Sur un plateau désertique près de Milford, dans l’Utah, près de deux douzaines de puits géothermiques ont été forés pour exploiter la chaleur permanente des roches souterraines. Dix plateformes identiques à celles de Fervo pourraient produire un gigawatt d’énergie par an, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire classique, suffisant pour alimenter un million de foyers. Fervo, soutenue par Google et d’autres investisseurs technologiques, détient plus d’un demi-million d’acres (202 000 hectares) de droits miniers géothermiques aux États-Unis, représentant plus de 50 gigawatts de potentiel. L’entreprise, valorisée à environ 1,4 milliard de dollars (1,2 milliard d’euros), commencera à produire de l’électricité l’an prochain dans le cadre d’un contrat de 500 mégawatts avec Shell et un service public californien, le plus important contrat commercial jamais signé pour de l’électricité géothermique. Actuellement, moins de 1 % de l’énergie mondiale et américaine provient de la géothermie. Cependant, selon des chercheurs de Princeton, les innovations techniques pourraient permettre à la géothermie de produire d’ici 2050 près du triple de la production actuelle des centrales nucléaires américaines, lesquelles fournissent aujourd’hui environ 20 % de l’électricité du pays. L’Agence internationale de l’énergie prévoit que les investissements mondiaux cumulés dans la géothermie pourraient atteindre 1 000 milliards de dollars (867 milliards d’euros) d’ici 2035, contre seulement 1 à 2 milliards de dollars investis en 2024. La géothermie offre une énergie propre, disponible 24 heures sur 24, adaptée aux besoins continus des centres de données, ce qui explique l’intérêt de Google, Meta et d’autres acteurs de l’intelligence artificielle. Elle n’émet pratiquement aucun gaz à effet de serre et peut également fournir de la chaleur propre et servir de stockage d’énergie à l’échelle du réseau. Les systèmes géothermiques stimulés (EGS, Enhanced Geothermal Systems) permettent d’extraire de l’énergie même sans fractures naturelles dans la roche, grâce à la fracturation hydraulique (“fracking”) et au forage multilatéral. Les ingénieurs forent d’abord un puits vertical, puis horizontal, et créent des fractures artificielles entre deux puits parallèles. L’eau injectée circule à travers ces fractures, se réchauffe, puis remonte à la surface pour produire de l’électricité. Fervo a réduit de 70 % son temps de forage en un an, ce qui a considérablement diminué les coûts. Selon le professeur Roland Horne de Stanford, les coûts énergétiques de l’EGS devraient devenir compétitifs d’ici 2027. Les systèmes en boucle fermée (CLS, Closed-Loop Systems) utilisent des tuyaux pour faire circuler un fluide dans un circuit fermé, chauffé en profondeur et ramené à la surface. Ce système fonctionne dans les régions arides mais nécessite plus de tuyauterie et de forage, le rendant plus complexe et coûteux. En Allemagne, la société canadienne Eavor a foré deux puits verticaux de 4,5 à 5 km de profondeur, reliés à une douzaine de puits horizontaux de 3 km chacun, pour créer un “radiateur” souterrain. Le forage des huit premiers puits latéraux a pris plus de 100 jours et coûté des millions de dollars, mais le temps de forage a été réduit de moitié pour les quatre suivants. Eavor prévoit de produire plus de 8 mégawatts (MW) d’électricité et 64 MW de chauffage urbain pour les villages voisins dans les prochaines années. L’énergie géothermique des roches superchaudes, au-delà de 8 km de profondeur et à des températures supérieures à 374 °C, pourrait libérer des térawatts d’énergie propre et stable. À ces profondeurs, la pression rend l’eau supercritique, ce qui permet de produire cinq à dix fois plus d’énergie par puits que les systèmes utilisant de l’eau chaude normale. Selon le Clean Air Task Force (CATF), 13 % du territoire nord-américain présente un potentiel de chaleur intense à moins de 12,5 km de profondeur, et exploiter seulement 1 % de ce potentiel fournirait une capacité de 7,5 térawatts. Les tentatives d’exploitation de la roche brûlante en Islande, où des fluides supercritiques se trouvent à seulement 2 ou 3 km sous terre, ont rencontré des difficultés techniques : températures et pressions élevées, corrosion des équipements, blocages des outils de forage. Malgré cela, les gouvernements islandais et néo-zélandais restent engagés. De nouvelles entreprises développent des équipements innovants, comme Quaise, qui a conçu un faisceau d’énergie à ondes millimétriques capable de forer un trou de 118 mètres de profondeur dans le granit à une vitesse de 5 mètres par heure, contre 0,1 mètre par heure pour les équipements pétroliers à haute température. Quaise vise à forer un puits d’un kilomètre de profondeur l’an prochain et à développer des plateformes complètes pour démontrer la viabilité à grande échelle. La start-up texane Mazama a achevé un projet pilote dans l’Oregon, forant des puits et créant des fractures dans une roche à 330 °C et 3 km de profondeur, sans rupture d’équipement. Mazama prévoit de produire 15 MW dès l’an prochain, avec un objectif de 200 MW à terme. Le professeur Horne estime que 330 °C est une température très prometteuse, proche du seuil supercritique, et que les progrès récents pourraient permettre à Mazama d’atteindre rapidement des températures encore plus élevées. La géothermie traditionnelle ne fonctionne que dans des zones où des fractures perméables se trouvent à moins de 4 km de la surface, avec des températures de 150 à 200 °C. Les nouvelles approches (EGS, CLS, forages superprofonds) permettent d’élargir considérablement le potentiel de la géothermie, en s’affranchissant des contraintes géologiques et en visant des profondeurs de 8 à 20 km, où les températures atteignent environ 400 °C. Ces innovations pourraient transformer la géothermie en une source majeure d’énergie propre, fiable et abondante à l’échelle mondiale.