La géothermie revient sur le devant de la scène. Les projets et les investissements se multiplient dans plusieurs régions du monde. Cette technologie peut-elle changer d’échelle dans les prochaines années ?
La géothermie, on la connaît surtout pour chauffer des bâtiments ou alimenter des réseaux de chaleur. Mais un autre usage refait surface, plus stratégique : produire de l’électricité 24/7, sans dépendre du vent ou du soleil. Avec la hausse de la demande, notamment portée par les data centers, l’idée séduit à nouveau.
Un signe qui ne trompe pas : un premier site injecte désormais de l’électricité géothermique sur le réseau, avec une puissance annoncée de 3 MW. Ce n’est pas énorme à l’échelle d’un pays, mais suffisant pour montrer que la filière sort du laboratoire et des promesses.
Le point de bascule, c’est peut-être la combinaison de deux tendances : des techniques de forage qui progressent et une obsession grandissante pour une électricité bas-carbone disponible en continu. La géothermie peut-elle enfin quitter sa niche, celle des zones volcaniques ou des démonstrateurs isolés ?
Une énergie « stable » qui redevient séduisante face à une demande électrique qui grimpe
La géothermie a un argument simple : elle produit sans intermittence, contrairement à l’éolien et au solaire qui varient avec la météo. Dans un mix électrique qui se remplit de renouvelables variables, une production constante devient précieuse pour éviter de dépendre trop souvent d’unités d’appoint. Et quand on parle d’infrastructures comme les data centers, la question n’est pas « combien ça produit sur l’année », mais « est-ce disponible à toute heure ».
Autre point qui pèse dans la balance : le temps de construction. Une centrale géothermique peut, dans certains cas, se déployer plus vite qu’un projet nucléaire, tout en ayant un impact environnemental souvent plus limité qu’un grand barrage hydroélectrique. Le revers, c’est que le risque se concentre au début : tant que les puits ne sont pas forés, personne ne sait exactement ce qu’on va trouver à 2 000 ou 5 000 mètres sous terre.
À l’échelle mondiale, la géothermie reste marginale : elle fournit moins de 1 % de l’énergie aujourd’hui. Pourtant, l’Agence internationale de l’énergie estime qu’elle pourrait couvrir jusqu’à 15 % de la croissance attendue de la demande en électricité d’ici 2050. Dit autrement : si la filière tient ses promesses, elle ne remplacera pas tout, mais elle pourrait devenir un pilier, au même titre que d’autres moyens de production bas-carbone.
Forer plus profond, forer mieux : la technologie change la donne, mais le risque reste réel
Le cœur du sujet, ce sont les puits. Un projet emblématique a foré deux puits à 2 393 mètres et 5 275 mètres, des profondeurs qui restent exigeantes pour ce type d’installation. À ces niveaux, l’eau peut atteindre 190°C sous forte pression, ce qui permet de produire de la vapeur et d’entraîner une turbine pour générer de l’électricité. Sur le papier, la mécanique est classique ; dans la réalité, tout dépend de la qualité du réservoir et de la capacité à maintenir un débit stable.
Ce qui aide la filière, c’est l’amélioration des techniques de forage issues du monde pétrolier et gazier, notamment celles liées à la fracturation et aux puits complexes. Attention, ça ne veut pas dire que la géothermie copie-collerait les pratiques les plus controversées : l’enjeu, ici, consiste surtout à maîtriser des forages profonds, à limiter les aléas et à réduire les coûts d’exploration. Le problème, c’est que le risque économique ressemble encore à celui des hydrocarbures… avec des revenus d’électricien, donc souvent plus faibles et plus lents à sécuriser.
Un autre aspect mérite d’être compris : la géothermie n’est pas « juste » un trou dans le sol. Dans le schéma décrit, une pompe remonte le fluide chaud par le puits le plus profond, l’énergie est récupérée en surface, puis le fluide repart vers le sous-sol via un autre puits. Cette boucle sert à maintenir la pression du réservoir, et donc la durée de vie de l’installation. Si la circulation se dégrade, si les fractures naturelles ne se comportent pas comme prévu, la production peut chuter. On peut légitimement se demander combien de projets accepteront ce niveau d’incertitude sans soutien public.
Le lithium comme « bonus » : quand les minéraux financent l’électricité
La surprise, dans ce projet, vient de ce que le fluide géothermal remonte avec autre chose que de la chaleur : du lithium. L’objectif affiché démarre à 100 tonnes par an de carbonate de lithium, avec une ambition de montée en puissance jusqu’à 2 000 tonnes. La méthode évoquée repose sur des billes plastiques à revêtement chimique qui capturent le lithium, puis un rinçage et une étape impliquant du CO² pour obtenir la poudre. Pour une Europe qui cherche à sécuriser une partie de sa chaîne batterie, difficile de ne pas voir l’intérêt.
Ce « co-produit » change surtout l’équation financière. Le lithium pourrait rapporter 10 fois plus que la vente d’électricité, ce qui explique pourquoi des investisseurs privés finissent par s’intéresser à un secteur longtemps jugé trop risqué. Dans ce cas précis, le projet a bénéficié de 20 millions de subventions et a ensuite levé 30 millions en capital privé, un enchaînement typique : l’argent public absorbe une partie du risque initial, puis le privé arrive quand une trajectoire de revenus devient crédible.
