L’image peut être trompeuse : le bourdonnement d’un excavateur dans le désert du Nouveau-Mexique ne vise pas le pétrole, mais la chaleur. En profondeur, à quelques kilomètres sous la surface, la roche est à des températures capables de générer une électricité fiable 24/7. Cette promesse, celle de la géothermie de nouvelle génération ou EGS (Enhanced Geothermal Systems), attire aujourd’hui les géants de l’Internet. Au cours des deux dernières années, Google, Microsoft et Meta ont signé des accords avec des développeurs géothermiques pour explorer si cette technologie peut devenir la source d’énergie de base nécessaire aux centres de données spécialisés en IA.
Ce pari ne part pas de zéro. La géothermie est employée depuis plusieurs décennies, principalement sur des puits peu profonds (≈400 mètres) pour le chauffage ou dans des zones volcaniques où la production d’électricité est réalisable avec des puits de plus d’un kilomètre. Cependant, son déploiement reste limité et très localisé : aujourd’hui, elle ne représente que moins de 1 % de l’énergie mondiale. L’EGS change cette donne car elle ne nécessite pas un lieu parfait : fracturer des roches chaudes et sèches en profondeur pour créer un réservoir artificiel par lequel circule un fluide qui en extrait la chaleur. Là où il n’existe pas de gisement géothermique naturel, l’EGS tente de l’inventer.
Les premiers essais ont débuté dans les années 70, démontrant une viabilité technique, mais avec des coûts et une complexité qui ont freiné leur développement. Leur relance est aujourd’hui portée par l’apprentissage de l’industrie pétrolière et gazière (forage directionnel, gestion de puits complexes) et par la pression exercée par le boom de l’IA : clusters avec charges continues, forte densité par rack et besoin d’énergie fiable, secteurs où l’éolien et le solaire nécessitent souvent un stockage ou un appoint.
Du laboratoire au contrat : pourquoi les « hyperpuissances » regardent sous la surface
Les chiffres alimentent cette dynamique. Selon l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), il existerait en dessous de 5 km dans le seul États-Unis au moins 7 térawatts accessibles, et plus de 70 térawatts à travers toute la gamme de profondeurs, avec la Californie, le Nevada, l’Utah, l’Oregon et le Nouveau-Mexique comme zones particulièrement prometteuses. Pour mettre cela en perspective : la capacité hydrothermale traditionnelle exploitée s’établit autour de 25 GW. Selon des analyses comme celles du Rhodium Group, si la mise à l’échelle réussit, l’EGS pourrait couvrir une grande partie de la nouvelle demande électrique des centres de données d’ici 2030.
Ce potentiel explique en partie les accords stratégiques des grandes entreprises du numérique. Il ne s’agit pas seulement de contrats d’achat d’électricité classiques ; elles cherchent à expérimenter la technologie, réduire les coûts et accélérer la courbe d’apprentissage. Meta, par exemple, a déjà signé avec deux développeurs aux approches différentes et complémentaires.
Deux voies pour atteindre un même objectif
Sage Geosystems propose un système combinant chaleur et pression. La société forée des puits jumelés jusqu’à 20 000 pieds (≈6 km) dans de la roche à ≥180 ºC, créant un « poumon » artificiel qui stocke à la fois l’énergie mécanique et thermique, ainsi que faitCycles : l’un produit de l’eau chaude sous pression tandis que l’autre se recharge et se remet en température, en alternance quotidienne. La modularité constitue la clé : chaque paire de puits peut fournir entre 3 et 8 MW selon la ressource, et en multiplier plusieurs permet d’atteindre 100, 500 MW ou plus sur une même plateforme, avec des économies d’échelle en perforation et exploitation. Dans son accord avec Meta, la première phase (4–8 MW) est prévue pour 2027, avec une extension à 150 MW d’ici 2029.
XGS, de son côté, opère dans le Nouveau-Mexique en utilisant une conception fermée (closed-loop) pour ne pas faire appel à l’eau dans un environnement aride. Un seul puits est foré dans une roche à >200 ºC, puis un tubage en acier est installé, dans lequel un matériau est injecté pour atteindre la roche environnante thermiquement. À l’intérieur, un tuyau isolé crée une configuration tubulaire–tubulaire où circule un fluide étanche et pressurisé, qui remonte la chaleur en surface. La promesse : fiabilité — des débits stables pendant 20 à 30 ans — un critère indispensable pour le financement par des banques et des ingénieries indépendantes. Le projet vise 150 MW pour 2030, avec une portefeuille potentiel allant de 5 MW à plus de 500 MW.
Un autre acteur, Fervo Energy, avait signé en 2022 avec Google et a mené en 2023 une expérimentation représentative de 30 jours dans son pilote Project Red (Nevada). Les résultats publiés confirment que l’EGS peut fonctionner à l’échelle commerciale.
Red vs. « derrière le compteur » : deux stratégies d’intégration
À court terme, les géants du numérique semblent privilégier l’injection de l’énergie géothermique dans le réseau et l’achat de cette énergie pour leur mix 24/7. C’est la voie la plus rapide et la plus fiable pour augmenter la capacité. Toutefois, la co-implantation — Construire le centre de données près des puits — apparaît comme une opportunité suivante : cela évite les pertes liées à la transmission, réduit les contraintes d’interconnexion et pourrait simplifier les démarches administratives. Avec un profil de base et une possibilité de déploiement rapide, l’EGS peut même s’intégrer dans des “îles électriques” pour contourner les longues attentes pour les interconnexions aux États-Unis.
Les développeurs insistent sur le fait que la géothermie avancée ne se limite pas à l’électricité : elle peut aussi fournir du froid pour la climatisation des campus ou produire de l’eau potable, selon la configuration, ce qui constitue un avantage supplémentaire pour des campus géants.
Les défis : forer est coûteux, risqué et long à obtenir les permis
Le enthousiasme cohabite avec des obstacles classiques. Le forage profond reste cher : selon des études de Stanford et du Laboratoire National des Énergies Renouvelables (NREL), la perforation représente entre 30 et 57 % du CAPEX selon la conception. En outre, les puits rencontrent des risques de perte de circulation, de défaillance d’équipement ou d’ incrustation minérale qui dégradent le débit. Un rapport de Clean Air Task Force rappelle que ces problèmes peuvent entraîner des retards, des coûts supplémentaires, voire l’abandon du projet.
La bureaucratie contribue aussi à freiner le développement. Les permis dépendent surtout des État (et de l’EPA en cas d’eau) ; leur processus, souvent long, ne suit pas toujours le rythme d’urgence requis par l’expansion des centres de données. Bien qu’il existe des signes de soutien politique bipartisan aux États-Unis, les démarches administratives restent lentes par rapport à l’évolution rapidae de l’IA.
Enfin, la compétitivité demeure une question centrale. Une étude publiée dans Environmental Research montre qu’en réduisant de moitié les coûts géothermiques d’ici 2050, cette technologie resterait en concurrence face aux options comme le solaire associé au stockage. Cependant, seuls des réductions de plus de 70 % permettraient à la géothermie de devenir une alternative plus économique et sans carbone.
Au-delà des États-Unis : la géothermie conventionnelle et la prudence « sélective »
À l’étranger, on observe une relance de la géothermie conventionnelle là où il existe des ressources peu profondes et une capacité de forage suffisante. Par exemple, Google a signé un PPA de 10 MW à Taïwan avec Baseload Capital pour des projets classiques. La raison pratique : diminuer le risque technologique dans des marchés où il n’y a pas encore d’écosystème pétrolier capable de mobiliser rapidement équipements et main-d’œuvre, comme en Nouvelle-Zélande, en Indonésie ou en Philippines, qui revitalisent aussi leur industrie géothermique avec un soutien gouvernemental, notamment dans le domaine conventionnel.
La conclusion est claire : la géothermie traditionnelle a un rôle à jouer dans certains marchés, mais ses limites sont clairement perceptibles. Pour que le secteur des centres de données puisse tirer parti de cette ressource à grande échelle, il faudra faire évoluer vers l’EGS et démontrer, au-delà des pilotes, qu’il peut fournir une énergie fiable, compétitive et facilement reproductible.
Le verdict provisoire
La position des géants du numérique en faveur de l’EGS est, selon eux, « stratégique » : elle vise à offrir une capacité fiable dans un monde où l’énergie — plus que les GPUs — devient le nouveau goulet d’étranglement. La géothermie avancée promet une production électrique propre de base, proche des centres de consommation et peut être co-localisée avec les campus d’IA. La période de test jusqu’en 2030 sera déterminante : si les coûts baissent et si les flux d’énergie se stabilisent durant des décennies, la future « perforatrice » qui résonne aujourd’hui dans le Nouveau-Mexique pourrait devenir le bruit de fond de la nouvelle ère informatique.
Questions fréquentes
Quelle différence entre géothermie conventionnelle et EGS (Enhanced Geothermal Systems) ?
La conventionnelle exploite les gisements naturels d’eau chaude perméables ; elle est localisée et dépend de la géologie. L’EGS crée, quant à elle, des réservoirs artificiels dans de la roche chaude et sèche en réalisant des fracturations et stimulations pour faire circuler un fluide et en extraire la chaleur lorsqu’il n’y a pas de ressource naturelle exploitable.
Pourquoi l’EGS intéresse-t-elle les centres de données IA ?
Parce qu’elle offre une énergie fiable 24/7, proche de la charge, avec un potentiel d’emploi en co-localisation et une exposition moindre aux contraintes d’interconnexion. Associée à du stockage et de la gestion thermique, elle peut stabiliser les coûts et améliorer le profil environnemental du campus.
Quels sont les principaux obstacles aujourd’hui ?
Le coût et le risque liés au forage profond, la financement des premiers projets, la obtention des permis et la courbe d’apprentissage industriell. La compétition avec d’autres options décarbonées (comme le solar + batteries) qui ont rapidement réduit leurs coûts constitue aussi un défi.
La géothermie « derrière le compteur » pour les hyperpuissances sera-t-elle visible ?
À court terme, la majorité des accords « injectent » dans le réseau. Toutefois, la co-implantation — construire le centre de données près des puits — est une voie crédible si l’EGS parvient à se déployer à plusieurs centaines de mégawatts avec fiabilité.
Sources :
Datacenterdynamics, « Drilling for data: Can geothermal power meet hyperscale ambitions ? » (20/11/2025, Zachary Skidmore) ; AIE (estimations du potentiel géothermique aux États-Unis) ; Rhodium Group ; MIT (2006, potentiel EGS) ; Clean Air Task Force ; Fervo Energy (Project Red) ; déclarations de Sage Geosystems, XGS, Meta et Wood Mackenzie.
