Schlussbericht
(Deutsch)
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Die Zielsetzung des PROJEKTES AGEPP (Alpine Geothermal Power Production) ist die gekoppelte Strom- und Wärmeproduktion aus tiefliegenden Aquiferen in den Alpen. Im Bereich der geothermischen Stromproduktion soll durch AGEPP ein mögliches Alternativkonzept zu Hot-Dry-Rock Systemen darstellen. Als hierfür besonders geeignet werden Strukturen im Rhônetal (Kantone Wallis und Waadt) betrachtet, die sich bereits heute durch eine intensive Thermalbad-Nutzung manifestieren. Der vorliegende Bericht fasst die bestehenden geologischen Erkenntnisse zusammen und zeigt anhand einer technischen Bewertung die prinzipielle Eignung des Projektes auf. Er bietet ebenso eine Entscheidungsgrundlage für die zwei Standorte Brigerbad und Lavey-les-Bains und wurde von den Firmen ALPGEO Sàrl, GEOWATT AG und BSI SA durchgeführt.
Beide Standorte zeigen bereits heute ergiebige Quellschüttungen und erhöhte Temperaturgradienten aus bis zu 600 m Bohrungen an. Die geförderten Fluide deuten auf mögliche Reservoir-temperaturen von >110°C hin, und zeigen eine geringe Mineralisation (< 5 g/l). Die oberflächennahen Kristallinstrukturen sind zerklüftet, wobei geochemische Analysen tiefreichende Konvektionszellen mit signifikanter Durchlässigkeit anzeigen. Hauptsächlich aus Daten des NFP20 (Deep Structure of the Swiss Alps) wurde in Lavey eine zwischen kristallinen Komplexen eingekeilte Sedimenteinheit als Reservoirstruktur identifiziert, welche in 3 - 3.5 km Tiefe zu liegen kommt. Als Reservoirbedingungen können mindestens 110°C bei möglichen Förderraten zwischen 50-75 l/s angenommen werden. Hierbei scheint der Standort Lavey sehr geeignet, da hier bereits heute > 30 l/s gefördert wird. Aufgrund der Fliessmenge der Rhône scheint Lavey zur Stromproduktion gut geeignet zu sein, da die minimalen Abflussraten problemlos die benötigte Kühlleistung bewältigen können. Für Brigerbad könnten sich hier zeitliche Einschränkungen ergeben. Die Stromproduktion für die anvisierte Reservoirbedingungen sind in Europa bereits an den österreichischen Standor-ten Altheim und Bad Blumau erprobt. Hier arbeiten zwei ORC (Organic Rankine Cycle) Anlagen mit einer installierten Kapazität von bis zu 1 MWe. Variantenstudien für AGEPP zeigen mögliche Nettoleistung von 1.1 MWe für Singlet und 1.3 MWe für Dublettensysteme auf. Die Bedeutung des Nutzungssystems zeigt sich auch in der durchgeführten provisorischen Kostenrechnung: hier muss mit Stromgestehungskosten von 8 Rp/kWhe (Singletsystem, maximale Fliessrate) bis 27 Rp/kWh (Dublettensystem, minimale Fliessrate) gerechnet werden. In den Parameterstudien zeigt sich, dass die zur Verfügung stehende Wärmemenge beträchtlich ist und zwischen 3.8-14.6 MWth erreichen kann. Bei einem Wärmeverkaufspreis von 8 Rp / kWhth und einem Transportpreis von max. 3 Rp/kWhth wurden verschiedene Szenarien gerechnet. Je nach Nutzung können Transportdistanzen bis zu 5 km ökonomisch sinnvoll geplant werden.
Diese Studie zeigt die grundsätzliche Eignung des AGEPP PROJEKTES im Rhônetal. Bei optimiertem Projektverlauf lässt sich das finanzielle Risiko minimieren. Die Strom- und Wärmeproduktion kann mit anderen Alternativ-Energien konkurrierende Preise erzielen. Als Fortführung des Projektes in Phase II ist eine Machbarkeitsstudie am Standort Lavey-les-Bains vorgesehen.
Auftragnehmer/Contractant/Contraente/Contractor:
Alpgeo Sàrl
Autorschaft/Auteurs/Autori/Authors:
Bianchetti,Gabriele
Kohl,Thomas
Graf,Olivier
Crestin,Germain
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Schlussbericht
(Französisch)
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Le PROJET AGEPP (Alpine Geothermal Power Production) entend évaluer la faisabilité de produire de l'électricité d'origine géothermique, en exploitant des aquifères profonds du cristallin dans la vallée du Rhône (cantons du Valais et de Vaud). Localement, les géothermomètres indiquent qu'il est possible de capter des eaux thermales entre 100 et 130°C, dans les gneiss et granites fissurés, à une profondeur supposée entre 3 et 4 km. Ce projet se veut une alternative aux projets EGS/DHM en cours, en réduisant les risques de perforation et en exploitant des eaux à faible minéralisation (< 5 g/l).
Les objectifs du PROJET AGEPP sont d'identifier des zones aquifères profondes dans le cristallin (représenté par les Massifs cristallins externes), de réaliser des forages pour exploiter le réservoir thermal profond et de produire, avec un cycle binaire, de l'électricité, tout en valorisant les rejets thermiques pour du chauffage. Le projet dans son ensemble se subdivise en différentes phases, qui vont se succéder durant la période novembre 2005 – décembre 2009. La phase A, consistant en une étude préliminaire, fait l'objet du présent rapport. Elle doit permettre d'établir un état des connaissances, sur la base des informations existantes, dans les trois domaines qui intéressent le projet, à savoir la connaissance du sous-sol (géologie – hydrogéologie - géothermie), la production d'électricité d'origine géothermique et la valorisation des rejets thermiques.
Les aspects géologiques, hydrogéologiques et géothermiques ont été analysés par le bureau d'hydrogéologues ALPGEO Sàrl à Sierre. Les informations disponibles ont été d'abord traitées sur la base d'un SIG créé pour les besoins de l'étude. Par la suite, les structures profondes ont été analysées grâce à un modèle tridimensionnel du cristallin élaboré sur la base des résultats du programme national de recherche PNR20 (Deep structure of the Swiss Alps). Cette étude montre que le cristallin s'enracine à grande profondeur, alors que la présence de nombreuses émergences d'eau thermale localisées le long des massifs cristallins externes indique que le cristallin peut être localement bien fissuré et aquifère. Les perméabilités ne sont pas trop élevées, permettant d'atteindre, dans le réservoir profond, un équilibre thermique entre la température du rocher et celle de l'eau. Deux aquifères profonds du cristallin qui pourraient être exploités pour le PROJET AGEPP ont été identifiés à Lavey-les-Bains et à Brigerbad. Ces sites sont caractérisés par des cibles géothermiques claires, situées à < 3 km de profondeur, par une température élevée des fluides profonds (au minimum 110°C) et par des débits de production pour un futur forage profond estimés entre 50 et 75 l/s (exceptionnellement 100 l/s, actuellement : ~30 l/s). Le site de Lavey apparaît comme le plus favorable, en raison de conditions géothermiques très intéressantes et de bonnes connaissances géologiques des structures profondes et du système hydrothermal.
La question de la production d'électricité d'origine géothermique a été traitée par le bureau GEOWATT AG à Zürich, Swiss geothermal expert group. Il a été procédé d'abord à une compilation des informations connues pour des centrales géothermiques existantes, notamment celles de Altheim et Bad Blumau en Autriche. La puissance du générateur dépend de la quantité de chaleur à disposition (débit et température de l'eau thermale), du refroidissement des eaux thermales par une source froide et du le degré d'efficacité de la centrale. Pour optimiser le choix du fluide de travail, l'efficacité d'une centrale ORC fonctionnant par cycle binaire a été simulée en fonction de divers scénarii, avec des débits de production de 50 à 100 l/s et des températures de l'eau thermale comprises entre 100 et 130°C. La productivité et les coûts de la future centrale géothermique ont été ensuite estimés avec une température fixée à 115°C pour une variante d'exploitation en singlet (un seul forage de production, débits entre 50 et 75 l/s, rejet des eaux dans le Rhône) et en doublet (débits de production entre 75 et 100 l/s, deux puits dont un pour la réinjection de l'eau dans l'aquifère profond). La puissance installé nette pourrait atteindre 1.1 MW (singlet) et 1.3 MW (doublet), avec une production annuelle d'électricité de l'ordre de 5 à 10 GWh. Le total des investissements à prévoir est, y.c. les puits, de 14 Mio CHF pour le singlet et de 22 Mio CHF pour le doublet. L'estimation du prix du kWh varie entre 8 cts (singlet, débit maximal et valorisation de la chaleur) et 27 cts (doublet et pas de vente des rejets thermiques).
La valorisation de la chaleur de rejet a été étudiée par le bureau de service et d'ingénierie BSI SA à Lausanne. L'eau thermale à la sortie du surchauffeur aura une température entre 53 et 70°C, selon la variante d'exploitation choisie. La disponibilité en eau de refroidissement a été d'abord vérifiée, pour un débit de prélèvement entre 400 et 1'250 l/s, une températures de 10°C pour la source froide (eau du Rhône) et de 15°C à la sortie du système. En aval de Brig, les débits du fleuve sont nettement suffisants. Les conditions thermiques légales pour le rejet dans des eaux de surface seront satisfaites même dans le cas le plus défavorable (1'250 l/s à 15°C issus du condenseur mélangés aux 100 l/s d'eau thermale à 70°C). L'évaluation de trois variantes de valorisation des rejets thermiques (uniquement production d'électricité, valorisation minimale et maximale) montre que la puissance géothermique, disponible en continu, atteint ainsi de 3.8 à 14.6 MWth. La quantité annuelle d'énergie thermique, calculée sur la base d'une utilisation à raison de 2'500 heures par an (logements) ou 5'000 h/an (établissement thermal) pourrait varier de 18 à 73 GWh. Le principe de transport a été abordé sur la base d'une solution la plus économique possible, testée avec satisfaction à Lavey-les-Bains, comportant la mise en place en parallèle de plusieurs tubes en PE-X isolés, de diamètre 110 mm. Avec un prix de vente de la chaleur de 8 ct/kWh, une distribution monotube (amenée de l'eau thermale jusqu'aux utilisateurs et rejet sur place dans des eaux de surface) et un maximum de 3 ct/kWh affecté pour le transport de l'eau thermale, des distances de transport économiques ont été calculées en fonction de la demande en chaleur des utilisateurs. On constate que, avec la variante monotube, il est théoriquement possible de transporter l'eau sur plus de 5 km si on trouve des consommateurs pour plus de 30 GWh/an (respectivement ~2.5 km pour une vente de chaleur de 5 GWh/an). A titre de comparaison, l'établissement thermal de Lavey-les-Bains, situé à ~1 km du forage projeté, a une consommation annuelle de chaleur de 15.7 GWh. L'aspect de la valorisation des rejets thermiques a été considéré pour les sites de Brigerbad et Lavey-les-Bains. Ce dernier apparaît comme le plus favorable non seulement en raison des possibilité de refroidissement (canal de fuite du Rhône à la sortie de l'usine hydroélectrique de Lavey) et de raccordement (usine de Lavey), mais aussi par les bonnes opportunités de valorisation d'une partie de la chaleur, qui, en plus des Bains de Lavey, pourrait être livrée à moins de 1.5 km à St-Maurice.
En conclusion, les résultats de cette étude préliminaire sont très encourageants en vue d'une prospection géothermique des aquifères profonds du cristallin dans la vallée du Rhône. La production d'électricité et la valorisation des rejets thermiques permettraient de livrer une énergie renouvelable, dans des quantités annuelles non négligeables, à des prix concurrentiels par rapports aux autres agents énergétiques (à l'exception bien sûr de l'hydroélectrique). De plus, la géothermie a le grand avantage de permettre une production d'électricité en continu, indépendamment de facteurs externes tels que les conditions météorologiques ou saisonnières.
Pour la suite du PROJET AGEPP, il est recommandé de procéder à une étude de faisabilité qui devra permettre de définir si les conditions pour la réalisation de la phase d'exploration avec un forage profond sont remplies. Les investigations devront être réalisées sur le site de Lavey-les-Bains, qui présente les caractéristiques les plus favorables pour la réussite du projet.
Auftragnehmer/Contractant/Contraente/Contractor:
Alpgeo Sàrl
Autorschaft/Auteurs/Autori/Authors:
Bianchetti,Gabriele
Kohl,Thomas
Graf,Olivier
Crestin,Germain
Zugehörige Dokumente
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