Michel Bouffioux | Publié le | Mis à jour le
Pour mieux connaître le potentiel géothermique du sous-sol belge, des camions-vibrateurs ont prospecté les provinces de Namur et Luxembourg durant le mois de décembre. | © SGB
Paris Match. Pour l’exprimer de manière synthétique, la géothermie, c’est l’exploitation de la chaleur provenant des entrailles de la terre afin de produire du chauffage ou de l’électricité ?
Estelle Petitclerc. C’est parfaitement cela. En creusant des puits à des profondeurs plus ou moins importantes, on peut capter cette chaleur présente dans le sous-sol pour ensuite l’utiliser en surface. Plus on descend, plus la chaleur des roches et des aquifères augmente : plus ou moins 3 °C par 100 mètres, soit 30 °C par kilomètre.
À vrai dire, l’idée de tirer profit de cette chaleur créée naturellement par la terre n’a rien de neuf ?
Elle est vraiment ancienne. Très tôt dans l’histoire de l’humanité, les régions volcaniques furent des pôles d’attraction. Certaines recherches archéologiques montrent que des populations du troisième âge glaciaire tiraient déjà profit de la chaleur terrestre. Les fumerolles et les sources chaudes ont aussi été utilisées depuis la nuit des temps pour le chauffage, la cuisson d’aliments ou tout simplement la baignade. Des vestiges datant de 15 000 à 20 000 ans avant notre ère en témoignent à Niisato, au Japon.
Plus tard, la civilisation romaine n’a-t-elle pas eu également recours à la géothermie ?
Certainement. Entre autres exemples, durant le premier siècle de notre ère, à Aquae Sulis (actuellement Bath, dans le Somerset, en Angleterre), les Romains utilisaient des sources chaudes pour alimenter des thermes et le chauffage des bâtiments par le sol. Cela fait aussi des centaines d’années que des établissements thermaux utilisent la géothermie sur des îles volcaniques, que ce soit au Japon ou encore en Islande. Dès le XIVe siècle, à Chaudes-Aigues, en France, dans le Cantal, on a utilisé la source du Par, d’une température de 82 °C, pour mutualiser le chauffage de quelques maisons. Mais le premier vrai grand réseau de chauffage urbain alimenté grâce à la géothermie a été développé à Reykjavik. En 1930, il permettait de chauffer une centaine d’habitations, deux piscines, un hôpital et une école. Aujourd’hui, il couvre presque la totalité de la capitale islandaise. À Larderello (Italie), dans une région volcanique connue sous le nom de vallée du Diable, la première centrale géothermique produisant de l’électricité a été achevée en 1913 !
Mais d’où provient cette chaleur terrestre dont l’homme peut tirer profit ?
Contrairement à une idée reçue, elle n’est produite que marginalement par le noyau de la terre. Cette chaleur résulte essentiellement de la dégradation naturelle de certains isotopes radioactifs (uranium, thorium…) présents dans les roches qui forment la croûte terrestre.
La Belgique est-elle en mesure d’utiliser cette ressource ?
Oui. On peut y développer toutes les formes de géothermie, à l’exception de la géothermie dite de haute énergie, qui permet de capter des chaleurs supérieures à 150 °C. Celle-ci est réservée à des territoires où la croûte terrestre est moins épaisse que chez nous, soit ceux qui comportent des zones volcaniques.
Quelles sont les autres types de géothermie ?
À quelques dizaines de mètres et en tous cas à moins de 500 mètres de profondeur, on parle d’une géothermie de très basse énergie : la chaleur qu’on extrait de la terre, de 15 °C à 20 °C, est déjà substantielle, mais pas suffisante pour le chauffage de bâtiments, lequel nécessite l’adjonction d’une pompe à chaleur. Cette géothermie de très basse énergie est accessible aux particuliers. Elle peut être envisagée pour chauffer une maison unifamiliale, ainsi que des immeubles tertiaires en multipliant les puits.
La chaleur qu’on va chercher dans le sous-sol est à température constante, quelles que soient les conditions climatiques sur terre. On ne dépend pas de la puissance du vent ou de l’ensoleillement, comme pour d’autres énergies vertes.
Comment cela fonctionne-t-il ?
Pour les particuliers, on utilise généralement un circuit fermé. On creuse un puits à proximité du bâtiment qu’on désire chauffer. On y fait passer une sonde géothermique, soit un tuyau en polyuréthane qui permettra de faire circuler de l’eau ou de l’eau glycolée, qu’on va injecter dans le système. En descendant sous terre, le liquide va capter les calories du sous-sol. Autrement dit, un transfert de chaleur va se produire entre les roches encaissantes et le liquide caloporteur de la sonde géothermique, qui va remonter en surface. La pompe à chaleur étant réversible, le liquide, à une température de quelque 15 °C, pourra être tantôt réchauffé pour servir au chauffage, tantôt utilisé pour le refroidissement du bâtiment. Dans tous les cas, il permettra d’économiser les énergies fossiles.
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C’est donc accessible à tout particulier ?
En théorie, oui. En pratique, il y a tout de même des obstacles. Bien entendu, il faut un endroit où forer et installer la sonde géothermique. Ensuite, dans les bâtiments qui ne sont pas bien isolés, cela n’a pas beaucoup de sens d’investir dans une installation géothermique. Le coût en électricité pour faire monter l’eau à une température suffisante dans la pompe à chaleur pour le chauffage va être très important. En revanche, dans un bâtiment neuf ou rénové, ou un immeuble passif, la pompe à chaleur géothermique prend tout son sens, car elle devra moins réchauffer l’eau venant de la terre pour maintenir une bonne température. Il faut noter que pour 1 KW d’électricité consommé par la pompe, vous allez produite 4 à 5 KW de chaleur. Tandis que pour une pompe à chaleur aérothermique (qui utilise la chaleur de l’air plutôt que celle de la terre, NDLR), le coefficient de performance n’est que de 2 ou de 3.
Mais il faut aussi prendre en compte le prix d’achat de la pompe à chaleur géothermique ?
De fait, car il est plus élevé que celui des pompes à chaleur aérothermiques, qui sont actuellement les plus vendues par les chauffagistes. Il faut y ajouter le coût du forage. Et enfin, la difficulté de trouver des entreprises compétentes qui n’ont pas déjà un planning rempli pour plusieurs mois. Pour que le secteur de la géothermie décolle, il faudrait qu’il soit subventionné et encadré comme le fut celui de l’énergie solaire. On peut aussi s’inspirer de l’exemple donné par la Région bruxelloise : depuis que la législation impose de recourir à un certain taux d’énergie renouvelable dans toutes les nouvelles constructions, on constate un boom de la géothermie.
Cette géothermie de très basse énergie convient-elle aussi pour le chauffage de logements collectifs ou de locaux du secteur tertiaire (hôpitaux, administration, centres commerciaux…) ?
Bien entendu. Encore que pour ces espaces plus grands, on peut, selon les possibilités offertes par le sous-sol, envisager d’autre formes de géothermie, comme la géothermie sur nappe ou la géothermie de basse ou moyenne énergie, permettant notamment l’alimentation de réseaux de chaleur. Si les roches du sous-sol sont assez poreuses et saturées en eau, on peut creuser un puits entre 1 500 m et 3 000 m de profondeur et trouver des températures allant de 30 °C à 90 °C. Autrement dit, on arrive dans des niveaux de chaleur qui permettent un usage direct pour le chauffage, la création de réseaux de chaleur urbains et certaines applications industrielles. C’est ce qui est déjà mis en œuvre dans le bassin de Mons, où l’on développe la géothermie depuis les années 1980. L’eau à 73°, captée via trois puits à Saint-Ghislain, Ghlin et Douvrain, permet chauffer des centaines de logements (voir notre encadré).
Peut-on trouver des sources encore plus chaudes ?
Oui, c’est ce qu’on appelle la géothermie de moyenne énergie. Si l’on descend plus bas, entre 3 000 m et 5 000 m, on peut trouver des sources de chaleur allant de 90 °C à 150 °C, sous forme d’eau chaude ou de vapeur humide. Ce sont des températures qui permettent de produire de l’électricité, de concevoir des réseaux de chauffage urbain plus importants… Balmatt, un premier projet pilote de ce type, a récemment vu le jour à Mol, dans le bassin de la Campine. Toutefois, les experts du Service géologique de Belgique considèrent que la priorité est de développer la géothermie de basse énergie, dédiée à la production de chaleur.
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Comment procède-t-on pour ces formes de géothermie profonde ?
Il s’agit encore une fois de forer des puits dans les zones géologiques où le sous-sol est assez perméable et où l’on trouvera un réservoir d’eau, un aquifère. Via un premier puits dit d’extraction, on remonte l’eau en surface jusqu’à un échangeur qui alimente un circuit secondaire, un réseau de chaleur. Ensuite, via un second puits dit d’injection, l’eau est renvoyée sous terre, vers son réservoir d’origine. Comme il y a deux puits, on parle de « doublets ». La Région flamande, qui a une longueur d’avance sur la Wallonie dans le développement de la géothermie profonde, envisage la création d’une trentaine de doublets d’ici à 2030. Elle vise des réservoirs qui se trouvent dans des sous-sols calcaires comparables à ceux du bassin de Mons.
Quels sont les grands atouts de la géothermie ?
La chaleur qu’on va chercher dans le sous-sol est à température constante, quelles que soient les conditions climatiques sur terre. On ne dépend pas de la puissance du vent ou de l’ensoleillement, comme pour d’autres énergies vertes. C’est évidemment un plus en termes de sécurité énergétique. Et le stock d’énergie géothermique est inépuisable, puisqu’on recycle sans cesse un même liquide caloporteur. À l’heure du défi climatique, il faut aussi souligner — et deux fois plutôt qu’une — qu’il s’agit d’une énergie dont l’exploitation implique une très faible émission de carbone.
Quelle pourrait être la part de la géothermie dans le mix énergétique de la Belgique ?
Si les pouvoirs publics mènent une politique volontariste, les différents types de géothermie pourraient représenter bien plus de 10 % de l’énergie renouvelable (sous forme de chaleur principalement, NDLR) produite dans le pays d’ici à 2050, ce qui est loin d’être négligeable. Certains pays européens sont plus avancés que nous : l’Islande et la Turquie pour la production d’électricité et l’Allemagne, les Pays-Bas et la France pour la production de chaleur.
Vous formulez un pronostic au conditionnel en ce qui concerne la Belgique ?
Je ne peux faire autrement dans la mesure où la structure détaillée du sous-sol belge, et particulièrement du sous-sol wallon, n’est pas bien connue. Or, pour envisager des projets de développement en géothermie, on doit être en possession de nombreuses données : les roches sont-elles conductrices, sont-elles perméables, quelle est leur épaisseur, y a-t-il des plis, des failles ? Ces informations restent parcellaires en Belgique, où la carte du sous-sol comporte encore des zones blanches. Dans ce contexte, on ne peut donc émettre que des suppositions à l’égard de notre potentiel en géothermie profonde.
On sait cependant que ce potentiel est bien là ?
Oui. Par exemple, on estime qu’avec le seul réservoir des calcaires dinantiens situés en provinces de Namur et de Luxembourg, on pourrait créer pas moins de 128 doublets produisant quelque 1 500 GWh. Mais il ne s’agit en aucun cas d’une certitude, puisqu’on n’a pas idée de l’épaisseur et de la profondeur de ces réservoirs. La campagne de prospection géophysique que nous avons menée en décembre dernier nous en dira bientôt plus.
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En quoi a-t-elle consisté ?
En quelque sorte, on a fait une échographie du sous-sol sur une soixantaine de kilomètres, en deux lignes, la première allant de Spy à Onhaye et la deuxième des environs d’Andenne à Marche-en-Famenne. Dans ces zones ciblées, de vingt en vingt mètres, des camions vibrateurs ont généré des ondes vers la terre dont la réflexion a été enregistrée par des géophones (des capteurs, NDLR). Les données enregistrées sont en train d’être analysées. Elles devraient nous permettre de définir l’ampleur de notre réservoir géothermique dans cette région. Une interprétation définitive des résultats sera publiée au début de l’été 2023.
Vous l’avez évoqué : le potentiel géothermique du sous-sol wallon a été mis en évidence dans le bassin de Mons il y a déjà près de cinquante ans. Comment se fait-il qu’on ne se livre qu’aujourd’hui à des prospections pour trouver d’autres réservoirs ?
Dans les années 1970 et 1980, après l’expérience de la première crise pétrolière, les pouvoirs publics, tant belges que français, ont commencé à s’intéresser à la géothermie profonde. Il y eut en effet ces premiers forages en région montoise. Malgré cette première bonne expérience, il n’y a pas eu ensuite de volonté politique de développer cette source d’énergie.
Un manque de vision prospective ?
Incontestablement. On a perdu du temps. La Belgique est un mauvais élève européen en termes de connaissance de son sous-sol. De grandes campagnes d’exploration auraient pu être menées depuis des décennies. En France, l’investissement dans la géothermie a été plus constant. Dans les années 1980, les premiers forages géothermiques ont eu lieu dans le bassin parisien, ce qui a conduit au développement d’une cinquantaine de réseaux de chauffage en Île-de-France. Et depuis lors, les Français n’ont plus arrêté. C’est trop méconnu mais Radio France, l’aéroport d’Orly ou le parc Disneyland Paris sont autant de lieux qui sont alimentés en chaleur par la géothermie profonde. Cela dit, la Wallonie essaye maintenant de rattraper son retard. Au-delà de la campagne de prospection géophysique que nous avons évoquée, la Région wallonne vient de sélectionner trente-trois projets pilotes de géothermie superficielle qui seront développés dans les années à venir. Cela concerne des communes (Liège, Verviers, Couvin, Neupré, Chaudfontaine), le centre UCB à Braine-l’Alleud, des hôpitaux à Charleroi et Namur, Pairi Daiza…
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Avec les forages qu’elle implique, la géothermie profonde n’est-elle pas coûteuse ?
Les projets se calculent en effet en millions d’euros. Il y a toujours un risque de ne pas forer au bon endroit : on peut imaginer ce qu’il y a sous nos pieds, mais sans être certains de la perméabilité des roches qu’on va rencontrer dans les profondeurs. Dès lors, les acteurs privés hésitent à se lancer dans la géothermie en Belgique. En France, on remarque cependant que les grandes entreprises d’énergie sont parties prenantes du développement de cette énergie renouvelable, notamment dans le bassin parisien.
Qu’est-ce qui explique cette différence d’intérêt ?
Outre-Quiévrain, un fonds d’investissement a été créé par les autorités publiques pour limiter le risque : il y a une assurance en cas d’échec du premier forage. Cette synergie entre le public et le privé est indispensable. Elle a aussi été clairement mise en évidence à Bruxelles.
De quelle manière ?
Dans la capitale, le sous-sol est constitué d’une première couche meuble faite de sable et d’argile, laquelle surmonte le massif du Brabant, soit des roches plus dures datant du Cambrien. Dans un tiers du territoire bruxellois, ce socle rocheux peut se rencontrer dès 30 m ou 40 m de profondeur. Or il faut savoir que pendant longtemps, en Belgique, la géothermie a plutôt été dominée par des foreurs flamands. Ayant l’habitude de forer dans des couches meubles très épaisses dans leur sous-sol, ils ont cantonné le développement de la géothermie superficielle à certaines zones. Du moins jusqu’en 2017, lorsque le projet Brugeo, financé par la Région de Bruxelle-Capitale et des fonds de développement européens, a permis deux avancées majeures : d’abord, la création d’une cartographie du potentiel géothermique et, ensuite, la mise en œuvre de forages qui ont démontré que le socle rocheux de la capitale n’était pas impénétrable et était gorgé d’eau. Au contraire de ce qu’on avait pu croire, il y avait donc là un potentiel très intéressant pour la géothermie.
Cette démarche prospective financée par des fonds publics aurait-elle fait office d’étincelle ?
Exactement. Deux sociétés privées ont ensuite installé des systèmes ouverts dans ce socle rocheux et, actuellement, plus de trente projets de géothermie y sont développés ou en cours de développement. Le premier d’entre eux fut celui de la Gare maritime de Bruxelles, qui est chauffée via ce réservoir géothermique du Cambrien. Cela montre bien que le secteur privé n’est sans doute pas prêt à prendre tous les risques seul en amont pour se lancer dans la géothermie, mais qu’il franchit le pas s’il y a une impulsion publique. Autrement dit, les pouvoirs publics doivent contribuer à « dérisquer » cette ressource énergétique. Bien sûr, la géothermie ne pourra jamais couvrir tous les besoins en chaleur de la Belgique, mais elle pourrait être un élément significatif d’un futur mix énergétique plus respectueux de l’environnement et durable.
Cette étonnante histoire mériterait certainement qu’on la raconte plus largement. Il y a quelques décennies, des fonctionnaires de la Région wallonne décidèrent de jouer les chercheurs d’or noir et ordonnèrent le forage de plusieurs puits dans les environs de Mons. Si ces audacieuses prospections n’ont pas permis de transformer la cité du Doudou en capitale européenne du pétrole, elles n’ont toutefois pas été inutiles : à quelque 2 500 m sous terre, elles ont conduit à la découverte d’une autre source d’énergie, en très importante quantité : de l’eau très chaude, de l’or bleu à une température de 73 °C. Ainsi donc, l’Intercommunale de développement économique et d’aménagement (IDEA) locale hérita de trois puits (Saint-Ghislain, Ghlin et Douvrain) qu’elle rentabilisa en lançant la première expérience de géothermie profonde en Belgique. Celle-ci permet d’alimenter un réseau de chauffage urbain de plus de six kilomètres qui dessert de nombreux bâtiments (quatre écoles, une piscine, une dizaine d’immeubles à appartements, deux hôpitaux, une gare). Elle intervient aussi dans le processus de séchage et de digestion des boues issues des stations d’épuration. Dans quelques années (le projet est en développement), le méthane produit par la dégradation des boues sera utilisé pour alimenter des moteurs qui produiront de l’électricité. Après utilisation, l’eau chaude venue des entrailles de la terre est renvoyée à la nature (voir illustration). En 2021, les puits géothermiques du bassin de Mons ont fourni un total de +/- 18 500 MWh aux différents clients du chauffage urbain, ce qui correspond à une économie d’environ 4 600 tonnes de CO2.
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