la géothermie et ses limites
La fausse promesse de la géothermie améliorée...
Les systèmes géothermiques améliorés (EGS) sont présentés comme une révolution : une énergie propre et fiable partout, rendue possible grâce aux technologies de forage et de fracturation hydraulique empruntées au schiste bitumineux. L’idée est séduisante. La réalité économique est catastrophique.
L’EGS est probablement la forme d’électricité la plus coûteuse jamais tentée à l’échelle industrielle, mais elle a suscité un immense engouement chez les investisseurs et enrichi ses promoteurs. Alors que la société prend progressivement conscience du rôle central de l’énergie, presque toute « solution énergétique » attire l’attention et les capitaux, qu’elle soit abordable ou non, et même si elle peut être déployée à grande échelle, car elle le sera peut-être à l’avenir. C’est parce que notre civilisation vénère la technologie et que les miracles font partie intégrante de son imaginaire.
Dans un récent article du New Yorker, Rivka Galtchen expliquait que l’EGS pourrait fournir 20 % de l’électricité américaine d’ici 2050, mais que des défis subsistent. Globalement, elle se montre optimiste quant au potentiel de cette technologie, grâce à l'augmentation des investissements et à sa production d'énergie bas carbone 24h/24 et 7j/7, pour combler les lacunes de l'éolien et du solaire.
La géothermie électrochimique (EGS) consiste à forer dans des roches dures, comme le granite, les roches métamorphiques ou ignées, à une profondeur suffisante pour atteindre environ 200 °C en raison du gradient géothermique terrestre. La roche est « chaude » mais aussi « dure », ce qui signifie qu'elle ne constitue pas un réservoir capable de laisser circuler des fluides, et elle est relativement « sèche », c'est-à-dire qu'elle ne contient que peu d'eau naturelle.
Les projets EGS impliquent donc de forer des puits verticaux profonds dans cette roche compacte, puis de réaliser des forages horizontaux sur une profondeur de 900 à 1 800 mètres. La stimulation à haute pression – la fracturation hydraulique – est utilisée pour fracturer la roche et créer un réservoir artificiel. L'eau est injectée dans la roche, laissée à absorber la chaleur, puis recyclée vers la surface.
La géothermie conventionnelle, en revanche, exploite l'eau chaude ou la vapeur naturellement présentes dans des réservoirs perméables situés à proximité de failles ou de zones volcaniques actives. Même là, relativement peu de projets ont tenu leurs promesses en matière de coûts, de délais, de production ou de performance à long terme. Il existe des exceptions, comme en Islande, mais elles sont rares.
La géothermie à énergie positive (EGS) propose une approche bien plus complexe techniquement que la géothermie conventionnelle, dans des roches de plus mauvaise qualité, pour un coût plus élevé et à plus grande échelle – alors même que la version « simple » de la géothermie a peiné à répondre aux attentes.
L’EGS existe depuis une trentaine d’années, principalement à travers des présentations PowerPoint prometteuses mais peu concrètes. Soultz en France, Newberry et Desert Peak aux États-Unis, Habanero en Australie et le projet pilote du Département de l’Énergie américain à The Geysers : tous ces projets étaient présentés comme des solutions de base évolutives et économiques. En réalité, il s’agissait de petits ajouts à des centrales existantes, de projets pilotes éphémères ou de projets scientifiques onéreux qui n’ont jamais été rentables. Bâle et Pohang ont engendré un autre type de risque : des séismes induits et des répercussions politiques. Le schéma est désormais bien connu : des affirmations audacieuses, des projets de petite envergure, une production marginale et le silence radio une fois les subventions et la patience épuisées.
Dans ce contexte, Fervo est la première entreprise de géothermie améliorée (EGS) à revendiquer non seulement un succès technique, mais aussi une avancée commerciale significative. Son projet au Nevada est présenté comme la preuve que l'EGS est enfin prête à être déployée à grande échelle : économique, reproductible et évolutive. Ces affirmations méritent un examen approfondi.
Fervo affirme que sa géothermie est « déjà moins chère que d'autres formes d'énergie fiable 24 h/24 et 7 j/7 ». Dans un livre blanc, l'entreprise écrit :
« La géothermie améliorée offre la possibilité de réduire les coûts par rapport aux autres options d'énergie fiable ; elle est déjà compétitive en termes de coûts avec l'énergie nucléaire et la géothermie traditionnelle, et les projections actuelles des coûts montrent que la géothermie améliorée sera compétitive en termes de coûts avec le gaz de base avant 2030. »
Cela m'a fortement alerté, j'ai donc mené ma propre analyse. J'ai constaté que rien de tout cela n'est vrai, loin de là.
J'ai créé trois scénarios qui reflètent les conditions réelles sur le terrain : un scénario optimiste avec des puits relativement peu profonds, des coûts de forage et de centrale plus faibles, une production élevée et un facteur de capacité de 90 % ; Un scénario de base réaliste, avec des puits plus profonds et plus coûteux, une baisse modérée de la production et du déclin thermique, des coûts d'exploitation plus élevés et un facteur de capacité de 80 % ; et un scénario pessimiste, avec des puits encore plus profonds et plus coûteux, des débits plus faibles, un déclin important, un pompage et un traitement chimique intensifs, et un facteur de capacité d'environ 65 % seulement
Mes calculs montrent que même le scénario le plus favorable est à peine viable : il faut deux décennies pour atteindre le seuil de rentabilité (PV10), tandis que les scénarios réaliste et pessimiste ne permettent jamais de récupérer l'investissement initial (figure 1). Ce n'est tout simplement pas compétitif.
Il est facile de comprendre pourquoi Fervo ne communique aucune information publique sur sa rentabilité. Dans des conditions réalistes, le seuil de rentabilité réel se situe autour de 80 centimes par kilowattheure. C'est environ dix fois le coût total de l'énergie nucléaire. C'est cinq fois plus cher que l'hydrogène.
Pourquoi les systèmes EGS sont-ils si coûteux ? La réponse est simple : ils engendrent tous les coûts du forage de schiste sans aucun retour sur investissement. Un seul projet EGS de 20 mégawatts — minuscule à l'échelle du réseau électrique — nécessite trois à cinq puits très profonds, chacun coûtant entre 12 et 25 millions de dollars. Contrairement aux puits de pétrole et de gaz, ces puits ne produisent ni liquide ni gaz à haute valeur ajoutée. Ils se contentent de faire circuler de l'eau dans la roche chaude, puis de la faire remonter, dans l'espoir de capter suffisamment de chaleur pour faire tourner une petite turbine. Une grande partie de l'électricité produite sert à alimenter les pompes.
Quand un système échoue aussi lamentablement au test de rentabilité, une seule conclusion s'impose : il ne s'agit pas d'une application appropriée de la technologie. Ce n'est pas parce que nous pouvons faire quelque chose que nous devons le faire. L'EGS représente un gaspillage de capitaux et ses promoteurs sont malhonnêtes lorsqu'ils affirment qu'elle fonctionne et est compétitive face aux autres formes d'énergie. Ce n'est pas le cas.
Je doute que l'EGS puisse surmonter ses profondes limitations économiques au cours des dix ou vingt prochaines années. Il semble bien plus probable que des technologies éprouvées comme l'éolien, le solaire ou le nucléaire améliorent leurs points faibles que cette géothermie améliorée.
L'analyse qui sous-tend la figure 1 est simple, et c'est précisément le genre de calcul que les investisseurs de Fervo, qui ont collectivement injecté près d'un milliard de dollars dans l'entreprise, devraient effectuer eux-mêmes. Je suppose que certains l'ont déjà fait, mais passent encore à côté de la notion fondamentale d'énergie nette : que reste-t-il réellement à la société après avoir soustrait toute l'énergie dépensée pour la trouver, l'extraire, la transformer et la distribuer ?
D'autres ont peut-être saisi ce point, mais parient sur un avenir où l'énergie sera beaucoup plus chère, transformant même des options peu probables et coûteuses comme les systèmes énergétiques géothermiques (EGS) en options nécessaires, voire potentiellement rentables.
À première vue, le gaz naturel semble être la solution idéale à la forte demande d'électricité aux États-Unis : il est pilotable, relativement bon marché, bien connu des entreprises de services publics et sa mise en œuvre est plus rapide que celle des centrales nucléaires ou des grands projets de transport d'électricité. Cependant, l'accent est actuellement mis sur l'orientation de l'augmentation de la production vers les exportations de GNL plutôt que vers la production d'électricité nationale, et les délais sont plus longs qu'il n'y paraît. Les centrales à gaz à cycle combiné actuelles doivent faire face à des délais d'attente d'environ 3 à 4 ans rien que pour les turbines, et de près de 5 à 6 ans entre l'obtention des permis et la mise en service.
Lorsque la solution idéale ne fonctionne pas – ou ne semble pas fonctionner –, il ne s'agit plus d'une simple erreur politique ou d'une technologie manquante. Il s'agit d'un problème de complexité systémique.
Ilya Prigogine a démontré que les systèmes ouverts, loin de l'équilibre, peuvent s'auto-organiser en ce qu'il a appelé des structures dissipatives : des îlots d'ordre qui survivent grâce à une forte consommation d'énergie. À mesure qu'ils se complexifient, l'énergie nécessaire au maintien de leurs connexions internes augmente. Soumis à des contraintes trop importantes, ils atteignent un point de crise : soit ils se réorganisent en une structure plus simple ou différente, capable de survivre avec l'énergie disponible, soit ils perdent leur cohérence et s'effondrent.
Prigogine travaillait sur des systèmes physiques et chimiques, mais Nate Hagens a étendu ces idées à l'échelle de la société, qu'il considère comme dotée d'un métabolisme. À l'instar d'un organisme – ou plus précisément, d'un superorganisme –, sa consommation d'énergie est proportionnelle à sa taille. À mesure que la complexité croît, la société a besoin de toujours plus d'énergie pour assurer sa propre cohésion. Lorsque ces besoins énergétiques dépassent les capacités de la structure, il ne s'agit pas d'une adaptation progressive, mais d'un effondrement. C'est là le cœur de notre situation actuelle.
Toute innovation technologique a un coût. Chaque « solution » technologique repose sur une consommation d'énergie accrue à un niveau ou un autre du système. La révolution du schiste bitumineux en est un exemple flagrant. Au début des années 2000, l'offre mondiale de pétrole était globalement stable tandis que la demande, tirée notamment par la Chine et d'autres pays en développement, explosait. De nouveaux gisements étaient découverts, mais leur mise en production prenait de plus en plus de temps, car ils étaient situés en mer, souvent en eaux profondes, ou entravés par des contextes politiques et fiscaux complexes qui ralentissaient les progrès. Lorsque ces projets ont finalement été mis en service, les gisements plus anciens étaient épuisés, si bien que l'augmentation nette de l'offre était minime, voire nulle.
Cette pénurie a fait grimper les prix du pétrole à des niveaux records, ce qui a stimulé les innovations que nous appelons aujourd'hui la révolution du schiste bitumineux. En une dizaine d'années, la nouvelle production de schiste a inondé le marché et les prix se sont effondrés fin 2014. Ce phénomène a été salué comme un triomphe technologique qui avait « rendu le pétrole bon marché à nouveau » et était censé avoir mis fin aux craintes de pic pétrolier qui prévalaient tant lors de la pénurie d'approvisionnement une décennie auparavant. Mais la réalité était bien plus complexe.
Comme le montre la figure 2, même après l'effondrement des prix, le pétrole n'a jamais retrouvé son niveau d'avant l'avènement du schiste bitumineux en termes réels. Le prix réel du WTI est environ 1,5 fois plus élevé (75 $ contre 48 $ avant le schiste). Sur la même période, les coûts de forage ont quasiment triplé et ont augmenté de 28 % depuis le début de la pandémie de Covid-19. Le prix moyen du WTI depuis 2021 est de 85 $, et même le prix actuel du pétrole, considéré comme « bon marché » à 59 $, reste environ 25 % plus élevé que la moyenne d'avant 2006.
La hausse des coûts énergétiques a renchéri la vie quotidienne. Aux États-Unis, les prix à la consommation augmentent depuis 45 ans, avec des augmentations particulièrement marquées depuis 2000 et une forte accélération après 2020 (figure 3). Cela explique en grande partie le désespoir et la colère qui règnent chez de nombreuses personnes, ainsi que leur attrait pour les mouvements populistes qui promettent des solutions. Cependant, ces mouvements ne peuvent pas transformer la réalité énergétique sous-jacente par de simples changements de position sur l'immigration, la fiscalité, les droits de douane ou les taux d'intérêt. Ils proposent des réponses politiques à un problème biophysique.
L'économie conventionnelle part du principe que l'économie est mue par la monnaie, que l'on peut créer par le crédit puis gérer par la politique monétaire.
Tim Morgan a démontré que cette vision est erronée. L'économie n'est pas fondamentalement un système financier, mais un système physique. Elle utilise de l'énergie pour transformer les matières premières en biens et services, sources de prospérité. Il nous faut donc raisonner en termes de deux économies, écrit-il. Premièrement, l'économie réelle et matérielle, où l'énergie et les ressources servent à produire des biens et des services. Deuxièmement, l'économie financière, ou parallèle, de la monnaie et du crédit. L'économie financière n'est qu'un dérivé synthétique – un réseau de créances – de l'économie réelle. Lorsque ces deux économies sont plus ou moins alignées, l'équilibre est atteint : les créances financières peuvent être satisfaites par ce que l'économie matérielle est capable de fournir.
Aujourd'hui, elles sont fortement désalignées. Nous avons créé un volume considérable de créances financières qui ne peuvent être honorées en termes réels et matériels. C'est pourquoi une réduction drastique de la taille du système financier est probablement inévitable et se traduira par une « destruction de valeur » via la déflation.
Les systèmes géothermiques améliorés sont une arnaque, mais leur attrait en dit long sur notre nature. Face à la réalité qui nous effraie, nous cherchons des « solutions ». Nous semblons incapables ou peu disposés à admettre que la plupart de nos problèmes sont les conséquences directes de la croissance. Plutôt que d'accepter nos limites, nous nous réfugions dans des récits qui nous font croire que nous pouvons conserver tout ce qui nous plaît et résoudre le reste par l'innovation. Nous sommes prêts à tout essayer plutôt que d'être honnêtes avec nous-mêmes.
Je ne suis pas pessimiste quant à l'avenir, mais nous devons cesser de prétendre qu'il ressemblera au passé. Nous sommes une espèce ingénieuse et adaptable. Nous survivrons – et peut-être même prospérerons – mais pas en niant le changement. Je ne m'attends pas à ce que nous fassions preuve d'une honnêteté collective face à notre situation tant que les événements ne nous y contraindront pas. Mais individuellement, nous ne sommes pas impuissants. Ceux qui sont prêts à affronter leurs peurs, à comprendre leurs limites et à se défaire de leurs illusions rassurantes peuvent commencer dès maintenant. Nous pouvons bâtir les fondements d'une prospérité différente, fondée sur l'acceptation de la réalité et la recherche de sens au sein de la communauté.
Le défi qui nous attend est de développer une relation différente avec la Terre et avec l'énergie afin de pouvoir construire un avenir que la réalité puisse réellement permettre.
Art Berman 03 12 25
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Strasbourg : malgré l'arrêt du projet de géothermie, les séismes se poursuivent...Une nouvelle secousse de magnitude 3,9 a été enregistrée samedi 26 juin, alors que le projet de géothermie menée dans l'agglomération a été interrompu il y a plusieurs mois...
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Après une série de séismes, « arrêt définitif » du projet de centrale géothermique à Strasbourg « Ce projet, implanté dans une zone urbanisée, n’offre plus les garanties de sécurité indispensables et doit donc être stoppé », a fait valoir la préfecture du Bas-Rhin.
Plusieurs épisodes sismiques ont eu lieu dans la région ces dernières semaines, provoquant l’arrêt d’un projet de géothermie, pilier de la transition énergétique en Alsace.
C’est un tremblement de terre dont l’origine est rare. Un séisme de magnitude 3,5, lié au développement d’un projet de centrale géothermique, a réveillé, vendredi 4 décembre, les habitants de l’agglomération de Strasbourg.
Peu après, une autre secousse de magnitude 2,8 a entraîné l’arrêt des activités de la centrale par l’exploitant, et la remise en cause du projet par des élus. Cette secousse survient après plusieurs autres tremblements de terre moins intenses enregistrés depuis treize mois et liés à l’activité de géothermie, pilier de la transition énergétique en Alsace.
Le Réseau national de surveillance sismique (Rénass) a classé ce séisme survenu à 6 h 59 comme « induit », c’est-à-dire provoqué par l’activité humaine. L’épicentre du séisme se trouve à une dizaine de kilomètres au nord de Strasbourg, à proximité d’un site accueillant un projet de centrale géothermique conduit par l’entreprise Fonroche, pas encore mise en exploitation, sur les communes de Vendenheim et Reichstett.
Sur le site, deux puits ont été creusés à 5 kilomètres de profondeur afin de pomper l’eau chaude souterraine pour en exploiter en surface le potentiel énergétique, avant de la réinjecter vers le sous-sol.
Un porte-parole de Fonroche a confirmé à l’Agence France-Presse (AFP) que la secousse était bien liée à ses activités. Dans un communiqué, la société a annoncé le déclenchement d’une procédure de diminution progressive de la circulation d’eau dans les puits, vers un « arrêt total ». La procédure « se déroulera sur environ un mois », précise Fonroche.
« Psychose » des habitants
La secousse a rapidement été commentée sur les réseaux sociaux. « A Strasbourg, on n’utilise pas de réveil, on a des séismes magnitude 3,5 à 7 heures », a écrit un journaliste strasbourgeois sur Twitter.
Beaucoup d’internautes réclament l’arrêt des activités de géothermie à Reichstett-Vendenheim. La secousse a provoqué « une psychose » chez les habitants des communes proches de l’épicentre, a déclaré à l’AFP Georges Schuler, le maire de Reichstett.
Celui-ci a fait état de quelques dégâts matériels et de nombreux appels de riverains paniqués. « C’est la goutte d’eau qui fait déborder le vase. Nous demandons l’arrêt définitif de l’exploitation du site », a-t-il déclaré à l’AFP… juste avant une nouvelle réplique, de magnitude 2,8 enregistrée dans la même zone à 11 h 10.
L’abandon du projet pas à l’ordre du jour
D’autres élus des groupes d’opposition de la métropole de Strasbourg se sont également exprimés pour dénoncer le projet. « Arrêtons de jouer aux apprentis sorciers », a intimé Jean-Philippe Vetter, président du groupe Les Républicains, dénonçant « l’aveuglement idéologique » des élus écologistes favorables à la centrale de géothermie, et exigeant une transparence « totale ».
« Nouveau tremblement de terre à 6 h 59 ce matin à proximité de Strasbourg (…) on a tous pu le ressentir #ReNass. Le 11e en un mois, ça fait beaucoup et relance le débat sur la géothermie profonde. Le débat doit être complet et transparent », a réagi sur Twitter Alain Fontanel, conseiller municipal strasbourgeois d’opposition.
Un abandon du projet n’est cependant pas à l’ordre du jour, a fait savoir le porte-parole de Fonroche. « Le retour d’expérience des autres centrales dans la vallée rhénane montre qu’une fois qu’elles tournent, elles ne provoquent pas spécialement de surréaction de la roche ».
La société avait obtenu en 2016 du préfet une autorisation de forage, contre l’avis des élus des communes concernées. Elle a jusqu’ici investi près de 90 millions d’euros dans cette centrale, qui vise à alimenter l’équivalent de 10 000 logements en électricité, et 26 000 en chaleur directe.
Une dizaine de secousses en deux semaines
La controverse s’amplifie depuis l’enregistrement d’un séisme de magnitude 3,1 le 12 novembre 2019. Son épicentre était situé à 5 kilomètres du site de géothermie. Considéré comme étant d’origine naturelle par Fonroche, il a été classé « induit » par le Rénass.
« Dans la sismicité induite, il faut distinguer deux phénomènes », explique Jean Schmittbuhl, directeur de recherche au CNRS en sismologie. « Il y a ceux liés à la mise en pression très directe du fluide. C’est ce qui s’est passé ces dernières semaines jusqu’à ce matin. Et il y a la sismicité dite “déclenchée”, quand le système, naturellement, était très proche de rompre, et que l’activité humaine constitue l’élément déclencheur. C’est ce qui s’est vraisemblablement passé l’an dernier. »
D’autres expertises, menées à la demande de la préfecture par l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (Ineris) et par le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) n’ont pas permis de définir avec certitude l’origine du séisme de 2019.
Celui-ci avait néanmoins entraîné l’arrêt des opérations d’injection d’eau sur le site de géothermie, mais la construction de la centrale de transformation de l’énergie thermique en électricité s’était, elle, poursuivie.
En septembre, la préfecture du Bas-Rhin avait autorisé la réalisation de tests dans les puits de la centrale afin de trancher la question de l’origine du séisme. Ils ont été suivis de nouvelles secousses répétées, une dizaine en deux semaines entre la fin d’octobre et le début du mois de novembre, ce qui avait conduit la préfecture du Bas-Rhin à suspendre les opérations. Fonroche a reconnu que ces secousses des deux derniers mois étaient dues à ses tests.
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Comprendre la géothermie et ses limites
https://energieetenvironnement.com/2020/07/29/comprendre-la-geothermie-et-ses-limites/
La géothermie est souvent présentée comme une source d’énergie propre et illimitée. On peut se demander, dans ces conditions, pourquoi elle n’est pas davantage exploitée. Comme souvent, c’est un mélange de contraintes techniques et de limites physiques qui la rendent peu attrayante. Et en pratique, la géothermie n’est pas si propre que cela non plus...
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Comment EDF et l'Etat excluent l'Outre-mer des bénéfices de la transition écologique
En matière d'électricité polluante, les territoires d'Outre-mer français sont " au rang des plus mauvais élèves mondiaux, comme la Chine ou l'Inde ". Ce sévère constat avait été dressé p...
http://www.bastamag.net/Comment-EDF-et-l-Etat-excluent-l-Outre-mer-des-benefices-de-la-transition
Ségolène Royal vient d’officialiser la vente de la centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe à l’américain Ormat. C’était le seul moyen de sauver de la faillite une unité de production d’électricité propre dont EDF s’était désengagé.
Le 5 juillet, Ségolène Royal a présidé à la signature du protocole de la centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe. Au terme de cet accord, la société Ormat sise au Nevada rachète 60% des parts tandis que la Caisse de dépôt et consignation entre au capital pour 20%. Actionnaire historique, le Bureau de recherche géologique et minière (BRGM) conserve 20% du capital. La seule centrale géothermique opérationnelle de France utilisant la chaleur d’un volcan va donc être gérée par un opérateur américain. « Mais c’était la meilleure solution possible compte tenu de l’absence d’industriel français de la géothermie à vouloir reprendre la centrale, explique Harry Durimel, Conseiller régional Europe-Ecologie les Verts (EE-LV) qui fut en charge du dossier énergie sous la présidence de Victorin Lurel. Pour moi, il est essentiel qu’un professionnel reprenne l’unité et la développe comme il l’a promis».
La vente pose d’innombrables questions. Construite dans les années 70 par EDF, Bouillante exploite les eaux des nappes phréatiques très chaudes situées en profondeur sous le volcan de la Soufrière. Cette centrale de 5MW sert alors de laboratoire à EDF non pas pour tester cette énergie renouvelable, non intermittente et à priori bon marché mais pour essayer en grandeur réelle les contrôles/commandes des centrales nucléaires. Présent dans l’aventure pour ses compétences géologiques, le BRGM a une toute autre ambition : cette énergie peut assurer l’indépendance électrique de la Guadeloupe, mais aussi des 8 îles de l’arc caraïbe. En 1995, le BRGM prend 60% de Bouillante, EDF le reste. C’est le début d’un lent désengagement de l’électricien. En 2005, c’est le BRGM qui prend l’essentiel des risques de création d’un Bouillante 2 portant à 10MW la puissance de la centrale, puis à 15MW en 2010. Les deux actionnaires ne s’entendent pas et EDF se retire définitivement en 2013. La centrale n’a donc plus d’opérateur. L’arrivée d’Ormat, un vrai professionnel de la géothermie, permet ainsi de sauver la centrale.
FUEL. Et de laisser ouverte cette voie énergétique. Car EDF entretemps, a choisi de revenir dans la filière… thermique. Sa filiale Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI) a investi en effet 450 millions d’euros dans la centrale diesel du Jarry inaugurée le 14 juin 2015, soit deux mois avant l’adoption définitive de la loi sur la transition énergétique qui prévoit la fin de l’utilisation des énergies fossiles ! Officiellement, la centrale de 212MW doit permettre de sécuriser l’approvisionnement de l’île pendant que les énergies renouvelables vont monter en puissance. Vent et solaire ne couvrent en effet aujourd’hui que 18% des besoins de l’île. Mais en réalité, on voit mal comment un investissement aussi important pourrait s’arrêter de fonctionner dans 15 ans, quand, au terme de la loi, la Guadeloupe devra arrêter de brûler du fuel. Interrogé sur ce point dans un colloque organisé au Sénat, le directeur d’EDF SEI, Frédéric Busin, a évité de répondre à cette question. « EDF l’a joué fine en imposant sa solution juste à temps, note Harry Durimel. Mais c’est très dommageable car désormais les investissements en énergie renouvelable ne sont plus aussi urgents et surtout l’éolien et le solaire vont avoir du mal à être compétitif puisque l’électricité issue du fuel est subventionnée». Par souci d’égalité territoriale, le tarif de vente de l’électricité dans les Départements d’Outremer est en effet le même qu’en métropole, bien que la production soit beaucoup plus chère. Cette "Contribution au service public de l’électricité" (CSPE) représente la moitié du chiffre d’affaires d’EDF dans les DOM. C’est surtout une subvention aux énergies fossiles responsables du réchauffement climatique.
CONNECTION. C’est d’autant plus dommageable que la géothermie a largement le potentiel de répondre à la demande de la Guadeloupe et des îles voisines. En septembre 2015, le bureau d’études Terranov a rendu un rapport sur le potentiel géothermique dans les Caraïbes dans le cadre d’un programme européen. Selon ce rapport approuvé par les services de l’Ademe, de 50 à 70% de l’électricité nécessaire à ces îles volcaniques pourrait être fourni par la géothermie. Les forages qui commencent à être effectué sur les caraïbes montrent un potentiel très important. « Si Ormat arrive en Guadeloupe, c’est certainement pour développer Bouillante, mais c’est aussi et surtout pour installer des centrales dans toute la région et il est bien dommage alors que nous avons deux départements français ici, de ne pas en avoir profité pour développer une filière géothermique française », regrette Philippe Laplaige, spécialiste de la géothermie à l’Ademe.
Ormat a en effet la voie libre. La société américaine vient proposer une énergie propre à des gouvernements locaux qui dépendent d’un fuel lourd du Venezuela très polluant, sans avoir aucun concurrent. Non seulement EDF s’est retiré de Bouillante, mais l’électricien français a aussi abandonné le projet de la Dominique. Cette île indépendante peu peuplée et très pauvre située entre la Guadeloupe et la Martinique possède un potentiel géothermique très important. «L’idée appuyée par des financeurs internationaux dont l’Agence française de développement, c’est de créer une puissante usine géothermique en Dominique qui alimente en totalité ce petit Etat et fournisse le surplus à la Guadeloupe et à la Martinique » résume Philippe Laplaige. Le projet poursuit sa route sans EDF pour le plus grand bonheur d’Ormat. Les départements d’outremer des Caraïbes seront-ils énergétiquement indépendants en 2030 ? Les Conseils régionaux ont 15 ans pour y parvenir. Mais s’ils échouent, il faudra se souvenir de l’année 2015 et des choix malheureux qui y auront été entérinés.
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