Déverrouiller la géothermie mondiale : feuille de route et opportunités par pays pour le déploiement à grande échelle de la géothermie de nouvelle génération

Débloquer la géothermie mondiale : feuilles de route et opportunités par pays pour le déploiement à grande échelle de la géothermie de nouvelle génération

La géothermie n’est pas un concept nouveau, mais elle entre dans un nouveau cycle technologique. Le rapport « Unlocking Global Geothermal Energy », publié en juillet 2025 par la Fondation Carnegie pour la paix internationale, indique que les capacités de forage, de fracturation et de gestion des puits accumulées grâce à la révolution américaine du schiste sont en cours de reconversion pour développer des ressources géothermiques de nouvelle génération, représentées notamment par les roches chaudes sèches. Cela fait passer le potentiel mondial de production d’électricité géothermique d’une part très limitée de la demande totale à un potentiel de ressources renouvelables juste après l’énergie solaire. Dans le même temps, plusieurs dizaines de pays dans le monde disposent déjà des conditions géologiques, industrielles et politiques nécessaires à l’essor d’une industrie géothermique de nouvelle génération.

Contexte du secteur : pourquoi la géothermie traditionnelle est restée longtemps « petite mais belle »

L’histoire commerciale de la production d’électricité géothermique dépasse le siècle. En 1904, l’Italie a utilisé pour la première fois l’énergie géothermique pour entraîner une turbine ; par la suite, les États-Unis, la Nouvelle-Zélande et le Japon l’ont intégrée progressivement dans la construction énergétique de l’après-guerre. Les chocs pétroliers des années 1970 ont conduit l’Islande à exploiter systématiquement la géothermie et à la transformer peu à peu en une capacité d’ingénierie exportable. Dans les années 1980, le développement de la géothermie a commencé à s’étendre au Mexique, aux Philippines, à la Turquie, ainsi qu’au Kenya, largement considéré par la suite comme un cas de réussite.

Mais à la fin de 2022, la capacité installée cumulée de la production d’électricité géothermique dans le monde n’était que d’environ 16 gigawatts, répartie dans au moins 30 pays et représentant environ 0,34 % du bouquet électrique mondial. Le rapport estime que la géothermie traditionnelle dépend fortement des réservoirs hydrothermaux naturels, c’est-à-dire de formations géologiques particulières où coexistent en quantités suffisantes, en sous-sol, chaleur, fluides et perméabilité. Cette contrainte géologique rend difficile l’émergence, pour la géothermie, d’une chaîne d’approvisionnement standardisée et d’économies d’échelle comparables à celles de l’éolien et du photovoltaïque. Depuis plus de trente ans, la baisse des coûts du gaz naturel, de l’éolien et du photovoltaïque n’a cessé de réduire l’espace concurrentiel de la géothermie classique, et la croissance des nouvelles capacités installées s’est concentrée principalement sur quelques marchés, comme l’Indonésie, le Kenya et la Turquie.

Développements actuels : EGS, systèmes en boucle fermée et roches super-chaudes

Le rapport de Carnegie recense principalement deux voies technologiques de nouvelle génération pour lesquelles un calendrier de commercialisation est déjà clairement établi.

Le système géothermique amélioré (EGS) s’inscrit dans la continuité des méthodes de fracturation artificielle de l’industrie pétrolière et gazière, en créant des réservoirs de chaleur artificiels dans des formations rocheuses chaudes et sèches à faible perméabilité. Cette approche est issue des expériences du Laboratoire national de Los Alamos dans les années 1970, mais les premiers projets ont échoué du fait de conditions de forage complexes. Autour des années 2000, des séismes induits ont été déclenchés en Corée du Sud et en Suisse, entraînant une suspension temporaire des recherches. À partir des années 2010, les financements fédéraux américains de la recherche et les sites d’essai publics ont apporté un soutien, tandis que l’expérience en ingénierie issue de la révolution du schiste a aidé le secteur à résoudre les problèmes techniques clés du forage et du maintien des réservoirs.Système géothermique en boucle fermée (AGS), également appelé système géothermique avancé ou en boucle fermée, tente de ne dépendre ni de fluides externes ni de la fracturation du réservoir : il remonte la chaleur géothermique à la surface grâce à une circulation confinée entre puits d’injection et de production. Cette approche a commencé à attirer l’attention à la fin des années 2010. Elle présente l’avantage d’être reproductible dans un plus grand nombre de contextes géologiques et d’avoir un impact plus faible sur les ressources en eau, ce qui la rend adaptée aux marchés réglementés comme l’Europe, où l’on aborde la fracturation avec prudence.

S’agissant des premières générations de projets de démonstration, le rapport prévoit que les premiers déploiements commerciaux d’EGS et de systèmes en boucle fermée auront lieu vers 2026. Par ailleurs, les projets de roches superchaudes / géothermie supercritique en sont encore au premier stade de la recherche-développement. Leur objectif est d’extraire la chaleur de roches dont la température dépasse 375 °C, ce qui permettrait à un seul puits de produire dix fois plus d’électricité qu’une centrale géothermique classique. Cela nécessite toutefois de forer plus profondément avec des technologies de forage plus avancées et de relever des défis liés aux matériaux haute température et au contrôle du réservoir géothermique.

Impact sur le système énergétique : un « double marché » de l’électricité décarbonée pilotable et de la chaleur

La valeur clé de la géothermie de nouvelle génération n’est pas simplement de remplacer l’éolien et le solaire, mais de fournir une source d’électricité propre, continue et pilotable. Le rapport Carnegie souligne en particulier que mesurer la géothermie uniquement par le coût actualisé de l’électricité (LCOE) sous-estimerait sa valeur systémique : les technologies EGS et en boucle fermée sont des moyens de production pilotables 24h/24, capables d’assurer la charge de base et la flexibilité d’ajustement en soirée de pointe ou pendant les périodes sans vent ni soleil.

Côté applications, l’autre marché des systèmes géothermiques en boucle fermée est le chauffage urbain. Le rendement de la géothermie pour la production d’électricité est d’environ 20 %, alors qu’en usage direct pour le chauffage il peut atteindre 90 %. Si l’objectif est le chauffage, un système en boucle fermée peut supprimer le cycle à turbine, réduisant ainsi le coût total du projet d’environ 30 à 50 %. Cela signifie que la nouvelle génération de géothermie pourrait conquérir à la fois le marché de l’électricité et celui de la chaleur, modifiant la structure actuelle où la plupart des technologies propres ne concernent que la transition du secteur électrique. Le rapport indique également que les services aux champs pétroliers et le développement géothermique forment de nouvelles synergies : les compagnies pétrolières et gazières et leurs prestataires peuvent transférer leurs actifs de forage, leurs données géologiques et leurs capacités de gestion de projets au développement géothermique, prolongeant ainsi la durée de vie économique de leurs équipements.

Défis rencontrés : le « dernier kilomètre » de la profondeur des puits au cadre politique

Bien que les concepts techniques soient de plus en plus matures, le déploiement à grande échelle dans le monde reste confronté à plusieurs problèmes profonds.

Premièrement, les pressions sur les coûts et le financement. Le coût actualisé estimé de l’EGS se situe aujourd’hui entre 100 et 240 dollars par mégawattheure, comparable à celui du nouveau nucléaire. L’analyse récente citée dans le rapport estime que le coût de l’EGS pourrait tomber à 80 dollars par mégawattheure vers 2030, puis à 50 dollars d’ici 2035, mais cette trajectoire dépend de l’accumulation d’un nombre suffisant de projets de démonstration et d’un apprentissage continu. Pour les systèmes en boucle fermée, le coût est d’environ 105 dollars par mégawattheure dans un bon gradient thermique, et peut atteindre 321 dollars dans des formations rocheuses moins favorables ; ce n’est qu’après industrialisation et spécialisation qu’il pourrait descendre dans une fourchette de 64 à 160 dollars. Les phases initiales d’exploration et de forage exigent des investissements considérables, et les institutions financières actuelles ne disposent pas encore d’outils matures pour évaluer les risques liés aux ressources souterraines.Deuxièmement, les incertitudes géologiques et environnementales. L’EGS repose sur la fracturation hydraulique, une technique non seulement gourmande en eau, mais qui ravive également les craintes du public face aux séismes induits. Sur des marchés très réglementés, comme en Europe, ce type de technologie pourrait exiger des délais d’autorisation plus longs ou un processus d’approbation strict. Bien que les systèmes en boucle fermée évitent les opérations de fracturation, leur taux de récupération de la chaleur à long terme, l’étanchéité des puits et leur capacité à réduire les coûts lors du passage à grande échelle restent encore à démontrer.

Troisièmement, la chaîne industrielle et la réponse politique sont insuffisantes. Le rapport constate que les équipements géothermiques traditionnels ont longtemps été dominés par la production sur mesure, sans connaître la courbe d’apprentissage de la fabrication répétitive qu’ont suivie l’éolien et le photovoltaïque. Pour que les projets géothermiques se concrétisent dans les trente pays cibles, une coordination est nécessaire entre la prospection des ressources, les autorisations, la planification du chauffage urbain, les règles de raccordement au réseau et les instruments de financement public. Les pays en développement ont particulièrement besoin d’un transfert de technologies, d’un soutien aux forages et d’un apport de capitaux à faible coût de la part des institutions internationales de développement.

Perspectives : qui occupera le deuxième point d’ancrage de la géothermie de nouvelle génération ?

L’équipe de recherche Carnegie, à partir des données GeoMap du Project InnerSpace et d’une combinaison d’indicateurs industriels, politiques, réglementaires et de marché, classe en différentes catégories les pays qui présentent des conditions géothermiques et un potentiel d’accueil technologique. Outre les marchés traditionnellement plus matures du développement géothermique que sont l’Allemagne, l’Indonésie, le Kenya, le Mexique et la Turquie, le rapport estime que l’Australie, la Roumanie, la Colombie et le Vietnam pourraient devenir des suiveurs rapides des technologies de deuxième génération, tandis que la Malaisie, l’Arabie saoudite, la Tanzanie et l’Argentine affichent un potentiel de développement à long terme.

Au cours des cinq à dix prochaines années, la synergie entre les projets de démonstration en Amérique du Nord et en Europe et les entreprises de services pétroliers et gaziers déterminera si l’EGS et les systèmes en boucle fermée pourront être déployés à l’échelle mondiale. Si les pays parviennent à établir une prévisibilité du développement géothermique grâce à la cartographie des ressources, aux permis exclusifs et à la réglementation de sécurité, ils seront en mesure d’activer, le long du chemin « forage – réservoir thermique – production d’électricité/chaleur – normalisation », un ensemble de pays jusqu’ici exclus de la carte géothermique. Les marchés du chauffage en Europe et en Asie du Sud-Est offrent un autre scénario d’application pour la géothermie en boucle fermée ; quant aux pays qui disposent d’une base de développement des hydrocarbures de schiste, ils peuvent exploiter les avantages de leur chaîne d’approvisionnement existante pour pénétrer les marchés des équipements et de l’ingénierie géothermiques.

À plus long terme, la géothermie de nouvelle génération n’a pas vocation à remplacer l’éolien et le photovoltaïque, mais à fournir au système énergétique une « dimension complémentaire » à forte valeur ajoutée. Sur une trajectoire de zéro émission nette, tout système qui repose entièrement sur des sources d’électricité intermittentes a besoin d’actifs de fiabilité. Grâce aux progrès des techniques de forage et à la transformation de la chaîne d’approvisionnement des services pétroliers, la géothermie devient une variable géologique du paysage énergétique mondial qui mérite d’être réévaluée.