Islande: A la recherche de l’énergie à grande profondeur // Iceland: Looking for very deep energy

drapeau-francaisUne opération de forage jusqu’à 5 kilomètres de profondeur est actuellement en cours au cœur des anciennes coulées de lave de la péninsule de Reykjanes, dans le sud-ouest de l’Islande. Le forage, qui pénètre une extension terrestre de la dorsale médio-atlantique, a débuté le 12 août 2016.
À la fin de cette année, l’Iceland Deep Drilling Project (IDDP) devrait permettre de réaliser le puits de forage le plus chaud au monde, avec des températures atteignant entre 400 et 1000°C. Le magma issu des profondeurs rencontre et chauffe l’eau de mer qui s’est infiltrée sous le plancher océanique. Le forage pourrait rencontrer l’équivalent terrestre des «fumeurs noirs», sources chaudes le long de la dorsale, qui sont saturées en minéraux tels que l’or, l’argent et le lithium.
A 5 km de profondeur, les pressions sont élevées, plus de 200 fois le niveau atmosphérique. Selon les sociétés productrices d’énergie qui sont derrière le projet, l’eau apparaîtra sous la forme de « vapeur supercritique. » [NB : On parle de fluide supercritique lorsqu’un fluide est chauffé au-delà de sa température critique et lorsqu’il est comprimé au-dessus de sa pression critique]. La vapeur supercritique n’est ni liquide ni gaz et elle détient beaucoup plus d’énergie thermique que l’un ou l’autre.
Un puits capable de capter une telle vapeur pourrait avoir une capacité énergétique de 50 mégawatts, contre 5 MW pour un puits géothermique classique. Cela signifie que quelque 50 000 foyers pourraient être alimentés, contre 5000 seulement à partir d’un seul puits.
Le puits actuel est le second foré dans le cadre de l’IDDP. Le précédent, sur le site géothermique du Krafla, dans le nord-est de l’Islande, a atteint tout à fait par hasard le magma à un peu plus de 2 km de profondeur en 2009. Le magma à très haute température a été brièvement utilisé pour chauffer l’eau froide envoyé dans le puits afin de déterminer la quantité d’énergie qui pourrait être générée et pour se rendre compte si la technologie était opérationnelle. Ce puits de forage n’a jamais fourni d’énergie au réseau islandais, mais jusqu’à sa fermeture pour des problèmes de corrosion, il a été le puits géothermique le plus puissant jamais bien percé, avec une production de 30 MW.
L’Islande tire déjà la totalité de son énergie de combustibles non fossiles, mais ses centrales géothermiques jouent un  rôle secondaire par rapport à ses grandes centrales hydroélectriques qui produisent les trois quarts de l’électricité du pays. Cela pourrait changer. En effet, si la vapeur supercritique peut être obtenue grâce à des forages profonds, la production d’énergie atteindra un ordre de grandeur bien différent. A une plus grande échelle, les techniques en cours de développement en Islande pourraient être adoptées par d’autres pays à travers le monde.
Source: The New Scientist.

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drapeau-anglaisA rig is currently drilling 5 kilometres into the rugged landscape of old lava flows in Reykjanes, at the south-west corner of Iceland. Drilling began on August 12th.

By the end of the year, the Iceland Deep Drilling Project (IDDP) hopes to have created the hottest hole in the world, hitting temperatures anywhere between 400 and 1000 °C. The drilling will penetrate a landward extension of the Mid-Atlantic Ridge. At that depth, magma that moves from below through volcanic activity meets and heats seawater that has penetrated beneath the ocean bed. The drilling could find the landward equivalent of “black smokers”, hot underwater springs along the ridge saturated with minerals such as gold, silver and lithium.

At that depth, pressures are high, more than 200 times atmospheric levels.  The consortium of energy companies behind the project expects the water to be in the form of “supercritical steam”, which is neither liquid nor gas and holds much more heat energy than either.

A well that can successfully tap into such steam could have an energy capacity of 50 megawatts, compared to the 5 MW of a typical geothermal well. This would mean some 50,000 homes could be powered, versus 5,000 from a single well.

It will be the IDDP’s second deep well. The first, in the Krafla geothermal field of north-east Iceland, unexpectedly struck magma at just over 2 km down in 2009. The hot magma was briefly used to heat cold water sent down the well to test how much energy could be generated and that the technology worked. It never supplied power to the Icelandic grid, but until it was shut down after corrosion problems, it was the most powerful geothermal well ever drilled, generating 30 MW.

Iceland’s electricity is already entirely powered by non-fossil-fuel sources. But its string of geothermal power plants plays a second role compared to its large hydroelectric power stations, which generate three-quarters of the country’s electricity. That could change. If supercritical steam can be obtained in deep boreholes, it will make an order of magnitude difference to the amount of geothermal energy the wells can produce. There could be global benefits, too, if the techniques being developed in Iceland are adopted elsewhere.

Source:  The New Scientist.

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Centrale géothermique dans le nord-est de l’Islande (Photo: C. Grandpey)

L’Indonésie et l’énergie géothermique // Indonesia and geothermal energy

drapeau-francaisL’Indonésie, avec ses innombrables volcans, détient environ 40 pour cent des réserves géothermiques mondiales, mais le pays a pris beaucoup de retard dans leur exploitation. Aujourd’hui, le gouvernement indonésien a l’intention de multiplier par cinq la production géothermique dans la prochaine décennie, bien que les obstacles soient énormes dans un pays qui croule sous le fardeau de la paperasserie et où les grands projets sont souvent retardés, voire annulés.
En Indonésie, la majeure partie de l’énergie électrique est générée à partir de ses abondantes réserves de charbon et de pétrole. A côté de cela, le pays a actuellement une capacité installée pour produire environ 1400 mégawatts d’électricité à partir de la géothermie. C’est suffisant pour fournir de l’énergie à 1,4 millions de foyers dans un pays où on en compte plus de 255 millions. Cela représente moins de cinq pour cent du potentiel géothermique estimé et place l’Indonésie loin derrière les deux principaux producteurs mondiaux que sont les États-Unis et les Philippines.
Toutefois, le gouvernement vise à accroître la capacité de production géothermique de l’Indonésie à près de 7200 mégawatts d’ici 2025, dans le cadre d’un plan plus vaste visant à stimuler le secteur des énergies renouvelables.

Le changement en matière de politique géothermique est dû à une nouvelle loi adoptée il y a deux ans et qui stipule que l’exploration géothermique n’est plus considérée comme une activité minière, comme c’était le cas auparavant. L’ancienne loi indiquait que l’industrie minière ne saurait être réalisée dans les vastes étendues de forêts protégées, censées contenir environ les deux tiers des réserves géothermiques de l’Indonésie.
Le gouvernement cherche également à amadouer les administrations locales en leur offrant jusqu’à un pour cent des recettes provenant de toute installation géothermique dans leur région.
Pourtant, les obstacles à la géothermie en Indonésie sont considérables. Bien que l’objectif prévu pour 2025 ne soit pas inaccessible, il sera extrêmement difficile à atteindre. L’un des problèmes les plus importants réside dans le coût d’exploration élevé. En effet, l’exploration de réserves géothermiques potentielles est une entreprise complexe qui demande beaucoup de temps et qui n’est pas toujours couronnée de succès. La construction d’une centrale géothermique coûte l’équivalent de 4 à 5 millions de dollars par mégawatt, contre 1,5 à 2 millions de dollars pour une centrale au charbon. Les investisseurs se sont également plaints du prix relativement bas offert par la compagnie d’électricité d’Etat pour acheter de l’électricité produite à partir d’une installation géothermique et qui, selon eux,  ne couvre pas la dépense initiale.
Pour couronner le tout, la bureaucratie compliquée de l’Indonésie réduit à néant de nombreux projet. 29 permis sont exigés de différents organismes gouvernementaux et ministères pour la construction d’une centrale géothermique. Les longues négociations avec de puissantes administrations locales peuvent également entraver le projet. L’article donne l’exemple d’une exploration géothermique qui a commencé sur un site en 1985 ; il a fallu attendre 15 ans pour que l’usine a commencé commercialiser de l’électricité. Les travaux sur une nouvelle unité pour accroître la production d’électricité ont été retardés en raison de négociations sur le coût .

Source : Phys.org.

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drapeau-anglaisIndonesia, with scores of volcanoes, holds an estimated 40 percent of the world’s geothermal energy reserves, but has long lagged behind in its use of the renewable power source.

Now the government is pushing to expand the sector five-fold in the next decade, although the challenges are huge in a country where the burden of red tape remains onerous, big projects are often delayed and targets missed.

The majority of Indonesia’s power is generated from its abundant reserves of coal and oil. It currently has installed capacity to produce about 1,400 megawatts of electricity from geothermal, enough to provide power to just 1.4 million households in the country off 255 million. That is less than five percent of geothermal’s estimated potential and behind the world’s two leading producers of the energy source, the United States and the Philippines.

But the government is aiming to increase Indonesia’s generating capacity to around 7,200 megawatts by 2025, as part of a broader plan to boost the renewables sector.

A major part of the drive is a law passed two years ago that means geothermal exploration is no longer considered mining activity, as it was previously. The old definition had held up the industry as mining cannot be carried out in the country’s vast tracts of protected forests, believed to contain about two-thirds of Indonesia’s geothermal reserves.

The government is also seeking to sweeten local administrations by offering them up to one percent of revenue from any geothermal plant in their area.

Still, the challenges are enormous. While achieving the 2025 target may be possible, it will be extremely difficult. One of the biggest problems is the high exploration costs needed at the outset, as checking for potential geothermal reserves is a complex, time-consuming business, that is not always successful. Building a geothermal plant costs the equivalent of $4 to $5 million dollars per megawatt, compared to $1.5 to $2 million for a coal-fired power station. Investors have also complained about what they say is the relatively low price offered by the state-run power company to buy electricity from a geothermal facility, which they claim usually doesn’t cover the large initial outlay.

To top it all, Indonesia’s complicated bureaucracy puts many projects off. 29 permits are required from different government agencies and ministries for a geothermal plant, and time-consuming negotiations with powerful local administrations can also hamper progress. The article gives the example of an exploration that first began at a site in 1985 but it was not until 15 years later that the plant began producing electricity commercially, while work on a new unit to boost power generation has been delayed due to negotiations over cost.

Source: Phys.org.

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Source: USGS.

Montserrat sur la voie de la géothermie ? // Montserrat on the path to geothermal energy?

drapeau-francaisAprès s’être réveillé en juillet 1995, le volcan Soufrière Hills a dévasté une grande partie de Montserrat, transformé les deux tiers de l’île en une zone d’exclusion et enfoui Plymouth, l’ancienne capitale, sous une épaisse couche de cendre. Aujourd’hui, le volcan s’est calmé et Montserrat envisage d’utiliser la chaleur du sous-sol comme clé de voûte de son économie pour les années à venir.
Des tests effectués par des experts islandais ont révélé un potentiel prometteur pour alimenter l’île en énergie géothermique. Cette électricité verte et bon marché réduirait les factures pour les ménages; elle permettrait aussi de stimuler les investissements en mettant fin à plusieurs décennies d’électricité à des prix prohibitifs et des approvisionnements peu fiables en énergie fossile. Montserrat est actuellement dans l’obligation d’importer des combustibles fossiles coûteux pour alimenter cinq générateurs diesel très vieux et peu fiables, ce qui met l’île à la merci de la fluctuation des prix du pétrole. On espère aussi à Montserrat que le passage à l’énergie renouvelable fera grimper le nombre de vacanciers en mettant en avant les vertus écologiques.
Montserrat effectue des recherches en énergie géothermique depuis les années 1970, mais des doutes quant à la réussite des projets coûteux les ont empêchés de devenir réalité. En 2013, deux puits d’exploration ont été forés à des profondeurs allant jusqu’à 2900 mètres, avec des températures de 260 ° C. Ce projet de 13 millions de dollars a été financé par le Département britannique de Recherche et de Développement qui a accepté de financer le forage d’un troisième puits. Les deux puits existants devraient être en mesure de produire 1,5 mégawatts d’électricité chacun, ce qui est beaucoup plus que les besoins de l’île qui sont seulement de 1,7 mégawatts. Le seul frein à ce projet est la nécessité de réinjecter dans le réservoir le fluide géothermal utilisé, en sachant que l’un des puits pourrait être utilisé à cette fin.
Montserrat ne serait pas le premier pays des Caraïbes à utiliser la chaleur de son sous-sol. St Vincent, Ste Lucie, St Kitts & Nevis et la Dominique ont fait des progrès significatifs dans ce secteur. A Montserrat, on espère que le projet donnera à l’île et ses 5000 habitants une plus grande autonomie et réduira ainsi sa dépendance envers le Royaume-Uni. Un autre avantage de l’énergie géothermique serait l’utilisation de la chaleur résiduelle pour d’autres applications comme la réfrigération, le durcissement des blocs de béton et le séchage des produits agricoles.
Adapté d’un article de BBC News: http://www.bbc.com/news/world-latin-america-34648340

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drapeau-anglaisStarting in July 1995, the eruption of the Soufriere Hills devastating a large part of Montserrat, leaving two-thirds of the Caribbean island an exclusion zone and Plymouth, the former capital city, buried deep in ash. Today, the volcano has quietened down and Montserrat might now use the volcano’s heat as a key to its future.
Expensive tests carried out by Icelandic experts indicate promising potential to power the island using geothermal energy. This cheaper, greener electricity would not only slash bills for householders; it could also stimulate external investment by ending decades-old problems of prohibitive electricity costs and an unreliable supply. Montserrat is currently wholly dependent on expensive fossil fuel imports to power its five very old and unreliable diesel generators, leaving it at the mercy of fluctuating oil prices. There are high hopes that switching to renewable energy would increase the number of holidaymakers by cementing its status as an eco-haven.
Montserrat has been looking into geothermal energy since the 1970s, but doubts about the success of the costly project prevented it from becoming reality. In 2013, two exploratory wells were drilled to depths of up to 2,900metres, striking temperatures of 260°C. The 13-million-dollar initiative was funded by the UK Department for International Development which has now agreed to pay for a third well to further the project. The two existing wells are thought to be capable of producing 1.5 megawatts of power each, which is much more than the 1.7 megawatts the island uses. The only obstacle to the project is that there is the need to re-inject spent geothermal fluid back into the reservoir. This means using one of the wells for that purpose.
Montserrat would not be the first Caribbean country to make use of its volcano in such a way.
St Vincent, St Lucia, Nevis and Dominica are among those making significant progress in the sector. At Montserrat, it is hoped the project would put the island and its 5,000 inhabitants on a path to greater self-sufficiency as well as reducing reliance on the UK. Another benefit of geothermal energy would be the possibility of using the waste heat for other things like refrigeration, curing concrete blocks and drying agricultural products.
Adapted from a BBC News article: http://www.bbc.com/news/world-latin-america-34648340

MontserratVolcan Soufriere Hills à Montserrat (Crédit photo: Wikipedia)

Système Géothermique Stimulé dans l’Orégon // Enhanced Geothermal System in Oregon

drapeau francaisDans plusieurs notes écrites sur ce blog en 2008, 2011 et 2012, j’ai expliqué qu’il existait un projet d’exploitation de l’énergie géothermique dans le secteur du volcan Newberry, au cœur de l’Oregon. Aujourd’hui, le projet est en passe de devenir réalité. Il est censé produire une énorme quantité d’énergie aux États-Unis. La société AltaRock Energy exploite la chaleur de la terre à trois kilomètres de profondeur et la transforme en une électricité fiable et rentable.
Quand les gens évoquent la géothermie, ils pensent en général à des ressources hydrothermales situées dans les zones volcaniques le long de plaques tectoniques. En fait, le potentiel de la géothermie est beaucoup plus vaste et géographiquement dispersé. Il existe un énorme potentiel pour les Systèmes Géothermiques Stimulés (SGS ou EGS) à travers les États-Unis et toute la planète.
Un système SGS fonctionne en forant le sol et en injectant de l’eau dans un système en boucle fermée destiné à créer des fractures dans la roche. On ajoute de l’eau pour absorber la chaleur émise par la roche, ce qui entraîne une production de vapeur qui remonte vers la surface et actionne une turbine.

Le Massachusetts Institute of Technology Group (MIT) qui a supervisé le projet recherchait une méthode pour produire 100 000 MW aux Etats-Unis par le SGS. Les chercheurs ont remarqué que la qualité de la ressource géothermique repose sur trois facteurs fondamentaux:
1) La relation température-profondeur (également appelée gradient géothermique), autrement dit la profondeur à laquelle il faut forer pour obtenir la chaleur nécessaire.
2) La perméabilité et la porosité de la roche réservoir. C’est un facteur important car cela concerne la zone de surface à laquelle l’eau (qui absorbe la chaleur nécessaire) est exposée.
3) La saturation en fluide. (La quantité de fluide dans la roche susceptible d’absorber la chaleur)
Comme le fait remarquer le rapport du MIT, le SGS est intéressant pour plusieurs raisons, notamment parce qu’il fournit de l’électricité pratiquement sans carbone et la roche source est abondante aux Etats-Unis.

Le groupe d’étude a indiqué que le potentiel de ce type de ressource géothermique était énorme et très rentable: Avec un investissement privé/public se situant entre 800 millions et un milliard de dollars sur une période de 15 ans, la technologie SGS pourrait être déployée commercialement sur une échelle de temps qui produirait plus de 100 000 MW d’ici 2050.
La technologie SGS est très différente de l’hydrofracturation pour le gaz naturel. On n’a pas besoin de percer latéralement, ni d’utiliser des produits chimiques ou du sable pour ouvrir les fractures dans la roche. En outre, aucune eau usée n’a besoin d’être éliminée. C’est la différence de température entre l’eau froide et la roche très chaude qui provoque les fractures. Ces fractures à leur tour aboutissent à une augmentation de surface pour le transfert thermique ultérieur de la roche vers l’eau. Une préoccupation du public a été la possibilité de voir apparaître des séismes, ce que l’on appelle la « sismicité induite ». Mais comme l’a démontré AltaRock en utilisant des mesures obtenues lors du projet Newberry, les stimulations provoquées par la technologie SGS déclenchent une «sismicité inférieure aux vibrations que subit un stade de football rempli de spectateurs lors d’un grand match de la NFL » (National Football League aux Etats-Unis).
Une autre différence est que la fracturation pratiquée par AltaRock utilise une boucle fermée. Une fois que le réservoir est initialement chargé, il n’est plus nécessaire d’ajouter d’eau, et les centrales peuvent alors produire de l’énergie pendant des décennies.

Dans l’Oregon, AltaRock est en train de construire l’une des centrales les plus importantes des États-Unis La société a foré jusqu’à 3.000 mètres dans la roche sèche et chaude, à 300 ° C, avec presque pas de perméabilité à la base, et elle a utilisé sa propre technologie pour créer un réservoir géothermique.
L’entreprise a un coût: 40 millions de dollars viennent d’investisseurs privés, complétés par 21,5 millions de dollars du Ministère de l’Énergie. Le projet est également soutenu par plusieurs institutions universitaires et scientifiques.
Il comporte plusieurs étapes (voir schéma ci-dessous). La première consiste à forer le premier puits d’exploration et d’injection. Ce puits fournit des informations concernant les températures de fond de forage et c’est le puits dans lequel l’eau est injectée pour fracturer la roche et créer le réservoir géothermique. Une fois que le réservoir est créé, d’autres puits de production sont forés ; ils seront reliés au premier puits de telle sorte que l’eau se déplace de l’un à l’autre. L’eau surchauffée (à environ 300 ° C) va remonter le long des puits de production vers la surface et la vapeur qui en résulte va passer par un générateur afin de produire de l’électricité.
En l’état actuel des choses, le projet Newberry a déjà vu l’achèvement du puits d’injection, la stimulation de la ressource, et la création de la perméabilité. La prochaine étape consistera à forer des puits de production qui auront une «communication» avec l’eau injectée dans le premier puits, créant ainsi un réseau en boucle fermée.
La géothermie haute température par stimulation pourrait devenir une technologie essentielle pour répondre aux besoins futurs des Etats-Unis en électricité, et elle peut être utilisée dans tout le pays.

Sources : Forbes.com & The Oregonian.

On pourra consulter un site en français qui explique fort simplement le principe des systèmes géothermiques stimulés:

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/geothermie-haute-temperature-par-stimulation

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drapeau anglaisIn several notes written on this blog in 2008, 2011 and 2012, I explained that there was a project to exploit geothermal energy at Newberry volcano, in central Oregon. Today, the project is in a fair way to become reality. It is said to hold the promise to producing an enormous amount of energy in the United States. The AltaRock Energy company is mining the earth’s heat three kilometres down and turning it into a reliable and cost-effective supply of electricity.

When most people think of geothermal, they envision the hydrothermal resources that are located in volcanic zones along tectonic plates, but the potential for geothermal is much larger and geographically dispersed. In fact, there is enormous potential for heat mining Enhanced Geothermal Systems (EGS) throughout the U.S. and the world.

EGS works by drilling a hole into the ground, and pumping water into a closed loop system to create fractures in the rock. Additional water is added to absorb heat from the rock, which turns to steam at the surface and drives a turbine.

The Massachusetts Institute of Technology (MIT) group which supervised the project was specifically looking at what would be necessary to produce 100,000 MW of EGS in North America, which would represent about 10% of overall US generating capacity. They noted that the quality of the geothermal resource is affected by three basic factors:

1)   The temperature-depth relationship (also referred to as the geothermal gradient), in other words, how deep you have to drill to obtain the requisite heat.

2)   The reservoir rock’s permeability and porosity. This matters because it affects the surface area that the water (which absorbs the necessary heat) is exposed to.

3)   The amount of fluid saturation. (How much fluid in the rock that can absorb the heat)

As the MIT report noted, EGS is attractive for several reasons, including the fact that it provides virtually carbon free electricity and the source rock resource exists widely throughout the United States.

The study group indicated that the potential of this resource was enormous and cost-effective: With a combined public/private investment of about $800 million to $1 billion over a 15-year period, EGS technology could be deployed commercially on a timescale that would produce more than 100,000 MW of new capacity by 2050.

EGS is a very different technology than hydro-fracking for natural gas. One doesn’t have to drill sideways, nor use chemicals or sand to open up fractures in the rock. Also, no wastewater is produced that needs to be disposed of. Rather, it’s the temperature differential between cold water and hot rock that creates the fractures. These fractures in turn result in enhanced surface area for subsequent heat transfer from the rock to the water. Another public concern has been the potential for creating earthquakes, referred to as “induced seismicity.” But as Altarock highlights using measured data from the Newberry project, EGS stimulations result in « seismicity that is lower than a packed football stadium during a big NFL game ».

Another difference from fracking is that AltaRock is using a closed loop. Once the reservoir is initially charged, no more additional water is needed, and the plants can then produce power for decades.

In Oregon, AltaRock is building one of the most important power plants in the U.S. The company has drilled 3,000 metres into hot dry rock, at 300°C, with almost no permeability at the bottom and used its own technology to create a geothermal reservoir.

The undertaking is not cheap: 40 million dollars are coming from private investors, complemented by a $21.5 million from the Department of Energy. The project is also supported by several university and scientific institutions.

It involves several stages (see image below). The first element involves drilling the initial exploratory and injection well. This well provides information concerning downhole temperatures and is the well into which the water is introduced to fracture the rock and create the geothermal reservoir. Once the reservoir is created, additional vertical production wells are drilled, and they will have connectivity to the first well so that water moves from one to the other. The superheated water (at about 300°C) will rise up the production wells to the surface and the resulting steam will course through a generator to create electricity.

At this point, the Newberry Volcano project has already seen completion of the injection well, stimulation of the resource, and the creation of permeability. The next step is to drill the producer wells that will have ‘communication’ with the water injected into the first well, creating the closed loop network.

Enhanced geothermal can be a critical technology in meeting the U.S. future electric energy requirements. And it can be located all across the country.

Sources : Forbes.com & The Oregonian.

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Source: AltaRock

La géothermie entre en Indonésie // Geothermal energy enters Indonesia

drapeau francaisLe Parlement indonésien a voté il y a quelques jours une loi attendue depuis longtemps. Elle va permettre le développement de l’énergie géothermique et la mise en valeur de l’énergie qui se cache sous les quelque 130 volcans actifs de l’archipel. On estime que l’Indonésie détient environ 40 pour cent du potentiel géothermique de la planète mais qu’elle ne produit qu’une infime fraction de son énergie en convertissant la chaleur du sol en électricité. Le pays se situe loin derrière d’autres nations comme les Etats-Unis ou les Philippines.
La lenteur administrative et les tracasseries juridiques ont longtemps freiné l’industrie géothermique en Indonésie et empêché les investissements indispensables. Le gouvernement espère que la nouvelle loi permettra d’accélérer le développement de ce secteur. Elle stipule – c’est le point le plus important – que l’exploration de l’énergie géothermique et le développement des centrales ne sont plus considérés comme une exploitation minière. Ils étaient considérés en tant que tel auparavant de sorte que l’industrie ne pouvait guère s’engager dans des régions indonésiennes où la forêt est protégée et où il y a un fort potentiel géothermique, mais où l’exploitation minière est illégale.
On estime que l’Indonésie a un potentiel géothermique de plus de 28 000 mégawatts mais elle produit actuellement seulement un peu plus de 1300 MW de son électricité à partir d’une source d’énergie propre. La plus grande partie de son électricité provient du charbon et du pétrole.
Le coût élevé de la géothermie a longtemps été l’un des principaux obstacles à son développement. En effet, une centrale géothermique coûte environ deux fois plus qu’une centrale électrique au charbon et peut nécessiter de nombreuses années de recherche et de développement avant d’être opérationnelle. Mais une fois mises en place, les centrales géothermiques comme celle construite à Kamojang sur l’île de Java dans les années 1980 peuvent convertir la chaleur volcanique en électricité à un coût beaucoup plus bas – et avec moins de pollution – que le charbon.
Avec l’énergie géothermique, l’Indonésie devrait normalement réduire d’ici 2020 les émissions de gaz à effet de serre de 26 pour cent par rapport aux niveaux de 2005. L’Indonésie est le troisième plus grand émetteur de gaz à effet de serre dans le monde en raison de son utilisation de combustibles polluants pour produire de l’électricité et à cause de la déforestation galopante.

Source : Sky News.

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drapeau anglaisThe Indonesian parliament has just passed a long-awaited law to bolster the geothermal energy industry and tap the power of the archipelago’s some 130 active volcanoes. Indonesia is estimated to hold around 40 per cent of the world’s geothermal potential but it produces only a tiny fraction of its energy by converting underground heat into electricity, and lags far behind others such as the United States and the neighbouring Philippines.

Red tape and legal uncertainty have long held back the industry and obstructed much-needed investment, but the government hopes the new law will speed up the development of the sector. Most importantly, it stipulates that exploration for geothermal energy and development of plants is no longer considered mining. It was regarded as such previously, which meant the industry faced problems working in Indonesia’s vast areas of protected forest, where there is much geothermal potential but where mining is illegal.

Indonesia is estimated to have more than 28,000 megawatts of geothermal potential but is currently producing just over 1300 MW of its electricity from the clean source. Most of its electricity comes from coal and oil.

High cost has long been one of the major obstacles. A geothermal plant costs about twice as much as a coal-fired power station, and can take many more years in research and development to get online. But once established, geothermal plants like the one built in Kamojang on the island of Java in the 1980s can convert volcanic heat into electricity with much lower overheads – and less pollution – than coal.

With geothermal energy, Indonesia is expected to slash greenhouse gas emissions by 26 per cent from 2005 levels by 2020. Indonesia is the world’s third-biggest greenhouse gas emitter due its use of dirty fuels to produce electricity and to rampant deforestation.

Source : Sky News.

Bromo-blog-04

L’énergie du Bromo produira-t-elle un jour de l’électricité?  (Photo:  C. Crandpey)

L’énergie géothermique de Montserrat // Geothermal energy at Montserrat

Après un passé de catastrophes géologiques et météorologiques dévastatrices (ouragan Hugo en 1989 et éruption de Soufrière Hillsen 1995), l’île de Montserrat reprend goût à la vie et essaye de tirer profit ce passé violent.
Montserrat est en passe de devenir l’une des quelques îles « vertes » et adeptes du développement durable dans le monde. Les mêmes forces géologiques qui ont secoué le volcan de Soufrière Hills vont être mises à profit pour alimenter le réseau électrique de l’île à partir d’une source géothermique.
L’énergie géothermique est l’une des rares sources d’énergie renouvelables à faible émission de carbone ; elle peut produire de l’énergie 24 heures sur 24, quelle que soit la saison. Le principal obstacle à son développement n’est pas le temps mais le lieu, car elle ne peut être exploitée que dans des endroits disposant d’une géologie spécifique. La géologie de Montserrat est idéale: le magma à très haute température remonte jusqu’à faible profondeur où il chauffe des fluides qui peuvent être exploités par forage de puits géothermiques. Quand ces fluides sont portés à ébullition au cours de leur ascension, ils produisent de la vapeur sous pression qui entraîne des turbines pour produire de l’électricité.
Le coût élevé des puits de forage ainsi que le risque potentiel de forage d’un puits improductif ont freiné le développement de l’énergie géothermique sur l’île de Montserrat. Le projet d’exploitation a utilisé un éventail de technologies, telles que la magnétotellurique (basée sur les variations de résistivité du sous-sol) et la tomographie sismique (réponses d’ondes de pression créées par des explosions afin de générer des images pour comprendre les roches sous la surface). Ces techniques ont été utilisées pour créer des cartes du sous-sol qui ont guidé le programme de forage géothermique à Montserrat.
Entre mars et septembre 2013, la Iceland Drilling Company a foré deux premiers puits géothermiques, à des profondeurs de 2300 et 2900 mètres et en atteignant des températures supérieures à 260 ° C. Les premiers résultats suggèrent que les fluides circulant dans les puits seront en mesure de générer plus de puissance que nécessaire pour par la population de l’île (environ 5000 habitants). Cela signifie que la centrale géothermique permettra à l’île de ne plus dépendre des générateurs diesel coûteux pour produire son électricité.
Montserrat n’est pas le seul pays des Antilles avec des aspirations géothermiques. Toutes les îles des Petites Antilles ont un potentiel géothermique similaire. La Guadeloupe, avec 15 MW de capacité installée, est la seule île des Caraïbes qui utilise actuellement l’énergie géothermique pour produire de l’électricité. Toutefois, de récents investissements privés à Saint-Kitts-et-Nevis et un projet financé par l’Union Européenne à la Dominique ont également permis de forer plusieurs puits d’exploration prometteurs.

Source : Géothermie Caraïbe.

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After a devastating meteorological and geological heritage (Hurricane Hugo in 1989 and the eruption of Soufriere Hills in 1995), the island of Montserrat is coming back to life and trying to put this violent heritage to good use. .

Indeed, Montserrat is about to become one of the world’s few “green” and sustainable islands. The same geological forces unleashed by the Soufrière Hills volcano are being harnessed to power the island’s electricity grid from a geothermal source.

Geothermal energy is one of the few renewable, low-carbon emission energy sources that can generate power 24 hours a day, irrespective of the season. Its primary limitation is not weather but location, as it can only be exploited in places with specific geology. Montserrat’s geology is ideal for geothermal use: hot molten magma rises to shallow depths, heating a hot fluid that can be tapped by drilling geothermal wells. As the ascending fluid boils it produces pressurised steam which rotates turbines to generate electricity.

The high cost of drilling wells coupled with the potential risk of drilling an unproductive well, are the principle reasons that put a brake to the development of geothermal energy on the island of Montserrat. The project to exploit geothermal power on Montserrat used an array of technologies, such as magnetotellurics (based on variations of resistivity of the underground) and seismic tomography (responses of pressure waves created by explosions to generate images of the rocks to understand the rocks beneath the surface).These techniques were used to create subsurface maps that have guided Montserrat’s geothermal drilling programme.

Between March and September 2013, the Iceland Drilling Company drilled Montserrat’s first two geothermal wells, to depths of 2,300 and 2,900 metres, striking temperatures of over 260°C. The initial results suggest that the fluid flowing from the wells will be able to generate more power than needed by the island’s population of around 5,000 inhabitants. This means the geothermal power station will free the island from its current reliance on expensive diesel-powered generators for its electricity.

Montserrat is not the only nation in the region with geothermal aspirations. All of the islands of the Lesser Antilles have a similar geothermal potential. Guadeloupe, with 15MW of installed capacity, is the only Caribbean island that currently uses geothermal energy for electricity, but recently private investment in St Kitts and Nevis and a European Union funded project in Dominica have also resulted in several promising exploratory wells.

Source : Géothermie Caraïbe.

Soufriere-Hills-2-blog

Le volcan de Soufriere Hills à Montserrat  (Source:  Wikipedia)

 

L’Islande va-t-elle bientôt exporter son énergie géothermique ? // Will Iceland soo export its geothermal energy ?

drapeau francaisIl y a quelques années, une étude a été faite sur la faisabilité d’un projet d’exportation de l’électricité islandaise vers l’Ecosse via un immense câble électrique sous-marin, mais le projet a été abandonné en raison de son coût.
Aujourd’hui, le projet est remis à l’ordre du jour. En effet, après avoir reçu des estimations très différentes sur la rentabilité de la construction du câble sous-marin, l’Islande a demandé une deuxième étude sur le sujet.
La première étude de faisabilité avait émis des doutes considérables sur les bénéfices que l’Islande pourrait tirer de l’exportation de son énergie vers les marchés européens. L’étude a indiqué que la construction du câble pourrait générer un revenu d’exportation annuel allant de 32 millions de dollars à 62,5 millions de dollars.
Une décision sur l’opportunité de construire ou non le câble électrique devrait être prise dans les prochaines semaines. Ce serait le plus long câble (1170 km) jamais construit au fond de l’océan. Mais cela pourrait valoir  la peine: L’Islande a du mal à sortir de la crise économique de 2008. Si le projet aboutissait, ce pourrait être un bon moyen de gagner de l’argent. L’île a produit 17,2 térawatts-heure d’électricité en 2012 pour ses besoins domestiques. Le Royaume-Uni évalue 17 térawatt-heure à 1,2 milliards de dollars. Considérant que le gouvernement islandais a estimé que près de trois quarts de l’énergie géothermique du pays restent inexploités, le projet pourrait devenir une grande opportunité. En outre, le pays dispose de ressources hydroélectriques qui contribuent pour 73 pour cent à la production d’électricité de l’Islande.
Un problème majeur est que pour doubler ou tripler la puissance fournie, il faudrait exploiter certaines régions écologiquement sensibles. Si l’Islande veut construire un câble de 700 mégawatts ou 1.100 mégawatts à destination du Royaume-Uni ou d’autres pays européens, il faudra prendre en compte l’impact sur l’environnement qu’un tel projet pourrait avoir. Comme l’a dit le Ministre de l’Industrie islandais: « Il ne s’agit pas simplement de brancher le câble sur la première prise électrique disponible. »

Source: Site Internet Green Technology.

 

drapeau anglaisA few years ago, a study was made about the feasibility of a project to export Icelandic electricity to Scotland via a gigantic undersea power cable but the project was shelved because of its cost.

Today, the project has come to life again. Indeed, after receiving wildly disparate estimations on the profitability of building the undersea power cable, Iceland has asked for a second study on the subject.

The country’s first feasibility study had found a “considerable degree of uncertainty” as to how profitable it would be for Iceland to export its power to European markets. The study said that the building of the power cable could result in an annual export revenue ranging from $32 million to $62.5 million.

A decision about whether to build the power cable or not should be taken in the coming weeks. It would be the longest one ever built, stretching 1170 kilometres undersea. But could very well be worth the trouble: With Iceland struggling to get out of its 2008 economic crisis, it could be a good means to make money. The island produced 17.2 terawatt-hours of electricity in 2012 for its domestic needs. The U.K. month-ahead spot price values 17 terawatt-hours at $1.2 billion. Considering that the government has estimated that as much as three-quarters of Iceland’s geothermal energy is untapped, the project could become a big opportunity.  Besides, the country has hydropower resources which contribute 73 percent of Iceland’s electricity production.

A major problem is that doubling or tripling the power output would require exploiting some environmentally sensitive regions. If Iceland wants to build a 700-megawatt or 1,100-megawatt cable to the U.K. or other European countries, it will have to realize the potential environmental impact such a project may have. Said Iceland’s Industry Minister: “It’s not just a question of plugging the cable into the next available socket.”

Source: Green Technology website.

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L’Islande : un pays qui a de l’énergie à revendre !  (Photo:  C.  Grandpey)