Les centrales au gaz naturel constituent une pierre angulaire des réseaux électriques modernes dans le monde, qui sont reconnus pour leur capacité à fournir une énergie fiable à la demande tout en émettant beaucoup moins de dioxyde de carbone que les centrales au charbon. En 2024, le gaz naturel représente environ 23 % de la production mondiale d'électricité, et dans des régions comme les États-Unis, il est la principale source d'énergie électrique. Pourtant, la transition énergétique exige une efficacité toujours plus grande et des émissions moindres de chaque source.

Fonctionnement des centrales électriques au gaz naturel

Les centrales au gaz naturel convertissent l'énergie chimique dans le combustible riche en méthane en énergie électrique par un cycle thermodynamique. Les deux configurations dominantes sont les turbines à gaz à cycle simple (SCGT) et les turbines à gaz à cycle combiné (CCGT).

Dans une installation à cycle simple, l'air comprimé se mélange au gaz naturel dans un combustible; les gaz chauds à haute pression se développent ensuite par une turbine reliée à un générateur. Ces unités peuvent démarrer rapidement, atteignant souvent la pleine puissance en 10 minutes, ce qui les rend idéales pour la puissance maximale.

Les usines à cycle combiné ajoutent un cycle de fond, un générateur de vapeur de récupération de chaleur (HRSG) qui capte les gaz d'échappement de turbine pour produire de la vapeur, qui conduit ensuite une turbine à vapeur. Cet arrangement peut atteindre une efficacité nette de 60 % ou plus dans les machines modernes de classe H. L'amélioration est spectaculaire : une usine de la GCCT produit environ 50 % plus d'électricité à partir de la même quantité de combustible qu'une SCGT.

Malgré ces progrès, même une usine de la GCCT efficace à 60 % rejette toujours 40 % de l'énergie de combustible entrante comme chaleur résiduelle. La majeure partie de cette chaleur de faible ou moyenne qualité n'est pas disponible pour la production d'électricité supplémentaire à l'aide de cycles de vapeur conventionnels, mais elle peut être réutilisée par l'intégration avec les ressources géothermiques, le stockage d'énergie thermique ou le chauffage urbain.

Énergie géothermique : une ressource renouvelable stable

Geothermal energy taps the heat stored beneath the Earth’s crust. Depending on the resource temperature and pressure, geothermal power plants fall into three main types:
  • Les usines à vapeur sèche tirent de la vapeur directement des fractures souterraines vers les turbines (p. ex., les Geysers en Californie).
  • Les usines à vapeur apportent de l'eau sous pression chaude à la surface; lorsque la pression baisse, une partie --flashe-t-elle à la vapeur, qui conduit ensuite une turbine.
  • Les usines du cycle binaire passent le fluide géothermique à travers un échangeur de chaleur pour vaporiser un fluide de travail secondaire (généralement un fluide organique du cycle de Rankine) avec un point d'ébullition inférieur, qui fait ensuite fonctionner une turbine.

Contrairement au solaire ou au vent, la géothermie fournit une puissance de base dont la capacité dépasse 90 % dans de nombreux domaines. Elle est expédiable, prévisible et émet des gaz à effet de serre négligeables pendant l'exploitation. Cependant, la géothermie demeure une ressource de niche à l'échelle mondiale (environ 16 GW installés à partir de 2023) en raison des coûts élevés de forage à l'entrée, des risques géologiques et du nombre limité de sites hydrothermaux de haute qualité près des centres de charge.

La synergie : intégrer la géothermie aux centrales au gaz naturel

The central idea is to supplement or replace some heat input in the natural gas plant’s steam cycle with geothermal energy. This reduces the amount of natural gas burned per megawatt-hour, increasing the system’s overall efficiency and lowering emissions. Three primary integration schemes have been studied and, in some cases, deployed.

Préchauffage Chaudière Eau d'alimentation

Dans une usine du GCCT, l'eau circule dans le cycle HRSG et la vapeur avant de revenir au cycle HRSG sous forme d'eau d'alimentation préchauffée. Une source de chaleur géothermique, habituellement une usine binaire ou une ressource hydrothermale à basse température, peut être utilisée pour préchauffer l'eau d'alimentation avant qu'elle ne pénètre dans le SGRH ou dans l'économiseur à basse pression.

Fondage géothermique pour turbines à gaz à cycle simple

Une centrale géothermique peut servir de cycle de mise en fond en utilisant les gaz d'échappement chauds pour chauffer le fluide de travail géothermique (ou la vapeur de surchauffe), puis l'envoyer à une turbine séparée. Une ressource géothermique à basse température peut aussi être utilisée pour préchauffer l'air ou l'eau d'alimentation. Cette configuration est particulièrement intéressante pour la modernisation des centrales de pointe à cycle simple existantes, qui sont nombreuses mais inefficaces.

Récupération directe de chaleur et combinaison de chaleur et d'énergie (CHP)

Au-delà de l'électricité, la chaleur géothermique peut être utilisée directement dans les opérations de l'usine : préchauffer le gaz combustible pour une meilleure combustion, maintenir la température du surchauffeur pendant les périodes de faible charge ou fournir de la vapeur pour les procédés auxiliaires.

Toutes ces configurations exigent que la ressource géothermique soit située à proximité de l'usine de gaz naturel, idéalement à quelques kilomètres de là, afin de minimiser les pertes de chaleur des pipelines. Cependant, la technologie moderne de canalisations isolées et de cycles binaires permet la transmission économique de la chaleur géothermique sur des distances allant jusqu'à 30 km, en particulier pour les ressources à haute température.

Projets et études de cas dans le monde réel

Bien que des hybrides géothermiques + gaz naturel à pleine échelle soient encore en train de se développer, plusieurs projets démontrent le concept.

Un exemple notable est la collaboration Geysers – Calpine en Californie, où le plus grand champ géothermique du monde fournit de la vapeur à certaines des plus anciennes centrales géothermiques du monde. Bien que non directement intégré à une centrale de gaz naturel, le champ Geysers a été stabilisé en injectant des eaux usées traitées provenant de communautés voisines, qui comprennent de l'eau provenant d'infrastructures gazières. Un hybride plus direct est le Hybrid Power Plant [, testé par Ormat Technologies dans Nevada, où une unité géothermique binaire a été ajoutée en aval d'une turbine à combustion au gaz. Le projet a démontré une augmentation de 5% de la puissance nette sans consommation supplémentaire de carburant. Malheureusement, les données publiques détaillées de cet essai sont limitées, mais les résultats ont validé les avantages thermodynamiques.

En Islande, les systèmes de chauffage urbain combinent souvent la géothermie et la chaleur résiduelle de l'énergie hydraulique ou géothermique (y compris certaines centrales de crête alimentées au gaz naturel installées sur le réseau pour une certaine flexibilité).

Le Department of Energy des États-Unis a financé la R-D sur l'intégration géothermique à basse température avec les centrales à combustibles fossiles, et des rapports récents du Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL) décrivent les prototypes qui utilisent des systèmes hybrides géothermiques-gaz pour réutiliser les centrales à charbon en retraite.

Avantages économiques et environnementaux

Économies de carburant et réduction des coûts

Une amélioration de 1 point de pourcentage de l'efficacité thermique d'une usine de 500 MW de la GCCT qui fonctionne à 60 % de sa capacité permet d'économiser environ 10 000 MMBtu par année (selon le prix du carburant). Au prix du gaz naturel de 3 $/MMBtu, qui se traduit par 30 000 $ par année en coûts du carburant seulement. À des échelles plus grandes ou à des prix plus élevés, les économies augmentent considérablement.

Réduction des émissions

Chaque unité de chaleur déplacée par géothermie réduit les émissions de CO2 proportionnellement. Selon le niveau d'intégration, une usine hybride peut atteindre 10 à 30% d'intensité de carbone inférieure à un GCCT autonome. Pour un GCCT de 500 MW avec une efficacité de 60 %, une réduction de 10 % de la consommation de gaz naturel évite environ 40 000 tonnes métriques de CO2 par année, ce qui équivaut à retirer 8 500 wagons de la route.

Conservation de l'eau

De nombreuses usines binaires géothermiques utilisent le refroidissement de l'air ou nécessitent moins d'eau de refroidissement que les cycles de vapeur. En partageant un système de refroidissement ou en utilisant la chaleur géothermique pour réduire la charge thermique sur les tours de refroidissement, l'usine hybride peut réduire la consommation totale d'eau de 15 à 30 % par rapport à un GCCT autonome.

Défis et obstacles

Malgré les promesses techniques, peu d'hybrides géothermiques et gaz naturel ont été construits à ce jour, notamment :

  • Risque géologique et dépendance au site:[ Toutes les centrales à gaz naturel ne sont pas au sommet d'une ressource géothermique viable. Le forage d'exploration est coûteux (souvent de 5 à 10 millions de dollars par puits) et comporte un risque de trou sec de 20 à 30 %. Pour que l'intégration soit économique, la ressource géothermique doit être suffisamment élevée (≥120°C) et proche de l'usine.
  • L'intensité de capital et la période de récupération: Le forage, le pipeline de puits et les échangeurs de chaleur ajoutent un investissement initial important.
  • Complicité opérationnelle: Le couplage de deux cycles thermiques différents nécessite un contrôle attentif pour gérer les différentes demandes de charge. La turbine à gaz peut se produire rapidement, alors que la production géothermique est relativement constante.
  • Questions réglementaires et de permis :[ Le développement géothermique fait souvent face à de longs délais de permis, surtout sur les terres fédérales. Dans certaines juridictions, les ressources géothermiques sont classées différemment des combustibles fossiles, ce qui entraîne des chevauchements et parfois des conflits de surveillance.

Les systèmes géothermiques améliorés (SGE) peuvent créer des réservoirs dans les roches sèches chaudes, ce qui accroît le potentiel géographique. Les innovations dans le forage – comme le forage laser et le forage plasma – permettent de réduire les coûts de 30 à 50 % au cours de la prochaine décennie.

Perspectives et orientations de la recherche

La transition énergétique mondiale nécessite non seulement l'ajout de sources renouvelables, mais aussi la décarbonisation du parc de combustibles fossiles existant. Les centrales au gaz naturel resteront cruciales pour la stabilité du réseau jusqu'en 2030 et au-delà, surtout lorsque le charbon sera éliminé progressivement.

Les principaux domaines de recherche sont les suivants :

  • Conception d'échangeur de chaleur [ avancé pour accueillir les fluides géothermiques corrosifs et maximiser le transfert de chaleur à des différentiels de basse température.
  • Modélisation et optimisation du système hybride[ en utilisant des données en temps réel pour décider quand utiliser la chaleur géothermique par rapport à la combustion du gaz en fonction des prix du marché et de la demande du réseau.
  • Intégration avec stockage d'énergie thermique (p. ex. stockage de sel fondu ou de béton) pour tamponner la sortie variable de l'usine de gaz et permettre le stockage de la chaleur géothermique pour une utilisation ultérieure.
  • Rechargement des centrales à charbon avec des cycles géothermiques combinés, car de nombreuses unités de charbon ont associé des infrastructures de refroidissement et des connexions de réseau qui pourraient être réutilisées.

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) note dans son Rapport sur l'énergie géothermique que, bien que la croissance géothermique soit lente, l'hybridation avec les centrales existantes à combustibles fossiles pourrait débloquer 100 GW de capacité géothermique d'ici 2050, si les politiques et les investissements s'alignent. De même, une étude de 2022 du Laboratoire national des énergies renouvelables a estimé que la modernisation de seulement 10 % des centrales à cycle combiné de gaz naturel des États-Unis avec la préchauffage géothermique de l'eau d'alimentation pourrait éviter 10 millions de tonnes métriques de CO2 par année.

Conclusion

L'intégration de l'énergie géothermique avec les installations existantes au gaz est un moyen élégant d'accroître l'efficacité, de réduire les coûts d'exploitation et de réduire l'empreinte carbone du réseau, tout en maintenant la capacité de répartition sur laquelle les exploitants du réseau dépendent. Les voies techniques telles que la préchauffage des eaux d'alimentation, les cycles de mise en fond géothermiques et la récupération directe de la chaleur sont bien comprises et ont été validées dans les projets pilotes à petite échelle. Les principaux obstacles sont économiques et géologiques, mais avec la progression des techniques de forage, la baisse des coûts des énergies renouvelables et la poussée croissante vers la décarbonisation profonde, la centrale hybride géothermique-gaz est prête à jouer un rôle significatif dans les systèmes énergétiques des années 2030 et au-delà.

Pour les exploitants et les services publics qui évaluent les travaux de modernisation, la première étape consiste à évaluer en profondeur les ressources afin de déterminer s'il existe un réservoir géothermique viable près de l'installation.