Géothermie en France

En France la géothermie est depuis longtemps soutenue financièrement par l'AFME puis l'Ademe et dans le domaine technique par le BRGM, qui a fin 2006 créé en son sein un département spécifiquement consacré à la géothermie, et qui tient à jour avec l'Ademe un site d'information[1]). De nombreux projets ont été mis en œuvre depuis les années 1980, mais surtout en région parisienne, et en Alsace pour les plus productifs.

Le conseil régional du Nord-Pas-de-Calais, avec le BRGM et EDF, a envisagé dans les années 1980 d'utiliser la nappe de la craie qui envahit le bassin minier fracturé par l'exploitation (environ 100 000 km de galeries y ont été creusées) et les affaissements miniers pour une exploitation géothermique, voire pour y stocker des frigories ou des calories d'origine solaire (produites l'été afin de les réutiliser l'hiver)[2]^,[3]. Cette nappe doit déjà être localement pompée pour éviter qu'elle n'inonde de vastes zones urbanisées ou cultivées à la suite des affaissements ou de sa remontée naturelle. À ce jour, cette solution n'a pas été exploitée, mais elle pourrait susciter un nouvel intérêt dans le cadre du SRCAE (Schéma régional climat air énergie).

En 2008, la géothermie assurait environ 0,1 % de la production d’électricité d’origine renouvelable en France[4], en plus des besoins de chauffage de milliers de foyers.

Plusieurs zones géographiques seraient potentiellement favorables en France pour la géothermie profonde, les bassins tertiaires ou grabens ayant les mêmes spécificités géologiques que le bassin rhénan. En plus de la plaine d'Alsace, on distingue également la plaine de la Limagne et le couloir rhodanien. Leur rentabilité dépend aussi des prix d'accès aux autres sources d'énergie. L'augmentation de la consommation et du coût des différentes énergies ainsi qu'une certaine volonté d'émettre moins de gaz à effet de serre la rendent plus attrayante. En 2007, le BRGM et l’Ademe ont créé un département géothermie pour la promouvoir, après s'être associés à différents programmes de recherche et de travaux de service public. Deux de leurs filiales, CFG Services[5] (services et ingénierie spécialisée) et Géothermie Bouillante[6] (qui exploite la centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe), sont impliquées dans la géothermie[7].

En 2010, dans les suites du Grenelle de l'environnement de 2007 et d'un Plan de développement des énergies renouvelables visant à préparer la transition énergétique, un groupe de 35 experts a été mis en place regroupés au sein d'un Comité national de la géothermie présidé par Philippe Vesseron (également président d’honneur du BRGM), réuni pour la première fois à Orly en octobre 2010[8] pour « proposer des actions et des recommandations pour le développement de chacune des formes de la géothermie » (identifiée comme l'une des 18 « filières vertes » à développer), via 3 enjeux (formation, diffusion de l'information et simplification administrative). Un des objectifs du Grenelle est d'utiliser la géothermie pour contribuer à produire 1,3 million de tep/an et participer à une réduction globale de 20 millions de tep/an à horizon 2020 (avec à cette même échéance 20 % de la production électrique des DOM d'origine géothermique[9]). Six cent mille logements pourraient être équipés de 2010 à 2020[9].

En 2015, après un an de consultation des fédérations professionnelles et acteurs du financement, la ministre de l'environnement a présenté un projet d'arrêté ministériel d'application de la loi sur la transition énergétique définissant les niveaux de soutien à l'électricité renouvelable produite par géothermie, visant à dynamiser le développement de la filière afin qu'elle puisse contribuer à l'objectif de 32 % de renouvelables pour la consommation finale d’énergie en 2030, projet qui sera soumis au Conseil supérieur de l'énergie et à la CRE (Commission de régulation de l'énergie) et notifié à la Commission européenne[10].

La France serait au 14^e rang de l'Union européenne pour cette ressource, réputée la plus intéressante en termes de coûts/bénéfices en Aquitaine et en Île-de-France (La géothermie profonde est déjà la 1^re source d'énergie renouvelable d'Île-de-France). On y trouve un réseau de chaleur qui a été le plus grand réseau de chauffage géothermique d'Europe, à Chevilly-Larue. Là, une eau pompée à 2 km de profondeur et à 74 °C[11], chauffe, depuis 1985, 21 000 logements (chauffage et eau chaude sanitaire) ainsi que des équipements publics : bassins et douches d'une piscine. Cela permet le remplacement d'une centaine de grosses chaufferies et environ 30 % d'économies. Chaque année, ce sont 30 000 t de CO₂ non émises et 10 000 t de pétrole d'économisées[11]. À Maison-Alfort depuis 20 ans, l'habitat et une piscine bénéficient de calories prélevées à 1 800 m sous terre (dans une eau de mer fossile à 73 °C).

À la suite des premiers chocs pétroliers, les forages se sont multipliés en région parisienne dans les années 1980 avec 800 000 logements chauffés par ce moyen envisagés à l'époque. Mais le prix du pétrole a ensuite diminué, et il a fallu gérer des problèmes de corrosion ou de colmatage, ce qui explique une stabilisation. Cent cinquante mille logements de franciliens l'utilisent encore[12]. Le double serait possible dans cette région[12]. Des améliorations techniques y sont apportés au début du XXI^e siècle, notamment via l'usage de technologies de l'industrie pétrolière, par exemple à la Centrale géothermique de Cachan[13].

Plus à l'est, à Soultz-sous-Forêts en Alsace, un projet, présenté comme « le plus avancé au monde »[14] vise depuis 1987, via 20 km de forage[15] et une boucle d’eau géothermale de 11 km de long à exploiter 35 litres d’eau par seconde[15] à 175 °C[15], circulant jusqu'à 5 000 m de profondeur dans un granit fracturé, via un groupement européen d'intérêt économique (GEIE), dans le cadre d'un projet européen[16] associant le bureau de recherches géologiques et minières et d'autres acteurs autour de trois forages de 5 000 m de profondeur[17] et une « centrale pilote de production d'électricité » mise en route comme prévu en 2008[16].

Plus de 22 ans de recherche et 80 millions d'euros (30 millions venant de l'Union européenne, 25 de l'Allemagne et 25 de France) ont permis de produire les premiers kilowattheures à l'été 2008 via une « centrale de conversion d’énergie géothermique/électrique de type ORC (Organic Rankine Cycle) » fonctionnant avec un fluide organique (isobutane) pour son cycle thermodynamique. La capacité de la centrale est de 13 MW de chaleur extraits, soit 2,1 MW de production électrique brute, dont 0,6 MW utilisés en autoconsommation pour faire fonctionner les installations et 1,5 MW de production nette. La productivité du puits doit peu à peu augmenter, au fur et à mesure que le sous sol se réchauffera autour de la colonne montante qui n'est pas isolée thermiquement (ce qui fait que 30 K sont perdus entre le fond et la surface par le fluide caloporteur[18]). Selon l'opérateur, début 2013 « le puits GPK2 remonte 30 l/s à 170 °C. Le puits GPK4 est à 12 l/s à 145 °C ». Potentiellement le débit peut atteindre 80 m³ par heure (environ 22 l/s), mais un débit plus lent permet à l'eau de mieux se réchauffer.

Le projet a notamment montré qu'il existe un risque sismique lié aux forages profonds et à l'injection d'eau à très grande profondeur via la technique HDR (Hot Dry Rock)[16] ; 200 000 m³ d’eau ont dû être injectés[15] pour « nettoyer » les fractures entre les roches et les opérations ont généré environ cinquante mille petits séismes et une grosse dizaine perceptibles par l'homme (d'une magnitude supérieure à deux sur l'échelle de Richter).

Ce forage a permis de valider plusieurs techniques nouvelles d'exploitation de la chaleur (utilisation des failles existantes dans le socle granitique, de l'eau souterraine, etc.) et le développement d'un nouveau concept appelé EGS pour « Enhanced Geothermal System ». Cette expérience s'est appuyée sur quinze laboratoires de recherche et sur le tissu industriel local avec deux principaux employeurs, Gunther Tools/Walter et CEFA, et un réseau d'une centaine de PME et artisans.

Le projet ECOGI[19] (Exploitation de la Chaleur d'Origine Géothermale pour l'Industrie dit Roquette-Frères[20]) et porté par le Groupe ÉS (40 % d'ECOGI), Roquette Frères (40 %) et la Caisse des Dépôts (20 %), vise à ouvrir en 2015 à Rittershoffen un réseau de chaleur interne (24 MW utiles pour 90 MW de puissance énergétique nécessaire) alimenté par un double forage à 2 500 mètres de profondeur relié à l'usine Roquette Frères de Beinheim via 15 km de tuyaux. Cela évitera à l'usine d'acheter 16 000 tep/an de combustible fossile et diminuera de 39 000 t/an ses émissions de CO₂[20]. Ce projet est soutenu par l'ADEME via le Fonds Chaleur à hauteur de 25 millions € sur un investissement total de 55 millions € et sera mis en service en avril 2016, complétant la chaudière biomasse qui couvre déjà 45 % des besoins en énergie du complexe. Électricité de Strasbourg espère alimenter d'autres clients avec la chaleur résiduelle à 70 °C en sortie du site Roquette, en particulier la plate-forme industrielle de Hatten et le réseau de chaleur de Betschdorf. ÉS a obtenu les autorisations pour lancer un forage exploratoire à Illkirch pour produire de l'électricité et alimenter plusieurs réseaux de chaleur dans les nouveaux écoquartiers et dans tout le périmètre du Parc d'innovation de cette commune de l'Eurométropole. D'autres projets sont en cours de négociation avec des communautés de communes, à Wissembourg et à Lauterbourg, mais aussi dans le Haut-Rhin, sur la plate-forme chimique de Chalampé[21].

Au premier semestre de l'année 2013, la ministre de l’Écologie Delphine Batho démontre sa volonté d'encourager le secteur de la géothermie haute température. Les entreprises concernées peuvent ainsi déposer des demandes d'autorisation auprès du ministère pour que leurs ingénieurs et techniciens entreprennent des travaux pour mesurer le potentiel des sols concernés. La ministre annonce le 28 février 2013 la signature de deux permis exclusifs de recherche de gîtes géothermiques[22], parmi lesquels un permis accordé à la filiale Géothermie de la société Fonroche Énergie pour l'exploration d'une zone de 1 000 km² entre Pau et Tarbes, dans les départements des Pyrénées Atlantiques et des Hautes-Pyrénées[23]. Rapidement, la ministre annonce que dix-huit autres demandes sont en cours d'examen (six soumises à la consultation du public), dont une autre demande de Fonroche Géothermie en Camargue, concernant un espace se situant sur les Bouches-du-Rhône et le Gard, en partie sur le parc naturel régional[24]. Fonroche Énergie soumet de nouveau, en mai 2013, deux demandes au ministère de l'Écologie, la première pour le site dit « de Cézallier », la seconde pour la zone « de Brie »[25].

Le ministère chargé de l'Environnement (MEDDE) a mis en place fin mars 2015 un fonds de garantie dénommé GEODEEP[26] (cinquante millions d’euros) visant à encourager le développement de la géothermie (alors qu'un projet de loi sur la transition énergétique prévoyait de porter à 32 % la part des énergies renouvelables dans notre consommation d’énergie à l’horizon 2030, visant à soutenir « une dizaine de centrales de géothermie profonde »[27], loi dite Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, votée en juillet 2015.

Le forage de deux puits de 4 à 5 000 mètres a commencé en juin 2017 à Vendenheim sur le site d'une ancienne raffinerie ; ils alimenteront une centrale géothermique de cogénération fournissant 6 MW d'électricité et 40 MW_th pour le réseau de chaleur local ; le constructeur Fonroche Géothermie a des projets à Eckbolsheim et à Hurtigheim ; ES Géothermie, filiale d'Électricité de Strasbourg, commencera fin 2017 un forage à Illkirch-Graffenstaden ; deux autres centrales sont en projet à Lauterbourg et Wissembourg[28].

En mai 2018, Fonroche Énergie annonce que son premier puits de Vendenheim a permis d'atteindre à une profondeur de 4 600 mètres de l'eau à 200 °C avec un débit de 300 m³/heure ; le forage du deuxième puits permettra de mettre en service fin 2019 une centrale de cogénération produisant 8 MW d'électricité et 40 MW thermiques pour l'alimentation en chaleur du futur EcoParc rhénan voisin et des entreprises qui vont s'y installer ainsi que de serres agricoles[29].

Épisodes sismiques sur le site GEOVEN de Reichstett-Vendenheim

Logo GEOVEN

Le site de Reichstett-Vendenheim (Projet GEOVEN) est à l'origine de plusieurs séismes et l'injection dans les puits est suspendue début décembre 2019[30]. De nouveaux séismes ont lieu fin octobre 2020[31], début novembre 2020 et début décembre 2020.

Le 4 décembre 2020 à 6h59, après un séisme de magnitude 3,59, suivi à 11h 10 d’une nouvelle secousse de 2,7, l’entreprise Fonroche reconnaît sa responsabilité et annonce l'arrêt des activités de la centrale de géothermie profonde de Reichstett-Vendenheim[32]. Ce 11^e séisme en cinq semaines est attribué comme les autres à « des tests réalisés en automne »[33].

Le 7 décembre 2020, la préfète du Bas-Rhin remarque que « ce projet, implanté dans une zone urbanisée, n’offre plus les garanties de sécurité indispensables » et confirme par arrêté sa « décision d’arrêt définitif des travaux sur le site de Vendenheim dans le cadre d’un protocole sécurisé pour éviter au maximum tout nouveau mouvement sismique »[34].

En Guadeloupe, la seule référence française en matière de géothermie haute température se situe à Bouillante, non loin du volcan guadeloupéen de la Soufrière. Il a été réalisé en 1984 un premier forage d’une profondeur de 300 mètres sur la base duquel l’installation d’une centrale de 5 MW a été décidée. Très proches de ce site, trois nouveaux puits de production plus profonds (1 km en moyenne) ont été mis en service en 2001 et une centrale, construite en 2003 (Bouillante 2), a permis de mettre en production, à fin 2004, 11 MW supplémentaires. Ce nouvel apport d'énergie couvre environ 10 % des besoins annuels en électricité de l'île, soit un total de 15 MW[35]. En 2010, Des travaux d’exploration visent à atteindre 200 MW à l’horizon 2020 pour la Guadeloupe, la Martinique, la Réunion et la Dominique.

La France métropolitaine était en 2008 troisième pays européen utilisateur de géothermie à fins d’usages directs[35]. Grâce aux efforts de l'AFME (devenue l'Ademe) et du BRGM[36] notamment, la commune de Fresnes exploite la géothermie depuis 1985 pour son chauffage urbain ; c'est aussi le cas de la commune du Blanc-Mesnil en Seine-Saint-Denis. Cinquante mille équivalents logements sont ainsi chauffés en région parisienne[35] et on a plus récemment foré l'un des puits les plus profonds (environ 5 km) à Soultz-sous-Forêts[37] dans des granites fracturés, cette unité restant « un pilote scientifique […] loin de la rentabilité économique », selon le BRGM[9].

Selon le ministère de l’Écologie (citant EurObserv’ER), la France disposait fin 2008 d'une capacité thermique en géothermie de 1 678 MW thermiques et d'une capacité électrique de 16,5 MWe, soit le second parc géothermique installé en Europe (derrière la Suède, avec 13 700 emplois directs dans le domaine des pompes à chaleur et de la géothermie, dont 40 % pour la fabrication, 50 % dans la distribution/installation et 10 % dans la conduite ou maintenance, soit 20 % du marché européen des pompes à chaleur[35]. Le nombre d'installations y a augmenté de 170 % de 2002 à 2008 (passant de 8 000 installations/an à près de 22 000)[35], avant d'être freiné par la crise de 2008[35]. L'efficience énergétique de la géothermie pourrait encore être améliorée par des progrès au niveau des échangeurs thermiques souterrains (par exemple plus compacts et plus efficaces, résistants à l'entartrage, etc.) pour lesquels le CPER a financé en 2007 en Région Centre une plate-forme expérimentale sur les pompes à chaleur et échangeurs géothermiques[35] inaugurée fin 2008[9]. Cette plate-forme travaillera aussi à la certification et jouera un rôle de démonstrateur et d'appui à la recherche, tout en évaluant in situ « l’impact physique, chimique et biologique sur le sous-sol de son exploitation thermique » et de celui des nappes.

En France, un réseau de chauffage urbain situé en région parisienne utilise la géothermie basse énergie. Les installations de pompes à chaleur sur nappe continuent à se développer en région parisienne car elles correspondent à des techniques de chauffage et de refroidissement particulièrement bien adaptées aux secteurs tertiaire et résidentiel.

La géothermie fournit de la chaleur à environ 180 000 équivalents logements en Île-de-France, en exploitant l’eau chaude du Dogger, l’un des cinq aquifères du Bassin parisien, situé à 1 800 mètres de profondeur, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), et elle connaît un vif regain d’intérêt en 2015. Plusieurs opérations de forages sont en cours, après trente années plutôt calmes dans la région : à Arcueil et Ivry, dans le Val-de-Marne, à Bagneux, dans les Hauts-de-Seine, à Grigny, dans l’Essonne, et à Rosny-sous-Bois en Seine-Saint-Denis. Le projet des trois communes de Rosny-sous-Bois, Noisy-le-Sec et Montreuil, baptisé YGéo, est piloté par le Sipperec (Syndicat intercommunal de la périphérie de Paris pour l'électricité et les réseaux de communication) ; il prévoit de construire une centrale de production géothermique de 10 MW et de créer ex nihilo le nouveau réseau distribuant cette chaleur renouvelable à 10 000 équivalents logements ; la construction des infrastructures a été confiée à Cofely, filiale d’Engie (ex-GDF-Suez), qui gère déjà dix réseaux géothermiques en Île-de-France et exploitera également celui-ci pendant trente ans. L’eau chaude et salée du Dogger, remontée aux alentours de 60 °C, fournira plus de 50 % de son énergie, permettant aux usagers de bénéficier d’une TVA à taux réduit de 5,5 %. En hiver, la centrale géothermique sera suppléée par dix chaudières d’appoint au gaz ainsi que des pompes à chaleur[38]. Le réseau Argéo d'Arcueil et Gentilly fonctionne depuis octobre 2015 ; c'est la première création ex nihilo d’une centrale géothermique et d’un réseau associé depuis plus de 30 ans en Île-de-France. La centrale géothermique de 16 MW puise de l’eau à 64 °C dans le Dogger, à 1 600 mètres de profondeur ; après extraction, elle est réinjectée à 38 °C. Le débit d’exploitation du doublet géothermique peut atteindre 320 m³/h. La centrale est couplée à une pompe à chaleur de 12 MW qui augmente la température de l’eau avant qu'elle soit envoyée sur le réseau de chaleur de 13 km, commun aux deux villes, pour alimenter en chauffage et en eau chaude sanitaire l’équivalent de 10 000 logements. Cette installation est complétée par six chaufferies gaz, de 15 MW au total, décentralisées sur les nœuds du réseau, et une chaufferie gaz de 18 MW d’appoint. Au total, 65 % des besoins en énergie du réseau sont couverts par la géothermie. Argéo fournit 93 000 MWh/an initialement et devrait atteindre 100 000 MWh/an distribués en 2017, lorsque tous les raccordements seront finalisés[39].

La géothermie « très basse énergie » développe une puissance thermique ne dépassant pas 500 kW, avec des calories captées à faibles profondeurs (à moins de 200 m) et des températures généralement comprises entre 10 et 30 °C[40], c'est-à-dire des calories ne provenant pas ou peu des profondeurs terrestres, mais plutôt du soleil et du ruissellement de l'eau de pluie, le sol du terrain jouant le rôle de source chaude du fait de son inertie et de sa mauvaise conductivité thermique.

L'injection d'eau sous pression qui déclenche des micro-séismes de magnitude pouvant, assez rarement aller jusqu'à un maximum de 2,9 (comme à Soultz-sous-Forêts)[45]^,[46].

Le phénomène de sismicité induite, bien que connu, n’est pas encore complètement compris physiquement par les scientifiques[47]. Grâce aux études en cours et aux données accumulées par les capteurs, les spécialistes espèrent pouvoir « trouver des voies pour réduire l’impact micro-sismique des projets géothermiques et ainsi gagner une meilleure acceptation de ces projets par les populations »[47].

L'activité micro-sismique est produite dès la montée en pression du fluide de fracturation. Elle varie fortement selon les changements de conditions hydrauliques. Elle s'atténue à l'arrêt des injections, mais se prolonge encore quelques jours après la stimulation par fracturation (« activité rémanente »)[47]. Ces « micro-séismes » sont souvent des très basse énergie, et donc non perceptibles en surface par l'Homme (ils sont peut-être ressentis par des animaux plus sensibles, invertébrés y compris). En effet, l'énergie de ces ondes sismiques s'affaiblit d'autant plus que le forage est profond ou éloigné. Leur magnitude varie de -2 (seuil de détection) à 1,8 (seuil de perceptibilité par l'Homme en surface). À proximité de failles importantes, certains séismes de plus forte magnitude (> 1,8) sont néanmoins occasionnellement ressentis en surface. En condition d'exploitation de géothermie profonde, l'activité sismique induite est normalement trop faible pour pouvoir être ressentie par l'Homme en surface[47].

En France, où la priorité a été donnée au nucléaire, la société Géochaleur créée par la Délégation aux énergies nouvelles du ministère de l’Industrie en 1978 et de l’UNHLM pour assister les maîtres d’ouvrage en géothermie, a finalement rapidement disparu faute de soutien budgétaire et politique, ainsi que l’IMRG (Institut Mixte de Recherche sur la géothermie) créé plus tard à l’initiative du BRGM et de l’AFME, mais l’obligation d’économie d’énergie qui accompagne la souplesse des échanges de certificats pourrait redonner un intérêt à la Géothermie, considérée comme déjà rentable par la Commission Énergie, présidée par Jean Syrota dans ce pays[48].

Néanmoins pour augmenter leur part d’énergie renouvelable dans leur bouquet énergétique, de grandes collectivités se ré-intéressent à la géothermie, dont l'Île-de-France qui avec l'Ademe a ouvert en 2009 un nouveau forage (dans la nappe du Dogger (57 °C), à un point situé au nord-est de Paris, près de la porte d’Aubervilliers), qui doit chauffer plus d’un million de mètres carrés de logements, bureaux et commerces. Cinquante quatre forages avaient déjà été réalisés dans les années 1980, dont 34 étaient encore actifs en 2009. D'autres devraient être creusés à 1 800 mètres. La CPCU et l’Agence nationale de la recherche travaillent à un projet Géostocal de stockage de l’excédent énergétique estival pour « recharger » la nappe et en faire une réserve de calories pour l'hiver, avec un rendement espéré de 80 %[49].

En 2011, l'Ademe, le BRGM, certains conseils régionaux et d'autres acteurs ont mis en ligne un portail[50] avec accès à plusieurs atlas régionaux disponibles, comme outil d'aide et décision pour les élus, citoyens et industriels, maître d'ouvrage ou bureau d'étude, avec des informations sur les aides possibles, les acteurs locaux, des documents thématiques et d'actualité sur la géothermie ; le site offre aussi un Service d'information du gouvernement (SIG) sur le potentiel géothermique des aquifères superficiels, et un Guide technique d'aide à la décision.

Selon une évaluation (2012) faite par l'association française des professionnels de la géothermie (AFPG), la France pourrait atteindre 1,3 million de tonnes équivalent pétroles substitués en 2020, à condition de multiplier par trois les réseaux de chaleur géothermique et avec un recours plus significatif à la géothermie de très basse température assistée par pompes à chaleur (PAC)[51]. Et 17 à 80 MW d'électricité pourrait être d'origine géothermique à condition d'exploiter des gisements profonds avec des systèmes plus efficients (de type EGS ; Enhanced Geothermal System) en métropole et en outre-mer[52].

La France, avec 4 150 GWh/an selon l'AFPG, surtout en Bretagne, Île-de-France et Alsace, était en 2010 au 5^e rang européen des producteurs de chaleur géothermique, et dispose d'un bon potentiel non utilisé selon les professionnels[51]. La géothermie assistée par pompes à chaleur serait en augmentation de 7 % par an, encouragée par les investissements pour l'habitat collectif (+10,5 %) qui comble le recul de l'investissement en maisons individuelles (-15 %)[51]. Ainsi, « avec 440 000 tonnes équivalent pétrole substituées par an (440 ktep) pour l'année 2011, la géothermie assure 3,4 % de la production française de chaleur d'origine renouvelable » selon l'AFPG[51].

Les principaux projets de géothermie « haute énergie » sont[53] :

• un projet de production de vapeur et d'eau chaude en cours en Alsace, porté par le consortium ECOGI ; puissance estimée : 20-25 MW thermiques ;
• six permis exclusifs de recherches accordés entre 2009 et février 2013 : « Hatten-Rittershoffen » (projet Roquette) porté par Roquette Frères, Électricité de Strasbourg et la Caisse des dépôts et consignations ; « Limagne-Allier » conduit par Géopétrol[54] ; « Lauterbourg » porté par Électricité de Strasbourg et Géopétrol ; « Wissembourg » porté par Électricité de Strasbourg ; « Pau-Tarbes » porté par Fonroche Géothermie ; « Chaudes-Aigues-Coren » appartenant à Électerre de France[55].
• 16 demandes de permis de recherche en cours au premier trimestre 2013.

• Cet article est partiellement ou en totalité issu de l'article intitulé « Géothermie » (voir la liste des auteurs).