se passer nucleaire conduirait changement total mode fonctionnement reseaux actuels - Le Monde de l'Energie

Se passer de nucléaire, c’est « sauter d’un avion sans parachute en espérant le tisser pendant la descente… »

Une tribune signée par l’association Sauvons le Climat, qui défend un scénario de sortie des combustibles fossiles dans une optique « positive, scientifique, cartésienne », sous la plume de Georges Sapy, ingénieur en électricité.

Quels scénarios vers la neutralité carbone pour la France ?

Répondre à cette question passe par l’inventaire des solutions énergétiques peu carbonées qui sont disponibles selon les connaissances actuelles. Or, il n’y en a que deux : l’énergie nucléaire, la moins carbonée de toutes avec l’hydraulique, qui est en outre « pilotable » (on peut moduler sa production) et apte à produire de l’électricité à très grande échelle et à un coût raisonnable. L’autre solution est le recours aux énergies renouvelables dont les trois principales sont l’hydraulique, utilisée depuis très longtemps mais dont le potentiel de croissance est limité, et les énergies variables et intermittentes du vent et du soleil, qui sont les seules à avoir un potentiel de croissance important. Il faut y ajouter la biomasse, au potentiel de croissance limité par le renouvellement annuel.

La question qui se pose est donc : pourra-t-on se passer en 2050 de l’une ou l’autre de ces sources d’énergie, notamment du nucléaire comme certains le prônent pour ne conserver que les énergies renouvelables ? Ou faut-il retenir le mix le mieux adapté possible de ces énergies ? La réponse se trouve essentiellement dans les lois de la physique et les caractéristiques technologiques et économiques de ces différentes solutions. Il existe ainsi deux raisons majeures pour lesquelles une solution « 100 % renouvelable » est irréaliste, une seule de ces raisons suffisant à conclure.

* La première raison est que se passer de nucléaire conduirait à un changement total du mode de fonctionnement des réseaux actuels. Ces derniers utilisent en effet depuis la fin du 19ème siècle, date d’apparition des premiers réseaux publics, de machines synchrones, solution qui a fait ses preuves dans tous les pays du monde et conduit actuellement à la très grande sûreté de fonctionnement des réseaux d’électricité. Se passer de nucléaire, qui serait massivement remplacé par de l’éolien et du photovoltaïque, obligerait à passer d’un réseau majoritairement piloté par des machines synchrones pilotables à un réseau majoritairement piloté par de l’électronique de puissance, moyen de couplage au réseau des éoliennes et des panneaux photovoltaïques. Il s’agit là d’une révolution technologique extrêmement complexe dont le bon aboutissement est très incertain et constitue un pari extrêmement risqué. Le rapport commun de l’AIE et de RTE publié le 27 janvier 2021 et intitulé « Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050 » indique en effet très clairement :

« Quatre ensembles de conditions strictes devront être remplies pour permettre, sur le plan technique et avec une sécurité d’approvisionnement assurée, l’intégration d’une proportion très élevée d’énergies renouvelables dans un système électrique de grande échelle comme celui de la France […] Il n’existe aucune démonstration de la faisabilité d’une intégration très poussée d’EnR variables comme l’éolien et le photovoltaïque sur un grand système électrique ».

La réalité est que l’on est actuellement très loin de pouvoir démontrer que ces conditions très contraignantes pourront être satisfaites. Cela ne permet donc en aucun cas d’engager de façon responsable la France dans cette voie, pour un système électrique dont la robustesse et la sûreté de fonctionnement sont tout simplement vitales pour le pays. Cela reviendrait à « sauter d’un avion sans parachute en espérant le tisser pendant la descente… ».

* La deuxième raison est qu’un système de production « tout renouvelable » est incapable de produire suffisamment d’électricité pour répondre aux futurs besoins. Ceci pour une raison physique, en dépit des progrès d’efficacité et des efforts de sobriété qui seront nécessaires : il sera impossible d’installer suffisamment d’éoliennes à terre, d’éoliennes en mer et de panneaux photovoltaïques, compte tenu de la très faible densité surfacique de ces sources d’énergie.

Un exemple concret le prouve : l’Allemagne, qui a décidé de sortir du nucléaire et donc de prendre dès maintenant le risque du « tout renouvelable » évoqué ci-dessus, devra doubler sa production d’électricité d’ici 2050. Cette dernière devra alors être fournie à environ 90 % par des sources d’électricité éolienne et photovoltaïque, qui représentent actuellement moins de 35 % de sa production totale. Un calcul très simple montre que pour atteindre ses objectifs de 2050, l’Allemagne devra multiplier par plus de 5 sa capacité éolienne et photovoltaïque installée actuelle, pourtant de loin la plus importante d’Europe et qui lui a coûté plus de 600 milliards d’euros. Est-ce réaliste ? Ce l’est d’autant moins que cet énorme parc éolien et photovoltaïque ne fournira presque rien durant les longues nuits d’hiver sans vent ou par vent très faible. La seule solution pour ne pas mettre le pays dans le noir sera alors de déstocker massivement de l’énergie accumulée, pour produire à nouveau de l’électricité. A cette échelle très importante, une seule solution existe : déstocker de l’hydrogène. Mais comme produire ces très grandes quantités d’hydrogène sans émettre CO2 consommera beaucoup d’électricité, l’Allemagne ne pourra pas les produire sur son sol et prévoit d’ores et déjà d’en importer 70 à 75 %1[1] , depuis des pays ensoleillés d’Afrique et d’ailleurs où cet hydrogène sera produit par de l’électricité photovoltaïque réputée peu chère dans ces pays.

Mais il faudra ensuite transporter ces très grandes quantités d’hydrogène, soit par tuyauteries soit surtout sous forme liquide à – 253 °C, ce qui est très loin d’être au point et coûtera très cher. Sans compter que ces importations conduiront l’Allemagne à accepter une dépendance géostratégique dangereuse en cas de conflits.

Par refus du nucléaire, l’Allemagne fait donc un deuxième pari également risqué et très coûteux de façon certaine.

La conclusion est que le « tout renouvelable » est une double impasse. La France fait heureusement un autre choix en pérennisant un socle nucléaire majoritaire complété par des énergies renouvelables minoritaires. Ce choix responsable évite les deux paris précités.

Malheureusement, cela ne met pas complètement la France à l’abri, les interconnexions croissantes des réseaux des pays européens mutualisant de plus en plus les risques, qui s’étendront à toute l’Europe si trop de pays refusent également l’option nucléaire. De trop grandes tensions sur l’approvisionnement en électricité seraient alors susceptibles de faire éclater la solidarité européenne et de remettre en cause l’objectif de neutralité carbone, car le seul « plan B » des pays sans nucléaire sera un retour aux énergies fossiles. C’est un enjeu européen vital le climat.

 

Retrouvez aussi le premier volet de notre série de tribunes de Sauvons le climat : La loi de transition énergétique a fait l’impasse sur la sécurité de l’alimentation électrique de la France, par Claude Jeandron

1 Importations d’hydrogène décarboné dans l’Union Européenne : défis et opportunités – La Revue de L’Energie – Hors-série / Octobre 2021

commentaires

COMMENTAIRES

  • Il n’y aura pas de scénario 100% ENR en France, du moins pas durant ce siècle.
    La seule grande question, concernant le nucléaire est la 4G, avec l’arrêt du programme Astrid.

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    • La Radio-Activité-Rochain n’en rate pas 1 !!!

      C’est élémentaire mon cher Rochain binaire, que faute de Nucléaire on aura des chutes de tension (et pas d’avions)…

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    • Toujours aussi obtus …et pourtant, il prétend connaître les mathématiques… nul en physique, thermodynamique, énergie !!!

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  • Un des points importants au débat sur le Futur énergétique est bien mis en avant, mais de manière un peu abrupt tout de même: «  » il sera impossible d’installer suffisamment d’éoliennes à terre, d’éoliennes en mer et de panneaux photovoltaïques, compte tenu de la très faible densité surfacique de ces sources d’énergie. «  » –> Ce point est à modérer et/ou ré-évaluer suivant les pays/zonesgéographiques… Pour la France avec plus de 100 habitants/km2 et qui est relativement plus dense sur 1/3 du territoire (équivalent aux Pays-Bas) et très agricole sur d’autres parties cela n’aide pas à développer tout plein d’ENRi (le Texas et les USA ont moins ces contraintes en beaucoup de lieux…)… En ajoutant le Fait que nous soyons à cheval sur le 45ème parallèle, avec du coup des besoins énergétiques majeures en Hiver alors les ENRi et surtout le solaire sont limitées et limitatives. Toutefois cela peut se discuter au Sud du pays… Pour l’éolien, les montées en charge et en production deviennent de plus en plus forte avec les nouvelles installations chaque année, notre hydraulique arrivera bientôt au bout en terme de suivi de charge, faudra t’il donc installer plus de centrales à Gaz pour suivre ces productions ??? Le plafond d’écrêtement des productions éoliennes arrive (ce qui renchérira soit le cout de l’éolien, soit le cout de l’électricité en partageant les couts de surproduction !?)… Par ailleurs, Il est sur que le pilotage accru des consommations devient une nécessité lors des épisodes venteux et pourtant cela est peu partagé/communiqué et évidemment plus d’interconnexions également (peu risquées dans les faits 95% du temps et faisant l’objet de dispositifs de coupure au cas où – Cf Black-Out en Italie sans impact sur la France – https://www.youtube.com/watch?v=-iSXF2lraR0…)
    Oui, il faut garder le Nucléaire en pilier de notre production électrique nationale ! (dommage que l’article ne mentionne pas les STEP, ni les problèmes d’eau en France en été qui ne devraient que s’aggraver dans les années à venir… et là il y a beaucoup de choses à faire et dans le sens de la sécurité réseau surtout avec le volume d’ENRi qui grossit !!! )

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    • APO: Une certaine flexibilité de la demande arrivera probablement bientôt au RU et en Allemagne.
      On le voit arriver par exemple sur ces 7 derniers jours venteux au RU.
      https://electricinsights.co.uk/#/dashboard?period=7-days&start=2022-11-03&&_k=zl9ko2
      D’abord, en période hivernale au RU, la recharge des véhicules électriques pourra être effectuée de nuit lorsqu’il y a suffisamment de vent… et bien sûr, durant le week-end
      Le RU en parle déjà depuis un moment. Ca arrivera forcément. Et tous les autres pays suivront nécessairement.

      Le stockage de chaleur via l’eau chaude sanitaire semble également une évidence.
      En France, le tarif Effacement Jours de Pointe est également en place. Cela semble intéressant pour tous ceux qui ont un système de chauffage mixte PAC et chaudière à bois ou gaz, qui pourront utiliser leur chaudière en particulier lors des jours de pointe.

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      • @Marc,

        J’ai bien connu le système EJP dans ma jeunesse avec les « restrictions » d’usage d’appareils électriques quelques jours par an… Je trouvais cela amusant et cela donnait une importance à la consommation au « bon » moment. Là, je suis en HP/HC… Mais j’aimerais bien avoir un HP/HC/Hvent/Hsoleil…

        Pour l’Allemagne et le RU, ils vont effectivement avoir des effets de pilotage de la consommation (flexibilité de la demande), mais aussi un méchant « retour de manivelle » de leur consommation de Gaz pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire (sans parler de l’industrie)… ((Chez nous aussi du reste mais dans une moindre mesure !))
        Comment feront-ils par Grand froid et avec peu de vent et un soleil « voilé » qui pointe son nez quelques petites heures par jour !??? Beaucoup de capacités fossiles à maintenir et donc la tentation (et/ou l’obligation économique par moment) de faire tourner pas mal ces capacités…

        Nota: Assez étonné des volumes d’échanges des Anglais qui sont relativement élevés en permanence. Les interconnexions vont bien les aider et ils vont développer tout ce qui est possible (je ne serais pas étonné qu’ils montent à plus de 3 ou 4 GW avec la Norvège sous peu… avec l’avantage pour les Norvégiens qui leur font face de ne pas avoir à faire des THT Nord-Sud en pagaille dans leur étroit pays car les Anglais pourront se connecter assez au Nord si besoin en face de complexe hydraulique… Affaire à suivre !).

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        • APO: une offre de prix pour les consommateurs fortement liée aux prix SPOT à l’heure près, arrivera forcément, avec des prévisions de prix quelques jours à l’avance, qui permettront aux consommateurs d’anticiper le rechargement de certains appareils;
          Je pense que le RU sera un des premiers pays à mettre cela en place.
          Si le RU utilise largement ses interconnexions, c’est du fait de l’énergie éolienne, pour balancer des excédents, et éviter de mettre en route des centrales à gaz pour seulement quelques heures lors des périodes de courte durée de forte baisse de l’éolien. L’industrie éolienne semble solide au RU, malgré la récente flambée des prix.

          La Norvège peut continuer à développer ses interconnexions à condition de construire des STEP (c’est d’ailleurs l’endroit idéal pour cela) car elle n’a que 1 GW de STEP. Le RU peut en construire beaucoup également en Ecosse.
          De mémoire, le RU va avoir une nouvelle liaison avec le Danemark fin 2023 de 1,4 GW
          et une avec l’Allemagne en 2027 de 1,4 GW.
          La capacité avec la France devrait être rétablie à 4 GW en octobre 2023 avec la fin de la réparation de IPA 1 qui avait été en grande partie détruite par un incendie.

          Répondre
  • Il faut ajouter que le transport, le stockage et l’utilisation de l’hydrogène n’ont rien d’évident en raison du danger intrinsèque que présente cet élément chimique qui a une fâcheuse tendance à vouloir se recombiner avec l’oxygène de façon explosive… Cela restera donc une source d’énergie coûteuse et non exempte d’inconvénients.
    En revanche, je suis étonné que ne soit jamais évoquée l’utilisation des marées. Quand j’étais à l’école des Mines, mon professeur d’électrotechnique, M. Gibrat, était un chaud partisan de cette source d’énergie et avait eu plus tard bien du mal à faire aboutir le projet d’usine marémotrice de la Rance, sur un site pourtant particulièrement favorable. Il n’y a eu aucune suite, et si on entend parfois évoquer des « hydroliennes », il semble que rien ne se passe en fait pour concrétiser cette piste. Est ce que les problèmes de corrosion par l’eau de mer sont jugés insurmontables ?

    Répondre
    • @Brun,

      Pour les hydroliennes, EDF et Naval Group ont jeté l’éponge face aux résultats très décevants de la 1ère grosse hydrolienne… Mais le site d’essai est toujours là – https://www.edf.fr/groupe-edf/produire-une-energie-respectueuse-du-climat/accelerer-le-developpement-des-energies-renouvelables/la-mer-une-energie-renouvelable-et-disponible/energie-hydrolienne/paimpol-brehat-un-site-dessais-en-mer-au-profit-du-developpement-de-la-filiere
      Personnellement j’interprète cela comme un « abandon dans la délicatesse » de quelquechose qui ne marchera jamais à une échelle importante… (pour Rappel les moulins à marée des cotes bretonnes qui ont marché pendant des siècles était des bassins avec un « moulin » placé sur une « conduite forcée » comme pour l’usine marémotrice de La Rance…)
      Il y a toujours des « pêcheurs de subvention » en activité sur le sujet des hydroliennes. Mais le grand soucis reste l’écoulement de l’eau autour et à travers l’hydrolienne (sans compter les variations des marées et la « cubique de puissance » en fonction du « flot »…). Les courants en pleine mer sont rarement alignés sur un même axe des heures durant, et les écoulements variables de l’eau impactent la production…

      Pour les Usines marémotrices, il reste des lieux « propices » mais nettement plus petits en puissance potentielle que La Rance dans certains estuaires Bretons et Normands… Hormis avec des Co-Activités et des usages autres (ie: protection des villes en fond d’estuaires lors d’évènements météo et/ou de grandes marées, et en certains lieux pourquoi pas des usages d’aquaculture, vu le déficit commercial de la France sur le sujet, cela pourrait avoir du sens…, mais vu le niveau potentiel d’opposition face à de tels projets qui se lancera !?), la faisabilité n’a aucun sens technico-économique à aujourd’hui uniquement sur l’aspect énergie…
      Dans les années 50-60, un projet de digue entre Cancale et le Cotentin avait été étudié, La Rance aurait alors été juste une « usine-pilote » comparativement. Cet ouvrage aurait pu produire des volumes énormes d’énergie électrique (Mais toujours en fonction des marées…)

      Un point amusant avec La Rance, en pompant dans le réservoir à Marée Haute depuis le coté Mer, cela en fait la STEP la plus prolifique de France (voir du monde !?) avec un rendement supérieur à 1 (de 3 à 5 suivant les marées) mais limité en usage aux heures de pleine mer…

      Répondre
      • Enfin sur l’acceptation de l’ouvrage marémoteur de La Rance, le fait que ce soit un « pont routier » entre Saint-Malo et Dinard aide aussi …

        Répondre
      • @APO
        Les hydroliennes ont la même tare que les éoliennes : leur courbe de puissance pour les vitesses de courant faibles à moyen est une cubique, suivie par un plateau à la puissance maxi de l’alternateur.
        Or, ce courant est variable en fonction des coefficients de marée, qui varient entre 20 et 100, disons fréquemment entre 40 et 80.
        Il faut y ajouter le fait que le courant de marée varie grossièrement comme une sinusoïde dont il faut prendre la valeur absolue.
        Essayez de simuler, donc, une fonction de la forme (A * sin(temps)) ^ 3, avec A variant au moins de un à deux, et vous avez un truc inutilisable, extrêmement variable et intermittent.
        Non rentable.

        Répondre
        • @Hervé Guéret,

          Bien d’accord avec vous, sur les hydroliennes.
          Si depuis fort longtemps on a utilisé et seulement abandonné récemment les moulins à marées avec leur bassin d’accumulation d’eau, ce n’est pas pour rien… Profiter du courant avec un bateau oui, tenter d’en retirer de l’énergie avec des équipements immergés dans un milieu corrosif et au comportement variable en permanence c’est un peu utopique… L’expression « conduite forcée » utilisée en Hydraulique pour les organes d’amenée d’eau vers les turbines est Claire, il faut « forcer » la conduite de l’eau au bon endroit et ne pas la laisser aller à son bon vouloir avec des écoulements de tout type (de placidement laminaire à fortement turbulent… et quand on ajoute les frottements et « Bernoulli » cela fait une sacré mix pas aisé à exploiter sans canalisation…)
          Toutefois des usines marémotrices peuvent avoir du sens car ce sont des retenues de « faible chute » certes mais ô combien prévisibles dans le temps et surtout avec des bassins calmes et potentiellement utilisables à moultes usages (Pour Rappel le déficit de la France en Produits de la Mer est de plus de 3 milliards par An, dont beaucoup d’importation de poissons d’élevage !!!)

          Répondre
  • Que ROCHAIN aille vivre de chasse et de pêche, vêtu de peaux de bêtes, au fond d’une grotte, et qu’il se taise !

    Répondre
  • Rochain « s’assoit  » orgueilleusement sur le rapport commun de l’IEA et de RTE. Rochain est le plus fort. Rochain président !

    Répondre
  • Avec ces politiques de mix énergétiques divergentes, l’interconnexion qui semblait la panacée au niveau solidarité devient un sujet de tension et de conflit potentiel.
    Sur ce sujet et celui des énergies « pilotables » dont le nucléaire, avant la guerre en Ukraine,
    j’avais écrit : « il faut que charbonnier reste maitre chez soi ».
    C’était prémonitoire !

    Répondre
    • @Michel Dubus,

      Pas faux avec certains pays et dans certaines périodes de l’année suivant les conditions météo, dont l’Allemagne et la Belgique. Mais avec d’autres les interconnexions sont et devraient rester profitables (Italie, Suisse et même Angleterre et Espagne…).
      Il ne faut pas généraliser, mais il est vrai que vu le déploiement éolien cela va perturber les Marchés à chaque dépression qui passera sur le Nord de l’Europe et pas sur des petits volumes… Et dans quelques années ce sera aussi le cas avec le solaire à certaines heures (vive les STEP !!!).

      Répondre
  • L’énergie géothermique de type EGS (Enhanced Geothermal Systems) pourrait devenir dès 2030 l’un des moyens les plus rentables de produire de l’énergie propre pour de nombreux pays, à condition de politiques appropriées

    C’est l’une des conclusions du récent rapport « Superhot Rock Energy: A Vision for Firm, Global Zero-Carbon Energy » du Clean Air Task Force (CATF) réalisé avec la Hot Rock Energy Research Organization, spécialisée dans l’énergie géothermique et le cabinet de conseil en énergie LucidCatalyst.

    Les trois organismes de recherche estiment que cette forme de production d’énergie coûterait environ 20 à 35 $ / MWh, ce qui la rendrait très compétitive

    La géothermie de type EGS pourrait permettre aux pays du monde entier d’accéder à cette source d’énergie renouvelable à faible coût

    Parmi ses avantages :

    – son potentiel en capacités est en Térawatts
    – à coût compétitif
    – sa ressource est inépuisable
    – la chaleur de la Terre est partout, disponible 24h/24 et 7j/7
    – avec un minimum d’empreinte de surface
    – à zéro gaz à effet de serre à la production
    – elle permet la reconversion du secteurs fossile et de centrales thermiques
    – de générer des carburants sans carbone (hydrogène, ammoniac etc)
    – elle est accessible dans le monde entier
    – elle permet le cas échéant l’exploitation plus propre d’autres ressources locales (lithium, cuivre etc)
    – elle est locale et permet l’indépendance énergétique comme la charge de base
    etc

    CATF souligne le manque de financement pour les projets géothermiques par rapport à d’autres programmes d’énergie tels que le nucléaire – dont le potentiel n’est pas aussi universel et les perspectives de compétitivité moindres, parmi d’autres inconvénients substantiels (dont la dégradation des émissions avec l’exploitation accrue de l’uranium) et les risques majeurs et durables en cas de conflits – ou la capture du carbone et l’hydrogène

    Bruce Hill, l’auteur du rapport déplore que : «La géothermie EGS n’est pas encore assez dans le débat sur la décarbonisation – mais compte tenu d’une décennie ou deux d’investissements agressifs, elle pourrait produire de l’énergie de base – locale, dense en énergie, propre, pour une charge de base très compétitive »

    La géothermie EGS débloquerait la chaleur inépuisable qui existe partout. Cette chaleur ouvre la voie à des térawatts d’énergie propre (chaleur/froid et électricité) localisée qui pourraient alimenter les réseaux électriques mondiaux, fournir de la chaleur (et froid) résidentiels et industriels et produire de l’hydrogène et autres sans carbone pour un avenir énergétique sûr et équitable.

    Terra Rogers, directrice du programme, Superhot Rock Energy, précise que la géothermie EGS ne nécessite aucune percée scientifique supplémentaire. Il existe des dizaines de puits à travers le monde qui ont atteint des conditions de surchauffe et, avec les bonnes avancées techniques et commerciales, nous pourrions voir la commercialisation dans des années, pas des décennies.

    Quelques projets existent déjà et plusieurs autres sont prévus pour le Japon, l’Islande, l’Italie, le Mexique, la Nouvelle-Zélande et les États-Unis. Aux États-Unis, il existe un potentiel important pour le développement d’opérations géothermiques plus complexes grâce au soutien du Département de l’énergie (DoE), qui a annoncé son objectif de réduire le coût des systèmes géothermiques EGS de 90 % d’ici 2035.

    La secrétaire à l’Énergie, Jennifer M. Granholm, a souligné qu’il existe aux États-Unis plus de cinq térawatts de ressources thermiques, suffisamment pour répondre aux besoins en électricité du monde entier, ce qui pourrait soutenir l’objectif américain de zéro émission nette d’ici 2050.

    Elle estime que l’Enhanced Geothermal Shot du DoE fera passer la technologie géothermique EGS à une adoption commerciale rentable

    https://www.catf.us/fr/work/superhot-rock/

    .

    Répondre
    • @Energie+,

      Très belle description !
      En France, le potentiel Alsacien a été mis un peu à l’arrêt suite à des mini-tremblements de terre et onn’aurait pasde températures pour faire facilement de l’électricité… (Orly est en partie chauffé par de la géothermie, le chantier fut assez imposant, du fait de la machine de forage… pas facile à reconduire dans des zones urbaines)

      Toutefois en allant sur le site que vous mentionnez, on trouve des informations sur les forages de 5 à 15 km ! Bien Bon sauf que : Savez-vous qu’elle la profondeur maximale atteinte par un forage à ce jour !? (malgré des tentatives longues et fort couteuses notamment en Russie c’est autour de 12.3Km !!! https://fr.wikipedia.org/wiki/Forage_sg3 )
      En théorie, la géothermie c’est génial en pratique c’est plein de soucis techniques divers (dont les Gaz associés lors de la remontée des eaux venant du sous-sol) donc de là à annoncer des prix sans « tête de série » réellement en production (sauf en Islande et en Nouvelle-Zélande, plus peut-être quelques autres places), c’est risqué tout de même !!!

      Nota : En Nouvelle-Zélande ils ont beaucoup de soufre dans certains puits de géothermie, niveau odeurs c’est assez Bof et pour la corrosion des installations cela peut être violent… Mais ils font du chauffage et de l’électricité car ils sont sur une chaine volcanique active…

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