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SCHEMA REGIONAL DE DEVELOPPEMENT ECONOMIQUE

Rapport de la mission d’enquête sur la géothermie en Nord-Pas de Calais

1er décembre 2014

Rapport de la mission d’enquête géothermie – Région Nord-Pas de Calais

Rapport rédigé

par BURGEAP

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SYNTHESE

L’exploitation thermique du sous-sol peut être classée en trois principales catégories selon la température du fluide extrait. Ces trois catégories ont chacune leurs spécificités techniques et permettent des usages différents :

• La géothermie « très basse énergie » pour laquelle le fluide géothermal exploité présente une température inférieure à 30°C. Ce type de géothermie nécessite des forages peu profonds (inférieurs à 200 mètres) qui sont des forages d’eau ou des sondes géothermiques verticales. Cette géothermie est adaptée à la production de chaleur assistée par une pompe à chaleur pour des émetteurs de basse température (bâtiment récent ou rénové) et de froid (assistés ou non par une machine thermodynamique). Ce type de solution est adapté à l’échelle de l’habitat individuel, du bâtiment collectif de logements ou tertiaire ou de petits aménagements urbains ;

• La géothermie « basse énergie » où le fluide exploité présente une température comprise entre 30 et 100°C. Ce type de géothermie nécessite des forages profonds (1 500 – 3 000 m) exploités généralement en doublets (un forage de pompage et un d’injection). Ces forages sont destinés à produire directement (sans énergie intermédiaire) de la chaleur pour alimenter un réseau développé à l’échelle de grands aménagements. Ce type de géothermie peut fonctionner pour de l’habitat ancien ou récent si la température du fluide prélevé est suffisamment élevée. Des usages industriels sont envisageables également ;

• La géothermie « moyenne et haute énergie » où le fluide exploité est à une température d’au moins 100°C pour la moyenne énergie et 200°C pour la haute énergie. Ce type de géothermie permet la production d’électricité directement (haute énergie) ou par l’intermédiaire d’un fluide secondaire (cycle ORC). Dans le Nord-Pas de Calais, seule la géothermie moyenne énergie est éventuellement envisageable.

La géothermie en France est spécifiquement encadrée par des procédures du Code de l’Environnement et/ou du Code Minier destinées entre autres à s’assurer du respect de la préservation de l’environnement. Par ailleurs, l’expérience en France de l’utilisation des ressources thermiques profondes du sous-sol, et particulièrement en Ile-de-France, indique que les techniques de forage utilisées en géothermie sont maîtrisées.

La géothermie est une ressource énergétique renouvelable qui présente l’avantage d’être disponible en continu indépendamment des saisons. Les différentes expériences de géothermie « très basse » ou « basse énergie » qui ont été examinées lors de cette mission montrent que la géothermie, de par ses caractéristiques, conduit à penser la production d’énergie thermique autrement en imaginant les bâtiments non pas comme de simples consommateurs mais également comme des producteurs. Cette conception, rendue possible par la mise en place d’une boucle d’eau entre besoins complémentaires, permet de solliciter au minimum la ressource et ce pour assurer une performance optimale de l’installation à l’échelle de l’aménagement couvert par un réseau.

Le contexte géologique de la région Nord-Pas de Calais est plutôt favorable au développement de solutions de géothermie. Concernant la géothermie « très basse énergie », la région présente des aquifères superficiels très productifs et étendus sur le territoire. Le potentiel thermique des aquifères superficiels est bien connu et a déjà fait l’objet d’une cartographie de potentiel par le BRGM. Les anciennes galeries minières sont également potentiellement exploitables, essentiellement comme réserve d’eau à usage de « stockage thermique » à l’image de ce qui a été développé sur la commune de Heerlen. La réalisation de réseaux « intelligents » fonctionnant à basse température permette d’envisager cette exploitation : le réseau n’est plus constitué d’un point de production et de points multiple de consommation mais chaque bâtiment peut être successivement un consommateur et un producteur d’énergie.

Le potentiel de géothermie « basse énergie » de l’aquifère du dinantien n’est pas encore prouvé par des forages sur le territoire de la région mais les études menées par l’université de Mons sur le territoire belge montrent que les conditions géothermiques favorables de ce réservoir seraient également extrapolables sur le territoire de la région Nord-Pas de Calais. En effet, l’aquifère visé est transfrontalier et s’étend vers le Valenciennois et le Douaisis avec les mêmes caractéristiques que du côté belge où il est exploité pour alimenter des réseaux de chaleur. Ainsi, à des profondeurs de 2 000 à 3 000 m, des températures inférieures à 100°C peuvent être attendues et rendre possible l’utilisation du fluide géothermique pour la production directe de chaleur.


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Concernant la géothermie moyenne énergie, les études engagées par le gouvernement Wallon semblent indiquer une ressource potentiellement exploitable dans les calcaires givétiens situés vers 5 000 m de profondeur. Le potentiel de cette ressource est qualifié de « probable » dans le secteur frontalier avec la France. Une exploitation de cette ressource serait donc éventuellement envisageable.

Par ailleurs, la région Nord-Pas de Calais est dense et fortement peuplée. Les secteurs principaux de localisation de la population coïncident plutôt bien avec les secteurs géologiques favorables. Ainsi, la région présente un potentiel intéressant en termes adéquation besoin-ressource qui est favorable au développement des différents types de géothermie. Les perspectives de développement de la géothermie actuellement proposées dans le SRCAE sont cohérentes avec les objectifs nationaux du développement de la géothermie issus du Grenelle de l’environnement. L’examen sommaire des caractéristiques du territoire montre en tout cas que l’adéquation besoin-ressource n’est pas un frein au développement de la géothermie. Si on ajoute un développement de réseau de chaleur tous les 5 ans aux perspectives de développement de la géothermie basse énergie on peut imaginer atteindre les taux de production d’énergie géothermie suivants :

• 720 GWh/an en 2020, soit une multiplication par 6 de la production géothermique actuelle, l’équivalent de l’énergie fournie par 62 000 tonnes de pétrole (avec le ratio 1 tep = 11 623 KWh), la réduction de 132 000 tonnes d’équivalents CO2

1 ;

• 3 180 GWh/an en 2050 soit une multiplication par 28 de la production géothermique actuelle, l’équivalent de l’énergie fournie par 275 000 tonnes de pétrole, ou encore la réduction de 583 000 tonnes d’équivalents CO2.

Du point de vue économique et afin de fixer des ordres de grandeur, l’installation de systèmes de géothermie « très basse énergie » pour des projets assez conséquents est susceptible de coûter entre 1 000 à 2 500 euros HT/kW installés (forages + connections + PAC).

Pour un projet pilote de réseau de chaleur géothermique « basse énergie », l’investissement en travaux est estimé à 40 M€HT environ pour une durée de montage du projet de l’ordre de 5-6 ans.

Ainsi, en prenant en compte ces ratios, les développements prévus aux points précédents pour la géothermie en Nord-Pas de Calais représentent des investissements :

• Géothermie très basse température

o 330 M€HT à 825 M€HT en 2020,

o 1 980 M€HT à 4 950 M€HT en 2050.

• Géothermie basse température :

o 35 à 45 M€HT en 2020,

o 245 à 315 M€HT en 2050.

Les perspectives de développement de la géothermie dans la région pourraient conduire de manière indicative à la création entre 2020 et 2050 d’environ 600 à 750 équivalents temps plein de manière pérenne. Ces postes seraient pour une bonne partie des emplois locaux qualifiés

1 Sur la base du ratio d’émissions par unité d’énergie consommée dans le secteur résidentiel


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SOMMAIRE 1. INTRODUCTION ............................................................................................................................................... 8

2. INTRODUCTION A LA GEOTHERMIE .................................................................................................................... 10

2.1 La géothermie et ses différentes filières ...................................................................................................... 10

2.2 Principales caractéristiques de la géothermie au regard des autres énergies ............................................ 12

2.2.1 La géothermie très basse énergie ................................................................................................................ 12

2.2.2 La géothermie basse énergie ....................................................................................................................... 15

2.2.3 La géothermie moyenne et haute énergie .................................................................................................. 15

2.3 Etat de développement de la géothermie en France et dans le Monde ..................................................... 16

2.4 Aspects environnementaux et réglementaire ............................................................................................. 17

2.4.1 Gestion des risques ...................................................................................................................................... 17

2.4.2 Dispositions réglementaires propres à l’exploitation du sous-sol à usage géothermique .......................... 18

2.4.3 Dispositifs réglementaires propres à la géothermie « très basse énergie » considérée « de minime

importance »............................................................................................................................................................. 19

2.4.4 Dispositifs réglementaires propres à la géothermie « basse énergie » ....................................................... 21

3. LA RESSOURCE ET LES BESOINS ......................................................................................................................... 24

3.1 Caractérisation du potentiel ........................................................................................................................ 24

3.1.1 La géothermie très basse énergie ................................................................................................................ 24

3.1.2 La géothermie sur eaux de mines ................................................................................................................ 25

3.1.3 La basse énergie ........................................................................................................................................... 27

3.1.4 La haute et moyenne énergie ...................................................................................................................... 30

3.2 Caractérisation des besoins ......................................................................................................................... 31

3.3 Synthèse : mise en perspective ressources et besoins ................................................................................ 34

4. CONDITIONS TECHNICO-ECONOMIQUES DU DEVELOPPEMENT DE SOLUTIONS DE GEOTHERMIE .................................... 38

4.1 Etapes clés et planning de montage d’une opération de géothermie ......................................................... 38

4.2 Données économiques et contractuelles..................................................................................................... 39

4.2.1 Géothermie très basse énergie .................................................................................................................... 39

4.2.2 Géothermie basse énergie ........................................................................................................................... 40

4.3 Financements : aides mobilisables............................................................................................................... 42

4.4 La couverture du risque géologique ............................................................................................................ 42

4.5 Activités et emplois ...................................................................................................................................... 43

5. RETOURS D’EXPERIENCES SUR DES PROJETS EUROPEENS ....................................................................................... 46

5.1 Exploitation des eaux de mines et réseau de chaleur « intelligent » : l’exemple de Heerlen ..................... 46

5.2 Géothermie basse température : les exemples de Mons et de l’Ile de France ........................................... 47

5.2.1 La géothermie profonde en Ile-de-France : l’exemple du réseau de la SEMHACH ...................................... 48

5.2.2 Exemples wallons ......................................................................................................................................... 50

5.3 Géothermie haute température : l’exemple du projet à Mol ...................................................................... 51

6. CONCLUSIONS ............................................................................................................................................... 52

6.1 Synthèse des conditions à réunir pour permettre l’exploitation de la géothermie .................................... 52

6.2 Propositions de pistes d’action pour les différentes filières ........................................................................ 52

ANNEXES ............................................................................................................... ERREUR ! SIGNET NON DEFINI.


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TABLEAUX Tableau 1 : les différents types de géothermie et leurs usages ....................................................................... 11

Tableau 2 : risques géothermique et moyens de prévention .......................................................................... 18

Tableau 3 : durées indicatives nécessaires au montage d’un projet de géothermie très basse énergie et de

basse énergie ................................................................................................................................... 39

Tableau 4 : chiffre d’affaire et emplois directs – géothermie en France ......................................................... 43


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FIGURES Figure 1 : gradient géothermique moyen ........................................................................................................ 10

Figure 2 : les différents types de géothermie et leurs moyens d’exploitation ................................................ 12

Figure 3 : schéma de principe de la boucle froide ........................................................................................... 14

Figure 4 : puissance thermique installée par région pour la géothermie assistée par PAC (très basse énergie)

en 2011 ............................................................................................................................................ 17

Figure 5 : tubage cimenté pour un forage en Ile-de-France ............................................................................ 23

Figure 6 : cartographie du potentiel géothermique de très basse énergie en région Nord-Pas de Calais ...... 25

Figure 7 : bassin minier du Nord-Pas de Calais et compagnies minières ......................................................... 26

Figure 8 : piézométrie calculée dans le houiller en 1998 ................................................................................. 26

Figure 9 : indices de perméabilité des roches – source : service de géologie fondamentale et appliquée de

l’Université de Mons ........................................................................................................................ 28

Figure 10 : gradient géothermique à Saint Ghislain – source : service de géologie fondamentale et appliquée

de l’Université de Mons ................................................................................................................... 28

Figure 11 : modélisation de boucles de convection dans une couche inclinée perméable – source : service

de géologie fondamentale et appliquée de l’Université de Mons .................................................. 29

Figure 12 : température de l’eau de l’aquifère Dinantien sub-affleurant – source : service de géologie

fondamentale et appliquée de l’Université de Mons ...................................................................... 29

Figure 13 : carte des zones d’intérêts géothermique en Wallonie pour la grande profondeur (3 000-6 000 m)

......................................................................................................................................................... 31

Figure 14 : répartition des consommations d’énergie – source : SRCAE Nord-Pas de Calais 2011 ................. 31

Figure 15 : consommations d’énergie pour le chauffage dans le secteur résidentiel pour le département du

Pas de Calais – source : Equitée ....................................................................................................... 32

Figure 16 : consommations d’énergie pour le chauffage dans le secteur résidentiel pour le département du

Nord – source : Equitée.................................................................................................................... 32

Figure 17 : performance énergétique des logements dans les départements du Pas de Calais et du Nord –

source Equitée ................................................................................................................................. 34

Figure 18 : densité de population en Nord-Pas de Calais................................................................................. 34

Figure 19 : bassins possibles de développement des différents types de géothermie sur le Nord-Pas de Calais

en fonction des ressources et des besoins ...................................................................................... 36

Figure 20 : modèle d’écoulement du réservoir dans la première version du projet Minewater à Heerlen .... 46

Figure 21 : des réseaux de chaleur géothermiques en Ile-de-France et des zones au potentiel intéressants 48

Figure 22 : carte du réseau actuel de la SEMHACH .......................................................................................... 49


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Liste des acronymes utilisés dans le rapport :

• SRDE : schéma régional de développement économique

• SRCAE : schéma régional climat air énergie

• SRADDT : schéma régional d’aménagement et de développement durable du territoire

• EnR (&R) : énergies renouvelables (et de récupération)

• PAC : pompe à chaleur

• COP : coefficient de performance

• GES : gaz à effet de serre

• SRCAE : schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie

• ORC : organic Rankin cycle

• HDR : hot dry rock

• EGS : enhanced geothermal system

• AFPG : association française des professionnels de la géothermie

• ICPE : installation classées pour la protection de l’environnement

• SGV : sonde géothermique verticale

• DRIEE : direction régionale et interdépartementale de l'environnement et de l'énergie

• AFNOR : association française de normalisation

• CODERST : conseil de l’environnement et des risques sanitaires et technologiques

• RT 2012 : réglementation thermique 2012

• VRD : voirie et réseaux divers


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1. INTRODUCTION

Ce document présente une synthèse de la mission d’enquête sur la géothermie en Nord-Pas de Calais réalisée entre mai et juillet 2014 et de ses enseignements. Cette mission s’inscrit dans le cadre du Schéma Régional de Développement Economique (SRDE) de la région pour appuyer la stratégie de lutte et d’adaptation face au changement climatique. En effet, les objectifs déclinés dans le Schéma Régional Climat Air Energie (SRCAE) et dans la stratégie régionale pour le climat adossée au Schéma Régional d’Aménagement et de Développement Durable du Territoire (SRADDT) ne pourront être atteints qu’en permettant le développement des énergies renouvelables locales. L’exploitation du gisement géothermique de la région est l’un des axes de se développement.

Cette mission avait pour objectifs de :

• faire l’état des lieux des connaissances actuelles sur la géothermie et notamment des informations existantes sur le potentiel géothermique régional ;

• permettre de repérer les territoires à fort potentiel de développement de projets de géothermie et les enjeux qui y sont associés ;

• identifier les conditions d’expressions économiques qui permettraient l’exploitation de la ressource géothermique ;

• présenter des expériences européennes extrapolables au territoire régional ;

• et, enfin, identifier les conditions à réunir pour une exploitation de la ressource géothermique en Nord-Pas de Calais.

Pour les atteindre, la mission s’est organisée autour :

• d’une réunion d’introduction à la géothermie et du contexte géologique local ;

• de quatre réunions thématiques qui ont balayé les enjeux :

o du forage superficiel (i.e. inférieur à 100-200 m) et profond : techniques de forages, gestion des risques et activité économique associée, avec les interventions de Mlle Maëlle Jourden, ingénieur commerciale, et M. Didier Sainte-Marie, responsable commercial, de l’entreprise COFOR et de M. Gratien Dieudonné, ingénieur au sein de l’entreprise Pontignac ;

o de la géothermie sur eaux de mines : présentations de la méthodologie de dimensionnement du potentiel et du projet de Heerlen, avec les interventions de Mme Virginie Harcouët-Menou chercheuse senior sur l’énergie géothermique du bureau d’étude VITO NV et M. René Verhoeven manager technique de l’entreprise Minewater BV ;

o de la réglementation, de la couverture du risque géologique et d’un exemple d’exploitation sous la forme d’un réseau très basse température à Valenciennes, avec les interventions de MM. Clément Mayot, chargé de mission géothermie à la DRIEE, Guillaume Perrin ingénieur énergie au sein de l’ADEME et Jean-François Nicq, directeur aménagement et infrastructures de Valenciennes Métropole ;

o du potentiel de la géothermie basse température avec la présentation du retour d’expérience wallon, avec les interventions de Mmes Sonia Chaoui, responsable des énergies renouvelables et des aides à l'investissement au sein du gouvernement Wallon et Luciane Licour chercheuse au Service de Géologie Fondamentale et Appliquée de l’Université de Mons ;

• de la visite en Ile-de-France d’une centrale géothermique du réseau de chaleur de la SEMHACH et d’un futur site de forage dans le cadre de l’extension de ce réseau, accompagnés par M. Michel Andrès Directeur Général de la SEMHACH.

Cette mission a été présidée par M. Emmanuel Cau, vice-président de la Région Nord-Pas de Calais, et de M. Marc Roquette, administrateur de Roquette Frères, qui en a assuré la vice-présidence.

Le rôle du bureau d’étude BURGEAP a été d’assister le comité de pilotage de cette mission dans :


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• la définition des thèmes à aborder lors des réunions de la mission d’enquête ;

• l’identification d’interlocuteurs compétents sur ces thèmes, de la prise de contact avec ceux-ci et du cadrage de leur intervention aux réunions de la mission d’enquête ;

• la proposition de sites de visite potentiels et l’organisation de celle-ci ;

• la rédaction du présent rapport de synthèse établi sur la base des éléments issus des présentations et des entretiens réalisés au cours de la mission complétés par des éléments issus de la bibliographie.


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2. INTRODUCTION A LA GEOTHERMIE

2.1 LA GÉOTHERMIE ET SES DIFFÉRENTES FILIÈRES

La géothermie est définie de manière « législative » comme l’énergie emmagasinée sous forme de chaleur sous la surface de la Terre solide. Cette chaleur, suivant ses formes et le type de solutions mises en œuvre, peut être utilisée pour produire du chaud, directement ou indirectement, de l’électricité mais également du froid. Dans ce dernier cas, la production de froid est assurée par injection de chaleur dans le sous-sol. Bien que seule l’exploitation de chaleur soit considérée comme une production géothermique dans le cadre législatif actuel, nous considérerons ici que la production de froid est une technique géothermique à part entière.

L’énergie thermique contenue dans le sous-sol provient, d’une part, du Soleil qui alimente la surface de la Terre. Cela permet d’avoir, dès quelques mètres sous la surface, une température constante quelle que soit la saison. D’autre part, elle provient également de la décroissance naturelle d’éléments radioactifs des couches profondes du globe. En pratique, on observe en moyenne un gradient thermique de 3°C par 100 m de profondeur passées les premières centaines de mètres. La figure suivante illustre ce phénomène.

Figure 1 : gradient géothermique moyen

Ce gradient de température n’est pas uniforme sur Terre. Il existe des anomalies géothermiques qui entrainent un gradient supérieur, comme c’est le cas en Alsace où il est de 10°C par 100 m. Ces anomalies représentent un potentiel intéressant puisqu’à une profondeur équivalente, la température atteinte est bien plus élevée.

Les différents types de géothermies sont classés suivant la température de la ressource. Leur dénomination peut varier selon les acteurs, mais globalement on retrouve les catégories synthétisées dans le Tableau 1 suivant.


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Tableau 1 : les différents types de géothermie et leurs usages

TYPE DE GÉOTHERMIE

CARACTÉRISTIQUES DU « RÉSERVOIR »

UTILISATIONS

TRÈS BASSE ENERGIE

Exploitation du gradient thermique à moins de 100 ou 200 m. 0 ° < Température < 30°C

Chauffage & Rafraîchissement de locaux, avec pompe à chaleur (PAC) ou sans pour le rafraichissement direct ou geocooling

BASSE ENERGIE

30°C < Température < 150°C Chauffage urbain, utilisations industrielles, thermalisme, balnéothérapie, production d’électricité avec cycle ORC, cogénération

HAUTE ÉNERGIE

150°C < Température < 350°C Production d’électricité, cogénération

La géothermie de très basse énergie est exploitée la plupart du temps avec des machines thermodynamiques (pompes à chaleur) pour permettre le chauffage de locaux. Pour des températures plus basses (inférieures à 15°C), elle peut également être utilisée directement pour des besoins de froid. Cette géothermie puise la chaleur soit dans la nappe présente dans le sous-sol soit par échange avec le sol avec des sondes géothermiques (verticales ou horizontales).

La géothermie de basse énergie, peut être exploitée directement pour des besoins de chaleur, comme c’est le cas en Ile-de-France avec la nappe du Dogger (température naturelle située autour de 60-80°C permettant une utilisation directe de la chaleur sans machine thermodynamique). Le fluide géothermique cède sa chaleur à un fluide caloporteur au travers d’un échangeur de chaleur puis circule dans les émetteurs. Cela est valable pour des températures comprises entre 50°C et 90°C. Au-delà, il est possible, en plus de l’utilisation thermique, de produire de l’électricité grâce à un cycle secondaire fonctionnant avec un fluide ayant la propriété de se vaporiser à relativement basse température ce qui permet de le faire transiter dans une turbine (cycle ORC, cf. paragraphe 2.2.3). Dans ce cas, c’est le fluide géothermal qui permet la vaporisation du fluide secondaire. Cette technique peut permettre également une production simultanée d’électricité et de chaleur.

La géothermie de haute énergie présente la particularité d’exploiter un fluide à une température suffisamment élevée pour produire directement de l’électricité grâce au passage de la vapeur dans une turbine. Certains systèmes exploitent également la chaleur de la vapeur une fois passée dans la turbine pour couvrir des besoins de chaud. L’exploitation de cette ressource géothermique est possible dans des contextes géologiques très particuliers pas ou peu présents en France métropolitaine. On la retrouve plutôt dans les régions volcaniques : Italie, Etats-Unis, Philippines, Indonésie, etc. Un système de géothermie de haute énergie est toutefois en fonctionnement en France sur l’île de la Guadeloupe.

La figure suivante synthétise ces informations.


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Figure 2 : les différents types de géothermie et leurs moyens d’exploitation – source CREGE, Laboratoire Suisse de Géothermie

2.2 PRINCIPALES CARACTÉRISTIQUES DE LA GÉOTHERMIE AU REGARD DES AUTRES ÉNERGIES

L’exploitation de cette ressource nécessite l’utilisation de techniques ou de moyens particuliers en fonction du type de géothermie considéré. Les paragraphes qui suivent présentent ceux-ci.

2.2.1 LA GEOTHERMIE TRES BASSE ENERGIE

On distingue deux techniques pour exploiter la géothermie basse énergie :

• La géothermie sur nappe : elle repose sur l’exploitation des aquifères peu profonds dont les températures sont généralement comprises entre 10°C et 30°C. L’exploitation nécessite la mise en place d’un puits de pompage de l’eau de nappe dont on extrait ou injecte des calories suivant les besoins (saisons) grâce à une machine thermodynamique puis cette eau est réinjectée dans la nappe grâce à un second puits dit de réinjection ou rejetée dans un cours d’eau. Les deux puits doivent être suffisamment espacés pour éviter que l’eau réinjectée ne retourne au puits de pompage qui serait alors susceptible de présenter une dérive non souhaitée de température. La réinjection de l’eau prélevée dans la même nappe est fortement encouragée par les procédures administratives en France notamment pour maintenir un bilan quantitatif équilibrée de la ressource. On notera que le système est conçu pour qu’il n’y ait pas de contact direct entre l’eau de nappe et le fluide du circuit secondaire qui circule dans la PAC ;

• La géothermie sur sonde verticale : le principe est de réaliser un échange de chaleur par diffusion entre le sous-sol et fluide fonctionnant en circuit fermé dans une sonde. Il n’y a donc ni prélèvement ni rejet d’une ressource d’eau souterraine. La sonde, d’une longueur pouvant aller jusqu’à 300 ou 400 m, est équipée d’un ou deux tubes en U dans le(s)quel(s) circule un fluide caloporteur (eau glycolée ou eau pure). Ce dernier échange de l’énergie avec le sol ce qui lui permet de se réchauffer ou de se refroidir. Cette technologie présente l’avantage de ne pas nécessiter la présence d’un aquifère et est donc exploitable sur tout le territoire, excepté en contexte géologique particulier.

Cette dernière technique est parfois intégrée directement à la structure d’un bâtiment : il s’agit d’équiper les pieux de fondation du bâtiment de tubes échangeurs géothermiques. On parle alors de « géostructure » qui a deux rôles : un rôle mécanique de fondation et un rôle d’échangeur de chaleur avec le sous-sol. Cette technique


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présente l’avantage d’exploiter des forages réalisés pour les besoins de fondation comme source d’énergie à coût limité comparée à la réalisation de sondes classiques. Cependant, le potentiel énergétique exploitable est contraint par les caractéristiques géométriques des fondations.

La géothermie de très basse énergie peut également regrouper :

• La récupération de chaleur sur les eaux usées : on réalise un échange de chaleur avec les eaux usées ; l’inclusion de cette technologie à la géothermie est discutable puisqu’il ne s’agit pas d’exploiter la chaleur du sol mais celle des eaux usées ;

• La géothermie sur les eaux de mines : il s’agit d’exploiter l’eau présente dans les anciennes galeries minières sur le même principe que la géothermie sur nappe. Plusieurs conditions doivent être remplies (température de l’eau, états des galeries, bonne communication de l’eau dans les galeries, etc.), ce qui fait que le potentiel d’un site doit être étudié au cas par cas. Une installation de ce type est en fonctionnement à Heerlen aux Pays-Bas et des projets ont été étudiés en Lorraine sans donner suite à ce jour ;

• L’exploitation de la température de l’eau de mer ou de l’eau superficielle. On parle aussi d’aquathermie.

Pour la production de chaud, ces différentes techniques nécessitent la présence d’une machine thermodynamique appelée pompe à chaleur. Cette machine a la particularité de permettre la production de chaleur à partir d’une ressource plus froide que la température à fournir. Par exemple, une PAC permet de produire de la chaleur en prélevant des calories à une nappe entre 10°C et 15°C et de restituer cette chaleur au bâtiment à 40°C par exemple. Pour ce faire, la machine dispose de différents organes dont l’évaporateur, le condenseur et le compresseur. Ces éléments permettent de vaporiser et condenser cycliquement un fluide secondaire qui échange de la chaleur avec l’eau géothermale au travers un échangeur mais sans contact direct. Toutefois, cette transmission d’énergie de la ressource vers les bâtiments n’est possible qu’avec l’apport d’une énergie complémentaire qui est généralement l’électricité. Plus la différence entre la température de la ressource et la température à diffuser est faible, plus le coefficient de performance (COP) de l’installation est bon. A titre indicatif, un système géothermique peut présenter un COP de l’ordre de 4 avec des émetteurs de basse température. En d’autres termes, un kWh d’électricité permet de diffuser 4 kWh de chauffage dans le bâtiment. Ce rendement est bien meilleur que ce qu’il est possible d’obtenir avec une PAC fonctionnant avec l’air extérieur car la température du sous-sol ne varie pas avec la saison.

Pour l’ensemble de ces technologies, les températures qu’il est possible de fournir à la sortie de la PAC avec une bonne performance (maximum 45-50°C) nécessitent de disposer d’une surface d’échange importante pour la diffusion de la chaleur dans les bâtiments (diffuseurs de type plancher ou murs chauffants par exemple). Cette contrainte fait que ce type de géothermie n’est pas toujours adapté à des opérations de réhabilitation pour lesquelles les émetteurs ne sont pas changés et restent des émetteurs à haute température.

Un axe majeur de développement optimisé de ce type de géothermie est la mise en place d’une boucle froide. Le principe est assez proche d’un réseau de chaleur mais la température est très inférieure. Le réseau permet de mutualiser les besoins de plusieurs bâtiments sur un même dispositif alimenté par un ou plusieurs types de sources (géothermie sur nappe, sur sonde, géostructures, etc.). L’avantage de cette technique, outre sa température de fonctionnement, est de mutualiser des besoins variés : de chaud pour des habitations et de froid au même instant pour des bureaux. C’est donc une solution adaptée à l’échelle d’un quartier dont les bâtiments ont des usages variés. La figure suivante illustre cette technique.


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Figure 3 : schéma de principe de la boucle froide

Ce recours à des sources multiples désynchronisées impose de munir le réseau d’une instrumentation importante afin que la boucle régule automatiquement sa production en fonction de la consommation des bâtiments raccordés. Ce « réseau intelligent» devrait néanmoins permettre d’augmenter la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique.

Le grand intérêt de ce concept de boucle d’eau tempérée est de créer un réseau permettant d’abord un échange d’énergie entre différents usages complémentaires avant de solliciter la ressource du sous-sol qui peut être limitée suivant le contexte. La production d’énergie est alors décentralisée au droit de chaque bâtiment ou petit ensemble, et le réseau est le vecteur d’échange.

Comme nous le verrons plus en détail au paragraphe 5.1., c’est ce système qui a été développé de manière poussée sur le site de géothermie minière de Heerlen suite au constat d’insuffisance de la ressource pour une production centralisée. Le réseau de galeries minières est exploité uniquement pour sa capacité de stockage d’énergie saisonnière et le prélèvement brut d’énergie sur la ressource est limité à son minimum ce qui optimise grandement le potentiel local.

Cet exemple illustre comment la géothermie de par ses caractéristiques conduit à penser la production d’énergie thermique autrement en imaginant les bâtiments non pas comme de simples consommateurs mais également comme des producteurs. Cette conception que permet la mise en place d’une boucle d’eau tempérée permet de solliciter la ressource au minimum et ce pour assurer une performance optimale de l’installation à l’échelle de l’aménagement couvert par le réseau.

En effet, il s’agit là d’une différence fondamentale entre la géothermie et les autres sources d’énergie traditionnelles, la ressource exploitable est limitée soit par la température et le débit exploitable soit par la taille du réservoir. Il ne suffit donc pas de consommer de plus grandes quantités de gaz ou de fioul pour s’approvisionner en chaleur mais de faire avec ce qu’il y a de disponible. Dans ces réseaux, des appoints doivent donc être prévus et la mutualisation de besoins variés (chaud et froid concomitants ou non) avec des moyens de stockage en font partie.


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2.2.2 LA GEOTHERMIE BASSE ENERGIE

Ce type de géothermie peut permettre de la « production de chaleur à usage direct » car la chaleur est exploitée sans énergie complémentaire pour des besoins de chaud dans des logements ou dans un process industriel. Ce n’est possible qu’à partir d’une température d’environ 60°C à 70°C de la ressource.

La géothermie de basse énergie fonctionne également généralement avec deux puits : un de pompage et un d’injection. La profondeur des ressources exploitées permet la réalisation de forages déviés. Les têtes de puits des deux ouvrages sont relativement proches, par contre les fonds des ouvrages sont distants de plusieurs centaines de mètres et orientés dans des directions opposées. Le dimensionnement de ces forages, et surtout de cet éloignement, est fait de façon à éviter le recyclage thermique entre l’eau chaude pompée (de la nappe) et l’eau froide réinjectée.

Lorsque que le dispositif d’exploitation est constitué d’un doublet pompage et injection, le bilan quantitatif pour la ressource est nul, l’eau pompée étant réinjectée. La modification se fait alors uniquement au niveau de la température de cette eau réinjectée, qui est plus froide. Celle-ci est fonction des besoins à couvrir mais également des caractéristiques physico-chimiques de l’eau pompée. Aux profondeurs atteintes (entre 1 500 et 2 000 m pour le Dogger en Ile-de-France), les eaux peuvent être plus ou moins chargées en minéraux ou autres substances. Il est donc nécessaire de conserver le fluide géothermal à une température minimale (environ 30°C pour la nappe du Dogger) pour éviter la précipitation de ces éléments qui entrainerait un encrassement du forage. Dans certains contextes hydrogéologiques, où la qualité de l’eau souterraine profonde est satisfaisante, l’eau exploitée après son passage dans l’échangeur, et donc son refroidissement, est rejetée dans une eau de surface (cours d’eau par exemple). Ce type d’installation existe dans le sud-ouest de la France et également en Belgique. Ces systèmes présentent les avantages :

• de ne nécessiter qu’un seul forage de production ;

• de ne pas présenter de contraintes liées aux conditions d’injection ;

• et de ne pas risquer de phénomènes de recyclage thermique. En revanche, le bilan pour l’aquifère profond n’est plus équilibré.

Dès lors, il faut s’assurer que la ressource ne risque pas de se « tarir » (baisse de la pression du réservoir) et que l’exploitation géothermique ne risque pas d’entrainer des impacts quantitatifs préjudiciables avec d’autres usages existants ou futurs comme l’eau potable par exemple. Dans le cas particulier du Nord-Pas de Calais, et dans la perspective du développement de ce type de géothermie, nous considérerons plutôt l’approche de l’exploitation en doublets afin de préserver quantitativement la ressource.

On notera que cette géothermie est principalement développée en Ile-de-France avec l’exploitation de la nappe du Dogger. Les températures et débits accessibles font de cette exploitation un moyen adapté au développement de réseaux de chaleur à des températures classiques pouvant approvisionner des logements aux émetteurs à hautes températures tout comme des logements modernes plus performants et disposant d’émetteurs à plus basses températures. Elle est aussi présente en région Wallonne et est exploitée sur un réseau de chaleur à Saint-Ghislain. Un projet de réseau est en cours de développement à Mons et ce potentiel pourrait se retrouver sur le territoire de la Région Nord-Pas de Calais (cf. paragraphe 3.1).

Ces exemples seront abordés plus en détail au paragraphe 5.2.

2.2.3 LA GEOTHERMIE MOYENNE ET HAUTE ENERGIE

Ce denier type de géothermie permet de produire de la chaleur mais également de l’électricité. Lorsque la température de la ressource est « intermédiaire », environ 150°C, il est nécessaire de disposer d’un fluide secondaire dont la température de vaporisation est plus faible que l’eau. Ce fluide, une fois sous forme vapeur après contact indirect avec le fluide géothermique chaud par l’intermédiaire d’un échangeur, passe dans une


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turbine pour générer de l’électricité. La chaleur restante peut ensuite être utilisée dans un réseau de chaleur pour optimiser le rendement du système. Cette technique est appelée Organic Rankine Cycle (ORC). Elle devrait être utilisée à terme dans le projet d’installation géothermique à Mol en Belgique comme nous le verrons au paragraphe 5.3.

Lorsque la température de la ressource est plus élevée, à partir d’environ 200°C, la vapeur est passée directement dans une turbine pour produire de l’électricité puis condensée pour être réinjectée. Ce type de procédé dépend fortement du contexte géologique local et se rencontre majoritairement dans les régions volcaniques. En France, la Guadeloupe dispose d’une unité de production de ce type sur le site de Bouillante. Ce type de géothermie n’est a priori pas disponible sur le territoire de la région, nous ne le développerons donc pas dans les chapitres qui suivent.

D’autres techniques peuvent également être mises en œuvre pour la production d’électricité dans le cas où le sous-sol est chaud mais ne contient pas d’eau :

• Hot Dry Rock (HDR) : la roche chaude présente déjà des fissures dans lesquelles on injecte de l’eau qui va se réchauffer. Cette eau chaude est alors pompée puis exploitée de la même façon que celle décrite précédemment pour produire de l’électricité ;

• Enhanced Geothermal System (EGS) : la roche chaude ne présente pas de fissures suffisantes. Elle est alors « stimulée » de façon hydraulique et/ou chimique pour les développer puis y faire circuler de l’eau comme pour le HDR. C’est le principe de fonctionnement du site de Soultz-sous-Forêt en France.

On notera donc que la « stimulation hydraulique » est réservée à des projets pilotes de géothermie très particuliers. Ce type de technique n’est pas nécessaire et n’est pas utilisée pour l’exploitation des aquifères sédimentaires comme les roches carbonatées que l’on rencontre en Île-de-France ou en Belgique pour la géothermie « basse énergie ». C’est ce type de réservoirs qui est potentiellement exploitable sur le territoire de la région. Les techniques de développement qui y sont pratiquées restent des techniques classiques mises en œuvre en forage d’eau.

2.3 ETAT DE DÉVELOPPEMENT DE LA GÉOTHERMIE EN FRANCE ET DANS LE MONDE

En France, l’usage principal de la géothermie résulte de l’exploitation de la géothermie très basse énergie avec des PAC. Au total, environ 1 850 MWth thermiques sont installés en France pour ce type d’énergie, 55% sur nappe, 45% sur sonde. La figure suivante illustre la répartition de la puissance installée en 2011 pour la géothermie assistée par PAC selon les régions de France. On peut noter que la Région Nord-Pas de Calais semble présenter un des développements les plus faibles alors qu’un potentiel intéressant a été mis en lumière par le BRGM (cf. paragraphe 3.1).


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Figure 4 : puissance thermique installée par région pour la géothermie assistée par

PAC (très basse énergie) en 2011 – source AFPG

La géothermie à usage direct est moins développée avec 400 MW thermiques installés principalement en Ile-de-France (34 opérations en fonctionnement) qui présente un contexte géologique adapté avec un aquifère très productif, le Dogger, identifié dès les années 1960 entre 1 500 et 2 000 m de profondeur. D’autres territoires sont également prometteurs vis-à-vis de ce type de géothermie, la Gironde et l’Alsace notamment. Enfin, l’usage direct industriel pour le chaud ou la production d’électricité reste marginal avec le site de Bouillante en Guadeloupe qui couvre environ 8% de la consommation de l’ile ainsi que le projet porté par la société Roquette Frère en Alsace.

Dans le monde, ces chiffres pour l’usage direct de la géothermie (basse ou moyenne énergie) placent la France entre la 10ème et la 15ème position, assez loin derrière des pays comme les Etats-Unis ou la Suède. En Europe, et en considérant l’ensemble des usages, la France se classe en meilleure position (4ème).

Enfin, les enjeux liés à la géothermie doivent également être examinés à la lumière des engagements français pris notamment dans le cadre du Grenelle de l’Environnement. Ils prévoient que la géothermie passe de 3,5% à 12% dans la contribution des énergies renouvelables pour la production de chaleur soit en 2020 :

• environ 7 000 GWth en géothermie sur PAC ;

• plus de 5 800 GWth en géothermie sur aquifère profond en 2020 contre environ 2 670 GWth en 2006 ;

• et 80 MW de puissance installée pour la production d’électricité.

2.4 ASPECTS ENVIRONNEMENTAUX ET RÉGLEMENTAIRE

2.4.1 GESTION DES RISQUES

Une exploitation géothermique va potentiellement traverser ou concerner directement des ressources qui sont exploitées par d’autres usages comme l’alimentation en eau potable ou l’irrigation par exemple. Dès lors, il convient de d’assurer qu’un projet de géothermie soit conçu et exploité de sorte à ne pas générer d’incidences préjudiciables pour d’autres usagers ou pour la ressource en générale.


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Les principaux risques que l’on peut identifier et leurs moyens de prévention sont résumés dans le tableau suivant.

Tableau 2 : risques géothermiques et moyens de prévention

Risques Prévention

Risques environnementaux

Mise en communication de 2 aquifères

Transfert artificiel d’une ressource vers une autre, contamination, pollution des ressources

Détermination fine de la coupe hydrogéologique, technique de forage adaptée et isolation ciblée des terrains à protéger

Impacts sur la ressource en eau

Perturbation thermique d’une nappe, dégradation de la capacité de production d’usages voisins…

Etude d'impacts (recensement et calcul des effets de l’installation), injection dans la même ressource de l’eau prélevée, adaptation des conditions d’exploitation, conformité administrative de l’installation

Effets cumulés de plusieurs installations de géothermie

Perturbation globale de la température d’une ressource et pertes de performance sur une installation voisine

Recensement des installations, mise en place d’outils de gestion locaux, conformité administrative des installations, adaptations des conditions d’exploitation

Risques géotechniques

Mauvaise isolation des terrains traversés par un forage

Mouvements de sol induits par une hydratation artificielle de terrains sensibles : dissolution, tassement ou gonflement de terrains

Détermination fine de la coupe hydrogéologique, technique de forage adaptée et isolation ciblée des terrains à protéger, étude d’impact préalable pour les secteurs sensibles

Inondation Elévation locale du niveau d’eau entrainant une inondation

Etude impact (recensement et calcul des effets de l’installation), recensement des infrastructures potentiellement concernés

Sismicité induite (EGS)

Création de microséismes induit par les opérations de stimulation hydraulique ou d’exploitation des réservoirs profonds

Choix des techniques adaptées au contexte, monitoring

Risques techniques et financiers

Inadéquation entre la ressource et le besoin

Ne pas trouver la ressource escomptée en termes de débit, de température ou de qualité

Etudes préalables complètes, assurance spécifique

Pérennité de la ressource dans le temps

Dégradation de la qualité ou quantité de la ressource dans le temps ou recyclage hydrothermique non anticipé entre pompage et injection

Etudes initiales complètes, assurances spécifiques, suivi de l’exploitation

2.4.2 DISPOSITIONS REGLEMENTAIRES PROPRES A L’EXPLOITATION DU SOUS-SOL A USAGE GEOTHERMIQUE

Les exploitations géothermiques en France sont encadrées spécifiquement par des procédures du Code Minier ou du Code de l’Environnement selon la nature de l’exploitation. Les principaux objectifs de ces procédures administratives sont de permettre à l’administration de s’assurer que les projets : sont réalisés conformément aux règles de l’art, qu’ils n’engendrent pas d’incidences non maîtrisées sur la ressource et les usages connus et


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d’informer le public. Selon les procédures, des suivis des installations et des contrôles par les services instructeurs sont prévus.

D’après le Code Minier « sont considérés comme mines (…), les gîtes renfermés dans le sein de la terre, dits gîtes géothermiques, dont on peut extraire de l'énergie sous forme thermique, notamment par l'intermédiaire des eaux chaudes et vapeurs souterraines qu'ils contiennent ».

Au sens du Code Minier, la géothermie concerne une exploitation de chaleur.

De plus, les gîtes géothermiques sont classés en deux catégories (décret du n°78-498 du 28 mars 1978 modifié) :

• gîtes géothermiques à haute température : température des eaux, mesurée en surface au cours des essais, supérieure à 150°C ; l’exploitation nécessite une concession minière (délivrée par décret en Conseil d’Etat). Ce type de géothermie n’est pas concerné ici ;

• gîtes géothermiques à basse température : température des eaux, mesurée en surface au cours des essais, inférieure ou égale à 150°C ; ce type de gîte nécessite un permis d’exploitation minier (accordé par le préfet après enquête publique).

Néanmoins, le Code Minier prévoit une dérogation pour les exploitations géothermiques à basse température dîtes de minime importance. Un gîte géothermique est considéré comme de minime importance si son exploitation de chaleur souterraine satisfait aux conditions suivantes :

• la température de la nappe est inférieure à 150°C ;

• la profondeur des forages est inférieure à 100 mètres ;

• le débit calorifique maximal possible calculé par référence à une température de 20°C est inférieur à 200 thermies par heure (soit 230 kW environ).

Dans ce cas de figure, il n’est pas nécessaire de disposer d’un permis d’exploitation minier. Une simple déclaration au titre de l’article 131 du Code Minier suffit (il s’agit juste de déclarer l’ouvrage et sa coupe géologique pour alimenter la banque de données du sous-sol, il n’y a pas d’instruction).

Si ces critères sont remplis, le Code de l’Environnement s’applique. Si non, un permis d’exploitation doit être obtenu. Ainsi, aujourd’hui, la géothermie « très basse énergie » est plutôt concernée par le Code de l’Environnement (sauf puissance ou profondeur importante), tandis que la géothermie « basse énergie » est concernée par une procédure de type « Code Minier ».

2.4.3 DISPOSITIFS REGLEMENTAIRES PROPRES A LA GEOTHERMIE « TRES BASSE ENERGIE » CONSIDEREE « DE MINIME IMPORTANCE »

Le prélèvement, d’une part, et le rejet, d’autre part, peuvent être soumis à Déclaration ou à Autorisation au titre de la loi sur l’eau (Article R214-1 du Code de l’Environnement). En effet, l’article R214-1 du Code de l’Environnement précise, en application des articles L214-1 à L214-3, pour les différentes opérations susceptibles d’avoir un impact sur le milieu aquatique et la ressource en eau, le type de procédure (Autorisation ou Déclaration) à laquelle doit se conformer celui ou celle qui souhaite la réaliser.

Aujourd’hui, les principaux critères qui sont retenus limitant la procédure de déclaration et d’autorisation sont les suivants :

• prélèvement inférieur à 200 000 m3/an déclaration, au-delà autorisation ;

• réinjection inférieure à 80 m3/h déclaration, au-delà autorisation.

D’autres seuils peuvent s’appliquer suivant le contexte géologique (prélèvement en nappe d’accompagnement ou en zone de répartition des eaux par exemple). Par ailleurs, si l’installation (de par les caractéristiques de la PAC) est soumise à la nomenclature ICPE la procédure sera instruite par le service ICPE mais le projet devra respecter les objectifs de préservation de la ressource en eau traduit dans la nomenclature eau.


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En général, une procédure de déclaration demande deux mois d’instruction. Une procédure d’autorisation nécessite au moins une année d’instruction. Elle comprend une enquête publique.

On notera que des conflits d’interprétation existent entre le Code Minier et le Code de l’Environnement existent notamment sur les limites d’application de ces deux codes.

C’est l’une des raisons pour lesquelles, les dispositifs réglementaires prévus pour la géothermie de minime importance sont en cours de réforme. Une nouvelle procédure devrait être applicable courant 2015. L’objectif de la réforme est de définitivement classer la majeure partie des opérations de géothermie « très basse énergie » sous le Code Minier. Comme aujourd’hui, il est prévu de distinguer les « opérations de minime importance » relevant d’une procédure administrative simple de déclaration, des opérations de plus grande ampleur nécessitant un permis d’exploitation.

Principe général

La clarification de la définition de la géothermie de minime importance est un point essentiel. La nouvelle réforme comprendra :

• un décret qui définira les limites de la minime importance et les procédures applicables ;

• un arrêté de prescriptions générales définissant les conditions de réalisation et de dimensionnement des ouvrages de minime importance ;

• un arrêté définissant les modalités d’intervention et de nomination d’experts devant instruire les dossiers de minime importance dans certains cas de figure ;

• un arrêté définissant des zones cartographiques de plus ou moins grande sensibilité vis-à-vis de la géothermie de minime importance (d’abord à l’échelle nationale puis locale) ;

• un arrêté définissant les modalités d’agrément des entreprises pouvant réaliser des forages de géothermie ;

• un site internet qui sera dédié à la procédure minime importance.

Pour les opérations de minime importance, cette réforme prévoit que le territoire soit divisé en trois zones (verte, orange, ou rouge) :

• pour les opérations de minime importance situées en zone verte une simple déclaration en ligne suffira avec un dossier type à fournir. L’arrêté de prescriptions générales s’appliquera mais il n’y aura pas d’instruction administrative ;

• pour les opérations situées en zone orange, le dossier devra faire l’objet de l’avis d’un expert agréé. Cet expert remplacera en quelque-sorte le service instructeur ;

• les opérations situées en zone rouge seront d’office soumises à une procédure de permis d’exploitation minier.

Dans tous les cas, les travaux de forage de géothermie seront, à terme, réservés à des entreprises de forage faisant l’objet d’un agrément officiel.

Nouvelles limites de la géothermie de minime importance :

• la profondeur des forages (sondes ou nappe) de minime importance passerait de 100 à 200 mètres ;

• la puissance installée pour un système en nappe ou un système sur SGV serait de 500 kW avec un maximum de 80 m³/h ;

• le pompage et la réinjection devront être réalisés dans la même nappe ;

• la température de prélèvement ne devra pas être supérieure à 25°C.


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Les nouveaux seuils incluraient donc plus d’opérations que les seuils actuels de la minime importance (puissance : 230 kW et profondeur : 100 m).

Initialement, le territoire sera cartographié à l’échelle nationale avec une maille de 500 par 500 m sur 200 m de profondeur. Il sera possible pour une collectivité de réaliser une cartographie locale avec un maillage plus précis pour prendre en compte des enjeux particuliers du territoire par exemple.

Par ailleurs, on notera que les forages d’eau et les forages de sondes font l’objet des normes suivantes :

• NF X10-999 - Forage d'eau et de géothermie - Réalisation, suivi et abandon d'ouvrage de captage ou de surveillance des eaux souterraines réalisés par forages (AFNOR) ;

• FD X10-980 - Forage d'eau et de géothermie - Réalisation, suivi et abandon d'ouvrage de captage ou de surveillance des eaux souterraines réalisés par forages - Démarches administratives ;

• NF X10-970 - Forage de Géothermie - Réalisation, mise en œuvre, entretien, abandon de la sonde géothermique verticale.

De plus, l’arrêté du 11 septembre 2003 applicable aux forages de géothermie spécifie les conditions techniques de réalisation des forages d’eau de sorte à ce que ceux-ci ne constituent des vecteurs de transfert d’eau entre ressources (infiltration d’eau superficielle, mise en communication d’aquifères notamment).

2.4.4 DISPOSITIFS REGLEMENTAIRES PROPRES A LA GEOTHERMIE « BASSE ENERGIE »

Une exploitation géothermique de basse énergie ou de « très basse énergie » importante est soumise à une procédure stricte du code minier.

Les objectifs essentiels du Code Minier sont les suivants :

• Optimiser l’exploitation des ressources minières ;

• Minimiser les impacts liés à l'exploitation minière, en particulier ceux ayant une incidence sur l'environnement (on retrouve les objectifs du Code de l’Environnement : risques, pollution des eaux, de l’air, bruit, …) ;

• Garantir la santé et la sécurité des travailleurs.

Les DRIEE ou DREAL sont chargés du respect de ces objectifs.

Pour exploiter une opération de géothermie, il faut obtenir :

• un permis ou une autorisation de recherche ciblée sur un gîte géothermique ;

• une autorisation d’ouverture de travaux miniers (réalisation des puits) ;

• un permis d'exploitation.

La procédure administrative d’autorisation de recherche et de permis d’exploitation est la suivante (cf. décret n°78-498) :

• dépôt d’un dossier en préfecture ;

• enquête publique 1 mois ;

• consultation des services de l’État ;

• permis accordé par le Préfet ;

• durée des permis limitée : 3 ans maximum pour les autorisations de recherches, 30 ans maximum pour les permis d’exploitation, renouvelables par tranches de 15 ans maximum ; L’arrêté préfectoral accordant permis d’exploitation contient des prescriptions techniques relatives à l’exploitation de la mine.


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Le contenu du dossier doit préciser :

• les capacités techniques et financières du demandeur doivent être suffisantes pour exploiter l’opération de géothermie dans le respect des objectifs du Code Minier (optimiser l’exploitation, minimiser les risques et les atteintes environnementales, garantir la santé et la sécurité des travailleurs) ;

• la durée et le périmètre du permis sollicité ;

• le programme des travaux et nature de l'utilisation de la chaleur ;

• l’étude d'impact : description des risques environnementaux et des impacts liés au projet, et description des mesures prises pour les atténuer ou les supprimer.

Pour l’autorisation d’ouverture de travaux, la procédure est la suivante (cf. décret 2006-649) :

• dépôt d’un dossier en préfecture (instruction par la DRIEE) ;

• enquête publique d’un mois minimum ;

• consultation des services de l’État, des maires concernés et de la commission locale de l’eau si elle existe ;

• autorisation accordée par le Préfet après présentation en CODERST ;

• l’arrêté préfectoral contient des prescriptions techniques relatives aux travaux.

Le dossier doit comprendre les éléments suivants :

• programme de travaux détaillé ;

• étude d'impact : description des risques environnementaux et des impacts liés aux travaux projetés, et description des mesures prises pour les atténuer ou les supprimer ;

• document de sécurité et de santé : description des risques pour les travailleurs et des mesures prises pour les atténuer ou les supprimer ;

• description des mesures prises en fin d’exploitation : le demandeur doit définir comment il bouchera les puits en fin d’exploitation et réhabilitera le site (les capacités financières du demandeur doivent permettre l’arrêt des travaux miniers).

Ces deux procédures peuvent être menées conjointement. Elles nécessitent un délai d’instruction de 9 à 12 mois environ.

Des prescriptions particulières, exigences techniques, ou contrôles vont être demandés par le service instructeur en fonction du contexte géologique local et des enjeux environnementaux.

Par exemple, en Ile-de-France, qui présente un contexte géologique comparable au Nord-Pas de Calais, les forages géothermiques profonds du Dogger traversent un aquifère stratégique pour l’eau potable qui est le réservoir de l’Albien situé vers 600 à 800 m de profondeur. C’est pourquoi, il est imposé une double isolation des terrains sensibles par tubage cimenté et un contrôle de l’état de cimentation régulier en cours de travaux et en cours d’exploitation (cf. figure suivante).


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Figure 5 : tubage cimenté pour un forage en Ile-de-France

Malgré le fait que l’eau du Dogger soit plutôt naturellement « toxique » et la présence d’une soixantaine de forages profonds, on ne déplore, à notre connaissance, aucune contamination des aquifères supérieurs par les eaux profondes. On peut donc considérer que ces techniques de forage et d’isolation sont bien maîtrisées.


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3. LA RESSOURCE ET LES BESOINS

Comme nous l’avons vu précédemment, la particularité de la géothermie est que la ressource et les usages doivent être compatibles (géographiquement et en quantité) pour pouvoir développer de façon pérenne un projet d’approvisionnement en chaud ou en froid. Les paragraphes qui suivent s’attachent donc à développer les informations connues sur le potentiel des différentes géothermies en région Nord-Pas de Calais. Ils synthétisent également les données sur les besoins en énergie avec un focus spécifique sur les besoins liés au résidentiel. Enfin, une mise en cohérence du potentiel et des besoins est faite pour dresser, de façon macroscopique, les zones de développement qui semblent à privilégier.

3.1 CARACTÉRISATION DU POTENTIEL

La caractérisation du potentiel des différentes géothermies s’appuie sur les informations remontées lors des réunions thématiques de la mission d’enquête ainsi que sur l’étude 3H de l’ennoiement des galeries minières de la région. Il ne s’agit donc pas d’un travail précis de quantification de la ressource pour lequel des travaux spécifiques devront être entrepris, souvent à l’échelle de projets dont l’implantation est déjà définie.

Enfin, compte tenu de ce qui a été dit au chapitre 2.3 ainsi que des informations disponibles, il a été décidé de ne pas traiter de la géothermie haute énergie dans les paragraphes qui suivent.

3.1.1 LA GEOTHERMIE TRES BASSE ENERGIE

Ce chapitre traite de la géothermie très basse température sur nappe. En effet, comme nous l’avons évoqué au paragraphe 2.1, la géothermie sur sonde est réalisable sur tout le territoire, sauf contexte géologique particulier.

La caractérisation du potentiel en géothermie très basse température en Nord-Pas de Calais a été faite dans le cadre d’une étude réalisée par le BRGM en partenariat avec l’ADEME et la Région. Elle se base sur l’étude des aquifères de surface (entre 0 et 100 m de profondeur), avec un maillage de 500 m de côté, et des données connues sur ceux-ci : productivité (perméabilité et transmissivité), profondeur, débit et température. L’étude de ces critères a permis de déterminer un indice d’exploitabilité de la ressource classé en 4 catégories : très faible, faible, moyen et fort. L’ensemble est consultable en ligne et des requêtes peuvent y être effectuées par communes.

La figure suivante présente les résultats de cet atlas régional.


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Figure 6 : cartographie du potentiel géothermique de très basse énergie en région

Nord-Pas de Calais

Cette carte montre que le potentiel géothermique de très basse température est important en Nord-Pas de Calais. En effet, les principaux aquifères identifiés sont marqués d’un potentiel moyen à fort. En outre, ceux-ci sont situés dans les principaux bassins de population, et donc de besoin d’énergie pour le résidentiel, de la région. Nous pouvons donc dire que globalement ce potentiel est intéressant et présente un intérêt important de développement.

3.1.2 LA GEOTHERMIE SUR EAUX DE MINES

L’histoire récente de la région Nord-Pas de Calais est marquée par l’exploitation de son sous-sol pour l’extraction de houille. Celle-ci débute au milieu du 19ème siècle pour se terminer en 1990 avec la dernière remontée à la fosse 9-9bis de Oignies. Le bassin d’exploitation des gisements de houille s’étend de l’Escaut à l’est, à l’Artois à l’ouest soit environ 120 km de long pour 12 km de large. Au total, il compte environ 100 000 km de galeries. La figure suivante présente une carte de l’étendue de ce bassin ainsi que des différentes compagnies minières.


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Figure 7 : bassin minier du Nord-Pas de Calais et compagnies minières

Le contexte géologique dans lequel s’inscrit ce bassin minier est assez complexe avec la présence d’aquifères au-dessus, en dessous et au sein même du gisement. Le système hydrologique a été modélisé par BURGEAP lors de l’étude hydraulique, hydrogéologique et hydrochimique du bassin minier pour Charbonnage de France (1998-1999). Cette modélisation montre un ennoyage en cours et assez lent : l’ennoyage complet des galeries n’est prévu qu’en 2150. Néanmoins, à l’époque de cette étude, l’état de remplissage des galeries était très différent selon le secteur géographique comme le montre la figure suivante.

Figure 8 : piézométrie calculée dans le houiller en 1998

Schématiquement, les extrémités du bassin apparaissent comme d’ores et déjà significativement ennoyées tandis que le centre du bassin présente des niveaux assez bas. Concernant, la productivité du réservoir, les perméabilités issues du calage du modèle traduisent un aquifère encaissant assez peu productif ce qui contraint les puissances exploitables localement sans recyclage thermique. Toutefois, l’exemple du système développé sur la commune de Heerlen montre que si les besoins desservis par le réseau d’énergie sont assez équilibrés à l’année, il est tout à fait envisageable d’utiliser le volume des anciennes galeries minières comme une sorte de ballon tampon naturel.


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On utilise alors les galeries pour créer des stockages saisonniers d’énergie sous forme de bulles d’eau chaude et froide avec des puits d’injection et de pompage réversibles. Ainsi, il n’est pas nécessaire de disposer d’un aquifère encaissant particulièrement perméable car l’écoulement de la ressource n’est en fait pas sollicité.

Par ailleurs, on notera que les eaux de mine sont assez chargées (sulfates par exemple) ce qui est un facteur à prendre en compte dans le dimensionnement d’une installation, notamment en ce qui concerne le risque d’encrassement du système.

Localement, il peut donc y avoir des conditions favorables pour l’exploitation des eaux de mines comme source géothermique ou comme réservoir de stockage. Ces caractéristiques doivent faire l’objet d’études spécifiques de pré-faisabilité et de faisabilité pour quantifier la ressource, études qui s’articulent autour des étapes suivantes :

• la collecte des données qui permet de dresser le modèle géométrique de la mine ;

• le modèle thermique régional qui, couplé avec le modèle géométrique, permet d’établir le modèle thermique ;

• l’histoire d’ennoiement et l’hydrogéologie locale appliquées au modèle thermique définissent le modèle d’écoulement à l’état initial ;

• l’application des besoins de surface (débits et températures de pompage et d’injection) à ce modèle d’écoulement donne le modèle d’écoulement hydrothermodynamique. Celui-ci permet de modéliser les effets de ces besoins et ainsi définir les différents scénarios d’exploitation de la ressource.

3.1.3 LA BASSE ENERGIE

La géothermie de basse énergie n’a pas fait l’objet d’étude directe sur le territoire de la région Nord-Pas de Calais. Cependant, des travaux ont été menés en Belgique, notamment par la Région de Wallonnie et l’Université de Mons pour caractériser et exploiter le potentiel du réservoir qui s’y trouve.

La caractérisation du réservoir a été réalisée dans le cadre de travaux de recherche pour un doctorat par Mme Luciane Licour. Elle s’est attachée à l’étude du réservoir devono-carbonifère du Hainaut pour en identifier les principaux paramètres.

Il s’agit d’un réservoir essentiellement carbonaté datant d’environ 350 millions d’années. L’étude de l’histoire géologique du bassin corrélée aux résultats géologiques issus de forages profonds (Saint-Ghilsain et Epinoy notamment) a permis de mieux comprendre les conditions qui conduisent la roche à présenter des horizons de perméabilité conséquents. La bonne perméabilité du réservoir est notamment la conséquence de l’existence de « brèches d’effondrement » formées par dissolution ancienne de roches solubles coiffant le réservoir (anhydrite). Des indices géologiques de surface comme la présence de puits d’effondrement miniers semblent corréler la probable existence de couches perméables en profondeur dans le réservoir dinantien.

Ces indices de bonne perméabilité peuvent être étendus de l’autre côté de la frontière. La figure suivante présente ces indices de la perméabilité des roches et les situe. Donc, d’après cette interprétation, il semblerait que les puits d’effondrement recensés sur le territoire de la région sont des indices marquant la présence d’un réservoir productif.


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Figure 9 : indices de perméabilité des roches – source : service de géologie fondamentale et appliquée de l’Université de Mons

Par ailleurs, concernant le fonctionnement du réservoir, les gradients géothermiques2 observés dans les forages profonds disponibles présentent des anomalies d’évolution dans les parties perméables comme le montre la figure suivante.

Figure 10 : gradient géothermique à Saint Ghislain – source : service de géologie

fondamentale et appliquée de l’Université de Mons

Ces anomalies sont des signes d’advection, c’est-à-dire de transport de chaleur (chaud ou froid) dans le milieu par mouvement du fluide, grâce à la bonne perméabilité de la roche dans le cas présent. Une zone perméable dans le réservoir est donc marquée par une stabilisation de l’évolution de la température avec la profondeur.

2 Evolution de la température en fonction de la profondeur. En moyenne sur Terre, le gradient est de +3°C/100m


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Ce constat corrélé à l’observation des températures et des anomalies chaudes de surface observées dans l’aquifère du Dinantien lorsqu’il est affleurant (au nord, cf. Figure 9) a été expliqué par un modèle simplifié d’écoulement schématisé ci-après. Le réservoir perméable est représenté par une couche inclinée comprise entre deux couches peu perméables. L’application d’un gradient de température à ce schéma entraine la formation de cellules de convection inclinées comme on l’observe sur la figure suivante.

Figure 11 : modélisation de boucles de convection dans une couche inclinée

perméable – source : service de géologie fondamentale et appliquée de l’Université de Mons

Ces résultats numériques permettent d’avancer que l’aquifère dinantien est alimenté par le nord et l’est en eau froide et qu’il existe des remontées d’eau chaude le long du toit, au sud et à l’ouest.

Figure 12 : température de l’eau de l’aquifère Dinantien sub-affleurant – source :

service de géologie fondamentale et appliquée de l’Université de Mons

Ce schéma explique donc les anomalies de température :

• du forage de Condé sur Escaut qui a montré une faible température qui traduirait en fait une descente rapide d’eau plus fraiche (faille de Condé) ;

• des eaux à température élevée de Saint Amand qui résultent de la remontée convective d’eaux plus chaudes.

Ce travail de recherche a abouti à la meilleure caractérisation de ce réservoir ainsi qu’à l’identification d’opportunités de développement de réseaux de chaleur sur géothermie sur le secteur de Mons par exemple (cf. chapitre 5.2).


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Des conditions géothermiques favorables de ce réservoir sont également extrapolables sur le territoire de la région Nord-Pas de Calais, puisque l’aquifère est transfrontalier et s’étend vers le valenciennois et le douaisis avec les mêmes caractéristiques que du côté belge. Ainsi à des profondeurs similaires à celles forées dans le bassin de Mons, des températures inférieures à 100°C peuvent être attendues et rendre possible l’utilisation du fluide géothermique pour la production directe de chaleur.

3.1.4 LA HAUTE ET MOYENNE ENERGIE

La géothermie « haute énergie » qui permet de produire de l’électricité par passage direct du fluide géothermal dans une turbine nécessite des fluides à une température d’au minimum 200 °C. Ce type de ressource se rencontre dans des secteurs hydrogéologiques favorables présentant un apport de chaleur via un système volcanisme actif ou subactif. Ce type de contexte n’existe pas en région Nord-Pas de Calais ni a priori en France métropolitaine.

Concernant la géothermie moyenne énergie, les études engagées par le Gouvernement wallon semblent indiquer une ressource potentiellement exploitable dans les calcaires givétiens situés vers 5 000 m de profondeur (sous le réservoir dinantien précédemment cité). Le potentiel de cette ressource est qualifié de « probable » dans le secteur frontalier avec la France (nord de l’Avesnois).

Cette ressource fait l’objet d’un projet pilote de géothermie profonde moyenne énergie pour la production d’électricité dans la zone située entre Saint-Ghislain et Jeumont. La première étape est en cours, il s’agit d’une première campagne de géophysique qui a reçu un subside du Gouvernement wallon de 600 000 €.

A ce stade, il est difficile de statuer sur la réelle opportunité technico-économique de lancer ou de soutenir des projets de géothermie destinés à la production d’électricité. Il sera en tout cas intéressant de suivre les développements du projet pilote wallon. L’intérêt de ce type de projet doit également être examiné en fonction du tarif de rachat de l’électricité proposé pour la géothermie. En France métropolitaine, il était de 200 €/MWh, plus une prime d’efficacité énergétique de 30 à 80 €/MWh (source : Etude marchés et emplois des filières énergies renouvelables et des éco-industries de l’ADEME, 2014).


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Figure 13 : carte des zones d’intérêts géothermique en Wallonie pour la grande profondeur (3 000-6 000 m)

Un projet de géothermie moyenne énergie est également en cours de développement à Mol en Flandre. Cet exemple sera développé au paragraphe 5.3.

3.2 CARACTÉRISATION DES BESOINS

En préambule, il est intéressant de noter que, d’après l’INSEE, hormis l’Ile-de-France, le Nord-Pas de Calais est la troisième région de France en nombre d’habitants et présente la densité de population la plus forte.

Sur la base des chiffres issus du SRCAE du Nord-Pas de Calais (données 2005), la Région se classe parmi les trois régions françaises les plus consommatrices d’énergie derrière l’Ile-de-France et Rhône-Alpes avec une consommation totale de 160 TWh en énergie finale. Alors que la région ne représente que 6,6% de la population nationale, elle contribue pour 8% à la consommation nationale d’énergie. Cette différence s’expliquait, à cette époque, par la présence d’industries fortement consommatrices d’énergie comme la sidérurgie qui représente 23% du bilan énergétique de la région. La figure suivante illustre la répartition des consommations d’énergie selon les secteurs d’activité, avec et sans la sidérurgie.

Figure 14 : répartition des consommations d’énergie – source : SRCAE Nord-Pas de

Calais 2011

Cette figure montre la prépondérance des industries dans le bilan énergétique régional. Toutefois, une fois la part de la sidérurgie déduite, et bien que le reste de l’industrie soit toujours significatif et que la part des transports soit élevée, le résidentiel et le tertiaire apparaissent comme des postes importants de consommation.

Pour aller plus loin, il est intéressant de détailler la répartition géographique de la consommation du poste « résidentiel » sur le territoire et en particulier des consommations liées au chauffage (ie pouvant être couvertes par la géothermie). Les figures qui suivent sont issues du logiciel d’analyse territorial Equitée, développé par BURGEAP et BUSINESS GEOGRAFIC.


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Figure 15 : consommations d’énergie pour le chauffage dans le secteur résidentiel

pour le département du Pas de Calais – source : Equitée

Dans le département du Pas de Calais, deux zones se dégagent avec des consommations plus élevées : le long du littoral et proche de l’autoroute entre Lens et Lille. Le maximum (384 GWh) est à Calais, puis à Arras (228 GWh), Boulogne-sur-Mer (218 GWh) et Lens (200 GWh). Dans la zone en jaune, la majorité des communes sont en dessous de 2 GWh. Enfin, dans les zones en orange (entourées en bleu), la majorité des communes ont des consommations pour le chauffage supérieures à 10 GWh.

Figure 16 : consommations d’énergie pour le chauffage dans le secteur résidentiel

pour le département du Nord – source : Equitée

Dans le département du Nord, Lille se détache nettement (1 178 GWh) :

• La périphérie Lilloise est particulièrement consommatrice d’énergie avec plusieurs villes au-dessus des 200GWh : o Villeneuve d’Ascq = 316 GWh


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o Marcq en Baroeul = 274 GWh

o Roubaix = 464 GWh o Tourcoing = 542GWh

o Wattrelos = 243 GWh

• Dunkerque arrive ensuite avec 399 GWh

• Puis se trouvent des villes intermédiaires :

o Douai 241 GWh

o Valenciennes 255 GWh

o Cambrai 184 GWh o Maubeuge 175 GWh

La consommation descend rarement en dessous de 10 GWh à part dans le sud et dans le nord (zones entourées en vert). En revanche, en périphérie de Lille, les consommations dépassent fréquemment 60 GWh. Enfin, sur l’axe Douai – Valencienne, les consommations sont régulièrement supérieures à 40 GWh (en particulier en périphérie de Valencienne où elles dépassent 70 GWh).

Cette répartition sur le territoire de la région s’explique principalement par la densité de population. En effet, comme nous pouvons le voir sur les figures suivantes, les performances énergétiques des logements sont assez homogènes pour chacun des départements de la région alors que les principales zones de consommation d’énergie correspondent aux territoires les plus densément peuplés.


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Figure 17 : performance énergétique des logements dans les départements du Pas de Calais et du Nord – source Equitée

Figure 18 : densité de population en Nord-Pas de Calais

En Pas de Calais, on observe plusieurs tendances :

• les logements des communes proches du littoral consomment moins d’énergie que le reste du département (entre 220 kWhef/m² et 245 kWhef/m²) ;

• les logements des communes du nord-est du département (au-dessous de la zone en pointillé) affichent des moyennes qui vont jusqu’à 260 kWhef/m² ;

• la zone entourée par un cercle bleu semble un peu isolée en termes de consommations des logements : on retrouve des moyennes entre 230kWhef/m² et 240 kWhef/m² alors que le reste du département est plutôt entre de 260 kWhef/m² et 275 kWhef/m².

Mais globalement les performances restent relativement homogènes.

Le département du Nord est lui aussi assez homogène en termes de performance énergétique des logements même si nous pouvons noter une légère différence de performances entre le nord (performances annuelles des logements en moyenne entre 230 et 260 kWhef/m²) et le sud (performances annuelles entre 260 kWhef/m² et 300 kWhef/m²) du département.

3.3 SYNTHÈSE : MISE EN PERSPECTIVE RESSOURCES ET BESOINS

En synthèse de ce qui a été vu dans les deux paragraphes précédents, nous pouvons retenir que :

La géothermie très basse énergie :

• exploite une ressource dont la température est comprise entre 10°C et 30°C ;

• nécessite un dispositif secondaire pour augmenter la température du fluide caloporteur (PAC), des émetteurs avec de grandes surfaces d’échange (type planchers ou murs chauffants) compte tenu des faibles températures et des bâtiments performants sur le plan énergétique.

� C’est donc une solution adaptée à des constructions neuves ou des bâtiments ayant fait l’objet de réhabilitations importantes. Elle permet en outre la production de chaud et de froid.

• son potentiel global sur le territoire de la région est fort pour la technique sur nappe, les sondes géothermiques sont par ailleurs réalisables, a priori, sur l’ensemble du Nord-Pas de Calais :

� Ainsi pour des opérations de petits collectifs, les deux solutions techniques sont envisageables ;


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� A l’échelle du quartier, il est intéressant d’étudier la possibilité de mettre en place une boucle d’eau tempérée, si la densité énergétique linéique est suffisante. Cette solution est encore plus adaptée lorsqu’il y a une importante mixité de besoins raccordés au réseau.

La géothermie basse énergie :

• exploite une ressource dont la température serait comprise entre 60°C et 90°C en Nord-Pas de Calais ;

• rend possible l’utilisation directe de la chaleur du fluide géothermal après un échangeur de chaleur et avec des émetteurs haute température classiques.

� C’est donc une solution adaptée à des constructions existantes dont la performance énergétique n’est pas forcément très élevée. Elle est en revanche moins « intéressante » pour des habitations individuelles ou des immeubles de taille moyenne engendrant une faible densité de consommation.

• sa mise en œuvre nécessite la réalisation d’un réseau de chaleur regroupant un nombre important d’utilisateurs ;

• son potentiel sur le territoire de la Région reste à confirmer mais les travaux menés en Wallonie tendent à montrer des indices positifs de sa présence à proximité dans le Valenciennois et le nord Avesnois.

Le premier examen sommaire de la répartition des consommations du résidentiel proposé au chapitre 3.2 reste indicatif mais permet donc de cerner les secteurs géographiques propices au développement de solutions de géothermie « collectives » c’est-à-dire des solutions de géothermie alimentant des réseaux de chaleur qui nécessitent une assez forte densité de consommation énergétique que l’on retrouve sur du résidentiel collectif ancien.

Les quartiers en développement sont plutôt des cibles privilégiées pour des solutions de géothermie sur boucle d’eau tempérée, dans la mesure où ils sont susceptibles de concentrer des bâtiments neufs fonctionnant avec des émetteurs basse température et une mixité des besoins dont la boucle peut tirer profit. Nous considérons que les grandes zones urbanisées sont les plus propices pour ce type de développement.

L’ensemble du territoire est évidemment favorable à un développement de solutions de géothermie « individuelles ».

Ainsi, concernant la géothermie très basse énergie « collective ou assez importante », les éléments d’analyse disponibles amènent donc à identifier un bassin à la densité de population importante, allant de Valenciennes à Calais et englobant Lille et sa région comme secteur présentant de bonnes perspectives de développement.

Les anciennes galeries minières qui pourraient faire l’objet d’exploitation géothermique sont réparties selon un axe présentant une forte densité de population et donc un potentiel de développement important. On notera que l’analyse des données des niveaux d’eau montre que ce sont en particulier les extrémités du bassin qui sont les plus susceptibles de présenter des niveaux d’ennoiement les plus importants.

Enfin, d’après les interprétations géologiques réalisées par l’université de Mons, la géothermie basse énergie pourrait quant à elle se développer prioritairement dans la région frontalière à proximité de Mons, allant de Maubeuge à Saint Amand les Eaux. Ce secteur géographique présente également une densité de population importante et une densité de consommation énergétique « résidentiel » conséquente. Ces indicateurs semblent donc assez favorables à l’existence d’opportunités de développement de réseau de chaleur géothermique.

La figure suivante synthétise ces informations.


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Figure 19 : bassins possibles de développement des différents types de géothermie sur le Nord-Pas de Calais en fonction des ressources et des besoins

Ce potentiel de développement de la géothermie a, en partie, été quantifié dans le SRCAE de la région. Actuellement, l’ensemble de l’exploitation des énergies renouvelables disponibles sur le territoire produit plus de 4 900 GWh par an pour plus de 160 000 GWh de consommation totale, soit un taux de couverture d’environ 3,1%3. Les dispositifs géothermiques ne représentent que 2,3% de cette production d’énergie renouvelable avec 112 GWh par an. Ces chiffres ne concernent que les dispositifs de très basse énergie fonctionnant avec une pompe à chaleur.

A terme, les objectifs de développement pour la géothermie très basse énergie ont été définis en fonction d’un taux d’équipement des logements, collectifs et individuels, ciblés comme propices. Actuellement, ce taux est de 0,6%. A l’horizon de 2020, le taux d’équipement visé est de 1,5%. Il passe à 2% en 2050. Cela représente une production de 680 GWh/an en 2020 et 2 900 GWh/an4 en 2050. A titre comparatif, si l’on applique l’objectif national du Grenelle de l’environnement à l’horizon 2020 pour la géothermie « très basse énergie » (850 Ktep/an ou 9 900 GWh/an) au prorata de la population du Nord-Pas de Calais, on obtient une production énergétique de 600 GWh/an qui est donc un peu inférieure à l’objectif du SRCAE. Si ce rythme de développement visé parait élevé, il semble toutefois possible au regard du potentiel disponible et de la forte densité de population globale de la région. Nous pouvons donc considérer que, dans l’absolu, la disponibilité de la ressource ne semble pas être un frein au développement de la géothermie « très basse énergie ».

En outre, à ces dispositifs exploitant la ressource très basse énergie, nous pouvons ajouter l’exploitation des eaux de mines sous la forme de réseau de chaleur très basse température. En revanche, il n’est pas possible pour le moment d’évaluer le gisement disponible sans lancer d’études de pré-faisabilité ou de faisabilité plus détaillées.

Enfin, à ces exploitations de la géothermie très basse énergie, s’ajoute également la mise en place de réseaux de chaleur sur géothermie basse température sur le modèle des développements en Ile-de-France. Il est là aussi délicat d’évaluer un potentiel de développement sans mener d’études spécifiques. Cependant, les exemples des réseaux en développement en Wallonie montrent des centrales géothermiques de puissances d’environ 5 à 6 MW. Les installations d’Ile-de-France permettent d’exploiter la ressource jusqu’à environ 10-12 MW avec un doublet. En considérant un contexte géologique favorable, une installation de géothermie « basse énergie » moyenne en Nord-Pas de Calais permettrait de fournir une puissance de pointe de 8 MW pour une production annuelle d’énergie d’environ 40 GWh (estimation réalisée au prorata de la production d’énergie annuelle du réseau de la

3 Nord-Pas de Calais, Schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie - 2012

4 Nord-Pas de Calais, Schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie - 2012


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SEMHACH, cf. paragraphe 5.2.1). Sur la base d’un rythme de développement hypothétique d’un réseau d’ici 2020 puis d’un réseau tous les cinq ans, on peut envisager une production d’énergie géothermique basse énergie de 40 GWh/an en 2020 et de 280 GWh/an en 2050.

Ainsi, et sur la base de ces hypothèses, on obtient une production totale d’énergie géothermique de :

• 720 GWh/an en 2020, soit une multiplication par 6 de la production géothermique actuelle, l’équivalent de l’énergie fournie par 62 000 tonnes de pétrole (avec le ratio 1 tep = 11 623 KWh), la réduction de 132 000 tonnes d’équivalents CO2

5 ;

• 3 180 GWh/an en 2050 soit une multiplication par 28 de la production géothermique actuelle, l’équivalent de l’énergie fournie par 275 000 tonnes de pétrole, ou encore la réduction de 583 000 tonnes d’équivalents CO2.

5 Sur la base du ratio d’émissions par unité d’énergie consommée dans le secteur résidentiel


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4. CONDITIONS TECHNICO-ECONOMIQUES DU DEVELOPPEMENT DE SOLUTIONS DE

GEOTHERMIE

Si les premières conditions de réalisation d’un projet de géothermie sont l’existence concomitante de gisements suffisants et de besoins, elles ne garantissent pas pour autant sa mise en place. En effet, il est également nécessaire que la solution présente un bilan technico-économique qui satisfasse le porteur de projet. Dans ce cadre, les paragraphes suivants présentent les enjeux liés aux conditions technico-économiques du développement des installations géothermiques.

4.1 ETAPES CLÉS ET PLANNING DE MONTAGE D’UNE OPÉRATION DE GÉOTHERMIE

La réalisation d’une opération de géothermie, quel que soit son type, suit très souvent les étapes décrites ci-dessous :

1. Etudes : c’est une étape essentielle qui décide de la faisabilité technico-économique ou non d’un projet de géothermie. Il s’agit : a) d’analyser les besoins : étude thermique ;

b) de choisir une solution technique : étude du contexte géologique et du dispositif de production ; c) et d’analyser les conditions technico-économiques de réalisation de la solution retenue ;

2. Démarches administratives spécifiques à l’exploitation du sous-sol : il s’agit dans un premier temps de déterminer le contexte réglementaire dans lequel s’inscrit la solution retenue. Ensuite, il est nécessaire de monter le dossier règlementaire et de suivre l’instruction administrative du projet. Cette étape doit être anticipée le plus tôt possible dans la mesure où une instruction administrative peut être relativement longue (plus de 1 an pour les procédures lourdes de type autorisation avec enquête publique). Cette étape conditionne la faisabilité administrative du projet ;

3. Recherche de financements (éventuellement), de subventions et souscription à des assurances spécifiques ;

4. Réalisation : a) Conception opérationnelle des installations ;

b) Choix et encadrement des entreprises spécialisées : foreurs, fournisseurs d’équipements (pompes, échangeurs thermiques, réseaux, raccordements etc.) ;

5. Exploitation et maintenance : cette dernière étape s’étale sur la durée de vie de l’opération. Elle consiste à suivre l’évolution du dispositif géothermique et en particulier les forages qui sont des ouvrages spécifiques à cette solution. En cas de besoin, les ouvrages font l’objet d’opérations d’entretien et de réhabilitation. Une maintenance de qualité d’une opération de géothermie est essentielle pour assurer la longévité du système. Cette étape consiste également à suivre la performance globale du dispositif de géothermie.

Le tableau suivant présente une estimation indicative de la durée nécessaire à la mise en place d’un dispositif de géothermie « très basse » et « basse énergie ». Cette estimation est basée sur le retour d’expérience de BURGEAP et sur les indications issues du retour d’expérience de la SEMHACH.


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Tableau 3 : durées indicatives nécessaires au montage d’un projet de géothermie très basse énergie et de basse énergie

Géothermie très basse énergie – projet type de 200 KW

Géothermie basse énergie – projet pilote de 6 à 10 MW avec un doublet

Etude préliminaire – APS- APD PRO-DCE

2 mois 2 ans

Instruction administrative – recherche de financement - Consultation

2 mois 1,5 an

Travaux de forages 2 mois (compter 1 mois/forage d’eau ou 1,5 j/sonde)

4 mois (24 h / 24)

Connection horizontale ou réalisation du réseau de chaleur

1 mois 2 ans

TOTAL 6 à 7 mois 5 à 6 ans

4.2 DONNEES ECONOMIQUES ET CONTRACTUELLES

Les coûts d’une opération de géothermie sont variables en fonction du type de géothermie mise en place : par exemple la géothermie sur très basse énergie a besoin de forage moins profond que la géothermie basse énergie, en revanche elle nécessite la mise en place d’équipements secondaires pour produire de la chaleur (PAC). Les chiffres présentés dans les paragraphes qui suivent sont des estimations en ordre de grandeur issues des retours d’expérience présentés lors de la mission d’enquête, mais également que BURGEAP a pu se constituer.

4.2.1 GEOTHERMIE TRES BASSE ENERGIE

Pour la réalisation de forages d’eau à usage géothermique, il faut compter environ 1 000 à 2 000 € HT du mètre linéaire foré auquel il faut ajouter le coût des équipements du forage (pompes, etc.) soit entre 40 et 80 k€ HT par forage et enfin le coût de la boucle de distribution pour entre 100 et 200 € HT du mètre linéaire posé. Ces coûts indicatifs sont donnés pour des installations en matériaux haut de gamme que l’on peut qualifier de noble (mise en place pour des projets de géothermie assez importants). Il faut garder à l’esprit que de nombreux paramètres influencent le prix d’un forage comme :

• la profondeur ;

• le diamètre ;

• la nature des équipements (du PVC à l’INOX) ;

• le terrain.

Il est alors difficile de donner un prix standard.

Dans le cas d’une installation sur sonde, les coûts de forage sont plus constants car les matériaux et les diamètres sont invariants quel que soit le secteur. Pour des forages de qualité en contexte sédimentaire comme celui du Nord-Pas de Calais, il faut compter environ 60 à 80 € HT du mètre linéaire foré et raccordé. Enfin, dans les deux cas, l’exploitation nécessite la mise en place d’une pompe à chaleur et d’autres équipements de surface (pompes de circulation, dispositifs de régulation, etc.) pour environ 600 € HT par kW installé.


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Ces deux solutions apparaissent complémentaires (et non pas en concurrence) du point de vue technico-économique dans la mesure où :

• la solution sur nappe nécessite des coûts « fixes » généralement plus élevées que la solution sur sondes (un minimum de deux forages, une pompe et une boucle). Ainsi, pour les plus petits projets, elle est souvent plus chère que la solution « sondes » ;

• la solution « sondes » présente un prix de forage qui évolue de manière assez linéaire avec la puissance installée (on multiplie le nombre de forages pour augmenter la puissance exploitable). La solution nappe, dès lors qu’un aquifère est disponible, peut avoir un profil d’évolution de coût d’installation très « plat » avec la puissance installée. En effet, deux forages identiques peuvent fournir des puissances comprises dans un rapport de 1 à 10. Ainsi, au droit des secteurs où un aquifère productif de profondeur modérée existe, la solution nappe est économiquement plus avantageuse que la solution sondes pour les projets importants.

Une comparaison technico-économique entre ces deux solutions doit donc être réalisée au cas par cas.

En définitive, on retiendra un coût moyen d’une solution « très basse énergie » de l’ordre de 1 000 à 2 500 € HT/kW installés (forages + connections + PAC). Ainsi, les scénarios développés au paragraphe 3.3 entrainent des investissements cumulés de l’ordre de :

• 330 M€HT à 825 M€HT en 2020,

• 1 980 M€HT à 4 950 M€HT en 2050.

Si l’on retient un COP de 4 et un prix de l’électricité de 10 cts/kWh, il apparaît que la géothermie très basse énergie présente un coût de fonctionnement énergétique très faible (type P1), de l’ordre de 2,5 cts/kWth. Ainsi, la géothermie très basse énergie (coût d’exploitation et de maintenance compris ou non) apparaît comme la solution énergétique probablement la moins chère à l’exploitation. Elle sera d’autant plus rapidement rentabilisée qu’elle fonctionnera régulièrement à régime constant. Ainsi, les solutions de géothermie « très basse énergie » les plus optimales du point économique sont souvent des installations permettant du faire du chaud et du froid et dimensionnées à environ 50 % de la puissance de pointe avec un complément. Ce type de dimensionnement permet de couvrir avec la géothermie environ 90 % des consommations d’un bâtiment sans « surinvestir » dans les forages.

4.2.2 GEOTHERMIE BASSE ENERGIE

La géothermie basse énergie se caractérise par la réalisation de forage à des profondeurs plus importantes (de 1 500 à 3 000 m). Les techniques et moyens de forage mis en œuvre sont alors très conséquents et les chantiers durent plusieurs mois (entre 3 et 4 généralement). Sur la base du retour d’expérience des futures installations de Villejuif (réseau de la SEMHACH), le coût global du forage d’un doublet géothermique à 2 000 m de profondeur est d’environ 10 M€ HT soit 2 500 € HT du mètre linéaire foré. Ces opérations nécessitent également la mise en place d’installations de surface pour la production et la distribution de la chaleur. Là encore, les investissements sont conséquents : de l’ordre de 5 M€ HT pour la centrale géothermique (pompes, système d’échange de chaleur, équipements de régulation et bâtiment) et environ 15 M€ HT pour un réseau de chaleur d’une longueur de 12,5 km soit environ 1 200 € HT du mètre linéaire.

Ces prix sont probablement extrapolables à la région Nord-Pas de Calais dans la mesure où le contexte géologique est comparable et la profondeur de gisement analogue. Ainsi, pour une opération pilote permettant de fournir une puissance thermique de 6 à 10 MW, on peut retenir une pré-estimation financière suivante pour la réalisation des travaux :

• forages : 6 000 ml x 2 500 € HT/ml : 15 M€ HT ;

• centrale de production : 5 M€ HT ;

• réseau de chaleur : 15 à 25 M€ HT.


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Nota : l’hypothèse 12,5 km correspond à une longueur équivalente au réseau alimenté par le nouveau doublet de Villejuif. L’hypothèse haute de 20 km de réseau est proposée pour tenir compte d’une densité d’usagers moins importante que pour l’exemple de Villejuif qui reste une commune à très forte densité. Cette limite supérieure est fixée à une densité de chaleur de 1,5 MWh/ml de réseau qui correspond à la densité minimale exigée par l’ADEME dans le cadre du fonds chaleur.

• TOTAL : 35 à 45 M€HT

Ce calcul simple illustre l’importance du coût du réseau dans le coût total de l’opération. Il est donc nécessaire de développer ce type d’installation dans des secteurs à forte densité de consommation de chaleur. Ce chiffrage rapporté aux scénarios de développement présentés au paragraphe 3.3, entrainent des investissements cumulés de l’ordre de :

• 35 à 45 M€HT en 2020,

• 245 à 315 M€HT en 2050.

Du point de vue du consommateur, l’intérêt de ce type de solution est de pouvoir disposer d’une énergie à coût plus bas ou au moins équivalent au coût du gaz au démarrage. A titre d’exemple le réseau francilien de la SEMHACH permet actuellement de fournir à ses clients une énergie à 45 €/MWh ce qui revient à une économie d’environ 40 % par rapport au gaz. Il faut toutefois garder à l’esprit qu’il s’agit d’une performance assez exceptionnelle liée à l’ancienneté du réseau et à son fonctionnement public. Enfin, il faut noter que l’usager n’a pas de chaudière à entretenir.

Pour ce réseau, le coût de l’énergie payé par le consommateur est réparti en :

• 50 % pour le remboursement de l’investissement dans l’installation ;

• 20 % en frais de maintenance ;

• 30 % en fourniture d’énergie (électricité, appoint gaz, etc.).

Ainsi, le coût brut de l’énergie intervient dans une proportion faible dans le coût de la chaleur ce qui permet d’assurer une stabilité des prix nettement plus importante qu’une solution énergétique conventionnelle. A titre d’exemple, la SEMHACH demande une prime d’abonnement proportionnelle à la puissance souscrite.

En définitive, le coût de l’énergie qu’il sera possible d’offrir sur un réseau de chaleur géothermique va dépendre de nombreux facteurs techniques qu’il convient d’analyser aussi précisément que possible comme la puissance exploitable par forage, la longueur et le coût du réseau à installer etc. Il dépend également des subventions obtenues (cf. paragraphe 4.3) et du degré attendu de rentabilité du réseau, lui-même influencé nettement par le mode de gestion choisi parmi les grands principes suivants :

• gestion directe : la collectivité assure la totalité du service (financement, exploitation, facturation.), éventuellement en s’appuyant sur des entreprises via des contrats d’exploitation ;

• délégation de service publique en affermage : l’investissement est assuré par la collectivité mais l’exploitation du réseau est confié à une entreprise privée qui se rémunère auprès des abonnés et reverse une redevance à la collectivité ;

• délégation de service publique en concession : le délégataire assure l’investissement et l’exploitation du réseau. Il se rémunère sur la vente de l’énergie.

Ces différents types de mode de gestion existent en Ile-de-France. La faisabilité et les avantages et inconvénients de ces différents modes de gestion schématiques pour un projet pilote doivent également être étudiés précisément.

Enfin, on notera que l’exploitation d’une centrale géothermique demande un personnel aux compétences complémentaires et variées. Un minimum de 5 personnes aux profils techniques différents est nécessaire pour exploiter un réseau. Il paraît donc assez difficile de constituer une équipe dédiée à une seule opération pouvant assurer un service en continu.


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4.3 FINANCEMENTS : AIDES MOBILISABLES

Les financements de ces opérations de géothermie sont variés et peuvent dépendre également de la participation des Régions aux fonds mobilisés. Ils s’inscrivent dans les dispositifs suivants :

• la bonification sur la RT2012 : en fonction du niveau d’émissions de gaz à effet de serre (GES) du réseau de chaleur auquel les bâtiments résidentiels neufs sont raccordés, ils peuvent moduler à la hausse le niveau de consommation à atteindre. Cela permet ainsi au maitre d’ouvrage de diminuer son investissement dans l’isolation des bâtiments ;

• les certificats d’économie d’énergie qui sont non cumulables avec les aides du Fonds Chaleur ;

• la TVA à taux réduit si le taux d’énergie renouvelable atteint est supérieur à 50% ;

• les fonds FEDER ;

• le Fonds Chaleur : c’est un dispositif de l’ADEME géré par les délégations régionales de celle-ci. Il s’agit d’une aide qui peut être mobilisée dans la phase de prise de décision pour financer les études de potentiel, de faisabilité, les forages d’essais, les tests de réponse thermique du terrain, etc. Cette aide est mobilisable pour des projets de géothermie « très basse énergie » en collectif ou de « géothermie basse énergie ». Des cahiers des charges types sont proposés par l’ADEME pour ces prestations. Le critère clé d’éligibilité pour les réseaux de chaleur est l’atteinte un taux de couverture de 50% par les énergies renouvelables obtenu au plus tard lors du dernier versement de l’aide. L’installation géothermique doit également s’inscrire dans un projet global d’optimisation énergétique, notamment pour l’usager. Ainsi, le projet subventionné doit permettre une diminution d’au moins 5% du coût de l’énergie distribuée. Il est important de noter que l’obtention d’un financement par le fonds chaleur n’est pas acquise lors de la demande. Il est donc recommandé au porteur de projet de réaliser des simulations avec des taux de subvention variables.

A titre indicatif, le nouveau de réseau de chaleur et le doublet de Villejuif a reçu un financement de la part du Fonds Chaleur de 20 %. On peut toutefois imaginer une subvention plus importante accordée dans le cadre du développement d’un premier projet de géothermie « basse énergie ».

4.4 LA COUVERTURE DU RISQUE GÉOLOGIQUE

La géothermie, très basse ou basse énergie, présente des risques géologiques de deux types qui lui sont propres :

• risque « court terme » : risque, à l'issue du forage, de ne pas obtenir une ressource géothermale présentant des caractéristiques de débit et de température suffisantes permettant d’assurer la rentabilité de l’opération projetée ;

• risque « long terme » : risque de voir cette ressource, lorsque qu’elle existe et est exploitée, diminuer ou disparaître avant l’amortissement des installations réalisées, et le risque de sinistre affectant les puits, les matériels et équipements de la boucle géothermale pendant la phase d’exploitation en raison de la "chimie" du fluide.

En effet, bien qu’il soit nécessaire d’effectuer un certain nombre d’études de caractérisation de la ressource en amont du forage, seul ce dernier donne les caractéristiques définitives de la ressource. De même, seule l’exploitation de la ressource permet de vérifier la durabilité de celle-ci.

Ces deux types de risque, de par leur conséquence économique potentielle, peuvent donc représenter des freins au développement de projets géothermiques notamment pour la recherche de financements.

Pour y faire face, deux mécanismes assuranciels ont été mis en place en FRANCE : le fonds « SAF » et la garantie AQUAPAC. Ces deux systèmes sont en quelque sorte des assurances à but non lucratif concernant spécifiquement le risque géologique. Ils proposent un fonctionnement similaire mais ils ne s’adressent pas aux mêmes types de projets :

• Fonds SAF : il a été créé pour couvrir le risque géologique pris lors du forage et de l’exploitation des aquifères profonds. il couvre les risques d’insuffisance ou de détérioration de la ressource (recherche et


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exploitation) par la prise en charge des coûts de réparation ou par une indemnisation selon le type de sinistre. Ce fonds a été mise en place par les pouvoirs publics qui ont confiés sa gestion à la SAF-Environnement, filiale de la Caisse des Dépôts et des Consignations créée en 1981. Deux garanties sont proposées : o Garantie court terme : elle garantit la puissance thermique de l’installation selon les critères de

température et de débit exploitable et injectable. Elle prend en charge jusqu’à 65% des coûts assurés et supportés par le maître d’ouvrage, c’est-à-dire hors subventions. Ce pourcentage peut être porté à 90% grâce à une couverture additionnelle de 25% proposée par certaines régions françaises. Le montant plafond garanti par forage est de 4,2 M€ pour des cotisations comprises entre 3,5% et 5% (selon le risque minier) du montant garanti.

o Garantie long terme : elle couvre la valeur des puits au moment du sinistre, celle de la boucle géothermale ainsi que le débit et la température du fluide géothermique. Cette couverture est accordée en cas de déclaration de sinistre et dépend du degré de déperdition de la ressource. Elle est plafonnée à 1,4 M€ pour une cotisation fixe de 15 k€/an et une durée de garantie long terme fixée à 20 ans.

• Garantie AQUAPAC : elle a été créée en 1983 par l’ADEME, le BGRM et EDF et est également gérée depuis par la SAF Environnement. Elle ne concerne que les installations avec un forage de profondeur inférieure à 100 m et de puissance thermique supérieure à 30 kW. Elle couvre également le risque d’avoir une ressource en eau insuffisante lors de la recherche et non pérenne dans le temps :

o Garantie recherche : cotisation de 5% du montant garanti (forage et maîtrise d’œuvre) ; o Garantie pérennité : cotisation de 4% du coût de l’ouvrage.

Le montant de l’indemnité est plafonné à 140 k€. Au total depuis sa création, 304 dossiers ont été traités dont 26 demandes de garantie en 2013.

Le système de couverture du risque géologique a particulièrement bien fonctionné pour les forages profonds de « basse énergie » dans la mesure où quasiment toutes les installations franciliennes ont souscrit à ce fonds. Il permet de mutualiser les risques entre projets ce qui peut rassurer un investisseur qui ne disposera pas d’un portefeuille de projet suffisants pour « auto-compenser » ses pertes éventuelles.

La souscription à cette assurance est soumise à l’avis d’un comité d’experts qui analyse entre autres la faisabilité et le risque d’un projet sur la base de l’interprétation des informations géologiques disponibles.

4.5 ACTIVITÉS ET EMPLOIS

L’étude provisoire « marchés et emplois » des filières énergies renouvelables et des éco-industries réalisée par l’ADEME permet d’avoir une idée du l’état de développement de l’ensemble de la filière géothermie à l’échelle nationale. Le tableau suivant, issu de cette étude, montre le chiffre d’affaire et le nombre d’emplois directs de la filière.

Tableau 4 : chiffre d’affaire et emplois directs – géothermie en France

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Marchés

612 678 711 533 440 421 365 319 313

Emplois 4 811 5 354 5 309 4 350 3 781 3 359 2 851 2 416 2 276

Les emplois pris en compte sont les emplois directs (emplois dans la fabrication des équipements, emplois liés aux forages et à l’installation en surface et emplois dans la production de l’énergie). Ces emplois sont mesurés en équivalents temps plein.


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On constate que la filière est en net recul depuis 2007-2008 probablement en raison du contexte économique global peu propice à l’investissement. On notera par ailleurs, qu’environ 40 % des emplois de la géothermie sont liés aux dispositifs domestiques (PAC géothermique individuelle).

Il est difficile d’estimer quelle part de cet emploi résulte de l’activité de la géothermie spécifiquement sur la région Nord-Pas de Calais. En réalisant un prorata direct de l’énergie géothermique produite en Nord-Pas de Calais par rapport à la capacité thermique installée en France, on estime à 3 % le nombre d’emplois directs associés à l’énergie géothermique pour la région soit environ 65 emplois.

Dans la perspective d’évolution de la production d’énergie géothermique proposée au chapitre 3.3, on peut imaginer :

• pour l’installation des systèmes : la création progressive dans les années à venir de 550 emplois pour la géothermie très basse énergie (en retenant une augmentation de la puissance installée de 55 MW supplémentaires par an entre aujourd’hui et 2050 et 10 emplois nécessaires par MW installé et par an) et 35 emplois pour la géothermie basse énergie en retenant un ratio de 5 emplois an/M€ investi) soit un total de 585 emplois pérennes environ ;

• pour l’exploitation et la maintenance des dispositifs : à l’horizon 2020, la création de 20 emplois pour la géothermie très basse énergie et 10 emplois pour la géothermie « basse énergie ». A l’horizon 2050, la création de 95 emplois pour la géothermie « très basse énergie » et 60 emplois pour la géothermie « basse énergie » ;

• ainsi on peut estimer que la géothermie serait susceptible d’employer entre 2020 et 2050 environ 600 à 750 personnes de manière pérenne.

Si l’on ramène ces chiffres à l’énergie produite, on peut estimer les emplois générés à :

• environ 9,7 ETP pour 1 000 tep produites pour la géothermie « très basse température »,

• et environ 13 ETP pour 1 000 tep produites pour la géothermie « basse température ».

Ces estimations sont toutefois grossières et résultent d’une analyse des chiffres actuellement disponibles à l’échelle nationale parfois rapportés à la puissance installée, parfois rapportés à l’énergie produite ou en million d’euros investis.

Les secteurs principaux d’activités concernés par ces emplois sont :

• les entreprises de forage ;

• les fournisseurs de matériel : PAC, tuyaux etc… ;

• les installateurs ;

• les entreprises de travaux : génie civil, VRD en particulier pour la géothermie « basse énergie » ;

• les entreprises d’exploitation et de maintenance ;

• les bureaux d’étude.

Concernant la géothermie « très basse énergie », une partie importante de la création d’emplois potentiels va concerner du personnel local. C’est en particulier le cas pour les entreprises de forage, les installateurs et les services d’entretien. A ce titre, on notera que le représentant d’une société de forage régionale PONTIGNAC reçu dans le cadre de cette mission souligne la difficulté à proposer des prestations concurrentielles avec des sociétés belges soumises à une réglementation différente (notamment sur les heures légales de travail du personnel). La partie des emplois qui est susceptible de ne pas se développer sur le territoire de la région concerne essentiellement la fourniture d’équipements. Aujourd’hui, à titre indicatif, il existe une seule entreprise française de fourniture de PAC eau/eau géothermique (CIAT). Pour ces équipements très techniques, le marché est donc international.


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Pour la géothermie « basse énergie », les travaux spécialisés tels que la réalisation des forages seront peu probablement réalisés par du personnel local. Aujourd’hui, les entreprises françaises capables de réaliser des forages profonds sont rares et appartiennent à un marché européen voire international. En revanche, les travaux de pose de réseau ou de génie civil sont tout à fait susceptibles d’être réalisés par du personnel local. De même, l’exploitation des installations est nécessairement réalisée par du personnel local.

Les profils de qualifications et de compétences des professionnels de la filière sont variés mais l’essentiel des besoins est vraisemblablement situé dans une catégorie de type technicien supérieur. Parmi le personnel technique, schématiquement, les différentes catégories de qualification nécessaires peuvent être :

• non ou peu qualifiés : aides foreurs, personnel de chantier ;

• qualification intermédiaire niveau technicien supérieur : chef foreur, technicien « chauffagiste », plombier, électricien, électronicien… ;

• qualification supérieure niveau ingénieur ou BAC+5 : géologue, thermicien, ingénieur CVC, informaticien…


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5. RETOURS D’EXPERIENCES SUR DES PROJETS EUROPEENS

Cette partie a pour objet de présenter des opérations d’exploitation de la ressource géothermique développées en Europe et qui pourraient avoir des applications similaires en Nord-Pas de Calais.

5.1 EXPLOITATION DES EAUX DE MINES ET RÉSEAU DE CHALEUR « INTELLIGENT » : L’EXEMPLE DE HEERLEN

Le projet d’exploitation du potentiel géothermique des eaux de mines à Heerlen a commencé son développement en 2004, mais l’idée d’utiliser la ressource minière remonte en 1999. Les motivations sont à cette époque de permettre :

• la réhabilitation du bassin minier du Limbourg ;

• l’utilisation d’anciennes mines comme source d’énergie durable ;

• et la stimulation de la transition énergétique et économique.

La première des trois a été véritablement l’élément déclencheur, les deux autres en découlant. Le slogan associé à ce projet illustre cette volonté : « du noir au vert ».

Ce projet a dans un premier temps été conçu autour d’un système classique d’exploitation d’une nappe : 4 puits de pompage assurent la production de chaud et de froid (2 puits « chauds » à 28°C et 2 puits « froids » à 16°C) et un puits est utilisé pour la réinjection des eaux une fois refroidies ou réchauffées. L’ensemble des puits est connecté à un réseau de distribution. La modélisation de ce principe de fonctionnement a cependant montré une dérive rapide de la température de la ressource, comme le montre la figure suivante.

Figure 20 : modèle d’écoulement du réservoir dans la première version du projet

Minewater à Heerlen

Ce modèle, nommé 1.0, a donc été modifié pour éviter d’appauvrir trop rapidement la ressource. Le changement fondamental réside dans l’utilisation des galeries minières non plus comme une ressource qui se renouvèle mais


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comme un réservoir de stockage entre besoins chauds et froids équilibrés à l’année. Le pilotage du réseau n’est plus assuré par la ressource mais par les besoins : il s’agit de mettre un place un système qui permettre de gérer finement les besoins.

Ces évolutions pour aboutir au système dit « 2.0 » conduisent à la suppression du puits de réinjection et l’installation de puits bidirectionnels pour les puits « chauds » et « froids ». Les échanges de chaud et de froid aux différents niveaux, ainsi que les moyens complémentaires d’approvisionnement énergétique doivent permettre de réinjecter de l’eau à 28°C dans les puits bidirectionnels chauds et à 16°C dans les puits bidirectionnels froids. Les galeries minières sont alors utilisées comme un stockage saisonnier voir annuel.

Ce système offre trois niveaux de contrôle et de régulation :

• dans les bâtiments pour la température ;

• dans les sous-groupes pour les débits ;

• dans le réservoir minier pour la pression.

A l’échelle du bâtiment, il y a toujours une demande nette d’énergie (chaud ou froid) qu’il est possible de combler au niveau du sous-réseau par un échange avec un autre bâtiment dont les besoins seraient opposés. De la même façon, à l’échelle du sous-groupe, la résultante est une demande nette d’énergie qui peut être soit approvisionnée par un échange entre les sous-réseaux soit par un échange avec le réservoir minier. L’intérêt de ce type de système est encore plus grand lorsque les consommateurs raccordés au réseau ont des activités différentes et donc des besoins variés comme par exemple un bâtiment résidentiel (besoin de chaud) et un datacenter (besoin de froid).

Le fonctionnement de ce process nécessite un système de contrôle très sophistiqué pour permettre de gérer finement l’offre et la demande. Chaque niveau de contrôle à son propre système et tous les systèmes sont connectés entre eux via Internet. Un système central permet d’avoir une vision sur l’ensemble du réseau. A chaque échelle de contrôle, ces systèmes permettent une gestion optimisée de l’énergie grâce à des moyens de stockage directement intégrés aux bâtiments, des équipements de production de l’énergie variés et également des systèmes de stockage au niveau des sous-réseaux. Ce système de contrôle global doit donc être capable de prédire les périodes et les niveaux de besoins mais également d’apprendre par lui-même.

Cet exemple de projet d’exploitation du potentiel géothermique des eaux de mines à Heerlen montre que la réflexion doit être globale pour permettre d’aboutir à un système durable et adapté aux besoins en surface. Le contrôle et la gestion de ces derniers représentent les enjeux principaux de ce projet plus que l’exploitation de la ressource minière en elle-même. D’ailleurs à terme, les développeurs du réseau de chaleur semblent envisager un recours de plus en plus faible à cette ressource.

Ce projet, au-delà de la fourniture de chaleur provenant d’une source renouvelable, a donc permis une valorisation du passé minier de Heerlen, avec l’implication des anciens mineurs lors de la conception des installations mais surtout le développement d’un savoir-faire innovant interne à la société d’exploitation du réseau.

5.2 GÉOTHERMIE BASSE TEMPÉRATURE : LES EXEMPLES DE MONS ET DE L’ILE DE FRANCE

Au cours de la mission d’enquête plusieurs exemples d’exploitation de la géothermie basse température ont été abordés : le réseau de chaleur de la SEMHACH en Ile-de-France et les réseaux développés (ou en cours de développement) à Mons.


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5.2.1 LA GEOTHERMIE PROFONDE EN ILE-DE-FRANCE : L’EXEMPLE DU RESEAU DE LA SEMHACH

La géothermie basse énergie est très développée en Ile-de-France. En effet, la nappe du Dogger, présente à des profondeurs variant de 1 500 à 2 000 de profondeur au droit de la région, permet l’exploitation d’un fluide géothermique dont la température est comprise entre 50 et 85°C. Au total, 36 dispositifs géothermiques exploitent cette nappe en Ile-de-France, dont 15 dans le département du Val-de-Marne.

Figure 21 : des réseaux de chaleur géothermiques en Ile-de-France et des zones au potentiel intéressants

Parmi ces réseaux, celui de la SEMHACH est le plus important et l’un des plus grands d’Europe. Il dessert les villes de Chevilly-Larue, l’Haÿ-les-Roses et Villejuif et exploite divers moyens de production de chaleur :

• 2 centrales géothermiques (prochainement 3 avec la future centrale de Villejuif) ;

• 2 centrales de cogénération gaz ;

• des chaufferies d’appoint centralisées (5) et des chaufferies de délestage décentralisées (5).


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Figure 22 : carte du réseau actuel de la SEMHACH

Initialement la SEMHACH s’est constituée en société d’économie mixte dont l’actionnariat est réparti entre :

• les actionnaires et utilisateurs publics : les deux premières communes desservies par le réseau (Chevilly-Larue et l’Haÿ-les-Roses) et le syndicat intercommunal pour la géothermie à l’Haÿ-les-Roses et Chevilly-Larue ;

• les actionnaires et utilisateurs privés : ICADE Patrimoine, VALOPHIS, France habitation, OGIF, Immobilière 3F, Cabinet Villa et l’Association syndicale de la Croix du Sud.

Depuis, elle est passé sous la forme d’une Société Publique Locale à l’occasion du renouvellement du marché pour la délégation par le syndicat intercommunal. Ce changement de forme a permis de recapitaliser la société pour couvrir plus efficacement les risques et de distribuer un dividende aux actionnaires. Enfin, il implique que la SEMHACH ne peut plus intervenir pour des structures autres que ses actionnaires publics (notamment pour la maintenance des installations secondaires).

Les centrales géothermiques fonctionnent par pompage dans la nappe du Dogger avec une température de l’eau pompée d’environ 70°C et une température d’injection de 25°C en limite basse (pour éviter la précipitation des substances contenues dans l’eau et qui encrasseraient les équipements) et jusqu’à 50°C en été lorsque les besoins en chaleur sont moins importants. Chacune d’entre elles fait 12 MW de puissance. La future centrale de Villejuif aura 4 MW de puissance supplémentaire grâce à l’ajout d’une PAC haute température (soit 16 MW au total).

Chiffres clés généraux :

• le réseau actuel permet l’approvisionnement de 23 000 équivalents logements pour 183 000 MWh de chaleur livrée chaque année ;

• le réseau s’étend sur une longueur de 25 km ;

• les deux centrales géothermiques actuelles assurent un taux de couverture de 58% de la chaleur produite, à terme la mise en route de la troisième centrale permettra de faire monter ce taux à 70% ;

• la puissance totale du réseau est de 100 MW ;

• les taux de couverture de la population sont les suivants :

o 60 à 65% sur l’Haÿ-les-Roses du fait de la présence d’une zone pavillonnaire importante ;

o 90% sur Chevilly-Larue ;


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o 7 000 eq. log. sur Villejuif dont 2 500 rien que pour l’hôpital.

Chiffres clés économiques :

• le chiffre d’affaire annuel est de 15 M€, réparti entre 5 M€ issus de la vente de l’électricité des unités de cogénération et 10 M€ provenant de la vente de chaleur ;

• 50% des revenus de la SEMHACH sont reversés au syndicat intercommunal pour la géothermie (ie les communes) ;

• les clients raccordés au réseau réalisent 40% d’économies rapport à une alimentation au gaz ;

• le coût du raccordement d’un nouvel utilisateur n’est pas facturé s’il peut être amorti par la SEMHACH en 15 ans ;

• les coûts de fonctionnement sont répartis de la façon suivante :

o 4 M€ d’achat de gaz pour les installations de cogénération ;

o 10 k€ d’achat de fioul pour les installations d’appoint décentralisées ;

• les coûts d’investissements sont les suivants :

o pompes immergées : 250 k€/pompe, renouvelées tous les 5 ans ;

o installation de cogénération : 2 M€/installation renouvelée une fois en 12 ans ;

• pour la nouvelle installation de Villejuif, le détail des investissements est le suivant :

o 10 M€ forage, soit environ 2 500 €HT/ml ;

o 5 M€ bâtiments de surface et installations de production de chaleur ; o 15 M€ pour le réseau de chaleur et les sous-stations soit environ 1 200 €HT/ml ;

• en phase chantier, la réalisation des forages emploie environ 40 personnes durant trois mois 24h sur 24h, la pose du réseau quant à elle nécessite l’intervention de 30 à 40 personnes sur 15 mois ;

• en phase d’exploitation, la SEMHACH emploie aujourd’hui 13 personnes plus 3 emplois d’avenir pour être capable d’assurer un service continu ;

• environ 5 personnes aux profils professionnels complémentaires sont nécessaires pour faire fonctionner une exploitation moyenne (5 000 à 10 000 personnes desservies). Il est donc difficile de constituer une équipe dédiée pour un seul projet, ce qui nécessite d’atteindre une taille critique pour créer une équipe indépendante soit avec une grosse opération soit avec le regroupement de plusieurs réseaux.

5.2.2 EXEMPLES WALLONS

Ces projets d’exploitation de la géothermie basse énergie ne sont pas uniquement présents en Ile-de-France. En effet, les récents travaux de l’Université de Mons ainsi que les orientations prises par le Gouvernement Wallon, ont permis :

• de développer le réseau de Saint-Ghilsain : il s’agit d’un réseau de chaleur basse température exploitant un puits de pompage à 2 400 m de profondeur, fournissant de l’eau à 72°C. Cette installation géothermique, d’une puissance de 5,2 MW (complétée par 2 chaudières gaz d’une puissance totale de 5 MW pour l’appoint), alimente un réseau de chaleur de 6 km sur lequel sont raccordés 3 complexes scolaires, 1 piscine, 10 immeubles d’habitation et 1 hôpital. A la sortie de ce réseau primaire, l’eau est encore à une température de 40°C ce qui permet son utilisation pour le chauffage d’une serre horticole de 4 000 m². Puis les eaux sont rejetées en surface dans la Haine ;

• de mettre en place un projet de réseau de chaleur géothermique sur Mons (projet pilote n°1 du cadre incitatif wallon pour le développement de la géothermie profonde). Ce projet exploite une source basse température à une profondeur estimée entre 2 000 et 2 300 m pour une puissance totale de 6,6 MW et la fourniture de chaleur au centre des Congrès, à la Cité administrative de l’Etat, au Lotto Mons Expo, à la nouvelle gare de Mons, à un futur hôtel et à un magasin IKEA.


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5.3 GÉOTHERMIE HAUTE TEMPÉRATURE : L’EXEMPLE DU PROJET À MOL

Les projets exploitant les gisements à haute température sont très peu nombreux en Europe continentale compte tenu de la géologie du continent. Le projet de Soultz-sous-Forêt en est un exemple. Il y a également l’initiative en Région Flamande avec le projet Balmatt à Mol. Il s’agit, pour accompagner le projet d’implantation de l’Institut Flamand de Technologie, de développer un réseau de chaleur exploitant la géothermie basse et moyenne énergie pour une production combinée, à terme, de chaleur et d’électricité :

• 2015 : forage du premier puits ;

• connexion du doublet géothermique au réseau de chaleur haute température existant puis raccordement de nouveaux consommateurs ;

• forage de puits additionnels pour la production d’électricité grâce au cycle ORC avec consommation directe et fourniture au réseau de l’excédent.


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6. CONCLUSIONS

Les paragraphes suivants reprennent en conclusion les enseignements que cette mission d’enquête a permis de mettre en avant pour permettre le développement de projets d’exploitation de la géothermie.

6.1 SYNTHÈSE DES CONDITIONS À RÉUNIR POUR PERMETTRE L’EXPLOITATION DE LA GÉOTHERMIE

Il est tout d’abord important de préciser que l’exploitation de la géothermie n’est possible que si l’ensemble des conditions suivantes sont réunies :

• adéquation besoin/ressource : la géothermie est une ressource localisée. Ainsi, il est nécessaire, en plus de disposer d’un gisement, que celui-ci soit à proximité des zones de besoin ;

• étude de comparaison technico-économique favorable : la géothermie nécessite des investissements plus ou moins important en fonction de la typologie de la ressource et parfois des contraintes techniques pour le développement ou l’exploitation. Il est donc important de réaliser une étude technico-économique comparant cette solution d’approvisionnement à d’autres solutions « classiques » suivant des critères propres au porteur de projet ;

• compatibilité planning : le montage d’un projet d’exploitation de la géothermie peut durer de quelques mois à plusieurs années selon le type de ressource exploité. Il est donc important de s’assurer que ces délais sont compatibles avec le calendrier du porteur de projet.

La région Nord-Pas de Calais présente une bonne adéquation entre les besoins et la ressource. Ce point ne constitue donc pas, a priori, un frein pour le développement de la géothermie. Il est en revanche nécessaire d’agir sur le levier économique : subventions des études d’opportunité, incitation financière des porteurs de projets. Enfin, l’information et la sensibilisation de ces derniers à la géothermie doivent également être entreprises.

Le paragraphe qui suit présente des propositions d’actions sur ces différents champs.

6.2 PROPOSITIONS DE PISTES D’ACTION POUR LES DIFFÉRENTES FILIÈRES

Pour les différents types de géothermie dont le potentiel est a priori démontré, les points suivants reprennent les propositions de pistes d’actions permettant leur développement :

Très basse énergie :

• élaborer la cartographie locale réglementaire dans le cadre de la réforme du Code Minier ;

• mener des actions spécifiques pour encourager le recours à des entreprises locales de forage : sensibilisation des maîtres d’ouvrage, mise en place de formations aux métiers du forage, référentiel de qualification contraignant pour assurer la qualité des ouvrages (QualiForage et/ou QualiPAC), mise en place de systèmes de géothermie sur bâtiments publics (lycées…) dans un but démonstrateur ;

• envisager le développement de boucles d’eaux tempérées sur les grands espaces d’aménagement ;

• développer des outils de soutien financiers conditionnés (taux d’énergie renouvelable, étude d’opportunité, priorisation de l’exploitation des énergies renouvelables, etc.) ;

• développer des actions de communication auprès des porteurs de projet : organiser des événements de sensibilisation et d’information sur la géothermie très basse énergie, former les conseillers des Espaces Info-Energie, les Conseils en Energie Partagées, les agents des EPCI du territoire ;

• lancer une étude spécifique du potentiel thermique du bassin minier pour caractériser le potentiel existant : synthèse de l’information existante, modélisation du réseau minier et du fonctionnement hydrothermodynamique du système pour modéliser les effets de l’application des besoins de surface


Rapport rédigé

par BURGEAP

01/12/14 Page : 53/53

sur le réseau, définition des scénarios possible pour l’exploitation du gisement. Sur la base de l’étude hydraulique, hydrogéologique et hydrochimique du bassin minier pour Charbonnage de France (1998-1999), vue au paragraphe 3.1.2, cette étude serait à réaliser prioritairement aux extrémités est et ouest du bassin minier.

Basse énergie :

• organiser un rapprochement auprès du gouvernement Wallon et de l’Université de Mons pour permettre des échanges d’information entre spécialistes, notamment une discussion sur les données disponibles auprès du BRGM ;

• financer et lancer une étude du potentiel de développement de réseaux de chaleur sur aquifère profonds (analyse des archives disponibles sur la ressource, campagne de mesures de surface, recherche de secteurs propices à la mise en place de la solution, étude financière et contractuelle du montage du projet). Le budget d’une telle étude pourrait être de 300 000 euros, pour une durée comprise entre 6 mois et 1 an. Cette étude peut se baser, en partie, sur les données déjà à disposition du BRGM et concerner le Hainaut et la partie est du Douaisi (cf. paragraphe 3.1.3).

rapport de la mission d’enquête sur la géothermie en nord ... · rapport de la mission...

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