Une plateforme de forage, des tubes d’acier, des pompes puissantes : le décor évoque un champ pétrolier. Pourtant, ici, aucun baril n’est recherché. La cible est la chaleur des roches, à plusieurs kilomètres sous terre. En ce mois de septembre 2026, la géothermie profonde mérite une attention particulière : des techniques perfectionnées par l’industrie des hydrocarbures pourraient élargir son territoire. Fervo Energy incarne ce pari américain. Mais entre démonstrateur convaincant et filière compétitive, il reste des puits à creuser — et des risques à maîtriser. Les réalisations datées ci-dessous constituent des jalons documentés ; les perspectives industrielles restent des projections, non des résultats acquis.
Le verrou n’est pas seulement la chaleur
La Terre contient une réserve de chaleur immense à l’échelle humaine. Encore faut-il pouvoir la récupérer à un coût acceptable. La géothermie électrique traditionnelle exploite surtout des situations favorables : une roche chaude, un fluide naturellement présent et une perméabilité suffisante pour le faire circuler. Ces conditions expliquent son implantation dans des régions volcaniques ou tectoniquement actives, de l’Islande au Kenya.
Les systèmes géothermiques stimulés, souvent désignés par l’acronyme anglais EGS, cherchent à desserrer cette contrainte. On fore dans une roche chaude dont la circulation naturelle est insuffisante, puis on améliore sa perméabilité en intervenant sur les fractures. De l’eau injectée se réchauffe au contact du sous-sol avant de remonter par un autre puits. En surface, sa chaleur alimente une installation de production électrique.
L’idée n’est pas nouvelle : des expérimentations existent depuis des décennies, notamment aux États-Unis et à Soultz-sous-Forêts, en Alsace. La nouveauté tient à l’association de cette expérience géothermique avec des outils industriels devenus beaucoup plus performants dans le pétrole et le gaz.
Ce que Fervo emprunte au forage pétrolier
Le forage horizontal permet de prolonger un puits latéralement dans la couche visée. Au lieu de traverser brièvement la roche chaude, on augmente la longueur disponible pour les échanges. La stimulation en plusieurs étapes permet ensuite de travailler différentes portions du puits. Des capteurs, notamment à fibre optique, aident à suivre les températures et les circulations.
Fervo Energy a fourni un jalon concret en 2023 avec son Project Red, au Nevada. L’entreprise a annoncé qu’un essai de circulation avait démontré un potentiel de production électrique de 3,5 mégawatts. Le projet a ensuite commencé à fournir de l’électricité au réseau dans le cadre du partenariat destiné à soutenir l’approvisionnement de Google. C’est une démonstration importante, pas encore la preuve d’un déploiement massif rentable.
Son chantier Cape Station, dans l’Utah, vise une tout autre échelle. En 2024, Southern California Edison a annoncé des contrats portant sur 320 mégawatts issus de ce développement, avec des livraisons prévues ultérieurement. Ces engagements commerciaux montrent l’intérêt des acheteurs. Ils ne doivent toutefois être confondus ni avec une puissance déjà disponible, ni avec une garantie de respect des calendriers.
Une électricité qui ne dépend pas du vent
L’attrait est évident pour les réseaux électriques : la chaleur souterraine reste accessible quand le soleil disparaît et que le vent tombe. Une centrale géothermique bien conçue peut produire de façon régulière, sous réserve des arrêts techniques et du comportement du réservoir. Elle pourrait ainsi compléter les renouvelables variables et limiter certains besoins de stockage ou de production fossile d’appoint.
Cette continuité intéresse particulièrement les industriels et les opérateurs de centres de données. Mais production continue ne signifie pas flexibilité illimitée. Moduler rapidement une installation dépend de sa conception, de ses équipements de surface et des contraintes du sous-sol. La géothermie n’est donc pas automatiquement une batterie naturelle que l’on chargerait et déchargerait à volonté.
Le coût se joue au fond du trou
Avant de vendre le premier kilowattheure, il faut financer les études, les autorisations, les puits, la stimulation, la centrale et le raccordement. Le forage concentre une grande partie du risque : une campagne peut coûter cher avant que le débit et la température exploitables soient confirmés. Une roche chaude ne suffit pas ; elle doit aussi laisser circuler assez d’eau sans exiger un pompage excessif.
Les promoteurs misent sur l’apprentissage industriel. Enchaîner les puits depuis une même plateforme, réutiliser les équipes, standardiser les équipements : la recette rappelle celle des hydrocarbures de schiste. Fervo a communiqué sur des améliorations de vitesse de forage. Leur portée économique doit cependant être évaluée sur des séries de puits et sur toute la durée d’exploitation, pas seulement à partir d’un record.
Le sous-sol impose aussi ses différences. Les roches cristallines chaudes usent les outils ; les températures éprouvent l’électronique, les ciments et les tubages. Surtout, un réseau de fractures mal réparti peut créer un raccourci : l’eau revient trop vite, sans récupérer assez de chaleur. Le véritable indicateur est le coût d’une production durable, après consommation des pompes, maintenance et éventuels nouveaux forages.
L’eau circule, mais elle ne disparaît pas du bilan
Dans un système stimulé, l’objectif est de recycler l’essentiel du fluide entre injection et production. Cela ne garantit pas une boucle parfaitement étanche. Une partie de l’eau peut se perdre dans la formation ; il faut aussi remplir initialement le système et compenser certaines pertes. Le choix du refroidissement en surface compte également : une solution à air réduit les besoins en eau, avec des compromis de performance et de coût.
Dans l’Ouest américain, soumis à de fortes tensions hydriques, cette question devient locale et politique. D’où provient l’eau ? Quels volumes d’appoint seront nécessaires ? Peut-on utiliser une ressource non potable sans provoquer corrosion ou dépôts ? Il faut distinguer ces installations des systèmes géothermiques en boucle fermée, où le fluide reste dans des conduites étanches : leurs contraintes techniques ne sont pas identiques.
La sismicité, condition de confiance
Injecter un fluide modifie la pression dans les fractures et peut faciliter le glissement d’une faille. La plupart des événements induits sont faibles, mais le risque ne peut pas être écarté par principe. L’arrêt du projet de Bâle après les secousses de 2006, puis le séisme de Pohang en 2017, associé à un projet géothermique stimulé, rappellent les conséquences possibles d’une mauvaise interaction avec le sous-sol.
La réponse passe par la sélection des sites, la connaissance des failles, un suivi sismique préalable et continu, puis des procédures permettant de réduire ou d’arrêter l’injection. Ces dispositifs diminuent le risque sans garantir son absence, notamment après l’arrêt des opérations. Publier les données, définir les responsabilités et informer les riverains constituent donc des conditions industrielles, pas de simples exercices de communication.
Et maintenant ? La prochaine étape sera de démontrer, sur plusieurs sites et plusieurs années, que débit, température et coûts restent maîtrisés. Si cette répétabilité se confirme, les techniques pétrolières pourraient transformer la géothermie en complément majeur des énergies renouvelables. Sinon, elles auront surtout élargi une niche. Le verdict viendra moins des annonces de puissance que de l’électricité effectivement livrée, de l’eau consommée et de la confiance conservée autour des puits.
