Géothermie

La géothermie, c’est la chaleur interne de la Terre, entretenue par la lente désintégration des isotopes radioactifs de la croûte et du manteau, et par la chaleur résiduelle de la formation de la planète. En moyenne, la température gagne environ 25 à 30 °C par kilomètre de profondeur (le gradient géothermique). Près des frontières de plaques, des arcs volcaniques et des rifts, ce gradient peut être plusieurs fois plus raide, ce qui met de l’eau à plus de 200 °C à portée de foreuse. Presque toutes les centrales géothermiques du monde se trouvent dans ces zones privilégiées.

La géothermie fournit une part modeste mais régulière de l’électricité mondiale. Ember et Our World in Data la rangent dans les « autres renouvelables » : environ 89 TWh, soit 0,3 % de la production mondiale en 2025. La puissance électrique installée avoisine 15 à 17 GW, selon la source et la méthode de comptage. Son intérêt tient à sa façon de produire, pas à sa taille. Contrairement au solaire et à l’éolien, une centrale géothermique produit de façon presque constante, jour et nuit, toute l’année : c’est l’une des rares sources renouvelables à offrir une puissance garantie, en base.

Comment fonctionne une centrale géothermique

Un système hydrothermal classique réunit trois ingrédients : de la chaleur, une roche réservoir perméable et de l’eau pour transporter cette chaleur. Des puits de production, profonds de 1 à 3 km en général et parfois davantage, atteignent le réservoir. En remontant, le fluide chaud se décomprime et une partie peut se vaporiser brutalement. En surface, il entraîne une turbine, directement ou via un échangeur de chaleur. Le fluide épuisé redescend par d’autres puits, ce qui évacue les minéraux dissous et aide à maintenir la pression du réservoir.

La température fixe la limite fondamentale. Les fluides géothermiques sont bien plus froids que la vapeur d’une centrale à charbon ou nucléaire, d’où un rendement théorique faible :

En pratique, le rendement net de conversion atteint environ 10 à 20 % pour les centrales flash à haute température et 5 à 15 % pour les centrales binaires à basse température. La chaleur étant gratuite, ce faible rendement n’alourdit pas la facture de combustible. Il impose en revanche davantage de puits et des débits de fluide plus importants par MW.

Les principaux types de centrales géothermiques

Vapeur sèche

C’est la conception la plus simple : la vapeur sèche du réservoir va directement à la turbine. Ces ressources sont rares. Les deux plus importantes sont Larderello, en Toscane, où la première électricité géothermique au monde a été produite en 1904 et la production commerciale a démarré en 1913, et The Geysers, dans le nord de la Californie, le plus grand complexe géothermique du monde. The Geysers a culminé à plus de 1,5 GW de puissance installée à la fin des années 1980. La surexploitation a ensuite fait chuter la pression du réservoir ; depuis la fin des années 1990, des eaux usées traitées, acheminées par canalisation depuis le comté de Lake et Santa Rosa, y sont injectées pour le recharger, ce qui maintient la production nette autour de 700 à 900 MW.

Vapeur flash

Les centrales flash sont le choix le plus courant pour les ressources à haute température (au-delà de 180 °C environ). L’eau chaude sous pression remonte dans le puits, une partie se vaporise dans un séparateur, et la vapeur entraîne la turbine. Les centrales à double flash font passer la saumure restante dans un second séparateur à plus basse pression pour en extraire davantage d’énergie. Parmi les grands champs flash figurent Wairakei en Nouvelle-Zélande, Olkaria au Kenya, Tiwi et Makban aux Philippines, Cerro Prieto au Mexique et Hellisheiði en Islande.

Cycle binaire

Dans une centrale à cycle binaire, le fluide géothermique, à environ 100 à 180 °C, traverse un échangeur et fait bouillir un second fluide de travail à bas point d’ébullition (isobutane, isopentane ou fluide frigorigène). Cette vapeur entraîne la turbine selon un cycle de Rankine organique. Le fluide géothermal reste en boucle fermée et repart sous terre sans contact avec l’atmosphère : les émissions directes sont donc quasi nulles. Les unités binaires sont modulaires, de quelques MW à quelques dizaines de MW chacune, et représentent la plupart des nouvelles centrales en nombre, en particulier aux États-Unis, en Turquie et en Allemagne.

Systèmes géothermiques stimulés (EGS)

Un système géothermique stimulé crée un réservoir là où la roche est chaude mais pas assez perméable. On injecte de l’eau à haute pression pour ouvrir des fractures, puis on fait circuler le fluide entre puits d’injection et puits de production. En principe, l’EGS pourrait rendre la géothermie électrique accessible presque partout, à 3 à 7 km de profondeur. Les progrès récents viennent tout droit du pétrole et du gaz de schiste : forage horizontal, stimulation multi-étapes, outils de forage en diamant polycristallin. Le Project Red de Fervo Energy, dans le Nevada, a démontré en 2023 un doublet horizontal à l’échelle commerciale, et son projet Cape Station, dans l’Utah, vise environ 100 MW en première phase, avec d’autres tranches prévues. Le site Utah FORGE du DOE américain sert de laboratoire de terrain. Les conceptions en boucle fermée, qui font circuler le fluide dans des puits étanches sans fracturation, constituent une approche voisine.

Usage direct et pompes à chaleur géothermiques

La chaleur géothermique sert aussi telle quelle, sans conversion en électricité. L’usage direct recouvre les réseaux de chaleur, les serres, l’aquaculture, les bains et le séchage industriel. Le réseau de chaleur géothermique de Reykjavík chauffe presque toute la région de la capitale, et environ 90 % des logements islandais sont chauffés par géothermie. Le bilan du World Geothermal Congress de 2020 (Lund et Toth) recensait plus de 100 GW de puissance thermique en usage direct dans le monde, mais plus des deux tiers correspondaient à des pompes à chaleur géothermiques.

Les pompes à chaleur géothermiques relèvent d’une autre technologie. Elles n’exploitent pas la chaleur volcanique, mais le sous-sol peu profond, qui reste proche de la température moyenne annuelle locale (environ 8 à 14 °C dans une grande partie de l’Europe et de l’Amérique du Nord). Ce sous-sol leur sert de source de chaleur stable en hiver et de puits de chaleur en été, avec un COP généralement compris entre 3 et 5. Elles fonctionnent presque partout, mais consomment de l’électricité. Vous pouvez en dimensionner une avec le calculateur de pompe à chaleur géothermique.

Les pays leaders

Les puissances sont des fourchettes arrondies tirées de l’IRENA, de ThinkGeoEnergy et des statistiques nationales pour 2023–2025. Fiches pays : Islande, Kenya, États-Unis.

Rendement et facteur de charge

Peu de moyens de production rivalisent avec le facteur de charge de la géothermie. Pour les centrales récentes, la moyenne pondérée mondiale de l’IRENA dépasse 80 %, et les champs bien exploités dépassent 90 %. L’ensemble du parc tourne plus bas, souvent à 70 ou 75 %, car certains champs anciens déclinent et certaines centrales, en Nouvelle-Zélande ou aux États-Unis par exemple, fonctionnent désormais de manière flexible plutôt qu’à puissance constante. La gestion du réservoir pèse lourd. Produire plus vite que la recharge naturelle fait baisser la pression, et il faut forer des puits d’appoint tous les quelques ans pour compenser. Le calculateur de facteur de charge compare la production annuelle avec celle d’une installation solaire ou éolienne de même puissance nominale.

Coûts

Les forages initiaux dominent l’économie de la géothermie. L’exploration et le forage des puits peuvent représenter 30 à 50 % du coût total d’un projet, voire davantage, et chaque puits coûte plusieurs millions de dollars sans garantie de production. Ce risque géologique, supporté dès l’exploration, avant tout revenu, constitue le principal frein à l’investissement. D’où l’effet décisif des assurances contre le risque géologique et des fonds publics d’exploration (au Kenya, en Indonésie ou en Turquie).

• IRENA (2024) : le LCOE moyen pondéré mondial des nouvelles centrales géothermiques s’élevait à environ 0,071 USD/kWh en 2023, avec des projets très dispersés autour de ce chiffre. Les coûts d’installation vont en général d’environ 3 000 à plus de 6 000 USD par kW.
• Lazard LCOE+ (2024) : sans subventions, la géothermie américaine revient à environ 64 à 106 USD/MWh.
• L’ATB du NREL distingue les centrales hydrothermales flash et binaires de l’EGS profond. L’EGS coûte aujourd’hui bien plus cher, mais devrait devenir nettement moins coûteux dans les scénarios avancés.

Une fois la centrale construite, les coûts d’exploitation sont faibles et le risque de prix du combustible inexistant ; avec des rénovations, elle peut tourner 30 à 50 ans ou plus. Rapportée au MWh garanti et pilotable, la géothermie soutient bien la comparaison avec les autres options bas carbone. Le calculateur de LCOE montre comment un facteur de charge élevé compense un investissement lourd.

Foncier, eau et matériaux

Foncier. Par unité d’énergie, la géothermie a l’une des emprises au sol les plus faibles de toutes les sources. Une centrale et ses plateformes de forage occupent quelques hectares pour plusieurs dizaines de MW, et le forage dévié permet de regrouper de nombreux puits sur une même plateforme. Les canalisations qui sillonnent le champ ajoutent une emprise linéaire.

Eau. Les centrales flash et à vapeur sèche alimentent en général leurs tours de refroidissement avec la vapeur géothermique condensée : elles ont donc peu besoin d’eau douce extérieure, même si l’évaporation peut réduire le volume de fluide disponible pour la réinjection. Les centrales binaires à refroidissement par air consomment très peu d’eau. L’EGS a besoin d’eau pour la stimulation et pour compenser les pertes de circulation, ce qui peut finir par peser dans les régions arides.

Matériaux. L’acier des tubages et le ciment forment la plus grande partie de la matière, avec des alliages résistants à la corrosion pour les puits et les échangeurs qui traitent des saumures acides ou salées. Certaines saumures, comme celles du Salton Sea en Californie, contiennent du lithium récupérable, un coproduit potentiel.

Émissions de CO2 directes et sur le cycle de vie

Les émissions de la géothermie varient davantage que pour la plupart des sources, car certains réservoirs contiennent des gaz dissous qui s’échappent quand le fluide arrive en surface. Il s’agit surtout de CO2, avec du sulfure d’hydrogène (H2S) et, en moindres quantités, du méthane.

• GIEC AR5 WGIII Annexe III (2014) : médiane sur le cycle de vie de 38 gCO2e/kWh, fourchette de 6 à 79 g.
• Émissions d’exploitation : une étude de l’ESMAP (Banque mondiale) menée en 2016 sur des centrales du monde entier a relevé des émissions directes de CO2 allant de quelques grammes à plusieurs centaines de grammes par kWh, pour une moyenne pondérée de l’ordre de 100 g. Les centrales binaires qui réinjectent tout leur fluide n’émettent presque rien. Les centrales flash implantées sur des réservoirs riches en carbonates, dans certaines zones de l’ouest de la Turquie et quelques champs italiens par exemple, peuvent égaler ou dépasser une centrale au gaz. (L’évaluation 2021 de la CEE-ONU ne couvrait pas la géothermie.)

Les techniques de réduction progressent. En Islande, le projet CarbFix de Hellisheiði dissout CO2 et H2S dans l’eau et les injecte dans le basalte, où ils se transforment en minéraux carbonatés stables en deux ans environ. Les centrales italiennes utilisent des unités AMIS pour capter le H2S et le mercure. En Turquie et en Nouvelle-Zélande, les nouvelles centrales réinjectent toujours plus souvent la totalité des gaz incondensables, en pratique courante.

Sécurité et impacts environnementaux

La sismicité induite est le risque le plus connu. La plupart des événements sont des microséismes, mais certains ont causé des dégâts. Le projet EGS de Bâle a déclenché un séisme de magnitude 3,4 en 2006 et a été abandonné ; une enquête du gouvernement coréen a conclu que l’injection de fluide sur un site EGS voisin avait déclenché le séisme de Pohang de 2017, de magnitude 5,4. The Geysers enregistre chaque année des milliers de petits séismes liés à l’injection. Les bonnes pratiques actuelles combinent cartographie détaillée des failles, surveillance sismique en temps réel et protocoles « feux tricolores » qui réduisent ou stoppent l’injection lorsque des seuils sont franchis.

Parmi les autres impacts : l’odeur et la toxicité du H2S près des centrales flash dépourvues de traitement ; l’affaissement du sol (plus de 10 m localement à Wairakei après des décennies de production sans réinjection) ; l’élimination de saumures chargées d’arsenic, de bore ou de mercure ; le bruit pendant les forages et les essais de puits ; et les effets possibles sur des sources chaudes et des geysers prisés pour leur valeur culturelle et touristique. La réinjection et le traitement règlent la plupart de ces problèmes, et le nombre de décès par unité d’énergie reste faible.

Perspectives

Pendant un siècle, la géothermie électrique est restée cantonnée aux régions à la géologie généreuse. Cela pourrait changer. Dans son rapport de 2024, The Future of Geothermal Energy, l’AIE estime que les technologies de nouvelle génération (EGS et systèmes en boucle fermée, fondés sur le savoir-faire du forage pétrolier et gazier) pourraient amener la géothermie dans la plupart des pays. Si les coûts continuent de baisser, la géothermie pourrait selon elle couvrir une part substantielle de la hausse de la demande mondiale d’électricité d’ici 2050, et le coût des projets de nouvelle génération pourrait tomber autour de 50 USD/MWh d’ici 2035. L’étude GeoVision du DOE américain voit elle aussi un potentiel de plusieurs dizaines de GW aux États-Unis d’ici 2050 si le coût des forages continue de reculer. Les exploitants de centres de données, en quête d’électricité propre garantie 24 heures sur 24, sont devenus des acheteurs précoces.

La géothermie hydrothermale continue de croître en Indonésie, au Kenya, aux Philippines, en Turquie et en Nouvelle-Zélande, et les réseaux de chaleur géothermiques se développent en Europe, notamment en Allemagne, en France et aux Pays-Bas. La géothermie complète bien les renouvelables variables : une production bas carbone garantie réduit le besoin de stockage. L’emplacement des centrales figure sur la carte mondiale des centrales électriques, et la page de comparaison des technologies met la géothermie en regard de l’hydroélectricité et des autres sources.