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.

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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)

 

Forage géothermique en Ethiopie! // Geothermal drilling in Ethiopia!

drapeau francaisEn lisant le site web Iceland Review du 26 mai 2014, on apprend que la compagnie islandaise de développement géothermique Reykjavík Geothermal et l’Union Africaine ont signé ce même jour un contrat de 5,8 millions d’euros qui autorise Reykjavik Geothermal a commencer un forage en Ethiopie dans la Rift Valley dans le cadre de la construction de deux centrales de 500 mégawatts. L’énergie produite par ces centrales sera vendue à la compagnie d’électricité de l’état éthiopien Ethiopian Electric Power.

Le financement est assuré par le Ministère du Développement allemand, le Fonds Africain de l’Union Européenne, et la Banque Allemande de Développement.

L’article ne précise pas le lieu du forage. Il faut seulement espérer qu’il ne contribuera pas à dénaturer les extraordinaires couleurs du site de Dallol ! Mais vous le savez comme moi, l’argent passe bien avant  la Nature !

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drapeau anglaisReading the Iceland Review website of May 26th 2014, we learn that Reykjavík Geothermal and the African Union signed on that very day a 5.8-million euro contract allowing Reykjavík Geothermal to start drilling in the Ethiopian Rift Valley as part of two 500 MW power plants under construction. The energy produced by the power plants will be sold to the state electrical company Ethiopian Electric Power (EEP).

The money comes from the Ministry of Development in Germany, the European Union African Fund, and the German Development Bank.

The article does not say where the drilling will take place. We must just hope that the marvellous colours of Dallol will not be spoilt by this initiative. Unfortunately, big money leaves Nature behind!

Dallol-blog

Du méthanol volcanique en Islande ! // Volcanic methanol in Iceland !

drapeau francaisLa plupart des touristes qui visitent l’Islande font un arrêt au Blue Lagoon, le célèbre Lagon Bleu, sur la péninsule de Reykjanes et ils plongent leur corps dans l’eau bleue produite par la centrale géothermique de Svartsengi, opérationnelle depuis 1976. De nos jours, une petite société islandaise espère tirer profit du dioxyde de carbone rejeté par cette centrale.
Carbon Recycling International a construit une usine adjacente qui transforme le dioxyde de carbone en méthanol, un combustible utilisé pour la fabrication du contreplaqué, des peintures, solvants et autres produits. C’est peut être la première société au monde à avoir mis en œuvre un procédé commercialement viable pour fabriquer du combustible liquide directement à partir de dioxyde de carbone, ce qui pourrait aider à réduire les émissions de gaz à effet de serre.
L’exploitation du dioxyde de carbone émis par la centrale géothermique est moins coûteuse que celle du dioxyde de carbone des centrales électriques qui utilisent des combustibles fossiles. Dans les centrales à charbon, le dioxyde de carbone est produit par la combustion du charbon dans l’air ; le gaz qui en sort est principalement de l’azote, et la séparation du dioxyde de carbone coûte cher.
Carbon Recycling International a baptisé son méthanol Vulcanol  parce que, selon la société, « il est fabriqué avec l’énergie d’un volcan ». La quantité de dioxyde de carbone produite par la centrale géothermique est relativement faible, environ un 20ème de son équivalent pour les centrales au charbon pour un kilowatt-heure d’électricité. En revanche, la centrale géothermique émet un flux très concentré de dioxyde de carbone qui nécessite moins d’énergie et d’équipement pour son extraction et son exploitation.
Pour produire du méthanol à partir du dioxyde de carbone, il faut une source d’hydrogène car le méthanol (CH3OH) est en partie composé d’hydrogène. L’hydrogène est également un combustible en soi et fournit l’énergie chimique nécessaire pour former du méthanol. Carbone Recycling International obtient son hydrogène en utilisant, pour l’ électrolyse de l’eau, l’électricité de la centrale géothermique. Le processus sera rentable dès l’année prochaine, lorsque son usine – qui produira alors cinq millions de litres de méthanol – fonctionnera à pleine capacité.
Les chercheurs sont à la recherche d’autres idées pour que le recyclage du carbone soit rentable. Des catalyseurs sont en train d’être mis au point pour diminuer la quantité d’énergie nécessaire pour transformer le dioxyde de carbone en produits chimiques utiles, et aussi pour pouvoir produire des produits chimiques plus intéressants que le méthanol, tel que le propanol. Au prix de l’électricité en Islande, on pourrait produire une tonne de propanol (qui se vend pour environ $ 3200 / 2350 € ) avec moins de 800 $ (590€) d’électricité. Toutefois, le marché du propanol est relativement limité.
Source : MIT Review. .

 

drapeau anglaisMost tourists who visit Iceland make a stop at the Blue Lagoon on the Reykjanes Peninsula and plunge their bodies in the blue water spewed by the Svartsengi geothermal plant that has been operational since 1976. Now a small Icelandic company is hoping to turn a profit from the waste carbon dioxide from the same plant.

Carbon Recycling International has built an adjacent plant that converts the carbon dioxide into methanol, a fuel for making plywood, paints, solvents and other products. It may be the first company in the world to demonstrate a commercially viable way of making liquid fuel directly from carbon dioxide, something that could help reduce greenhouse gas emissions.

The carbon dioxide emitted by the geothermal plant is cheaper to capture than the carbon dioxide from fossil-fuel power plants. At coal-fired plants, carbon dioxide is a product of burning coal in air ; the resulting flue gas, like air, is mostly nitrogen, and separating the carbon dioxide is expensive.

Carbon Recycling International brands its methanol Vulcanol because “it’s made with energy from a volcano.” The amount of carbon dioxide produced by the geothermal plant is relatively small, roughly one-20th as much as for coal-fired power plants per kilowatt-hour of electricity. But the geothermal plant emits highly concentrated streams of carbon dioxide that require less energy and equipment to separate and capture.

To make methanol from carbon dioxide, you need a source of hydrogen, since methanol (CH3OH) is partly made of hydrogen. Hydrogen is also a fuel in its own right and provides the chemical energy needed to form methanol. Carbon Recycling International gets its hydrogen by using electricity from the geothermal power plant to split water. The process will be profitable by next year, when its five-million-litre methanol plant is operating at full capacity.

Researchers are looking at other ideas for making carbon recycling profitable. Catalysts are being developed that decrease the amount of energy required to turn carbon dioxide into useful chemicals, and also make it possible to produce chemicals more valuable than methanol, such as propanol. With the price of electricity in Iceland, you could make a ton of propanol (which sells for about $3,200) with less than $800 of electricity. The market for propanol, however, is relatively small.

Source : MIT Review.

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 Centrale thermique de Svartsengi, au sud-ouest de l’Islande (Photo:  C.  Grandpey)

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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)

Exploitation de l’énergie géothermique près du volcan Newberry (Oregon / Etats Unis)

Il y a quelques mois, j’avais fait part sur ce blog d’un projet d’exploitation de l’énergie géothermique dans le secteur du volcan Newberry dans l’Oregon. Un tel projet avait alors déclenché de nombreuses protestations car la région est potentiellement active d’un point de vue volcanique et sismique et le projet présentait donc des risques évidents.

Le profit guidant toutes les initiatives de ce type, le projet est en passe de se réaliser, malgré les réserves émises par les autorités locales et certains scientifiques. En effet, la dernière éruption du Newberry remonte à seulement 1400 ans et l’USGS a indiqué que d’autres éruptions étaient susceptibles de se produire.

Les sociétés AltaRock Energy et Davenport Newberry viennent donc de recevoir le feu vert pour effectuer des fracturations de roches en bordure du Newberry. L’opération consiste à injecter de l’eau sous très haute pression dans des fractures jusqu’à 3 kilomètres de profondeur. Il se produit alors une fracturation des veines de roches qui permet d’accéder à la chaleur enfermée en dessous. On obtient ainsi une interconnexion entre plusieurs réservoirs géothermiques. L’eau est ensuite introduite dans ces réservoirs et la chaleur la transforme en vapeur dont la pression actionne des turbines en surface afin de produire de l’électricité.

La fracturation est une technique employée pour extraire les énergies fossiles. Elle cause souvent des controverses comme on a pu le voir récemment en France à propos des gaz de schistes. Dans une zone volcanique comme celle du Newberry, on craint que la fracturation déclenche des séismes mais des études conduites par la Royal Society et la Royal Academy of Engineering indiquent que « les séismes sont peu probables si les sociétés utilisent  les meilleurs moyens et respectent les procédures en vigueur ». On appréciera les nuances !

Si le projet rencontre le succès espéré, on aura franchi un grand pas en comparaison de l’extraction géothermique classique qui consiste à utiliser la vapeur d’eau chaude sous pression qui s’est accumulée naturellement dans les profondeurs. On peut donner l’exemple de Larderello en Toscane qui utilise cette technologie depuis longtemps.

Selon un rapport publié en 2006, un investissement d’un milliard de dollars aux Etats-Unis sur une période de 15 ans permettra de produire plus de 200 000 mégawatts d’électricité en 2050. A titre de comparaison, le plus puissant réacteur nucléaire français produit 1600 mégawatts.

Il est prévu de mettre en place les réservoirs géothermiques cet automne. On procèdera ensuite au forage des puits de production qui permettront de relier les fractures de roches. On effectuera ensuite des tests pour voir si l’échange de chaleur se produit efficacement et un réseau sismique très sensible sera mis en place afin de vérifier la sécurité du système. Cette phase devrait se terminer en 2014, année où la société Alta Rock espère avoir les preuves que le projet est à la fois performant et rentable.

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Grande coulée l’obsidienne à proximité du Newberry (Photo: C. Grandpey)