un stockage, caractériser leur état initial, simuler leur
comportement pendant la phase d’injection (40 ans)
et, sur le long terme (1 000 ans), surveiller leur évolution
et remédier à tout comportement anormal qui compromettrait
l’efficacité et la sécurité du stockage. Ils ont
maintenant besoin d’être testés sur le terrain dans
une grande variété de configurations géologiques
afin de les rendre les plus performants et les plus fiables
possibles et de mutualiser les retours d’expérience
acquis sur plusieurs sites pour faciliter l’essaimage
sur d’autres sites.
Les deux priorités actuelles pour faire avancer la
recherche et préparer le déploiement du stockage de
CO2 sont donc de réaliser :
– des pilotes de recherche sur le stockage de CO2, portés
par la communauté scientifique, qui viendraient
complémenter les quelques démonstrateurs intégrés
grandeur nature portés par les industriels, en permettant
un plus grand nombre d’investigations et de tests
de formations géologiques ;
– un atlas des lieux et des capacités des zones favorables
au stockage en Europe, comme cela a déjà été réalisé
en Amérique du Nord, mais jusqu’à présent de manière
très préliminaire et parcellaire en Europe (figure 4).
Il est également important d’étudier les interactions
possibles avec les autres exploitations du sous-sol,
afin d’éviter les conflits d’usage, voire de rechercher des
synergies, de manière à permettre une utilisation
raisonnée, efficace et propre, des ressources du sous-sol
(voir encadré ci-contre).
La centrale géothermique
islandaise de Hellisheidi
qui abrite un pilote de
réinjection dans le soussol
de CO2 sous forme
dissoute (voir encadré).
The Hellisheidi geothermal
power plant (Iceland)
that harbours a reinjection
pilot for dissolved CO2
into the subsurface
(see boxed text).
© Kelly Reed, University of Virginia,
School of Architecture.

Usages multiples du sous-sol : conflits ou synergies ?
Arnaud Réveillère – BRGM – Direction Risques et Prévention – Unité Risques des stockages et des exploitations du sous-sol – a.reveillere@brgm.fr
Romain Vernier – BRGM – Direction des Géoressources – r.vernier@brgm.fr
Exploitation de l’eau potable, des hydrocarbures, de la chaleur, stockage de
CO2, de gaz naturel, de dihydrogène et de chaleur : l’espace constitué par
les pores du sous-sol dans les bassins sédimentaires pourrait rapidement
devenir précieux et convoité. Pour permettre les différents développements
industriels, il convient d’identifier les possibles conflits d’usage entre les
utilisations présentes ou futures du sous-sol, de les anticiper ou, le cas échéant,
de les arbitrer.
Les conflits d’usage ne doivent pas être estimés par une simple superposition
de cartes, la structure 3D du milieu géologique devant être prise
en compte : des usages distincts, séparés par une couche imperméable,
sont couramment réalisés. Par exemple, l’exploitation de la chaleur
géothermique du Dogger et l’utilisation des aquifères supérieurs comme
réserves d’eau potable coexistent dans le Bassin parisien. L’accès au Dogger
est isolé des réserves d’eau potable par un double cuvelage des puits
géothermiques afin de réduire drastiquement tout risque de pollution des
nappes d’eau potable par de la saumure du Dogger.
La dimension temporelle est également importante : à court terme,
l’injection ou l’extraction du réservoir créent un impact en pression durant
la phase opératoire, avant une stabilisation vers une valeur d’équilibre
quelques dizaines d’années après la fin des opérations. Cet impact
transitoire peut affecter les applications voisines, y compris celles séparées
par des couches peu perméables. Dans certains cas comme les doublets
géothermiques, cet impact peut être minimisé : les puits injecteur et
producteur étant situés à proximité et dans le même réservoir (1 à 2 km),
les perturbations de pression restent très locales. À long terme,
Unité de
cogénération
Environ
2 km
2
1
2 km à 2,5 km
CO2
CO2
Schéma de principe du projet pilote de couplage CO2 – géothermie
de Aardwarmte à Delft, Pays-Bas. Un doublet géothermique de 5 MW th (1)
et une centrale à cogénération (2) alimentent un réseau de chaleur (3).
Le CO2 est capté à partir des émissions de la centrale et est dissous
dans le fluide géothermal qui est réinjecté dans l’aquifère.
l’extraction d’hydrocarbures ou le stockage géologique de CO2 modifie
le fluide qui était présent dans le milieu depuis des temps géologiques
pour des périodes de temps comparables, en l’absence de fuite. De
façon similaire, l’extraction de chaleur du sous-sol des aquifères engendre
la création d’une bulle froide durable. Ces exploitations modifient donc le
fluide présent dans le réservoir ou ses caractéristiques thermiques pour
de longues durées, ce qui justifie de possibles conflits avec d’autres utilisations,
présentes ou futures. Une gestion du sous-sol sur le long terme
permet néanmoins d’anticiper ce risque. Par exemple, la modélisation
de l’évolution thermique et spatiale des bulles de réinjection froides
créées par l’exploitation passée du Dogger permet d’estimer la ressource
géothermique future et donc d’éviter des déconvenues dans les développements
à venir.
Des synergies peuvent aussi exister entre ces usages. Par exemple, le CO2
stocké dans un but de limitation des émissions de gaz à effet de serre pourra
être en partie extrait et utilisé pour de la récupération assistée d’hydrocarbures
dans des champs voisins. Ou encore, stockage du CO2 et géothermie
pourraient coexister : dans le cadre du pilote CarbFix (www.carbfix.is)
enservice en juin 2012, 1 500 tonnes/an de CO2 dissous sont réinjectées sur
la centrale géothermique islandaise de Hellisheidi dans un but de piégeage
du CO2 sous forme de minéral par carbonatation du basalte. Le principe
du projet à Aardwarmte (figure) est assez similaire. De manière plus
prospective, le CO2 supercritique, peu visqueux, pourrait aussi être utilisé
comme fluide caloporteur en géothermie des roches fracturées. ■
Couverture
rocheuse
3
Chauffage
urbain
Principle of the Aaedwarmte pilot project of geothermal site combined with
CO2 storage at Deft, NL. A 5 MWth geothermal doublet (1) and a cogeneration
plant (2) are used on a heating network (3). CO2 is captured from the plant
gas emissions and dissolved in the geothermal brine reinjected in the aquifer.
© BRGM – Art Presse.
83
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

84
état des lieux du stockage de co2 en europe
CO2GeoNet apporte les fondements
scientifiques requis pour un stockage
géologique de CO2 efficace et sûr.
Rassemblés au sein du réseau d’excellence européen
CO2GeoNet sur le stockage géologique de CO2 et
autour de l’action de coordination CGS Europe, les
chercheurs européens unissent leurs efforts. Fondé en
2004 avec le soutien de l’Union européenne dans le cadre
du 6 e PCRD, CO2GeoNet est devenu une association
à but non lucratif de droit français (loi 1901) en 2008.
Ses membres fondateurs sont treize instituts de
recherche répartis dans sept pays européens, dont le
BRGM et IFP Énergies nouvelles pour la France. Grâce
au projet du 7 e PCRD CGS Europe en cours (2010-2013),
regroupant autour de CO2GeoNet trente-quatre
instituts de recherche sur vingt-huit pays (figure 2),
CO2GeoNet est en train d’acquérir une envergure
pan-européenne. Actif non seulement dans le domaine
de la recherche mais aussi de la formation, de l’expertise
scientifique, de l’information et de la communication
(figure 5), CO2GeoNet apporte, grâce à son indépendance,
sa multidisciplinarité et sa rigueur scientifique, les
fondements requis pour un stockage géologique de
CO2 efficace et sûr.
Perspectives de déploiement
au-delà de 2020
Par le piégeage dans le sous-sol, à l’abri de l’atmosphère,
du CO2 capté au niveau de tous types d’installations
industrielles (centrales thermiques, complexes
sidérurgiques, cimenteries, usines de fabrication de
biocarburants…), le stockage de CO2 offre une des
rares opportunités de réduction massive des émissions
de CO2. Il doit pouvoir jouer un rôle d’accélérateur de
la transition énergétique, car il permet notamment de
décarboner le parc de centrales thermiques existantes,
ainsi que certaines industries comme la sidérurgie
pour lesquelles il n’existe pas d’autres solutions. Il
permet même d’envisager des scénarios à émissions
négatives (« épuration » de l’atmosphère), si par exemple
l’utilisation de la biomasse comme source d’énergie
se développe (voir article S. Dupraz et al. ce numéro).
Mais sa maîtrise nécessite encore des efforts de R&D
importants qui soient soutenus par les instances
publiques européennes et nationales. Chaque site de
ö Sources industrielles de CO2
Ó Bassins sédimentaires propices au stockage de CO2
stockage doit par ailleurs faire l’objet d’un long processus
d’exploration, de caractérisation et de demande de
permis de stockage, ce qui peut prendre plusieurs années.
Il faut aussi raccorder ce site aux sources d’émissions
voisines par un réseau de canalisations approprié pour
transporter le CO2 jusqu’à son lieu de stockage.
On comprend que les décisions d’investissements
pour des projets de CSC doivent reposer avant tout sur
l’assurance quant aux choix et aux performances
des sites de stockage. Elles nécessitent aussi un cadre
économique incitatif, avec un marché du CO2 solide et
d’éventuels instruments financiers complémentaires,
qui ne pourra résulter que d’une politique forte de lutte
contre le changement climatique. Ce n’est que dans
ces conditions qu’un réel déploiement du CSC pourra
s’initier à partir des années 2020, harmonieusement
intégré aux solutions de mix énergétiques qui verront
le jour pour permettre un accès à une énergie durable,
propre et décarbonée. L’éligibilité du CSC aux Mécanismes
pour un développement propre (MDP) du protocole
de Kyoto, acquise fin 2011, est un pas important pour
faciliter les investissements dans les pays tiers. Cela
permettra notamment aux pays développés d’obtenir
des crédits carbone en effectuant des réductions
d’émissions de CO2 hors de leurs frontières, et aux pays
émergents, très fortement dépendants des énergies
carbonées, de bénéficier de technologies performantes
contribuant à leur développement durable.
Fig. 4 : Cartographie
européenne des
principales sources
d’émission de CO2
industrielles et
des bassins
sédimentaires
contenant
des formations
géologiques profondes
propices au stockage
de CO2.
Fig. 4: Map of Europe
showing main CO2
industrial sources and
sedimentary basins
with deep geological
formations suitable
to CO2 storage.
Source : Projet européen
6e PCRD EU GeoCapacity /
FP6 EU Geocapacity project.

Le stockage de CO2 pourrait même ouvrir la porte à
une valorisation ultérieure d’une partie du CO2 stocké.
Si les usages industriels du CO2 sont actuellement
minimes par rapport aux quantités émises (0,5 %), l’idée
de recourir à du CO2 pour trouver une solution au stockage
des surplus d’électricité produits de manière
intermittente par les énergies renouvelables est en train
de germer. Cela permettrait aussi de réduire davantage
les émissions de CO2. Il s’agirait d’utiliser les surplus
d’énergie non carbonée (renouvelable mais aussi
nucléaire) pour transformer le CO2 en hydrocarbures
gazeux ou liquides (méthane, méthanol, gazoline,
diméthyléther...) facilement transportables, distribuables
et stockables, en utilisant la plupart du temps les infrastructures
existantes, et substituables aux ressources
fossiles primaires. Ceci via l’électrolyse de l’eau pour
produire de l’hydrogène qui pourra alors être combiné
au CO2. Dans ce schéma, les stockages réversibles de
CO2 seront une pièce maîtresse du dispositif. ■
Fig. 5 : Brochure
CO2GeoNet expliquant
le stockage géologique
de CO2, traduite
en 25 langues,
20 pages.
Fig. 5: CO2GeoNet
brochure explaining
what CO2 geological
storage really means,
translated into
25 languages, 20 p.
© CO2GeoNet.
state of play of co2 storage in europe
State of play of CO2 storage
in Europe
CO2 capture and storage is a promising
emerging technology. It forms part of
all energy scenarios to 2050 that enable
the massive CO2 emissions reduction
needed for limiting global warming to 2°C.
Since 1993, much progress has been made
on the scientific, economic, regulatory and
societal aspects. So, where do we stand
now in Europe and in France, especially on
storage, which is the current cornerstone?
Will we be ready for progressive
commercial deployment from 2020?
The first CCS demonstration projects are
emerging under the leadership of major
power and industrial companies and with
financial support from the Member States,
the European Economic Plan for Recovery
(EEPR), and the NER300 mechanism
for the co-financing of CCS and innovative
renewables in the framework of the EU
Emissions Trading System (EU-ETS).
However, the current very low price of CO2
in the EU-ETS (

86
carbolab
renvoyer le carbone dans le charbon – le projet carbolab
Plus gros émetteur de CO2
avec 43 % (1), en croissance,
du total mondial, la combustion
du charbon pulvérise
les bonnes volontés de limiter
l’ampleur du réchauffement
climatique. Peut-on endiguer
ces émissions ? Le captage du CO2
et son stockage en veine de charbon
sont une solution à l’étude.
Le projet européen Carbolab vise
à réaliser un laboratoire souterrain
d’injection et de suivi du CO2
dans le charbon, afin de mieux
comprendre les processus à l’œuvre.
(1) Source : International Energy Agency Statistics “CO2 Emissions
from fuel combustion - 2011 highlights” http://data.iea.org
Aurélien Leynet
BRGM
Direction des Géoressources
Unité Géologie de l’aménagement des
territoires, stockage géologique du CO2
a.leynet@brgm.fr
Le puits de la mine de charbon de Monsacro,
Asturies, Espagne.
The shaft of the Monsacro coal mine,
Asturias, Spain.
© Hunosa.
Renvoyer le carbone
dans le charbon.
Le projet Carbolab
Confrontés à un épuisement des ressources fossiles et à une nécessité de réduire leurs
émissions de gaz à effet de serre (GES), la plupart des pays affichent des politiques
de développement des énergies renouvelables. La production énergétique mondiale
continue pourtant d’être fortement dépendante des ressources fossiles et au premier
chef du charbon. À peu près stable entre 1990 et 2000, la production mondiale de
charbon est passée de 2,34 Gtep en 2000 à 3,96 Gtep en 2011, avec des augmentations
annuelles de 6 % lors des deux dernières années (1). Selon l’AIE (2), la demande de charbon
primaire augmenterait tendanciellement encore de 138 % entre 2007 et 2050. Le scénario
volontariste Blue Map de l’AIE évoque, lui, un recul de cette demande de seulement
36 % sur la même période, preuve que le charbon restera une ressource substantielle
pour les prochaines décennies.
Le charbon cumule les défauts environnementaux. Gros émetteur de CO2 (deux fois plus
que le gaz naturel), il est largement disponible (on estime ses réserves prouvées à 112 ans
de production), et bien réparti géographiquement, et les techniques de son exploitation,
quoique meurtrières, sont bien connues. En utilisation habituelle, l’extraction et
(1) Source : BP www.bp.com/sectiongenericarticle800.do?categoryId=9037183&contentId=7068609
(2) Perspectives des technologies de l’énergie 2010, Scénarios et stratégies à l’horizon 2050.
Agence internationale de l’énergie (AIE).

l’exploitation du charbon sont des activités risquées et
délétères (3) : poussières, coups de grisou, effondrements
et chutes de roches tuent deux à dix mineurs par 100 Mt
extraites ; les effluents des centrales thermiques au
charbon provoqueraient trente morts au TWh et une
morbidité dix fois supérieure ; les rejets radioactifs
peuvent également dépasser ceux d’une centrale
nucléaire de même puissance ! Et cela ne concerne que
5 % des ressources charbonnières jugées économiques
car suffisamment peu profondes (4).
Le tableau attribué au charbon n’est donc pas des
plus agréables. Pourtant, certains voient la possibilité
d’utiliser le charbon, ou plutôt ses gisements, pour
réduire les émissions de GES. C’est la technologie du
captage et stockage géologique du CO2 (CSC) en veine
de charbon, l’une des techniques regroupées sous le
vocable commun de « charbon propre » (4). Comme pour
le CSC classique (5), en aquifère salin ou en gisement
(3) Jean-Marie Martin-Amouroux – Charbon, les métamorphoses d’une
industrie, p. 344 et suiv.
(4) Pour plus d’information sur ces techniques, voir l’article Charbon propre
dans Les 10 Enjeux des Géosciences, 2009, p. 28, dossier spécial, BRGM,
2009, p.28.
(5) Voir Géosciences n° 3, Le changement climatique, en particulier les
articles de Jacques Varet (p. 72-77) et d’Isabelle Czernichowski-Lauriol
(p. 78-85).
Fig. 1 : Principe
du stockage de CO2
en veine de charbon
avec récupération
de méthane.
Fig. 1: The principle behind
CO2 storage in coal seams
with methane recovery.
© BRGM.
Veine de charbon
returning carbon into coal – the carbolab project
épuisé d’hydrocarbures, la technique consiste à capter
le CO2 produit par une centrale thermique ou une
aciérie, souvent présentes dans les bassins charbonniers.
Ce CO2 est transporté par gazoduc jusqu’au droit
d’une couche réservoir pour y être injecté. Dans ce cas,
le réservoir est une veine de charbon inexploitée, à
cause d’une profondeur trop importante et/ou d’une
puissance (épaisseur) trop faible. La matrice charbonneuse
possède la propriété remarquable d’adsorber le
CO2 qui, en outre, provoque la désorption du méthane
présent dans la veine. Il est admis qu’il faut deux à
cinq moles de CO2 pour chasser une mole de CH 4. Si
l’on arrivait aussi à récupérer ce méthane, il pourrait
être valorisé énergétiquement et couvrir une partie des
investissements (conséquents) du stockage (figure 1).
En ce sens, le CSC en veine de charbon, malgré des
capacités en volume faibles face aux enjeux, pourrait
s’avérer intéressant à moyen terme.
Adsorption
du CO2
CO2
CO2
Captage de CO2
Captage
de CO2
CH 4
Production
du CH 4
Désorption
du CH 4
La matrice
charbonneuse
possède
la propriété
remarquable
d’adsorber
le CO2.
Roche
encaissante
87
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

88
renvoyer le carbone dans le charbon – le projet carbolab
Pozo Monsacro
N
30 km
Mais les incertitudes et verrous technologiques ne
manquent pas. On manque de connaissance sur les
comportements des fluides dans le milieu, notamment
sur la perméabilité très variable du charbon, sous l’effet
de la sorption de gaz. Peu d’essais ont été réalisés sur ce
sujet en Europe. Citons seulement Recopol (6), un projet
européen mené de fin 2001 à mi 2005, qui consista
à injecter du CO2 dans une veine de charbon à plus
de 1 000 mètres de profondeur dans un bassin houiller
en Pologne. Face à une diminution drastique de la
perméabilité, il a fallu recourir à la fracturation hydraulique
pour injecter au final 800 tonnes de CO2. Le projet
aura révélé le problème de la perméabilité du charbon
diminuant au contact du CO2. En effet, en réponse à
l’adsorption du CO2, la matrice de charbon tend à
gonfler. L’effet est extrêmement variable d’un échantillon
à l’autre et est son étude est rendue plus complexe
par la présence dans le charbon d’une double perméabilité,
de matrice et de fracture, qui induit une double
propagation des gaz dans la veine, en diffusion et en
écoulement.
Le projet ANR Charco, dirigé par le BRGM de 2006 à 2010,
a dressé un panorama de vingt-six charbons, principalement
européens, analysés selon seize protocoles.
Cela a permis d’esquisser une « fenêtre à CO2 »,
c’est-à-dire un ensemble de paramètres physicochimiques
définissant les charbons favorables pour
le stockage de CO2.
(6) http://recopol.nitg.tno.nl
Cantabrian Sea
Faille
Chevauchement
Mésozoïque - Tertiaire
Paléozoïque
Précambrien
Au plus près des processus
Charbons de
diverses qualités
Anthracites de
diverses qualités
Après ces études, un saut d’échelle semblait nécessaire
afin de vérifier les résultats de laboratoire. C’est
l’idée de base du projet Carbolab. Financé par le fonds
européen du charbon et de l’acier (Research Fund for Coal
and Steel), le projet vise à étudier le comportement
du charbon in situ. Afin de permettre un suivi optimal
des processus, la décision fut prise de procéder à une
injection dans une veine de charbon « en place » et
d’installer des capteurs et des instruments de mesure
autour du point d’injection. Une veine de la mine de
Monsacro, dans les Asturies, en Espagne (figures 2 et 3)
fut mise à disposition par le coordinateur du projet,
la compagnie d’État Hunosa (7). Les autres partenaires
du projet sont : Aitemin (8), association sans but lucratif
pour le développement des ressources naturelles ;
le BRGM ; l’Inéris ; le GIG (institut central des mines
de Pologne) et Total sur participation propre.
(7) Hulleras del Norte SA (Houillères du Nord SA).
(8) Asociación para la Investigación y Desarrollo Industrial de los Recursos
Naturales (Association pour la recherche et le développement industriel des
ressources naturelles).
Fig. 2 : Localisation
de la mine de Monsacro
sur carte géologique
simplifiée des Asturies.
Fig. 2: The position
of the Monsacro mine
plotted on a simplified
geological map
of Asturias.
© BRGM.
Le but principal de Carbolab est de tracer
le comportement des fluides et du charbon in situ.

Le projet Carbolab s’articule
en trois grandes phases
La première est de caractériser le site retenu pour le
test d’injection ; puis de définir le protocole de suivi
géophysique et géochimique. La deuxième correspond
au test d’injection, au monitoring associé et aux
analyses des prélèvements en laboratoire. Enfin, la
dernière permet d’analyser l’ensemble des éléments
observés ou mesurés afin de conceptualiser les
processus mis en œuvre et de les formaliser grâce
à la modélisation. L’analyse de ces processus doit
également permettre d’évaluer les impacts potentiels
dans le cadre d’une étude de risques à long terme.
Un environnement atypique
La veine choisie pour le projet se situe à 464 mètres
sous le carreau de la mine. Fortement tectonisée,
elle se présente avec un pendage d’environ 70° et sa
puissance est d’environ deux mètres. Le charbon, d’âge
moscovien inférieur, est un anthracite. L’environnement
est humide et poussiéreux, peu favorable à la mise en
œuvre des instruments. Il est surtout celui – toujours
légèrement grisouteux – d’une mine en activité.
L’exploitant Hunosa s’attache à assurer la sécurité
des intervenants. À cet effet, il a percé un puits de
ventilation supplémentaire dans la galerie d’étude
et renforcé l’équipement de détection de gaz.
returning carbon into coal – the carbolab project
Caractériser le milieu
Il s’avère que le charbon en place est trop friable pour
être carotté. Cette difficulté complique les possibilités
de réaliser les analyses prévues en laboratoire, en
particulier la mesure de la perméabilité et celle de la
distribution des fractures. Ces aspects n’ont toujours
pas trouvé de solution technique.
Dès les premières études de caractérisation du site, la
veine et son environnement ont montré une grande
hétérogénéité. De fait, la caractérisation apportera
son lot de découvertes.
L’établissement de logs géologiques le long de la
galerie et d’un forage dans le massif a affiné la compréhension
de la stratigraphie locale. Des analyses
d’échantillons prélevés en galerie et sur carotte ont
apporté les paramètres de base (humidité, densité,
porosité, perméabilité, vitesse sismique) qui permettront
de contraindre les modèles numériques. Des
caractérisations mécaniques des matériaux ont également
été menées, des lames minces ont été réalisées
et étudiées. La réalisation de diagraphies dans le forage
de caractérisation a de plus permis d’enregistrer huit
paramètres en continu (contribution Total).
L’université d’Oviedo (Espagne), sur demande d’Hunosa,
a procédé à des profils gravimétriques. Deux venues
d’eau majeures traversant la galerie ont été repérées.
Elles sont situées de part et d’autre de la veine d’étude,
Fig. 3 : La veine du Carbolab,
mine de charbon
de Monsacro, Asturies,
Espagne.
Fig. 3: The Carbolab seam,
Monsacro coal mine,
Asturias, Spain.
© Hunosa.
89
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

90
renvoyer le carbone dans le charbon – le projet carbolab
leur géochimie (pH, conductivité électrique, composition,
rapports isotopiques en 2H et 18O, microscopie
électronique à balayage) a été caractérisée par
Aitemin. À notre grand étonnement, tout le massif
s’est révélé partiellement saturé en eau. Un modèle
hydrogéochimique de la zone a été monté. L’université
d’Oviedo a procédé à des analyses géomécaniques.
Le tenseur des contraintes mesuré par la technique de
surcarottage par l’Ineris et Total a rappelé le contexte
tectonique particulier des Asturies, indiquant des
contraintes principales fortement anisotropes.
Quinze forages pour une injection
Le but principal de Carbolab étant de tracer le comportement
des fluides et du charbon, un soin particulier
a été porté aux méthodes de suivi. Pas moins de quinze
forages ont été pratiqués pour l’injection et le suivi
des gaz (figure 4). Un forage d’injection du CO2 atteint
la veine de charbon à 26 mètres derrière la paroi.
Un forage d’extraction du CH 4 sert à la fois à la mise
en sécurité de l’installation et à des tests éventuels
de récupération assistée du méthane.
Fig. 4 : Schéma en plan des forages
entourant la veine de charbon,
et le travers-banc (en orange).
D’après Hunosa.
Fig. 4: A two-dimensional diagram
of the boreholes surrounding the coal
seam, and the cross-cut (in orange).
From Hunosa.
Pas moins de quinze forages ont été pratiqués
pour l’injection et le suivi des gaz.
Trois forages dédiés à la sismique passive encadrent
la veine dans les épontes à 10 mètres de part et d’autre.
Deux éventails de trois forages, situés dans les épontes
à cinq mètres de chaque côté de la veine, permettent
de réaliser les mesures électriques (méthodes passive
et active), de sismique active et de radar. Deux forages
géochimiques longent également la veine, à quelques
mètres ; ils doivent détecter les éventuelles fuites
de CO2 ou de CH 4 par les épontes. Enfin, deux
autres forages géochimiques aboutissent dans la
veine de charbon ; ils doivent permettre de repérer
les différents fronts de propagation des fluides par
des mesures de pH, chimie, isotopie des gaz et gaz
dissous. Un suivi microgravimétrique est entrepris
depuis la galerie, ainsi qu’une surveillance des gaz
(figures 5).
0 20 m
Veine de charbon
Suivi géophysique (méthodes électriques)
Suivi géophysique (sismique passive)
Caractérisation des contraintes in-situ
Injection
Suivi géochimique
Extraction
Caractérisation (reconnaissance)
Caractérisation (tests de perméabilité)
Fig. 5 :
a : Le puits de la mine
de Monsacro.
a: The Monsacro
mine shaft.
© BRGM – E. Proust.
b : Opération de forage
dans la galerie.
b: Drilling operation
in the gallery.
© Hunosa.
c : Installation du
matériel de géophysique
en armoire étanche
au fond de la mine.
c: Installation
of geophyscial equipment
in a watertight cabinet at
the bottom of the mine.
d : Emplacement futur
des flûtes géophysiques.
d: Future position
of the geophysical
streamers.
© BRGM – P. Wawrzyniak.

a b
c d

92
renvoyer le carbone dans le charbon – le projet carbolab
Le projet retardé par la crise espagnole
Comme fréquemment, ce projet a connu des retards,
dus notamment à des difficultés de foration. Mais
depuis mi-2012, il souffre surtout de la conjoncture
économique espagnole. En effet, les plans de l’Union
européenne prévoient un arrêt des aides à l’exploitation
charbonnière d’ici 2018. Or, les mines ne peuvent
être rentables sans aide. Face à la crise, le gouvernement
espagnol a décidé d’anticiper la décroissance de la
production charbonnière et de réduire ses aides dès 2012
(111 M€ contre 301 M€ en 2011, soit – 63 %). Le 31 mai 2012,
les syndicats ont appelé à la grève illimitée. Elle s’est
poursuivie durant 67 jours, mais les syndicats n’ont
pu obtenir d’assouplissement du gouvernement.
Depuis le début du bras de fer, nos partenaires
espagnols ne sont plus en mesure d’encadrer le travail
en mine. L’injection a dû être reportée, et aura lieu au
tout début de mars 2013.
Modélisation et long terme
Toute l’activité du projet n’est pas tributaire d’opérations
en mine. Les enregistrements de suivi d’injection
devaient permettre de caler un modèle dynamique
créé pour l’occasion. Celui-ci a été développé. Il inclut
l’adsorption, les déformations mécaniques (gonflement,
retrait) et les variations de porosité et de perméabilité
liées aux contraintes mécaniques et aux sorptions
différentielles des gaz. Notons cependant qu’il se limite
à un traitement isotherme et surtout néglige les réseaux
de fractures.
La modélisation a pris le parti d’associer deux codes
sous l’ordonnancement d’un superviseur. Tough2 est
largement utilisé dans les études de stockage de CO2
en aquifères. Son module EOS7C a été modifié dans
le cadre du projet en un EOS7CS prenant en compte
l’adsorption, sous la forme d’un modèle de sorption
selon Langmuir étendue. Cependant, il ne comprend
pas les effets mécaniques (gonflement et fluage) induits
par la sorption et l’échange avec le CH 4 adsorbé. Pour
cette partie, le dialogue est établi avec un solveur
mécanique développé par le BRGM sous Code_Aster,
fourni par EDF. Un superviseur écrit en langage Python
mène le calcul en parallèle sur les deux codes.
Un jeu de paramètres a été choisi de manière à représenter
le charbon tel que nous l’imaginons après les
travaux de caractérisation. Une simulation de test a
consisté en l’injection numérique, dans un charbon
2D-axisymétrique d’un rayon de 25 mètres, de CO2
sous 4,5 MPa pendant 24 heures, suivi de 96 heures
de relaxation. Un premier résultat prédit l’absence
de réponse mécanique notable des épontes.
Une résolution se calcule en 6 heures sur un ordinateur
courant. Les simulations ont montré une surpression
(+0,5 MPa) limitée aux premiers mètres et de faibles
variations de porosité. Durant ces simulations, près
de 700 kg de CO2 ont été injectés en 24 heures. Comme
attendu, on observe une montée en CH 4, chassé par
le gaz injecté, suivie d’une baisse abrupte à l’arrivée
du front de CO2. Les études montrent également une
forte sensibilité aux paramètres de déformation
volumique des gaz. Cela peut expliquer les différences
de comportements entre plusieurs injections in situ.
Une fois étalonné, ce modèle devra permettre également
d’explorer numériquement les conditions de
sécurité à long terme d’un stockage de taille industrielle.
L’objectif consiste à abaisser le plus possible les risques
associés à cette technique pour l’homme et l’environnement.
Le laboratoire souterrain du Carbolab est prêt à être
utilisé. L’environnement de la veine est équipé pour
le suivi de l’injection de CO2, de même que les outils
Carottes provenant
du fond du puits
d’injection,
mine de Monsacro.
Drilling cores
extracted from
the base of
the injection well,
Monsacro mine.
© BRGM – H. Bauer.

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de modélisation permettant des premières estimations
de comportement sont opérationnels.
L’injection réelle dans la veine, prévue en mars 2013,
apportera sa moisson d’informations. Il restera aux
équipes à interpréter les observations géophysiques
et géochimiques, étalonner et valider les modèles
de simulation, déterminer et encadrer les risques à
long terme.
Une fois achevé, ce projet aura permis de lever plusieurs
des verrous majeurs qui bloquent l’utilisation des
gisements de charbon, non économiquement exploitables,
comme puits de CO2. Il aura en tout cas fait
avancer la connaissance sur ce milieu et sur les interactions
complexes dont il est le siège.
Dans l’hypothèse d’une remontée des prix du carbone,
les résultats accumulés pourront ouvrir la voie à
l’établissement de pilotes de stockage de CO2 en veine
de charbon, avant le déploiement de projets à l’échelle
industrielle.ó
Pour plus d’informations, consulter le site web
du projet : www.carbolab.eu
Returning carbon into coal – The Carbolab Project
CO2 injection into deep, unmineable coal
seams is one means to reduce greenhouse
gas emissions whilst recovering methane,
a valuable gas. However, this storage
option entails considerable uncertainties
and technical difficulties.
Its potential feasibility and economic
interest depend essentially on the coal’s
permeability and the quantity of the
recoverable methane. The methane
content of coal generally ranges from 5
to 25 m 3/t, and CO2 injection
conventionally allows 1 mole of methane
to be replaced by 2 to 5 moles of CO2
(the CO2 adsorption rate increases with
the pressure). Tests to date involved highly
permeable coal like that mined in
the United States under conditions
quite unlike those in European deposits.
The only European tests are those of
the EC-supported RECOPOL project.
Yet none have proven the controllability
of the actual CO2 storage process.
What percentage of CO2 is absorbed,
what percentage stored in the coal’s
permeability, what percentage diffused
into adjacent strata, often with higher
permeability than coal? These unknowns
remain and are a serious obstacle to
demonstrating this technique’s feasibility
and its reliability and safety as a storage
option.
The Carbolab project will address these
issues by performing underground CO2
injection and CBM production tests
in a panel of a Spanish coal mine
conditioned for the purpose. Tests will be
run from below ground to save cost and
improve experiment control by reducing
size. Data obtained should be of higher
quality and density than in tests piloted
from the surface (i.e., RECOPOL) and,
together with laboratory tests, will enable
the behaviour of the injected gases and of
the methane initially contained in the coal
bed to be observed in detail and yield clear
parameters for the processes at work.
This information will help model these
phenomena and contribute to our
understanding of the ECBM process and
the long-term safety of CO2 storage.
Bibliographie : Garnier C., Finqueneisel G., Zimny T., Pokryszka Z., Lafortune S., Défossez P., Gaucher E. C. (2011) – Selection of coals of different maturities for CO2 storage by modelling of CH4 and CO2 adsorption
isotherms. International Journal of Coal Geology 87, 1 (2011) 80-86. Gaucher E. C., Défossez P., Bizi M., Bonijoly D., Disnar J.-R., Laggoun-Défarge F., Garnier C., Finqueneisel G., Zimny T., Grgic D. et al (2011) – Energy
Procedia 4, pp. 3147-3154- 10th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies, France (2010). Loschetter A., Smai F., Sy S., Burnol A., Leynet A., Lafortune S. and Thoraval A. (2012) – Simulation
of CO2 storage in coal seams: coupling of Tough2 with the solver for mechanics Code_aster®. Proceedings, Tough symposium 2012. Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, California, September 17-19.
Vidal-Gilbert, S., Lahaie, F., Canto, N. (2011) – Geomechanical assessment of the CARBOLAB project, in situ CO2-ECBM laboratory, Oviedo, Asturias, Spain. CO2CRC Research Symposium, 29/11/2011 – 01/12/2011,
Adelaide, Australie.
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94
biomasse
biomasse et stockage géologique, un couplage tourné vers l’avenir
La biomasse et le stockage
géologique du carbone (CCS) sont
deux méthodes ayant un grand
potentiel dans la réduction des
émissions de CO2.
Leur bilan carbone respectif tend
vers la neutralité et évite
une contribution à l’augmentation
du CO2 dans l’atmosphère.
En revanche, le couplage
de ces deux techniques conduit
à pomper activement le carbone
de l’atmosphère et engendrer
des bilans négatifs.
De plus, la spécificité des gaz
de biomasse capturés ouvre
des perspectives sur de nouveaux
moyens de sécurisation
des sites de stockage.
Sébastien Dupraz
BRGM
Ingénieur en biogéochimie
s.dupraz@brgm.fr
Antonin Fabbri
École nationale des travaux publics
de l’État (ENTPE)
Chargé de recherche
antonin.fabbri@entpe.fr
Centrale de co-combustion charbon/bois
(copeaux de bois au premier plan).
Biomass co-firing boilers using coal and wood (wood
chips in the foreground).
© Alstom.com
Biomasse et
stockage géologique,
un couplage
tourné vers l’avenir
Qu’appelle-t-on biomasse ?
Le terme « biomasse » peut avoir différentes significations selon le domaine dans lequel
il est utilisé. En biologie, il désigne la quantité de masse organique constituée par
les êtres vivants. Dans le domaine de l’énergie, ce terme fait plus largement référence
aux technologies qui associent une production d’énergie électrique ou de chaleur avec
la combustion d’un matériel d’origine biologique. Ce combustible peut provenir du secteur
agricole (cultures dédiées ou non, résidus de culture), forestier (bois, déchets de scierie et
d’élagage, sols de forêt) ou des filières de retraitement des déchets organiques (eaux usées,
déchets alimentaires). Ces matières premières sont ensuite traitées (homogénéisation,
densification) afin d’être utilisées de façon rentable dans le procédé de combustion choisi
(figure 1). À l’heure actuelle, la filière biomasse est principalement constituée d’unités de
combustion lignocellulosique (bois et déchets végétaux) qui produisent de l’électricité.
Toutefois, cette combustion n’a pas forcément lieu sur un site industriel ; elle peut être
réalisée directement par les consommateurs, comme c’est le cas pour les biocarburants
(bioéthanol, biodiesel).
Dans le cadre des approches respectueuses de l’environnement et des énergies dites
renouvelables, la biomasse est largement citée. Cependant, son caractère renouvelable
est attaché à la condition stricte que les ressources consommées soient renouvelées ou

Fig. 1 : Trois grandes filières sont identifiées
en fonction du type de procédé utilisé :
la fermentation par les micro-organismes,
les systèmes de combustion directe
et les transformations en gaz
ou liquides combustibles.
Fig. 1: Three major sectors are identified
according to with the chosen process:
fermentation by microorganisms, direct
combustion systems and transformations
into gas or liquid fuels.
© S. Dupraz.
produites en quantités équivalentes. Ainsi, une centrale
thermique, qui consomme le bois d’une exploitation
forestière qui en vend autant qu’elle en fait pousser,
est à l’équilibre. Ce qui n’est évidemment pas le cas des
systèmes tirant parti de zones non replantées.
C’est ce caractère unique qui joue à la fois le rôle d’atout
et de faiblesse de la biomasse. En effet, la biomasse est
foncièrement limitée par ses ressources en matières
biologiques renouvelables dont la production est
restreinte. Les raisons sont diverses mais tiennent
principalement à la pression imposée par l’occupation
des sols cultivables (compétition avec l’industrie
alimentaire, ressources en eaux, transport). Par ailleurs,
l’exploitation de surfaces cultivables supplémentaires
est elle-même assez réduite. Des études récentes ont
notamment démontré que, sur des projections en 2050
et avec les scénarios les plus optimistes, des pays tels
que l’Angleterre ne pouvaient espérer atteindre 10 % de
leurs besoins énergétiques avec ces seules technologies
(Bioenergy CCC report, 2011). D’un autre côté, cette filière,
même si aujourd’hui sa production demeure modeste,
possède un avantage unique lié à la spécificité de sa
ressource. La biomasse n’est pas seulement renouvelable,
elle est aussi théoriquement neutre en termes
d’émissions de CO2. Sa combustion conduit naturellement
à une émission de CO2, mais ce dernier provient
en totalité d’un matériau qui s’est construit en puisant
le CO2 atmosphérique (photosynthèse)… On ne rejette
donc que ce que l’on avait préalablement prélevé
(figure 3 - cas 1). Ceci demeure vrai au regard du bilan
chimique des réactions. Il faut cependant modérer ce
propos en gardant à l’esprit que l’exploitation agricole
ou forestière, les transports, ainsi que le conditionnement
de ces matières premières ne sont pas exempts
biomass and geological storage, a future-oriented tandem
BIOMASSE
Fermentation
Gazéification
Combustion
d’émissions de CO2 concomitantes. Ces bilans carbones
restent toutefois très attractifs [Chum et al., in IPCC
bioenergy special report (2011)].
Le stockage géologique du carbone,
un outil performant de réduction
des émissions de gaz à effet de serre
Production de méthane
ou d’éthanol par digestion
anaérobique (Bioéthanol,
Anaerobic digestion into biogas,
Ad biogas).
Le captage, le transport et le stockage géologique du
carbone représentent une technologie développée
afin de réduire les émissions atmosphériques au droit
des plus gros émetteurs comme les cimenteries, les
centrales énergétiques de combustion de matières
fossiles (charbon, gaz, pétrole), les papeteries et la
sidérurgie (hauts fourneaux) (voir Géosciences n° 3
pages 72-85 et article d’I. Czernichowski, ce numéro).
Sur lit fluidisé circulant
(Circulating fluidized bed, CFB)
ou en pulvérisation avec
du charbon (Pulverized coal, PC).
Conversion de la biomasse en diesel
par des réactions de Fischer-Tropsch
(Biomass to Liquid, BtL).
Gazéification et combustion combinées
(Biomass Integrated gasification
combined cycle, BIGCC).
Gazéification plus méthanation
pour former un gaz naturel de synthèse
(Bio-Synthetic Natural Gas, BioSNG).
Le CCS est une technologie permettant
de réduire les émissions atmosphériques
au droit des plus gros émetteurs.
95
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

96
biomasse et stockage géologique, un couplage tourné vers l’avenir
La première étape, le captage, consiste à récupérer et
purifier le carbone émis. Pour ce faire, il existe trois
procédés distincts :
– les procédés postcombustion, qui permettent
d’extraire par des solvants aminés le CO2 produit lors
des phases de combustion. Cependant, ces solvants
doivent être recyclés et peuvent être à l’origine de
problèmes de corrosion ;
– les procédés d’oxycombustion, lorsque la combustion
est réalisée sous oxygène pur au lieu de l’air. Il en résulte
une combustion plus complète et une isolation du
CO2 facilitée ;
– les procédés de précombustion, lorsque l’extraction
du carbone est effectuée avant la combustion. Le
combustible est chauffé à 700 °C sous atmosphère
appauvrie en oxygène afin de produire un gaz de
synthèse (CO + H2). Ce dernier est ensuite converti par
de l’eau en CO2 et H2 facilement séparables.
Le CO2 extrait doit ensuite être transporté vers le lieu
de stockage sous forme liquide (transport maritime,
par exemple), de gaz dense ou supercritique (transport
par pipeline). L’ultime étape consiste à injecter et
stocker le CO2 de façon pérenne dans le sous-sol, à une
profondeur généralement supérieure à 800 mètres,
CO2
Unité CCS
CO2
afin de maintenir l’état supercritique du CO2 injecté
(figure 2).
Les zones de stockage doivent répondre aux exigences
de sécurité vis-à-vis des risques de fuite (stabilité et
imperméabilité des couches supérieures) et des performances
recherchées (volume de stockage, bonne
injectivité). Les sites les plus communément ciblés sont
les réservoirs de gaz épuisés et les aquifères profonds
salins. Ces derniers offrant l’avantage d’être géographiquement
bien répartis et d’avoir une grande capacité
de stockage (les experts l’estiment à plusieurs milliers
de gigatonnes (1) ). D’autres voies telles que les stockages
dans les veines de charbon et dans les roches basiques
et ultrabasiques sont également à l’étude.
Le système CCS permet, comme dans le cas de la
biomasse, de réduire considérablement les émissions
de CO2 sans pour autant les annuler (présence d’émissions
annexes non captables). Notons également que,
en raison du coût énergétique associé aux opérations
de captage, de transport et d’injection, la quantité
de CO2 captée est toujours supérieure à la quantité
de CO2 évitée.
(1) Source : www2.ademe.fr/servlet/getDoc?cid=96&m=3&id=25109&ref=1
4226&p1=111 - «La capture et le stockage géologique du CO2», ADEME,
BRGM, IFP, 2005.
Procédés
biomasse Fig. 2 : Le couplage Bio-CCS
est actuellement la seule
solution industrielle
applicable rapidement
et à grande échelle
pour capter le CO2
atmosphérique.
Fig. 2: The Bio-CCS
combination is presently
the only industrial solution
that can be quickly applied
on a large scale to capture
atmospheric CO2.
Source : JTF Bio-CCS report, 2012..

Photosynthèse
CO2 atmosphérique
CO2 émis
Cas 1 : Cycle du carbone pour un système biomasse
sans captage et stockage du CO2
Fig. 3 : Bilan négatif et CCS. La photosynthèse génère grâce au soleil et
au CO2 la biomasse nécessaire à la production d’énergie ou de chaleur
lors de la combustion. Le CO2 est ainsi renvoyé dans l’atmosphère
où il est prélevé (à gauche). En cas de couplage CCS, la plupart du CO2
provenant initialement de l’atmosphère est stocké dans le sol (à droite).
Un couplage à bilan potentiellement
négatif mais à résultat positif !
En résumé, ces deux technologies, biomasse et CCS,
permettent de réduire fortement les émissions de CO2.
Cependant, le fait de les coupler pourrait s’avérer encore
plus attractif. En effet, si les émissions d’une centrale
électrique fonctionnant avec de la biomasse végétale
sont captées et injectées dans un réservoir géologique,
le bilan n’est plus seulement neutre, il peut devenir, sous
certaines conditions, négatif (Laude et al., 2011).
En d’autres termes, cela est globalement équivalent à
un pompage et un stockage du carbone initialement
présent dans l’atmosphère (figure 3). Il faut en outre
réaliser que c’est la seule technologie de production
d’énergie suffisamment mature, à ce jour, permettant
une réduction nette du CO2 présent dans l’atmosphère.
Il y a donc là une avancée significative par rapport
aux projets qui visent uniquement une réduction des
émissions de gaz à effet de serre. Nous sommes passés
d’un système palliatif à un système curatif. Le bio-CCS
serait ainsi capable de séquestrer 10 milliards de tonnes
de CO2 par an à partir de l’atmosphère d’ici 2050
(JTF Bio-CCS report, 2012).
biomass and geological storage, a future-oriented tandem
Photosynthèse
CO2 atmosphérique
Il faut cependant garder à l’esprit qu’il existe une
grande diversité de technologies biomasse. En fonction
de celles-ci, le couplage avec le stockage géologique peut
être plus ou moins pertinent. En effet, comme
dans tout système CCS, la technologie Biomasse-CCS
nécessite une étape, souvent très coûteuse, de capture
du CO2 émis. Cependant, certaines technologies
biomasse incluent déjà dans leurs procédés des étapes
semblables à des procédés de capture, permettant ainsi
de réduire significativement les coûts additionnels
associés à cette étape. C’est le cas notamment des
productions de bioéthanol par fermentation ou des centrales
de production de gaz de synthèse. Dans le premier
cas, les émissions de gaz sont très enrichies en CO2 ; elles
ne nécessitent généralement pas de captage supplémentaire.
Dans le second cas, le processus qui permet de
générer les gaz de synthèse est identique à un processus
de captage par précombustion. De tels systèmes représentent
une aubaine pour le couplage, puisqu’ils sont
déjà entièrement adaptables à un stockage géologique.
Captage
CO2 émis
Cas 2 : Cycle du carbone pour un système biomasse
avec captage et stockage du CO2
Transport
et stockage
du CO2
Fig. 3: Negative balance and CCS. With sun, photosynthesis generates the
biomass that will be used for heat and power production during combustion.
CO2 is thus sent back to the atmosphere where it came from (case at left).
If coupling with CCS is effected, the main CO2 flow, drawn originally from
the atmosphere, is stored in the ground (case at right). © A. Fabbri.
Le couplage de deux technologies, biomasse et CCS,
permet de réduire fortement les émissions de CO2.
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
97

98
biomasse et stockage géologique, un couplage tourné vers l’avenir
Vers un développement
à grande échelle ?
Un des freins majeurs au développement à grande
échelle de cette technologie découle cependant de son
aspect innovant : légalement, les émissions négatives
ne sont pas encore comptabilisées au niveau européen.
Cette lacune constitue un véritable frein pour le
déploiement et la rentabilité de ces couplages.
L’International Energy Agency (IEA) l’a bien compris
et propose depuis peu l’utilisation d’un potentiel dit
« technique » afin de qualifier plus justement ces
systèmes. Ce potentiel technique comptabilise ainsi à
la fois les réductions de CO2 (par rapport à un schéma
initial de référence) et le CO2 négatif. Par exemple, si une
centrale à charbon qui émet 5 millions de tonnes (Mt)
de CO2 par an est remplacée par un couplage biomassestockage
géologique qui séquestre 4 Mt par an, on
obtient 5 Mt de réduction par rapport au schéma initial
et 4 Mt d’émission négative. Au final, un potentiel
technique de 9 Mt (4 + 5) est comptabilisé. Ainsi, l’équilibre
économique de ce système, couplant deux
procédés relativement onéreux, ne peut passer que
par une politique environnementale stricte valorisant
les procédés de production d’énergie ayant un bilan
carbone négatif (JTF Bio-CCS report, 2012).
Un des freins majeurs
au développement de cette technologie
est que les émissions négatives
ne sont pas encore comptabilisées.
La spécificité du couplage entre biomasse et stockage
géologique du carbone ne s’arrête pas uniquement à
une modification du bilan carbone. Ce couplage influence
également de façon notable la composition des gaz
annexes associés au CO2. Ces gaz accompagnent sous
forme d’impuretés le CO2 stocké. Généralement, leur
présence est contrôlée et limitée en raison des problèmes
de corrosion et de perte de compressibilité qu’ils provoquent.
Cependant, leur abattement lors des processus
de purification est rarement total, il en subsiste toujours
quelques pour cents. La composition en gaz annexes
varie en fonction de la nature du combustible utilisé,
de la combustion elle-même, mais également du
processus de capture appliqué. Par exemple, la combustion
de gaz naturel est relativement propre et ne génère
pas de gaz annexes comparativement aux combustions
d’autres substances fossiles. De même, les processus
oxydatifs (combustion et oxycombustion) impliquent
la présence de gaz oxydés (O 2, SO 2, NO), alors que les
captures par précombustion induisent la présence de
gaz réduits (H 2S, H 2, CO, CH 4). Dans le cas de la biomasse,
hormis les variations associées au mode de capture, on
observe globalement une quantité notable de carbone
organique volatil ou COV (IPCC, 2001). Les COV représentent
un ensemble de molécules organiques de
faible poids émis lors de la combustion. Ces composés
organiques, combinés aux autres gaz annexes, peuvent
jouer un rôle de stimulateur pour la réactivité biogéochimique
des zones de stockage. Plusieurs études ont
souligné la pertinence d’étudier les réactivités biogéochimiques
dans le cadre du CCS (Ménez et al., 2007 ;
IEAGHG). L’activité microbiologique est contrainte par
des limites de viabilité (température, pression, salinité,
présence d’eau, espace poral suffisant), la présence de
source d’énergie appropriée (inorganique ou organique), la
disponibilité d’éléments chimiques limitants (principalement
l’azote et le phosphore) et enfin l’auxotrophie
(molécule organique non synthétisable, mais nécessaire à
Combustion de pellets
de bois dans
une chaudière.
Wood pellet
combustion inside a
boiler.
© thehelpfulengineer.com

Biominéraux
Carbone
organique volatil
CO2
2- 2+ CO + M ➔ MCO3
3
S2- + M2+ ➔ MS
Respiration
et fermentation
la croissance). L’injection d’un flux de CO2 issu de la
biomasse, et donc enrichi en COV, permettrait de
fournir une source d’énergie organique ainsi que des
molécules stimulant les auxotrophes. Les populations
microbiennes stimulées peuvent alors générer des
minéraux sulfurés ou carbonatés (biominéralisation),
ainsi que des substances polysaccharidiques formant
des biofilms (figure 4). Dans les deux cas, ces processus
entraînent une imperméabilisation de la zone. Le CO2
supercritique étant un puissant bactéricide, il est cependant
raisonnable de penser que cette stimulation
biogéochimique ne serait effective qu’en périphérie
de la zone de stockage. Or, l’imperméabilisation des
zones périphériques pourrait représenter une sécurité
supplémentaire contre le risque de fuite.
biomass and geological storage, a future-oriented tandem
Exopolymères
cellulaires
Assimilation
et anabolisme
SO 4 2-
Fig. 4 : Exemple de biofilm
de bactéries sulfatoréductrices
sur interface minérale (en haut).
Schématisation des interactions
possibles avec la biosphère
microbienne (en bas) :
les COV et le SO 2-
4 permettent
des réactions de respiration
et de fermentation qui génèrent
du sulfure d’hydrogène ainsi que
des carbonates. En présence de cations
(e.g. Ca2+ , Mg2+ , Fe2+ /Fe3+ ), ceux-ci
peuvent précipiter. Le carbone des
COV et du CO2 peut être également
assimilé et utilisé pour la synthèse
osidique des composés (EPS)
qui constituent les biofilms.
Fig. 4: An example of a sulfate-reducing
bacteria biofilm on a mineral substrate
(above). Mapping of possible
interactions with the microbial
biosphere (below): VOC and SO 2-
4 allow
respiration and fermentation reactions
to take place producing sulfide and
carbonate. In the presence of cations
(e.g. Ca2+ , Mg2+ , Fe2+ /Fe3+ ), they may
precipitate. VOC carbon and CO2 could
also be assimilated and used for osidic
synthesis of components (EPS),
which are constitutive of the biofilms.
© S. Dupraz.
Un enjeu important de la recherche actuelle est donc
de mieux quantifier et comprendre l’impact de ces
activations biologiques sur l’injectivité (risques de
colmatage, dissolution…) et sur le comportement à long
terme du stockage (impact sur les couches géologiques
supérieures en cas de fuite, imperméabilisation par
production de biofilms…). Ô
L’imperméabilisation des zones
périphériques pourrait représenter
une sécurité supplémentaire
contre le risque de fuite.
Biomass and geological
storage, a futureoriented
tandem
Today, biomass encompasses
a set of technologies that
provide energy with CO2
emissions which tend to be
neutral. On the other side,
carbon capture and storage
(CCS) is a mitigation system
that allows a strong reduction
of CO2 emissions when
installed on emitters.
These two technologies can be
coupled together (Bio-CCS)
and with their cumulative
effect in terms of reduction
thereby leading to potential
negative CO2 emissions
(i.e. carbon is sequestrated
from the atmosphere).
Nevertheless, although the
expected effect is promising,
European legislation still does
not recognize this type of
reduction and so no specific
economic stimulus is provided
for deploying such
associations. However, with a
potential negative emission of
ten billion tonnes of CO2 every
year by 2050, Bio-CCS is still
the sole large-scale option
available that directly reduces
atmospheric CO2. Moreover,
the CO2 originating from
biomass processes contains
significant amounts of volatile
organic carbon that may
induce a microbial reactivity
during sequestration in the
subsurface. Among
the possible effects,
biomineralization and biofilm
formation may increase the
security of the sites by sealing
the peripheral zones
surrounding them.
Bibliographie : Bioenergy review. The Committee on Climate Change (CCC), December 2011. Biomass with CO2 Capture and Storage (Bio-CCS), the way forward for Europe. EBTP/ZEP Joint Taskforce Bio-CCS report
(2012). Chum, H., Faaij A., Moreira J., Berndes G., Dhamija P., Dong H., Gabrielle B., Goss Eng A., Lucht W., Mapako M., Masera Cerutti O., McIntyre T., Minowa T., Pingoud K. (2011) – Bioenergy. In IPCC Special Report
on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlomer, C. von Stechow (eds)],
Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA. IPCC Third Assessment Report: Climate Change (2001) –TAR Working Group I: The Scientific Basis. IEAGHG, “Microbial effects on
CO2 storage”, 2012/TR3, October 2012. Laude A., Ricci O., Bureau G., Royer-Adnot J., Fabbri A. (2011) – CO2 Capture and Storage from a Bioethanol Plant: Carbon Footprint and Economic Assessment, International
Journal of Greenhouse Gas Control 5, pp1220-1231. Ménez B., Dupraz S., Gérard E., Guyot F., Rommevaux-Jestin C., Libert M., Jullien M., Michel C., Delorme F., Battaglia-Brunet F., Ignatiadis I., Garcia B.,
Blanchet D., Huc A. Y., Haeseler F., Oger P., Dromart G., Ollivier B. et Magot M. (2007) – Impact of the deep biosphere on CO2 storage performance. Geotechnologien Science Report, 9, 150-163.

100
stockage énergie
le stockage souterrain de l’énergie
Louis-Marie Jacquelin
Directeur du développement
de l’activité innovation
ENEA Consulting, cabinet de conseil
en énergie pour l’industrie
Louis-marie.jacquelin@enea-consulting.com
Anne-Gaëlle Bader
BRGM, Direction Géoressources
ag.bader@brgm.fr
Descente des tubes de forage sur le chantier du Reichstag,
Berlin, un projet pilote de stockage d’énergie.
Installation of well casings at the Reichstag (Berlin),
a pilot project of energy storage.
© GTN Geothermie Neubrandenburg GmbH.
Le stockage
souterrain
de l’énergie
L’objectif européen des 20 % d’énergie renouvelable,
dont une large part d’énergie intermittente comme l’éolien
et le solaire, soulève des problématiques tant de coûts
que de gestion de l’intermittence pour garantir la stabilité
des réseaux. Le stockage massif de l’énergie,
qu’elle soit électrique ou thermique, est amené à jouer
un rôle clef parmi le panel des solutions possibles,
grâce à sa pertinence tant technologique qu’écologique.
Plusieurs technologies sont envisageables pour exploiter
les volumes de stockage du sous-sol et donc les quantités
d’énergie nécessaires.
Le réseau électrique européen est conçu pour résister à de nombreux aléas : événements
climatiques (en France, une baisse de 1 °C de la température en hiver entraîne une
augmentation de la puissance appelée de 2,3 GW), pertes d’ouvrages de production,
etc. Plusieurs solutions sont mises en place conjointement pour assurer cette gestion : des
moyens de production flexibles, l’interconnexion des réseaux de distribution, ainsi que des
moyens de maîtrise de la demande en énergie (MDE). Cependant, l’équilibre offre/demande
d’électricité, nécessaire au fonctionnement des réseaux électriques, est aujourd’hui
fragilisé par l’accroissement des usages électriques et le recours croissant à des solutions
de production intermittentes d’électricité, éolien principalement. Les fluctuations de
production, dictées par les aléas météorologiques, sont indépendantes de la consommation.
Il faut donc gérer des situations nouvelles : surproduction d’électricité en période
creuse, moyens de production aléatoires en période de pointe.
La volatilité accrue des prix de l’électricité est un indicateur de ces tensions. Le 8 février 2012,
un pic de 102 GW de consommation atteint en France a porté ponctuellement à 2 000 €
le prix du MWh sur les marchés. À l’inverse, des épisodes de prix négatifs à -500 €/MWh
ont été observés en Allemagne en 2010 : en cas de surproduction, le gestionnaire de réseau
doit trouver des moyens pour inciter à la consommation et dissiper les surplus d’énergie
renouvelable ayant priorité sur le réseau.

Le stockage d’énergie est une solution d’appoint aux
moyens traditionnels de production de pointe, dont
on voit poindre les limites (techniques, mais surtout
environnementales et géopolitiques). C’est à la fois un
moyen technique et une opportunité économique de
tirer parti de la volatilité du marché de l’électricité pour
générer des bénéfices, ou réduire les coûts induits par
la consommation d’électricité. L’ensemble des acteurs
ayant la possibilité de stocker de l’énergie (industriels,
collectivités ou particuliers) peut profiter de cette opportunité.
Au-delà des intérêts techniques et économiques,
le stockage d’énergie s’inscrit dans une stratégie globale
pour parvenir à un mix-énergétique décarboné.
Des objectifs tant européens que nationaux fixent
un cadre ambitieux au développement des énergies
renouvelables et récupérables. Leur déploiement à
grande échelle ne pourra se faire sans le développement
lié de solutions compensant leur caractère intermittent.
Le couplage des énergies renouvelables intermittentes
et du stockage trouve ainsi tout son sens dans une
recherche de cohérence environnementale des
politiques énergétiques. Ce constat est d’ailleurs aussi
vrai pour l’électricité que pour l’énergie thermique :
certaines énergies récupérables, liées à l’incinération
par exemple, peuvent également dépasser les besoins
à un instant donné, comme c’est fréquemment le
cas en été (voir encadré sur Geostocal ci-après). L’énergie
thermique a cette spécificité supplémentaire d’être
peu transportable et interconnectable : la gestion doit
en être encore plus locale, avec des variations tant de
production que de consommation qui varient fortement
aux différentes échelles de temps journalières, hebdomadaires
et saisonnières. Le stockage thermique est
donc tout aussi crucial que le stockage électrique.
Choix de la forme de l’énergie
et rôle du sous-sol
La forme de stockage d’énergie la plus adaptée dépend
de son usage final (électricité, chaleur, espèce chimique…).
Des stockages de faible volume, pour les véhicules ou
les particuliers par exemple, peuvent être intéressants.
À l’inverse, dans un grand nombre de cas, il faut s’orienter
vers un stockage de taille beaucoup plus importante,
du même ordre de grandeur que les centrales thermiques
ou que les STEP (1) (solution de stockage aujourd’hui
prépondérante comme le montre la figure 1). À ces
échelles, des volumes de plusieurs millions de mètres
cubes sont nécessaires, avec la capacité de répondre
(1) STEP : station de transfert d’énergie par pompage. Il s’agit de remonter de l’eau
dans les barrages hydrauliques en heure creuse, pour la turbiner en heure de
pointe.
STEP
140 000 MW
underground energy storage
à des contraintes d’étanchéité ou de maintien en
température et en pression. Pour plusieurs applications,
le sous-sol offre des opportunités économiquement et
techniquement plus intéressantes que les équivalents
en surface.
Pour chacune des technologies de stockage, des
recherches sont encore nécessaires avant d’aboutir à
des projets industriels. C’est l’un des rôles de l’IEED
Géodénergies, dont le montage a été coordonné par le
BRGM et dont ENEA Consulting est également membre
fondateur (voir tribune p. 108 ce numéro).
10 heures
Heures
Minutes
Secondes
CAES Conventionnel : 477 MW
Batteries Sodium-Soufre : 400 MW
Batteries Plomb-Acide : 45 MW
Batteries Lithium-Ion : 45 MW
Batteries Nickel-Cadmium : 40 MW
Batteries Red-Ox : 3 MW
Fig. 1 : Puissances de stockage (STEP, CAES et batteries) installées dans le monde.
Fig. 1: Worldwide installed storage capacities (STEP, CAES and batteries).
Source : EDF R&D
Temps
de décharge Énergie
Hydrogène
et PaC
Lithium-Ion
Plomb-Acide
Nickel-Cadmium
Super
condensateurs
Red-Ox
Zinc-
Bromine
Volants
d’inertie
CAES STEP
Red-Ox
Vanadium
STEP
Marines
Stockage thermique d’électricité
Sodium-Soufre
SMES
Puissance
1 kW 10 kW 100 kW 1 MW 10 MW 100 MW 1 GW Puissance
Technologies impliquant l'usage du sous-sol
Fig. 2 : Cartographie
des moyens de stockage
stationnaire d’électricité
selon leurs temps de
décharge et puissance
typiques.
Fig. 2: Graph of
the stationary means
for storing electricity
versus their typical
discharge time
and power level.
© ENEA Consulting.
101
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

102
Charge
électrique
le stockage souterrain de l’énergie
Convertir l’énergie stockée en électricité, pour la retransformer
ensuite en une autre forme d’énergie, n’est
pas toujours la solution la plus efficiente ; le choix des
solutions de stockage dépendra donc des applications
finales de l’énergie stockée.
Selon les durées de stockage, les volumes ainsi que les
usages souhaités, différents vecteurs chimiques ou
mécaniques seront choisis. En particulier, pour le stockage
stationnaire d’électricité, les paramètres importants
sont les suivants :
– la puissance disponible (en MW) et la capacité énergétique
(en MWh) ;
– le temps de réaction ;
– l’efficacité (en MWh out/MWh in) ;
– la durée de vie.
La figure 2 positionne les technologies selon leurs temps
de décharge et puissance typiques.
Le stockage souterrain de l’électricité
Les STEP souterraines
Le principal vecteur de stockage de masse utilisé aujourd’hui
est le transfert d’eau entre un réservoir haut et un réservoir
bas, avec une capacité mondiale installée de 140 000 MW.
Les nouvelles constructions sont difficiles aujourd’hui
du fait de la rareté des sites adaptés et des difficultés
d’acceptation sociale de nouveaux sites. L’utilisation de
cavités souterraines comme réservoir bas permet de
s’affranchir des impacts visuels et d’utiliser de larges cours
d’eau comme réservoirs hauts possibles. Plusieurs projets
ont été étudiés, notamment au Canada et au Japon, mais
les coûts liés aux forages et aux excavations nécessaires
ont freiné ou stoppé leur développement.
Air ambiant
Moteur
Compresseur
Cavité
géologique
Préchauffe
Le CAES (Compressed Air Energy Storage) (2)
Le principe du CAES est de stocker de l’air comprimé
en heure creuse pour le délivrer en heure de pointe
en s’appuyant sur le fait qu’une turbine à gaz utilise
environ un tiers de sa puissance pour comprimer l’air à
l’entrée, puissance qui dès lors n’est pas vendue au réseau
(figure 3). Choisir de perdre cette puissance en heure
creuse plutôt qu’en heure de pointe permet de faire
des économies substantielles : c’est un bon exemple
d’intégration d’un stockage d’énergie dans un procédé
industriel, en tirant parti d’une étape de compression
très coûteuse en énergie mais inévitable. Le stockage
permet de décorréler la consommation électrique de
son utilisation. Ici, c’est grâce à une caverne souterraine
(cavité saline ou minière, par exemple) qui peut
contenir une grande quantité d’air comprimé, à des
coûts variant de 0,5 à 25 €/kWh.
Les coûts d’investissements des CAES sont compétitifs
avec les coûts des STEP ; ils varient entre 400 et
1 200 €/kW. Aujourd’hui, deux unités sont en fonctionnement
: une à Huntorf (Allemagne) de 290 MW et une
seconde en Alabama (États-Unis) de 110 MW ; d’autres
unités sont à l’étude.
L’inconvénient majeur de cette solution est sa faible
efficacité. Contrairement à la turbine à gaz, la chaleur
des gaz post-compression est perdue. Le rendement
global du système est inférieur à 50 %. Le AA-CAES
(Advanced Adiabatic CAES) intègre un système de
stockage thermique pour récupérer ces flux de chaleur
lors de la phase de compression mais nécessite encore
un effort de recherche pour diminuer les coûts du
stockage thermique. Un premier pilote de 2,7 GW est
prévu pour 2013 en Ohio (États-Unis).
(2) Stockage d’air comprimé.
Gaz
Chambre
de combustion
Turbine Gaz brûlés
Alternateur
Décharge
électrique
Fig. 3 : Schéma
de principe
d’une installation
CAES souterraine.
Fig. 3: Outline
diagram for an
underground CAES
installation.
© ENEA Consulting.

Le stockage géologique est la technologie la plus prometteuse
pour stocker de grandes quantités d’hydrogène à moindre coût.
Le stockage géologique d’hydrogène
L’hydrogène est considéré comme un support énergétique
de haute performance capable de remplacer
jusqu’à 60 % du gaz naturel utilisé pour des activités
non industrielles. Et si actuellement la production
d’hydrogène nécessite l’utilisation de combustibles
fossiles, elle pourra, dans un futur proche, à partir de
l’électrolyse de l’eau, tendre vers une production
faiblement carbonée en utilisant de l’électricité
d’origine renouvelable. L’hydrogène a donc le potentiel
pour être un support de stockage d’énergie thermique
par combustion (décarbonée) ou électrique, en utilisant
des piles à combustible/électrolyseurs (figure 4).
Le stockage géologique est probablement la technologie
la plus prometteuse pour stocker de grandes
quantités d’hydrogène à moindre coût. Le stockage
souterrain présente également des garanties de sécurité
en raison de l’absence de contact avec l’oxygène
de l’atmosphère. Plusieurs solutions techniques sont
envisageables pour un tel stockage.
Le stockage en cavité saline est d’ores et déjà une
solution aux États-Unis et en Grande Bretagne. Le
stockage en milieu poreux (champs d’hydrocarbures
déplétés ou nappes aquifères) pourrait être une
alternative, à condition que le taux de récupération
Solaire
Hydroélectricité
Solaire
Photovoltaïque
thermique
Éolien
FOURNITURE
Biomasse
Gaz naturel
Électricité
nucléaire
Charbon
DEMANDE
TRANSPORT
ÉNERGIIES RENOUVELABLES
HABITA TA A
ÉLECTROLY LY
STOCKAGE
H2
PILES À COMBUSTIBLE
AT
T T
SE L
INDUSTRIE
underground energy storage
soit économiquement viable et que la qualité gaz soit
assurée. Cette solution pourrait présenter un double
avantage par rapport au stockage en cavité : les formations
poreuses sont plus fréquentes et mieux réparties
que les formations salines et elles présentent des
volumes de stockage plus importants.
Il est nécessaire, pour développer ces solutions de
stockage, de mieux connaître et de mieux contraindre
les phénomènes qui pourraient altérer la ressource tant
en quantité qu’en qualité. Il peut s’agir de fuites liées à
la petite taille et à la grande mobilité de la molécule
d’hydrogène, des phénomènes diffusifs au travers des
encaissants (sel, marne, argile…) ainsi que les processus
de bioconsommation de l’hydrogène par les bactéries
du sous-sol qui produisent du méthane ou de l’H 2S au
détriment de l’hydrogène.
Un certain nombre d’organismes gouvernementaux
étrangers, principalement aux États-Unis, en Allemagne
et en Russie, financent déjà des travaux de recherche
sur la faisabilité d’un stockage géologique d’hydrogène.
La Commission européenne soutient également
plusieurs initiatives de recherche. En Argentine, le projet
HyChico a pour but de convertir le stockage de gaz
naturel Diadema en stockage d’hydrogène. Les premiers
tests d’injection d’hydrogène sont prévus en 2013.
H2
Transport
Puit A Puit B
Couche salifère
CAVITÉ SALINE
Terrains
sus-jacents
Cavité saline
Compression
Terrains
sus-jacents
Couverture
Injection
Puit
d’injection
Fig. 4 : La place
du stockage
dans la chaîne
de l’hydrogène.
Fig. 4: The role
of storage
in the hydrogen
economy.
© BRGM.
RÉSERVOIR DÉPLÉTÉ OU AQUIFÈRE
Puit de
contrôle
Réservoir poreux
103
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

104
le stockage souterrain de l’énergie
Marché et perspectives
Le marché du stockage d’électricité est un marché dont
le développement est assez récent. Toutes technologies
confondues, il est estimé en 2010 à 4,5 G€ dans le monde.
Trois pourcents de la capacité mondiale de stockage
se trouve actuellement en France (4 GW) dans des
sites équipés de systèmes de transfert d’énergie par
pompage (DGEC, 2010).
Le déploiement de la filière à grande échelle est totalement
corrélé au maintien des politiques climatiques
tant nationales que transnationales. Dans un scénario
à 30 % de production d’électricité à partir d’énergie
renouvelable, l’Europe occidentale aura besoin de près
de 90 GW de stockage selon l’Agence internationale
de l’énergie, soit 60 GW de plus qu’actuellement (3) .
Au niveau mondial, le marché du stockage de l’énergie
devrait atteindre 16 à 34 G€ (4) en 2020, essentiellement
en Europe. En dehors des STEP classiques, le marché
européen du stockage de l’énergie dans le sol pourrait
(3) Prospects for Large-Scale Energy Storage in Decarbonised Power Grids,
IEA 2009.
(4) DGEC – L’industrie des énergies décarbonées en 2010.
Fig. 5 : Répartition
des principaux projets
de stockage de chaleur
et de froid en sous-sol
(UTES) dans le monde.
Fig. 5: Distribution
of the main UTES
projects worldwide for
storing heat and cold.
© ENEA Consulting.
15 %
représenter jusqu’à la moitié des nouveaux dispositifs
de stockage d’ici à 2020, soit entre 6 et 16 G€ en 2020.
La part française du parc éolien européen devrait
atteindre 20 % en 2020. Cette industrie étant la principale
source d’intermittence dans les réseaux, le marché
français du stockage de l’électricité peut être estimé
entre 1 et 3 G€ en 2020.
Le stockage thermique
Différentes solutions techniques
Le stockage thermique répond aux besoins de l’industrie,
du bâtiment tertiaire, et même du particulier. Le
système le plus répandu aujourd’hui est sans doute
le stockage diffus dans les ballons d’eau chaude pour
l’habitat. Produire l’eau chaude durant les périodes
creuses et la stocker permet d’éviter les surconsommations
d’électricité lors des périodes de pointe. De manière
similaire, des solutions de stockage de froid efficaces
existent pour les besoins en climatisation des bâtiments
collectifs, ou pour la production de froid industriel.
74 %
11 %

Des solutions centralisées existent également ou sont
en cours de développement. En premier lieu, l’utilisation
alternée des ressources géothermiques pour une
production de chaleur l’hiver et de froid l’été s’apparente
déjà à du stockage thermique, chaque phase participant
à la recharge de la ressource pour la suivante. Plus
spécifiquement pour les techniques dédiées, le
stockage en sous-sol de chaleur et de froid (UTES (5) )
peut globalement se segmenter en deux groupes
principaux :
– le stockage d’énergie thermique en aquifère (« système
ouvert ») ou ATES (6) ;
– le stockage dans des sondes géothermiques (« système
fermé ») ou BTES (7) .
Le marché des applications UTES, aujourd’hui dans la
majorité au stade de démonstrateurs, concerne essentiellement
:
– les bâtiments tertiaires : bureaux, hôpitaux et centres
commerciaux ;
– les serres agricoles ;
– les industries ;
– les réseaux de chaleur, dont la densité va augmenter
avec les incitations économiques et règlementaires à
l’augmentation de la part renouvelable au-delà de
50 % dans leur approvisionnement énergétique.
Les principales régions concernées par le marché du
stockage de chaleur et de froid en sous-sol sont l’Europe,
la Chine et l’Amérique du Nord (figure 5). Dans les années
1980, la Chine fut le précurseur du stockage d’énergie
thermique en aquifère avec 492 projets de stockage
de froid en 1984. C’est en Europe que l’UTES connaît
aujourd’hui le plus grand développement (figure 6).
Le marché actuel est estimé à environ 800 M€.
Les leaders des applications UTES en Europe sont
de loin les Pays-Bas et la Suède. Les Pays-Bas, grâce à
une hydrogéologie propice (nombreux aquifères
non circulants), dominent aujourd’hui l’essor de la
filière ATES, avec plus de mille projets (dont 80 %
des applications dans les bâtiments tertiaires). La Suède
quant à elle, affiche principalement des projets BTES.
On estime à 3 500 MWh la capacité actuelle de stockage
de chaleur et de froid en Europe, correspondant à
environ cinq mille emplois et un potentiel de marché
de 690 M€.
(5) UTES : Underground Thermal Energy Storage.
(6) ATES : Aquifer Thermal Energy Storage.
(7) BTES : Borehole Thermal Energy Storage.
Allemagne
24 %
Danemark 2 %
Norvège 3 %
underground energy storage
Belgique 1 %
Pays-Bas
36 %
Suède
34 %
Le secteur du stockage thermique souterrain est encore
peu développé aujourd’hui en France. Les deux projets de
stockage de chaleur en aquifère (plaine de la Crau, 1978 ;
les Yvelines, 1985) ont eu des résultats peu concluants,
essentiellement à cause de problèmes de colmatage et
de corrosion. Néanmoins, le potentiel de stockage, tant
dans les filières ATES que BTES, existe bel et bien dans
notre pays. Les compagnies de forages jouent un rôle
important, notamment dans la filière BTES ; plusieurs
centaines de puits par projet peuvent être forés à des
profondeurs comprises entre 50 et 200 mètres, voire
plus.
Perspectives
Les premières applications UTES ont connu de
nombreux problèmes techniques à l’instar des deux
projets ATES menés en France. Une amélioration de
la fiabilité technologique est donc nécessaire à leur
déploiement. Cette amélioration passe par un besoin
accru en R&D, notamment en thermo-mécanique pour
la durabilité de ces stockages, ainsi qu’en géochimie
et en hydrogéologie pour la filière ATES ; la maîtrise
des risques environnementaux associés aux deux filières
est également un enjeu. La nature du sol jouera aussi
un rôle clef pour l’efficacité des applications BTES.
Le développement des systèmes UTES est généralement
corrélé à l’évolution du prix des énergies fossiles.
Les pouvoirs publics jouent un rôle important dans la
maîtrise des incertitudes économiques, notamment
par le biais d’objectifs en termes d’efficacité des bâtiments
généralement accompagnés par la mise en
place de dispositifs d’incitation. À titre d’exemple, bien
qu’interrompue aujourd’hui, la mise en place d’un
Fig. 6 : Répartition
des principaux projets
UTES répertoriés
en Europe.
Fig. 6: Distribution of
the main UTES projects
listed in Europe.
© ENEA Consulting.
105
Géosciences • numéro 16 • mars 2013

106
le stockage souterrain de l’énergie
> Le projet GEOSTOCAL, combinaison optimisée
du stockage géologique d’énergie thermique et de la géothermie
Hervé Lesueur – BRGM, Direction Géoressources– h.lesueur@brgm.fr
Le projet ANR GEOSTOCAL, coordonné par le BRGM, a abordé
le stockage thermique de puissance (10 MW) sous l’angle de
l’optimisation technico-économique et environnementale ;
ce qui a induit l’étude d’une conception harmonieuse
des réseaux de distribution de chaleur et des ouvrages
géothermiques au Dogger dont la température est de
65 °C vers 1 700 mètres de profondeur. La source d’énergie
excédentaire est la vapeur issue de l’incinération des
ordures ménagères et la température de stockage retenue
est de 95 °C.
GEOSTOCAL a traité le cas d’un quartier devant être rénové
sur une durée de quinze ans. Un ancien réseau de chaleur
moyenne température est conservé et sera progressivement
déployé un réseau basse température (70 °C/40 °C) calibré
pour exploiter efficacement le stockage dont la puissance
s’adaptera à la demande thermique croissante des parties
rénovées.
GEOSTOCAL a montré que l’optimum, qui minimise à court
terme (moins de vingt ans) l’investissement et l’exploitation,
devait combiner une part d’exploitation géothermique
conventionnelle et une part de stockage géologique ; ce
qui procure toute la souplesse nécessaire lors des phases
d’apprentissage de la gestion prédictive du fonctionnement.
Pour cela, il a fallu modéliser le comportement thermique
du réservoir selon différents scénarios d’exploitation pour,
en particulier, définir une stratégie de minimisation des pertes
thermiques et des dépenses énergétiques pour le pompage ;
ce qui contribue à optimiser le taux d’énergie renouvelable
dans l’énergie livrée aux usagers.
Deux stratégies se détachent :
– La première enchaîne séquentiellement un puisage dans
le stock thermique, puis une exploitation conventionnelle
de la géothermie lorsque le stock est épuisé. Au début de
la saison de chauffe, la température de production est
supérieure à celle du départ réseau et décroît progressivement
pour, finalement, nécessiter un appoint. Dans ce cas,
seuls deux puits géothermiques sont nécessaires. Ils sont
réversibles (inversion du sens de circulation).
– La seconde mélange à la demande une part issue du stock
et une part issue directement du réservoir pour produire,
pratiquement durant toute la saison, un niveau de la
température proche de celui du départ réseau. Dans ce
cas, au moins trois puits sont nécessaires. Seul le puits de
stockage doit être réversible.
Dans les deux cas, le choix de sous-stocker ou sur-stocker
pendant la saison estivale reste à la discrétion de l’exploitant,
qui peut revoir sa stratégie chaque année. n
1 • Mode de déstockage de l’énergie
Réseau
de chaleur
Bulle chaude Bulle froide
2 • Mode de stockage de l’énergie
Échangeurs
thermiques
Aquifère salin
(réservoir de stockage)
Source de chaleur
excédentaire
Aquifères protégés
(eau potable)
Principe du système étudié par le projet GEOSTOCAL.
The principle underlying the system studied in the GEOSTOCAL project.
© IFP – BRGM.

crédit de 35 % en Belgique a abouti à une installation
d’une dizaine de démonstrateurs ATES en 1998 et 2005.
Les applications UTES sont en croissance régulière à
travers le monde. Dans les pays affichant les conditions
hydrogéologiques idéales, les applications ATES
connaissent une croissance annuelle estimée à 10 %.
Pour la filière BTES, grâce à des contraintes moindres
tant au niveau géologique que législatif, la croissance
pourrait dépasser 35 % selon les pays.
Ces estimations porteraient l’Europe à un marché
de 700 M€ pour la filière ATES et potentiellement
à plus de 900 M€ pour les applications BTES en
2020. Concernant la France, si les premiers pilotes
démarrent dans les trois prochaines années, le
potentiel du marché en 2020 est d’environ 200 M€,
pour une création de mille quatre cents emplois.
L’utilisation du sous-sol pour le stockage massif de
l’énergie, qu’il s’agisse d’électricité ou de chaleur,
va connaître de nouveaux développements dans les
années à venir, tirés par les besoins croissants des réseaux
énergétiques. Les compétences acquises pour le
stockage de gaz naturel, l’extraction d’hydrocarbures
et la géothermie seront nécessaires pour fournir des
solutions économiquement compétitives, et offriront
ainsi de nouveaux débouchés aux entreprises travaillant
aujourd’hui en sub-surface. n
underground energy storage
Underground energy storage
Energy storage is a rapidlygrowing
sector. The storage
of electricity is necessary
for the management of the
supply/demand balance of
electricity; whereas heat storage
aims at reducing overall energy
costs while at the same time
ensuring the supply of heat and
cold in an optimal manner with
respect to the operation of
the energy system as a whole.
The scales of the issues involved
require integrating a wide
spectrum of solutions, including
centralized solutions at scales
which make it difficult to solve
the economic equation if surface
facilities need to be depended on.
Research tends to be oriented
towards storing energy
underground, which requires
addressing a variety of vectors
(mechanical, chemical and
thermal). These vectors in turn
depend upon elements such
as characterization, boring and
excavation, all disciplines
Publicité
mastered by traditional players
concerned with the subsurface.
R&D efforts must still be engaged:
the meeting point between the
subsurface professions and energy
systems is a challenge which
must be dealt with to optimize
the entire system. However,
concerning underground solutions,
our existing know-how does
provide us with a substantial lead
in today’s technological
competition.
This competition is motivated
by the size of the markets that
are opening in France, mainly
in the area of thermal storage,
and more particularly in Europe
and internationally for the storage
of electricity, in countries that are
less interconnected or where wind
power has been developed more
aggressively. Looking towards
the future, however, only
sustained national energy and
environmental policies can ensure
a generalized implementation
of storage projects.

tribune
tribune
108
tribune
Laurent Jammes, Gabriel Marquette
Géodénergies : l’utilisation
rationnelle du sous-sol pour
décarboner le secteur de l’énergie
Laurent Jammes
Directeur Général Actys-BEE
Membre de l’équipe
de conception du projet
et partenaire de l’IEED
Géodénergies
laurent.jammes@actys-bee.com
Gabriel Marquette
Directeur des relations
industrielles – CNRS INSU
Membre de l’équipe
de conception du projet
et partenaire de l’IEED
Géodénergies
gabriel.marquette@cnrs-dir.fr
Le consortium Géodénergies (Géotechnologies pour décarboner
les énergies) vient d’être labélisé IEED (Institut d'excellence sur
les énergies décarbonnées) par l’Agence nationale pour la recherche
(ANR) et sera financé dans le cadre des Investissements d’avenir.
il se présente sous la forme d'un partenariat public/privé rassemblant
11 établissements publics et 21 industriels (dont 4 grands groupes,
4 entreprises moyennes et 13 PME/TPE), ainsi que 2 pôles de
compétitivité (S2E2 et Avenia). L’IEED Géodénergies entre
maintenant dans sa phase de montage.
À l’heure où les scénarios prédictifs du GIEC
(Groupement d'experts intergouvernemental
sur l'évolution du climat) montrent qu’une
augmentation d’au moins 2 degrés de la température
moyenne à l’horizon 2100 est
inévitable, toutes les options de réduction
des émissions atmosphériques de gaz à effet
de serre doivent être déployées.
Le sous-sol est une ressource clé dans cette
transition vers une économie décarbonée, et
plusieurs utilisations peuvent être envisagées:
(1) la chaleur de la terre peut être récupérée, et
> Partenaires du projet
Partenaires académiques : BRGM, IFPEN, CNRS
INSU, Mines Paris Tech, Université d’Orléans,
Université des Antilles et de la Guyane, IPGP,
Université de Lorraine, UPPA, IFSTTAR, CSTB
Pôles de compétitivité : Avenia, S2E2
Industriels : Total, Kappa, CGGVeritas,
GDF Suez, Entrepose Contracting, Fonroche
Géothermie, Électerre de France, Alcen,
Geostock, Géothermie Bouillante, Geogreen,
CFG Services, Hinicio, Enea Consulting,
Enertime, Solexperts, Cementys, Ecogeosafe,
Actys, Drillscan, Nosoco.tech
Avec le soutien des pôles de compétitivité
Capenergies, DREAM et des régions Centre
et Guadeloupe. ■
être utilisée en tant que telle ou pour produire
de l’électricité (géothermie) ; (2) le stockage
géologique du CO2 permet de limiter les émissions
de gaz à effet de serre des filières de
production d’électricité à partir des énergies
fossiles ; (3) enfin les caractéristiques des roches
permettent de stocker chaleur et électricité
sous différentes formes, offrant la possibilité
de pallier le problème de l’intermittence de
certaines sources d’énergie renouvelables, pour
une plus grande efficacité de la chaîne allant
de la production d’énergie à sa consommation.
Les enjeux spécifiques des
projets d’ingénierie du sous-sol
Le déploiement industriel de ces différentes
filières est fortement ralenti par une série d’obstacles
d’ordre technico-économique et
réglementaire, ainsi que par des enjeux
d’acceptabilité sociale. En effet, les projets
associés à ces différentes filières ont pour point
commun l’exploitation d’objets « géologiques »,
dont la description et les propriétés comportent
un certain niveau d’incertitude. Cette incertitude
– qui varie au cours de la vie d’un projet –
a des conséquences importantes en termes
d’efficacité et de sécurité des opérations si elle
n’est pas maîtrisée. Elle doit être prise en
compte dans la réglementation, dans les

guides de bonnes pratiques, dans les analyses
technico-économiques, et enfin lors des
discussions avec les parties prenantes de la
société civile. Enfin, la méconnaissance de
l’objet « sous-sol » par le grand public est aussi
un facteur de rejet des projets.
Dans ce contexte, la mission principale de
Géodénergies consiste à développer des technologies
et des procédures pour maximiser
la performance opérationnelle des projets
d’ingénierie du sous-sol au service des énergies
décarbonées – production de chaleur et
d’électricité, stockage de CO2 et stockage
d’énergie – tout en assurant une parfaite
maîtrise des risques associés aux opérations.
Des programmes de recherche
innovants et intégrateurs,
s’appuyant sur l’expertise
des équipes partenaires
Les différents programmes de recherche ont
été établis de façon à exploiter au maximum
les synergies entre filières, traitant d’abord les
verrous communs puis ceux plus spécifiques
aux différentes applications. Ces programmes
s’organisent donc en fonction des grandes
étapes de tout projet d’ingénierie du sous-sol :
des phases d’exploration/caractérisation aux
phases de conception et de construction, puis
à celles d’exploitation et enfin de fermeture
du site. Il s’agit, pour chaque phase projet,
d’identifier et de développer le portfolio de
technologies et de méthodologies nécessaires
à l’accomplissement des objectifs de la phase
en question (par exemple le contrôle de
l’injectivité – stockage de CO2 – ou de la
productivité – géothermie – en phase opérationnelle).
Des programmes plus transverses
intégreront les aspects techniques, économiques
et sociétaux, éventuellement dans une
perspective multi-filière, dans une tentative
d’optimisation globale de l’utilisation des
ressources du sous-sol.
Principalement localisé sur le campus du BRGM,
à Orléans, Géodénergies disposera d’une
antenne aux Antilles pour la géothermie haute
énergie et pourra s’appuyer sur des plateformes
d’expérimentation comme Montmiral
(analogue naturel d’un stockage de CO2) .
Les compétences et les savoirs des équipes de
l’IEED Géodénergies reposeront en particulier
sur l’expertise des partenaires académiques,
tous acteurs de recherche reconnus internationalement
dans leurs domaines respectifs.
Ces équipes intégreront de nombreux
Marchés
doctorants et post-doctorants (avec un objectif
de vingt au bout de trois ans), participant
ainsi à la formation par la recherche dans les
domaines scientifiques couverts par l’institut.
Géodénergies participera aussi à la définition
des programmes d’enseignement universitaire
destinés à la formation de techniciens, d’ingénieurs
et de chercheurs, ainsi qu’aux programmes
de formation permanente, de façon à accompagner
la croissance des filières, tant concernant
la recherche et le développement que la
réalisation de projets commerciaux.
Des perspectives commerciales
importantes, tant en France
qu’à l’international
Le marché potentiel mondial associé aux trois
filières portées par l’IEED (géothermie,
stockage d’énergie et stockage de CO2)
est estimé à près de 36 milliards d’euros à
Production
énergies énergies énergies
hybrides hybrides
Production
énergie
géothermique
Transversalités
technologies/marchés
CO2
Énergies
décarbonées
Stockage Production
Chaleur
Électricité
Briques
technologiques
Chaleur
Stockage
Réversible
Électricité Chaleur/froid
Électricité Cogénération
Articulation des technologies
par phases d’un projet d’exploitation
Modélisation
statique/dynamique
Mesures
de caractérisation
Exploration Évaluation Design Construction Opération Fermeture
Transversalités marchés/phases
d’un projet d’exploitation
Irréversible
Chaleur
CO2
Technologies
de construction
(puits, surface)
Récupération
Récupération
Récupération
chaleur chaleur
(naturelle/fatale)
Technologies d’intervention
et de fermeture
Mesures de monitoring et de surveillance
Aménagement
sous-sol urbain
Workflow/Phases projet
Positionnement R&D
de l’IEED.
IEED's positioning
regarding R&D.
© Géodénergies
l’horizon 2020. Les activités des acteurs industriels
français partenaires de Géodénergie
couvrent la totalité des offres possibles sur
les trois filières : exploitation de sites, vente
d’équipements et de services, prestations
de conseil. La dynamique créée par l’Institut
dépassera largement le cadre de la recherche,
du développement et de l’innovation, et contribuera
à structurer le tissu industriel portant
les différentes filières, tout en développant les
synergies et en renforçant les complémentarités.
Les partenaires industriels espèrent ainsi
capter jusqu’à 10 % de ces marchés et créer
25 000 emplois directs d’ici 2020, les deux
tiers étant basés en France. Parallèlement,
l’activité de l’institut devrait induire au minimum
un potentiel équivalent en valeur ajoutée
et en emplois locaux via la sous-traitance ou
la fourniture d’équipements et de services.
Les activités de l’IEED contribueront ainsi à
rendre opérationnelles ces nouvelles filières
industrielles et permettront aux acteurs
français de renforcer leur savoir-faire et
leur compétitivité tant en France qu’à
l’international.
Les marchés de l’IEED.
Markets for IEED.
© Géodénergies
Géosciences • numéro 16 • mars 2013
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éclairage
éclairage
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éclairage
Entretien avec Philippe Freyssinet
Les géotechnologies,
un enjeu de recherche
Philippe Freyssinet
directeur général adjoint
de l’Agence nationale
de la recherche
Les sciences de la Terre, en particulier avec le développement
des géotechnologies, ont un rôle important à jouer dans
l’atteinte des objectifs français et européens en matière d’efficacité
énergétique et de lutte contre le changement climatique.
Quels sont aujourd’hui les grands enjeux en
matière énergétique, et le contexte a-t-il évolué,
notamment avec la crise économique ?
Philippe Freyssinet : Jusqu’à une période récente,
les scénarios énergétiques à l’échelle globale
étaient assez clairs. La raréfaction des énergies
fossiles et la nécessité de réduire les émissions
de gaz à effet de serre avaient notamment
conduit l’Europe à se fixer un objectif dit des
« trois fois vingt » : 20 % de gain en efficacité
énergétique, 20 % d’énergie renouvelable dans
la production d’énergie et 20 % de réduction
des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2020.
Aujourd’hui, un double phénomène conduit à
une possible redistribution des cartes. C’est
d’abord la crise économique qui, même si l’on
ne renie pas le credo environnemental, pousse
nos économies à privilégier les technologies
énergétiques matures et relativement bon
marché. D’autre part, l’émergence des gaz et
huiles de schistes en Amérique, et bientôt dans
d’autres régions du monde, contribue à nous
faire entrer dans une ère nouvelle.
Quelles en sont les conséquences à l’échelle
mondiale ?
Ph. F. : Cette nouvelle donne modifie considérablement
les scénarios énergétiques selon les
pays et les continents. À court terme, parce
qu’ils ont fait le choix d’exploiter ces nouvelles
ressources fossiles, les États-Unis vont devenir
indépendants sur le plan énergétique. En
Asie, la Chine, bien que premier investisseur
mondial sur les technologies vertes, s’intéresse
également à ses ressources en gaz et huiles
de schistes.
Pour sa part, la France a réaffirmé son adhésion
aux objectifs du paquet climat-énergie
européen. Mais que se passera-t-il demain ?
On sait que certains pays européens envisagent
déjà d’exploiter leurs réserves de gaz et
huile de schiste. Nous entrons dans une
phase plus incertaine en terme de scénarios
énergétiques…
Comment l’Europe réagit-elle face à
ces problématiques ?
Ph. F. : La crise économique a non seulement
renforcé la dimension économique dans le débat
énergétique, mais elle a également eu des
conséquences en terme de budgets consacrés
à la recherche et au développement dans le
domaine de l’énergie, avec un recul sensible.
La dépense publique de R & D sur l’énergie
représente actuellement 4 % du total de la
dépense mondiale, cela représente environ
1 milliard d’euros par an en France.
Il y a pourtant un immense challenge scientifique
pour trouver les solutions qui permettent
d’atteindre les objectifs européens dans des
conditions économiquement et environnementalement
acceptables.
C’est l’un des enjeux majeurs du prochain
programme-cadre européen « Horizon 2020 »,
qui comportera un important volet consacré à
l’innovation dans les technologies de l’énergie.

Quelle est la stratégie de recherche
de la France sur le plan des énergies durables
et renouvelables et des technologies
qui leurs sont liées ?
Ph. F. : Si l’on excepte la spécificité liée à la part
de la recherche nucléaire, la position française
est alignée sur celle de l’Europe.
L’Agence nationale de la recherche, depuis sa
création, s’est positionnée sur les nouvelles
technologies de l’énergie. Nous achevons en
2013 un cycle de programmation où le secteur
des énergies bas carbone a représenté 15 % de
nos financements, soit plus de 270 millions
d’euros sur les cinq dernières années, dont
80 % consacrés à des projets de recherche
associant des laboratoires publics et des
industriels. Cinq grands programmes de
recherche ont permis de financer environ 130
projets par an dans les domaines du cycle de
production et gestion de l’électricité (PROGELEC),
du vecteur chaleur et de la réduction des
émissions de CO2 (SEED), de la gestion énergétique
à l’échelle urbaine (Villes et bâtiments
durables), des transports durables (TDM) et de
la valorisation énergétique de la biomasse
(BIOME).
Qu’attend-on aujourd’hui des sciences
de la Terre et des géotechnologies ?
Ph. F. : Il s’agit pour l’ANR de soutenir des
recherches très innovantes et potentiellement
porteuses de sauts technologiques, voire
organisationnels.
La géothermie intégrée aux schémas d’écologie industrielle. Forages géothermiques avec en orange,
le granite fracturé dans lequel est pompé puis réinjecté le fluide.
Geothermal energy integrated into industrial ecology schemes. Geothermal wells with, shown in orange
the fractured granite from which the fluid is pumped, then re-injected.
© Modifié d'après GEIE Production de chaleur de Soultz-sous-Forêts
philippe freyssinet
On peut citer différents domaines de recherche
émergents, à l’exemple du stockage souterrain
de chaleur ou de froid en milieu urbain, à
différentes échelles, et notamment pour des
applications intersaisonnières. La géothermie
intégrée à des schémas d’écologie industrielle
est à fort potentiel.
Le stockage de masse souterrain dans des
réservoirs naturels, sous forme d’air comprimé
ou d’hydrogène par exemple, est une technologie
de rupture qui va requérir une forte
mobilisation des sciences de la Terre. L’enjeu
est important car ce type de stockage permettrait
par exemple d’absorber les pics de
production électrique notamment du secteur
éolien.
La capture et le stockage de CO2 reste un
domaine de recherche important. Beaucoup de
travaux ont été réalisés depuis quinze ans, mais
ils sont demeurés essentiellement au stade
expérimental. Pour progresser, il va falloir désormais
amplifier la recherche sur les technologies
d’investigation et de surveillance du sous-sol
permettant de mieux évaluer ses caractéristiques
et de réduire les aléas. Les schémas de
stockage de CO2 en aquifères salins se sont
révélés moins prometteurs qu’attendus, ce qui
engendre de nouveaux besoins de recherche
pour réévaluer le potentiel. Il faut également
travailler sur les processus générant des risques,
à grande échelle et sur le long terme, liés à la
mise en œuvre des géotechnologies. Il s’agit
là d’un sujet majeur pour la crédibilité de ces
technologies et leur viabilité économique.
Il est clair que le démarrage prochain de
l’IEED Géodénergies 1 va impulser un effort
très significatif pour accélérer la recherche
française sur ces thématiques !
www.agence-nationale-recherche.fr/
programmes-de-recherche/energie-durable
(1) Institut d’excellence sur les énergies décarbonées porté
par le BRGM en région Centre (programme « Investissements
d’avenir »).
Géosciences • numéro 16 • mars 2013 111

112
chiffres clés
chiffres clés
chiffres clés
Étude de zones
fumerolliennes en 2011
sur White Island,
Nouvelle-Zélande.
Study of fumaloric
activity in 2011
on White Island,
New Zealand.
© BRGM – V. Bouchot.
> 40 milliards de Terawatt/h emmagasinés
dans les 5 premiers km de la croûte terrestre.
> 10 000 000 MWhep/an produits
et 390 000 t/an de CO2 évitées : c'est le potentiel
des ressources géothermales du Bassin parisien.
> En 2011, à l'échelle mondiale, la puissance
électrique installée d’origine géothermique
est de 11 GWe, et la puissance thermique
est de 50,6 GWth.
À l'horizon 2050, la puissance électrique installée
sera de 160 GWe d’après l’AIE.
> 3 à 8 fois moins de CO2 émis par la géothermie
que par le charbon, le pétrole ou le gaz.
> 130 à 180 ºC sont les températures visées
en milieu non volcanique pour produire
de l'électricité à partir d'un fluide géothermique.
> 6 : facteur par lequel la production de chaleur
géothermique doit être multipliée en France
entre 2006 et 2020, pour respecter les objectifs
du Grenelle de l’environnement.
> 140 GW : capacités mondiales actuelles
de stockage d’électricité (477 MW d’énergie
électrique sont disponibles dans le monde grâce
au stockage souterrain de l’air comprimé).
4 à 15 : facteur par lequel ces capacités doivent
être multipliées d’ici 2040.
> 31 milliards de tonnes de CO2 émises en
2010 pour la production d'énergie dans le monde.
> La température du globe augmentera
de 6 ºC d'ici 2050 si aucun changement ne survient
dans les politiques énergétiques.
> D'ici 30 ans, le stockage géologique
du carbone devra contribuer pour 19 % à la réduction
des émissions de CO2.
> 36 millions de tonnes de CO2/an sont
stockées dans le cadre de 16 grands projets
opérationnels.
> 75 projets de capture et stockage de CO2
à grande échelle sont en cours d’étude et
de développement dans le monde.