Au cours des cinq dernières années, l'énergie géothermique a connu une progression lente mais régulière dont témoigne la réussite des réseaux de chauffage urbain réalisés en Allemagne, en France et aux Pays-Bas. Pourtant, sous l'effet de contraintes financières et réglementaires, la progression de la géothermie très profonde ralentit. Cette technologie peut-elle constituer une source d'énergie renouvelable aux Pays-Bas alors que le pays va sortir progressivement du gaz de Groningue ?

L'énergie géothermique est une technique millénaire. Des traces ont été repérées en Chine, mais aussi au cours de fouilles menées sur le site d’Aquae Sulis, aujourd'hui Bath, dans le Somerset, au Royaume-Uni, où les Romains, à partir de 43 après J.-C., utilisaient les sources chaudes pour les établissements de bains publics et le chauffage par le sol des appartements (tout comme aujourd'hui). La géothermie moderne est née au tournant du XIXe siècle avec le système de chauffage urbain de Boise, Idaho, aux États-Unis, et les geysers utilisés pour les serres de Toscane, en Italie, deux décennies plus tard.

Aujourd'hui, il existe dans l'Union européenne plus d'une centaine de centrales géothermiques capables de produire 15 TWh d'énergie électrique chaque année, selon le sixième et dernier rapport du Conseil européen de l’énergie géothermique (EGEC). Le chauffage géothermique – c'est-à-dire le chauffage et le refroidissement urbains – est en particulier une réussite : entre 2012 et 2016, 51 nouvelles centrales ont été mises en service. En Europe de l'Ouest, la France est en tête avec 493 centrales, suivie de l'Allemagne (301), de l'Italie (157) et des Pays-Bas (127). Selon les prévisions des experts, ce marché de la géothermie « de surface », largement utilisée pour chauffer les logements, devrait progresser à un rythme de 10 % par an.

Avec la géothermie très profonde, nous abordons un tout autre sujet, qui constitue à la fois une chance et une problématique pour l'industrie néerlandaise. Près de 40 % de la demande énergétique totale des Pays-Bas concernent le chauffage, répartis à égalité entre le logement et l'industrie de transformation. Jusqu'ici, la géothermie très profonde (deux à trois kilomètres de profondeur) alimente en chaleur 16 serres aux Pays-Bas (Westland and Haarlemmermeer) avec un potentiel pour d'autres secteurs d'activité (comme la papeterie et la production laitière). De plus, le gouvernement néerlandais a récemment  annoncé sortir progressivement du gaz naturel de Groningue avant 2023 (du fait de tremblements de terre récents dans la partie septentrionale du pays).

Pour l'industrie de transformation, la géothermie très profonde est l'une des (rares) possibilités à l’échelle nécessaire pour sortir du gaz naturel. Pour simplifier, plus vous forez profondément, plus la chaleur augmente : à 1 km au-dessous de la surface terrestre, vous obtenez 40 à 50 °C. À 4 km vous êtes rendu à 120 à 130 °C et, au-dessous de 5 km, à près de 160 °C, comme l'indique le site web de l’EBN (Energie Beheer Nederland). La géothermie très profonde destinée aux processus de chauffage industriel n'est techniquement viable qu'au-dessous de 5 km.

Cependant, la R&D et les forages d'exploration pour obtenir une source d'énergie renouvelable viable constituent un véritable casse-tête. Une fois la phase de recherche approfondie et la cartographie de la plupart des risques sismiques effectuées, les forages d'exploration coûteront près d'un million d'euros le kilomètre. C'est une démarche risquée, et sans garantie que les forages atteignent la couche perméable nécessaire pour obtenir de l'eau chaude. En outre, contrairement aux réseaux de chauffage urbain, il n'existe aucun fonds d'investissement gouvernementaux pour faire face à ces risques.

Les capacités de forage ne constituent pas le plus gros obstacle : l’exploration pétrolière et gazière dans la mer du Nord est au plus bas depuis les années 1970. De ce fait, les coûts de forage devraient être réduits. A cause du transport de l'eau (depuis et vers le puits), le forage pour la géothermie très profonde nécessite non seulement deux fois plus de tuyaux, mais également des conduites plus larges que pour les énergies fossiles. Enfin, et surtout, la chaleur issue des puits géothermiques doit être exploitée à proximité de la source. Cet aspect physique entraîne un certain nombre de conséquences financières : s'il n'y a pas de demande, il n'y a pas d'infrastructure, et inversement. Ce qui freine les investissements indispensables.

Par-dessus tout, les connaissances relatives aux strates très profondes du sol restent encore embryonnaires. L'essentiel du sous-sol des Pays-Bas, notamment dans les zones à forte densité de population ou d’industrie, n'a jusqu'ici pas encore été cartographié. Le gouvernement néerlandais a donc lancé, l’été dernier, un programme Green Deal consacré à la géothermie très profonde. Les équipes de recherche concernées (EBN et TNO) vont travailler conjointement avec des partenaires commerciaux pour explorer les possibilités d'exploiter l'étage Dinantien – strate formée au cours du Carbonifère inférieur (326 à 359 millions d’années avant notre ère) – à des fins de géothermie très profonde (en particulier en Frise, dans le Brabant et dans le port de Rotterdam).

Selon une lettre ouverte de la DAGO (Association néerlandaise des opérateurs géothermiques) au ministre néerlandais de l'économie et du climat, Eric D. Wiebes, la géothermie très profonde possède le potentiel nécessaire pour répondre à près de 5 % des besoins énergétiques globaux du Pays-Bas, soit trois fois plus que les prévisions du ministère. Pour exploiter pleinement ce potentiel, il est nécessaire d'agir, précise l’association. Alors que ce secteur énergétique n'en est qu'à ses débuts – le premier puits a été foré en 2007 pour une serre située à Bleiswijk, aux Pays-Bas – il est nécessaire de mettre en place rapidement des mesures de sécurité, mais aussi des mécanismes de régulation et des incitations (financières) pour faire face aux énormes investissements nécessaires.