Analyse technico-économique en contexte d’incertitudes

Dans un contexte de transition énergétique et de décarbonation accélérée, la géothermie de moyenne profondeur représente une option stratégique pour l’approvisionnement durable en chaleur. Cette source locale, stable et faiblement émettrice de carbone, peut être intégrée aux réseaux thermiques urbains existants, permettant de réduire la dépendance aux importations énergétiques et la vulnérabilité aux fluctuations des prix de l’électricité ou du gaz [1].

Le programme GEothermies, piloté conjointement par l’Etat de Genève et les Services industriels de Genève (SIG), vise à identifier et valoriser les ressources géothermiques du sous-sol genevois afin de contribuer aux objectifs cantonaux de neutralité carbone. Dans ce cadre, la modélisation technico-économique est un outil essentiel pour anticiper les performances et les risques liés à l’exploitation de ressources encore peu explorées.

Cibles géologiques et incertitudes

Deux horizons géologiques sont considérés comme prioritaires. Le premier correspond à un système aquifère unique, connecté entre le Crétacé inférieur et le Malm supérieur, situé à environ 1000 mètres de profondeur. Il s’agit d’un réservoir situé dans des calcaires fracturés et karstifiés, ayant été testé avec succès et s’étant révélé productif lorsque le forage est positionné dans une zone favorable. Cependant, un seul point productif est actuellement documenté sur le territoire genevois, et l’extension ainsi que les propriétés du réservoir restent incertaines [2].

Le second horizon, le Dogger, situé à environ 2000 mètres, n’a encore jamais été exploré à Genève. Il s’agit également d’un réservoir dans des calcaires fracturés et karstifiés, dont la productivité reste très incertaine et pourrait être plus faible que dans le Crétacé/Malm en raison d’une perméabilité potentiellement réduite. Cette incertitude souligne l’importance d’une évaluation probabiliste afin de quantifier le risque économique.

Objectif de l’étude

Cette étude vise à évaluer le coût actualisé de la chaleur (LCOH) pour deux concepts de doublets géothermiques – l’un à 1000 m et l’autre à 2000 m – représentatifs du contexte genevois. L’objectif est d’intégrer à la fois les performances techniques et les incertitudes économiques et géologiques, afin d’informer les décisions d’investissement et les stratégies de soutien financier.

Modélisation technico-économique

Modèle GEOCAD

Le modèle GeoCAD [3], développé à l’Université de Genève, couple des paramètres techniques (température, débit, rendement) à des paramètres économiques (investissement, OPEX, taux d’actualisation, durée de vie). Il permet de calculer le LCOH, c’est-à-dire le coût moyen de la chaleur sur la durée de vie du projet, en intégrant les coûts d’investissement, d’exploitation, de maintenance et d’énergie, divisés par la chaleur totale livrée.

Le périmètre de l’étude couvre la production de chaleur jusqu’à l’interface avec le réseau thermique, sans intégrer les coûts de distribution, qui dépendent fortement du contexte urbain. Les coûts de prospection – incluant les études sismiques, géophysiques ou de site – ainsi que les éventuelles provisions liées à des puits non productifs, ne sont pas pris en compte dans cette évaluation.

Hypothèses techniques

Deux scénarios de production de base ont été modélisés et sont illustrés schématiquement dans la figure 1.

Scénario 1

Le premier scénario correspond à un doublet à 1000 m ciblant le Crétacé/Malm, avec une température de production de 42 °C, une température de réinjection de 25 °C et un débit de 50 l/s. La puissance thermique nette est de 5,2 MW, ce qui, avec un facteur de charge de 60%, correspond à une production annuelle de 27 GWh. La configuration du doublet est verticale, avec deux puits reliés par une conduite et deux plateformes distinctes. La consommation électrique annuelle est estimée à 1,1 GWh pour le pompage, à laquelle s’ajoutent 5,1 GWh pour la pompe à chaleur, nécessaire pour atteindre la température du réseau.

Scénario 2

Le second scénario correspond à un doublet à 2000 m exploitant le Dogger, avec une température de production de 72 °C, une température de réinjection de 45 °C et un débit de 30 l/s. La puissance thermique nette est de 4,1 MW, ce qui, avec le même facteur de charge de 60%, donne une production annuelle de 22 GWh. Ce doublet utilise deux forages déviés partant de la même plateforme, ce qui limite les infrastructures de surface. Le système ne nécessite pas de pompe à chaleur et consomme 1,1 GWh/an d’électricité pour le pompage.

Hypothèses communes

Pour la géothermie, les hypothèses communes incluent un gradient de 33 °C/km et une température de surface de 12 °C, établies selon les données disponibles sur le sous-sol genevois.

Structure de coûts et hypothèses économiques.

Les coûts sont répartis en investissements initiaux (CAPEX), coûts d’exploitation (OPEX) et coûts énergétiques. Les investissements initiaux comprennent les forages, les essais de puits, les équipements de surface, les échangeurs thermiques, la pompe à chaleur (pour 1000 m) et les bâtiments techniques. À 1000 m, les puits et tests représentent 30% des investissements initiaux, le reste correspondant à la centrale géothermique et aux divers et imprévus. À 2000 m, les puits et tests représentent 54% du total.

Les OPEX, comprenant la supervision, la maintenance préventive et corrective ainsi que la surveillance continue, sont estimés à 1,5% du CAPEX par an, auxquels s’ajoute une part variable de 0,5 cts/kWh. Les coûts énergétiques correspondent à la consommation électrique des pompes et de la pompe à chaleur (PAC).

Les hypothèses économiques retenues incluent une durée de vie moyenne de 30 ans pour les installations géothermiques, un taux d’actualisation de 4% et un prix de l’électricité de 22 cts/kWh.

Analyse des coûts

Analyse par scénarios

Dans le scénario de référence, le coût actualisé de la chaleur (LCOH) est estimé à 11,0 cts/kWh pour le doublet à 1000 m et à 10,7 cts/kWh pour celui à 2000 m. Ces valeurs proches traduisent une compétitivité comparable, tout en mettant en lumière les différences structurelles entre les deux systèmes.

En moyenne, le LCOH total se décompose ainsi:

• Doublet à 1000 m: 4,4 cts/kWh de CAPEX, 1,6 cts/kWh d’exploitation et maintenance, et 5,0 cts/kWh d’énergie
• Doublet à 2000 m: 7,2 cts/kWh de CAPEX, 2,4 cts/kWh d’exploitation et maintenance, et 1,1 cts/kWh d’énergie

Ces chiffres montrent que le scénario à 1000 m dépend davantage des coûts énergétiques en raison de la consommation de la pompe à chaleur, tandis que le scénario à 2000 m, plus capitalistique, est principalement influencé par la structure des investissements initiaux (CAPEX).

L’analyse de sensibilité montre que le débit géothermique est le facteur le plus déterminant sur le LCOH: un débit plus élevé permet de diluer les coûts fixes sur une plus grande quantité de chaleur produite, réduisant ainsi le coût unitaire (fig. 2). Le facteur de charge joue également un rôle crucial: un facteur de charge faible entraîne une sous-utilisation des installations, augmentant le LCOH. Le taux d’actualisation a un impact plus important sur le scénario à 2000 m, en raison du CAPEX plus élevé qui amplifie l’effet des variations du coût du capital. Enfin, le prix de l’électricité influence fortement le scénario à 1000 m, où la pompe à chaleur représente une part significative du coût total.

Analyse des coûts et probabilités de succès en contexte d’incertitude

Au-delà des scénarios de référence, il est essentiel d’évaluer la robustesse économique des systèmes géothermiques face aux incertitudes géologiques, techniques et économiques [4, 5]. Ces incertitudes ont été intégrées à l’aide d’une simulation Monte-Carlo réalisée sur 5000 itérations, utilisant des distributions Beta-PERT pour modéliser les variations des principaux paramètres: débit, températures, facteur de charge, prix de l’électricité, taux d’actualisation et coûts d’investissement (tab. 1).

Les résultats de l’analyse montrent qu’à 1000 mètres, la distribution simulée du LCOH présente une médiane de 11,3 ct/kWh, un 1er quartile à 9,3 ct/kWh et un 3e quartile à 15,7 ct/kWh. À 2000 mètres, la médiane atteint 11,8 ct/kWh, avec un 1er quartile à 7,4 ct/kWh et un 3e quartile à 26,2 ct/kWh.

La dispersion plus marquée observée pour les doublets plus profonds résulte principalement d’une sensibilité accrue du coût au capital investi. En effet, un CAPEX plus élevé rend le LCOH plus sensible aux variations des paramètres techniques, notamment le débit et le facteur de charge, amplifiant ainsi l’écart des résultats simulés.

Comme montré dans l’analyse de sensibilité, le débit géothermique reste le paramètre ayant la plus forte influence sur le LCOH. La figure 3 illustre la corrélation entre débit et coût: pour atteindre un coût donné, le débit requis à 1000 m est supérieur à celui nécessaire à 2000 m. Cette différence s’explique par les températures de production plus élevées à 2000 m, permettant de produire la même quantité de chaleur avec un débit inférieur et de réduire la dépendance au coût de l’énergie.

La probabilité de succès (POS) correspond à la probabilité que le LCOH reste inférieur ou égal à un seuil de compétitivité fixé [6]. La figure 4 présente la POS en fonction du coût de production ciblé.

Selon les simulations, les probabilités d’atteindre certaines cibles de coût sont les suivantes:

• Cible 8 ct/kWh: POS de 9% pour un doublet à 1000 m et 30% pour un doublet à 2000 m. Le doublet profond a ici plus de chances d’atteindre des coûts très bas, car le scénario à 1000 m est limité par la consommation électrique.
• Cible 11 ct/kWh: POS de 47% pour les deux profondeurs. À ce niveau intermédiaire, les probabilités de succès sont similaires.
• Cible 14 ct/kWh: POS de 69% pour un doublet à 1000 m et 58% pour un doublet à 2000 m. À ces niveaux de prix plus élevés, le doublet à 1000 m présente une POS plus élevée, principalement en raison de coûts fixes plus faibles.

Ces résultats soulignent également l’importance d’instruments financiers adaptés, tels que des subventions, des garanties de risque ou des mécanismes de mutualisation, pour sécuriser les projets géothermiques capitalistiques. Ce besoin s’applique aussi aux projets à 1000 m qui, bien que moins capitalistiques que ceux à 2000 m, restent risqués pour un investisseur.

Principaux enseignements et perspectives

L’étude confirme la faisabilité technico-économique de la géothermie moyenne profondeur et la complémentarité des systèmes à 1000 m et 2000 m.

• Le système à 1000 m présente un risque financier moindre, mais sa dépendance à l’électricité est plus importante en raison de la pompe à chaleur.
• Le système à 2000 m, plus capitalistique, peut entraîner un risque financier plus élevé en cas d’échec, mais permet de réduire la consommation électrique et les coûts d’exploitation.

Les principaux facteurs de coûts identifiés sont le débit géothermique, les températures de production et de réinjection, le facteur de charge, le taux d’actualisation et le prix de l’électricité. L’optimisation de ces paramètres, combinée à un environnement financier stable et des instruments de gestion du risque, est déterminante pour la compétitivité et la viabilité économique des systèmes.

Le LCOH s’avère un indicateur robuste pour évaluer la compétitivité et le risque économique. Il convient toutefois de noter que les données disponibles sur les débits géothermiques restent limitées, alors même que ce paramètre a une influence majeure sur le LCOH. Les résultats doivent donc être interprétés avec prudence, en gardant à l’esprit cette incertitude.

Pour la Suisse, trois priorités se dégagent:

• renforcer la connaissance géologique grâce à de nouveaux forages exploratoires,
• intégrer la géothermie dans des réseaux thermiques performants, et
• développer des mécanismes financiers adaptés, en particulier pour réduire le risque.

La mise en œuvre coordonnée de ces leviers permettra à la géothermie de moyenne profondeur de devenir un pilier durable et fiable de la transition énergétique.

Bibliographie

[1] Faessler, J. et al. (2015): Géothermie de moyenne profondeur: Scénarios d’utilisation de la ressource via des réseaux de chauffage à distance – Enjeux et principaux enseignements. Rapport technique, Université de Genève

[2] Chelle-Michou, C. et al. (2017): Geothermal state of the deep Western Alpine Molasse Basin, Geothermics 67: 48–65

[3] Faessler, J.; Quiquerez, L. (2016): GeoCAD –Modèle de valorisation de la géothermie de moyenne profondeur dans des réseaux thermiques: scénarios de pré-dimensionnement, aspects CO2 et éléments économiques. Université de Genève

[4] Daniilidis, A. et al (2017): Impact of technical and economic uncertainties on the economic performance of a deep geothermal heat system. Renewable Energy, 114, Part B: 805-816.

[5] Pratiwi, A.S.; Trutnevyte, E. (2022): Decision paths to reduce costs and increase economic impact of geothermal district heating in Geneva, Switzerland. Applied Energy 322: 119431.

[6] Schumacher, S. et al. (2020): Probability of success studies for geothermal projects in clastic reservoirs: From subsurface data to geological risk analysis. Geothermics 83: 101725.