Taille et part du marché de l'énergie géothermique au Danemark - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie géothermique au Danemark

Objectifs rapides de décarbonation pour les réseaux de chaleur urbaine

Plus de 400 services publics municipaux doivent éliminer leurs systèmes de secours aux combustibles fossiles d'ici 2030, transformant la géothermie d'une ressource optionnelle en une nécessité opérationnelle. Les dépôts obligatoires de plans de chaleur révèlent des calendriers de demande pluriannuels, permettant aux développeurs de garantir des projets avec des contrats d'achat de chaleur de 20 ans qui réduisent le risque d'achat. Les premiers acteurs tels que HOFOR déploient des systèmes de contrôle de supervision avancés pour mélanger la chaleur géothermique basse température avec des intrants issus de la biomasse et de la valorisation énergétique des déchets, abaissant les coûts de chaleur livrée dans le cadre de plafonds de CO₂ de plus en plus stricts.^{[1]Service géologique du Danemark et du Groenland, "Sedimentary Basin Resource Assessment", geus.dk} Le calendrier réglementaire crée donc un effet d'entraînement : la demande confirmée réduit le risque financier, les projets financés prouvent le succès technique, et le succès avéré accélère la demande supplémentaire. Les services publics qui adoptent la géothermie plus tôt s'assurent un approvisionnement en chaleur sécurisé et évitent les surcharges ultérieures de pointe de demande sur les appareils de forage et les équipes de service limités.

Élimination progressive des nouvelles chaudières à gaz naturel à partir de 2028

Le code du bâtiment danois BR18 a fermé la porte aux chaudières à combustibles fossiles dans les nouvelles constructions situées dans les zones de chaleur urbaine, et l'interdiction nationale de 2028 élimine le gaz comme option de secours même dans les bâtiments existants.^{[2]Danfoss, "Low-Temperature District-Heating Control Solutions", danfoss.com} Les subventions publiques du Fjernvarmepuljen remboursent jusqu'à 20 000 DKK par chaudière convertie, orientant les ménages vers les raccordements au réseau et incitant les services publics à sécuriser une capacité de base renouvelable. Étant donné que les centrales à cycle binaire nécessitent 3 à 5 ans entre l'étude sismique et la mise en service, le jalon de 2028 correspond parfaitement aux calendriers des développeurs et est déjà visible dans les calendriers d'appels d'offres municipaux. L'élimination du gaz de la pile d'approvisionnement augmente également les exigences en matière de facteur de capacité pour les pompes à chaleur qui dépendent d'une électricité bon marché, améliorant ainsi l'économie du facteur de charge de la production géothermique régulière. L'interdiction des chaudières supprime donc la concurrence fossile à plus faible intensité capitalistique et intègre la géothermie dans les futurs plans d'expansion des réseaux.

Abondants bassins sédimentaires basse température sous la Zélande

Les couches sédimentaires continues telles que la formation de Gassum à une profondeur de 1 000 à 2 500 m livrent des fluides à 45-70 °C qui s'intègrent directement dans les températures de circulation des réseaux de chaleur urbaine de 70-90 °C.^{[3]Ministère danois du climat, "BR18 Building Regulations", byggetilsynet.dk} La stratigraphie prévisible raccourcit les campagnes d'exploration et augmente les taux de réussite du forage, réduisant d'un tiers les budgets de contingence pour les puits secs par rapport aux cibles de socle cristallin. Les récentes campagnes sismiques 3D étendent les anomalies thermiques positives vers le nord-ouest, en direction du Jutland, élargissant l'empreinte économiquement forable au-delà de Copenhague. Cette concordance des ressources permet aux développeurs de centrales à cycle binaire de contourner les cycles de Rankine organiques coûteux conçus pour des températures plus élevées et de déployer à la place des modules de centrale standardisés, réduisant le coût installé par MW. Avec la recharge des aquifères gérée par injection en boucle fermée, les modèles de durabilité des réservoirs indiquent plusieurs centaines de MW de chaleur récupérable d'ici 2050, garantissant une sécurité d'approvisionnement à long terme pour le marché de l'énergie géothermique au Danemark.

Baisse des coûts des pompes à chaleur à grande échelle industrielle

Les offres de prix des équipementiers pour des ensembles de pompes à chaleur de 5 à 50 MW sont tombées en dessous de 500 EUR/kW, réduisant les dépenses d'investissement pour les centrales hybrides qui associent des circuits de fluide géothermique à des évaporateurs de pompes à chaleur. La pompe à eau de mer à base de CO₂ de 70 MW de MAN Energy Solutions à Esbjerg alimente 25 000 ménages à un coût sur cycle de vie inférieur à celui de la biomasse une fois la tarification du CO₂ incluse. Lorsqu'elles sont intégrées à la géothermie, les pompes à chaleur élèvent la saumure à 50 °C à une température d'alimentation de 80-90 °C avec des coefficients de performance supérieurs à 3,5, réduisant la part d'électricité en entrée de la chaleur livrée. Les fabricants danois regroupent désormais les échangeurs de chaleur de sous-station et les contrôleurs de réseau intelligent, faisant varier les débits géothermiques en tandem avec les signaux de prix de l'électricité. La baisse du coût du matériel élargit donc l'enveloppe de viabilité des projets géothermiques, en particulier dans les municipalités dont les températures de ressources modérées étaient auparavant inférieures aux seuils économiques.

Incertitude sur les gradients de température du sous-sol en dehors de la Zélande

Les puits d'exploration au Jutland affichent des gradients variables oscillant entre 20 °C/km et moins de 15 °C/km sur de courtes distances latérales, contraignant les développeurs à budgéter jusqu'à 50 % de plus pour la sismique, le carottage et le forage de délimitation avant de figer le développement intégral du champ. Les prêteurs intègrent cette incertitude géologique dans des marges de taux d'intérêt plus élevées, notamment pour les municipalités dont les tarifs de chaleur sont plafonnés par des règles de protection des consommateurs. Les petits services publics sans bases de revenus diversifiées craignent le risque de puits secs qui pourrait immobiliser des millions d'euros de coûts d'exploration engagés, réduisant le nombre d'acheteurs potentiels. Bien que les pilotes de systèmes géothermiques améliorés promettent d'élargir la base de ressources, leur courbe d'apprentissage et leurs procédures d'autorisation distinctes signifient que le déploiement commercial reste encore plusieurs années à venir. Jusqu'à ce que la densité des données d'exploration s'améliore, le marché de l'énergie géothermique au Danemark continuera à se concentrer autour des aquifères éprouvés de la Zélande.

Concurrence de l'énergie éolienne excédentaire convertie en chaleur

Le Danemark a enregistré une production éolienne record en 2024, faisant chuter les prix de gros de l'électricité près de zéro lors des pics de tempête et transformant les chauffe-eau à immersion en la source de chaleur à court terme la moins chère pour les réseaux de distribution.^{[4]Energinet, "Hourly Electricity Price Data 2024", energinet.dk} Les services publics des régions côtières ouest exploitent les heures de prix négatifs en contournant les chaudières et en chauffant l'eau directement avec des éléments résistifs. Cela érode la proposition de valeur de base de la géothermie lors des intervalles venteux, réduisant les flux de trésorerie dans les contrats de chaleur liés aux prix du marché. Pourtant, lors des périodes de faible vent, ces mêmes réseaux basculent vers des prix d'électricité marginaux élevés, et les services publics paient alors des tarifs premium à moins de disposer d'une capacité géothermique. L'arbitrage qui en résulte pèse sur le financement de la géothermie à moins que les contrats n'incorporent des paiements de capacité ou des revenus de services auxiliaires compensant la volatilité induite par l'éolien. L'option éolien-chaleur plafonne donc les taux de pénétration de la géothermie dans les régions à forte expansion de l'éolien terrestre, du moins jusqu'à ce que les structures de marché récompensent la chaleur renouvelable en continu.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par type de centrale : les cycles binaires captent l'avantage des basses enthalpies

Les installations à cycle binaire représentaient 66,12 % de la capacité installée en 2025, et leur part de la taille du marché de l'énergie géothermique au Danemark devrait rester au-dessus de 70 % jusqu'en 2031, à mesure que 110 MW de projets binaires supplémentaires arrivent à complétion. Le TCAC de 47,35 % du segment reflète à la fois l'adéquation des températures du sous-sol et la capacité à ajouter des turbines à cycle de Rankine organique sans engendrer les risques sismiques qui accompagnent les conceptions à vapeur flash. La phase de Skejby d'Innargi, mise en service en octobre 2025, illustre une saumure à 55 °C élevée à 85 °C via des pompes à chaleur à ammoniac, atteignant une efficacité système de 75 à 80 %.

Les systèmes géothermiques améliorés restent au stade pilote, menés par les forages coaxiaux Heat4Ever de 2 MW d'Aalborg. Les technologies à vapeur flash et à vapeur sèche sont absentes, car le Danemark manque de réservoirs à ≥150 °C. La poursuite de la baisse des coûts des pompes à chaleur vers 300 à 400 EUR par kW d'ici 2027 devrait encore élargir l'écart de coût en faveur de la construction binaire, positionnant le segment pour atteindre 198,6 MW d'ici 2031 si le projet Bunter Sandstone de 26 MW de Copenhague atteint ses jalons de performance.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par application : le chauffage urbain domine le profil de la demande

Le chauffage urbain représentait 88,74 % de la production 2025 et conservera la part du lion à mesure que les municipalités poursuivent les interdictions de combustibles fossiles en 2035. Cette application commande la part de marché la plus élevée de l'énergie géothermique au Danemark et un TCAC prévu de 48,28 %, soutenu par une pénétration nationale du chauffage urbain de 65 % et une couverture des ménages de 98 % à Copenhague. La capacité de base avec plus de 8 000 heures à pleine charge fait de la chaleur géothermique le successeur naturel du charbon et du gaz dans les réseaux existants.

La production d'électricité reste marginale car les fluides à 50-65 °C ne génèrent que des efficacités de turbine à un seul chiffre. La chaleur industrielle de procédé est un créneau émergent, illustré par un centre logistique dans le nord du Danemark utilisant des eaux souterraines avec des pompes à chaleur à COP 4+. Une adoption industrielle plus large dépend des extensions du réseau vers les zones manufacturières, une perspective encouragée par la loi sur la planification de la chaleur de 2024.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Analyse géographique

La Zélande concentre environ deux tiers de la capacité installée et la quasi-totalité des engagements de forage à court terme, grâce à des aquifères bien cartographiés qui se superposent au bassin de demande de chaleur urbaine de 1,3 million d'habitants de Copenhague. La centrale de 26 MW de Lyngby d'Innargi et le cluster planifié de Vestforbrænding illustrent les économies d'échelle réalisables lorsque la ressource, la population et le réseau convergent dans un rayon de 30 km. La récupération du capital s'accélère car des facteurs de charge élevés aplanissent les courbes tarifaires, permettant aux factures des utilisateurs de baisser même après prise en compte de l'amortissement de l'exploration.

Le Jutland est positionné pour la courbe de croissance la plus forte à mesure que les services publics municipaux d'Aarhus, d'Aalborg et de Viborg épuisent les crédits de coïncnération de biomasse et font face à des prix du carbone européens croissants. Le pilote d'Aalborg de Green Therma s'appuie sur 84 millions DKK de soutien du EUDP pour dé-risquer les puits de délimitation, et le service public de la ville d'Aarhus, Kredsløb, a contracté Innargi pour forer sept sites qui pourraient couvrir 20 % du chauffage urbain d'ici 2030. L'hétérogénéité géologique augmente les coûts, mais les subventions dans le cadre de la fenêtre d'exploration géothermique de l'Agence danoise de l'énergie compensent jusqu'à 39 % des dépenses sismiques, réduisant l'écart de dépenses d'investissement par rapport à la Zélande.

Les systèmes insulaires tels que Bornholm et Lolland envisagent la géothermie pour réduire leur dépendance au fioul livré par pétrolier et stabiliser les réseaux exposés aux accalmies éoliennes. L'accord climatique prévoit des financements supplémentaires pour les îles énergétiques autonomes, permettant des études de préfaisabilité sur des centrales binaires de 5 à 10 MW intégrées à des microréseaux à batterie. Bien que modestes en mégawatts absolus, les projets insulaires débloquent des tarifs de chaleur premium et présentent une technologie modulaire prête à l'export pour d'autres archipels nordiques. Collectivement, ces dynamiques géographiques positionnent la Zélande comme le socle du déploiement à grande échelle en phase précoce, tout en faisant du Jutland et des îles des leviers de diversification qui arriveront à maturité en milieu de décennie.