La France est le deuxième producteur européen de chaleur géothermique profonde au sein de l’UE. Elle en exploite moins de 1%.
Pendant ce temps, l’Allemagne, pays que les spécialistes décrivent volontiers comme un retardataire dans ce domaine, fore en ce moment même sous ses bassins houillers désaffectés. L’institut Fraunhofer IEG a publié récemment les premiers résultats de ses forages à Weisweiler, dans le bassin rhénan. L’Allemagne vise 10 TWh par an d’ici 2030 pour l’ensemble de sa géothermie nationale. La France, pionnière mondiale du doublet géothermique il y a cinquante ans, regarde de loin.
L’essentiel
- Le Fraunhofer IEG a publié des résultats de ses forages exploratoires à Weisweiler, ancienne centrale à charbon en Rhénanie, dans le cadre d’un effort national visant 10 TWh/an de chaleur géothermique d’ici 2030 pour l’ensemble de l’Allemagne.
- Le BRGM estime à 100 TWh/an le potentiel d’économie de gaz via la géothermie de surface en France ; moins de 1% du potentiel géothermique global est aujourd’hui valorisé.
- La France fut la première à industrialiser le doublet géothermique en région parisienne dans les années 1970, mais les programmes successifs ont stagné après les années 1990.
- Le principal frein identifié par les experts est le coût d’investissement. Un forage géothermique s’amortit sur trente ans, et les financements peinent à couvrir cette durée et le risque d’exploration associé.
Weisweiler, laboratoire d’une reconversion industrielle
La centrale de Weisweiler a brûlé du lignite pendant soixante ans. Elle a fermé en 2022, conformément au calendrier de sortie du charbon allemand. Ce qu’elle laisse derrière elle n’est pas un terrain vague : c’est une infrastructure partielle, un réseau de chaleur existant, une main-d’œuvre qualifiée en reconversion, et surtout, un sous-sol que des décennies d’exploitation minière ont cartographié avec une précision rare.
C’est sur ce capital invisible que le Fraunhofer IEG a parié. L’Institut, basé à Bochum et spécialisé dans la transition énergétique des régions minières, fore à Weisweiler depuis 2023. Les forages actuels, exploratoires, n’atteignent que 100 mètres et 500 mètres de profondeur ; les forages profonds, planifiés pour atteindre 1 500 à 3 000 mètres, constituent la prochaine étape du programme. Les résultats publiés récemment alimentent les perspectives d’alimentation de réseaux de chaleur urbains et de process industriels de basse température. Le projet s’inscrit dans un objectif national allemand : atteindre 10 TWh par an de production géothermique à l’échelle du pays d’ici 2030.
Ce chiffre mérite d’être contextualisé. Dix TWh de chaleur équivalent à peu près à ce que consomment 800 000 logements mal isolés pour leur chauffage annuel, ou à la production calorifique d’environ deux réacteurs nucléaires, toute proportion gardée sur la nature de l’énergie. C’est significatif. Ce n’est pas massif à l’échelle du système énergétique allemand, qui consomme plusieurs centaines de TWh de chaleur chaque année. Mais c’est un démarrage, et les Allemands savent que les démarrages comptent.
Ce qui rend Weisweiler instructif, c’est moins le volume que la méthode. En s’appuyant sur des sites dont la géologie est déjà connue, l’Allemagne réduit le risque d’exploration, qui constitue historiquement le principal obstacle économique à la géothermie profonde. Un forage exploratoire en terrain inconnu coûte entre 5 et 15 millions d’euros et peut s’avérer infructueux. Un forage sur un ancien bassin minier bénéficie de décennies de données souterraines. Le coût du risque s’effondre.
La France pionnière qui s’est endormie sur ses lauriers
Il y a une ironie géologique dans la situation actuelle. La France n’est pas un pays qui a ignoré la géothermie. Elle l’a inventée, au sens industriel du terme.
En 1969, le premier doublet géothermique moderne est foré à Melun-l’Almont, en Seine-et-Marne. Le principe est élégant : deux puits, l’un pour extraire l’eau chaude, l’autre pour la réinjecter après usage. Pendant les années 1970 et 1980, sous l’impulsion du choc pétrolier et d’une politique énergétique volontariste, plusieurs dizaines de doublets sont installés en région parisienne. Des quartiers entiers de la banlieue sud et est de Paris sont chauffés à l’eau géothermique du Dogger, un aquifère qui s’étend sous tout le Bassin parisien à des températures de 56 à 85 degrés.
À la fin des années 1980, la France gérait le plus grand parc de doublets géothermiques au monde pour la chaleur urbaine. C’était une réussite technique indéniable, portée par le Bureau de recherches géologiques et minières, qui cartographiait les ressources, et par des sociétés d’économie mixte locales qui exploitaient les réseaux.
Puis le prix du pétrole a chuté. L’urgence a disparu. Les programmes ont stagné. Entre 1990 et 2010, le parc géothermique français n’a presque pas évolué. Quelques incidents sur des doublets mal corrosés ont alimenté une mauvaise réputation. Le financement public s’est tari. Le secteur a survécu, porté par les opérateurs existants, mais sans expansion notable.
Aujourd’hui, le BRGM estime à 100 TWh/an le potentiel d’économie de gaz que permettrait la géothermie de surface, assistée par pompes à chaleur. La production géothermique profonde, elle, atteint environ 2 TWh de chaleur livrée en 2023. L’écart entre le possible et le réel est abyssal.
Le paradoxe du meilleur élève qui n’avance plus
La comparaison avec l’Allemagne n’est pas cruelle par hasard. Elle illustre une dynamique récurrente dans la transition énergétique : ce sont souvent les pays qui partent de plus loin qui progressent le plus vite, parce qu’ils n’ont rien à perdre et tout à prouver.
L’Allemagne, dans les années 1970 et 1980, n’avait pas de tradition géothermique. Elle avait du charbon, beaucoup de charbon, et une industrie sidérurgique et chimique adossée à cette ressource. La question de la chaleur souterraine ne se posait pas. Aujourd’hui, la sortie du charbon forcée par la loi, les bassins houillers désaffectés, et l’urgence de trouver des alternatives pilotables à la chaleur fossile créent une pression qui n’existait pas.
La France, à l’inverse, disposait d’un parc fonctionnel et d’une expertise reconnue. Mais cette avance a aussi fonctionné comme un anesthésiant. Quand on a déjà quelques dizaines de doublets qui tournent, quand l’électricité nucléaire reste compétitive, quand le gaz naturel est resté bon marché jusqu’en 2021, le sentiment d’urgence ne se forme pas.
La guerre en Ukraine a changé la donne énergétique européenne. Mais la géothermie profonde française n’a pas connu de relance comparable à celle des pompes à chaleur ou du solaire photovoltaïque. La raison est simple : le solaire s’installe en dix-huit mois. Un doublet géothermique prend cinq à huit ans entre la décision, les études, le forage et la mise en service. Dans un contexte politique où les cycles électoraux façonnent les budgets, la géothermie arrive toujours trop tard pour le mandat en cours.
Ce que le sous-sol français peut réellement offrir
Cent TWh par an : ce chiffre demande à être décomposé pour être compris.
Il ne désigne pas une ressource uniforme accessible partout. Il représente la somme de plusieurs aquifères profonds répartis sur le territoire. Le Bassin parisien, déjà partiellement exploité, en concentre une part importante. Le Bassin aquitain, dont les eaux profondes atteignent 80 à 120 degrés, représente un potentiel thermique considérable pour l’industrie agroalimentaire et les serres agricoles. Le fossé rhénan alsacien, lui, recèle des ressources à des températures bien plus élevées, proches de 200 degrés, qui permettraient d’envisager une production d’électricité en plus de la chaleur.
Pour mettre ce chiffre en perspective autrement : 100 TWh de chaleur, c’est environ 40% des besoins de chauffage actuels des bâtiments résidentiels français. C’est une fraction, mais une fraction qui ne brûle pas de gaz, ne produit pas de CO2, fonctionne 8 000 heures par an sans intermittence, et dont le combustible est littéralement inépuisable à l’échelle humaine.
La géothermie profonde a une propriété rare dans le paysage des énergies renouvelables : elle est pilotable. Contrairement au solaire et à l’éolien, elle ne dépend pas de la météo. Un réseau de chaleur géothermique délivre la même puissance en décembre qu’en août. Pour les gestionnaires de réseaux de chaleur urbains, c’est une qualité qui vaut de l’or, parce qu’elle supprime le besoin de capacité de backup fossile.
C’est précisément cette stabilité qui rend l’écart entre potentiel et exploitation si difficile à justifier rationnellement. La ressource est là, connue, cartographiée, techniquement maîtrisée. L’obstacle n’est pas une question d’ingénierie.
La patience institutionnelle comme ressource rare
Les économistes du financement de la transition énergétique identifient un problème structurel que la finance traditionnelle ne résout pas facilement : les investissements à très long délai de retour, même rentables, ne trouvent pas de financement de marché. La géothermie profonde est un cas d’école.
Un doublet géothermique coûte entre 10 et 25 millions d’euros selon la profondeur et la géologie. Il commence à produire cinq à huit ans après la décision d’investissement. Son amortissement complet s’étale sur vingt-cinq à trente ans. Les experts l’affirment sans détour : le frein principal, c’est le coût à l’investissement. Sur la durée totale du projet, le coût du MWh thermique est compétitif avec toutes les alternatives fossiles, et l’installation ne consomme ni gaz ni pétrole. Mais trouver un investisseur privé disposé à immobiliser 20 millions d’euros pendant sept ans avant le premier euro de revenu, dans un secteur perçu comme risqué sur la ressource, reste difficile.
La France a tenté de résoudre ce problème avec le Fonds chaleur de l’ADEME, créé en 2009. Ce fonds subventionne les installations de chaleur renouvelable, géothermie incluse. Il a permis quelques projets supplémentaires. Mais ses dotations annuelles sont insuffisantes pour couvrir le risque d’exploration, qui reste la barrière principale. Une percée de forage infructueuse sur un projet pour lequel les collectivités locales et leurs partenaires financiers avaient tout misé peut décourager une région entière pour une décennie.
L’Allemagne a choisi une approche différente pour les friches minières. En finançant directement la phase de reconnaissance géologique via le Fraunhofer IEG, un organisme public de recherche appliquée, elle socialise le coût du risque. Si le forage est infructueux, le coût est absorbé par l’institut. Si le forage est concluant, les résultats sont publiés et accessibles à tous les opérateurs potentiels. Le risque privé diminue ; le nombre de projets bancables augmente.
Ce mécanisme n’est pas nouveau. C’est exactement ce qu’ont fait les États-Unis dans les années 1980 pour l’exploitation des gaz non conventionnels : des programmes fédéraux de recherche ont établi la cartographie des ressources et validé les techniques d’extraction. Quand le risque géologique était connu, le capital privé est arrivé massivement. On connaît la suite.
Trente ans d’horizon, quelques années pour décider
L’arc temporel de la géothermie profonde est incompatible avec la logique des mandats politiques. Un programme lancé aujourd’hui donnera ses premiers résultats opérationnels vers 2032, ses premiers retours sur investissement complets vers 2055. Les élus qui prendraient la décision aujourd’hui n’en verront probablement pas les fruits électoraux.
C’est pourquoi la géothermie profonde, comme les investissements forestiers ou les infrastructures de très long terme, exige un type particulier d’acteur public : celui qui se fixe des objectifs générationnels et se dote d’outils de financement qui traversent les alternances. La Caisse des Dépôts, les banques publiques d’investissement, les sociétés d’économie mixte locales à capitaux stables : ce sont ces structures qui ont porté la géothermie parisienne dans les années 1970. Elles existent toujours.
Il existe aujourd’hui en France un mouvement de relance discret. Plusieurs collectivités locales, notamment en Île-de-France et en Alsace, ont relancé des études préalables sur leurs sous-sols. La région Île-de-France a annoncé un programme visant à développer de manière significative le nombre de doublets géothermiques exploités sur son territoire. L’Eurométropole de Strasbourg travaille depuis plusieurs années sur un projet de géothermie profonde dans le fossé rhénan, avec des perspectives de production à haute température.
Ces initiatives restent dispersées, sans vision nationale coordonnée. L’Allemagne n’a pas une vision nationale de la géothermie non plus, à proprement parler. Mais elle a quelque chose que la France n’a pas encore : une urgence territoriale. Des villes entières de la Ruhr et de Rhénanie qui chauffaient au charbon doivent trouver autre chose. Cette contrainte locale produit de l’inventivité et de la pression politique que le confort du système gazier français n’a pas encore généré.
Le prix du gaz en 2021 et 2022 aurait pu constituer ce déclencheur. Il ne l’a pas été pour la géothermie, dont les délais de réalisation sont trop longs pour répondre à une crise de court terme. Mais les projets qui auraient été lancés en 2022 seraient opérationnels en 2029. Ils ne l’ont pas été.
La question n’est pas de rattraper l’Allemagne. L’Allemagne rattrapait la France il y a dix-huit mois ; elle la dépassera probablement sur la géothermie des friches industrielles d’ici 2030 par la seule force de sa contrainte de sortie du charbon. La question est de savoir si les gigawatts qui dorment sous le sol français trouveront des institutions assez patientes pour les réveiller avant que la fenêtre de décision se referme encore une fois.
Un doublet géothermique lancé en 2026 sera amorti en 2056. La ressource, elle, sera encore disponible en 2200. Le temps joue pour la géothermie. Il faut juste décider d’y jouer aussi.
Sources
- Media24 / Fraunhofer IEG — Résultats des forages à Weisweiler, juillet 2026
- BRGM — Évaluation du potentiel géothermique français, rapport de synthèse (disponible sur brgm.fr)
- ADEME — Bilan du Fonds chaleur, édition 2024 (disponible sur ademe.fr)
- Fraunhofer IEG — Institut für Energie-Infrastrukturen und Geothermie, présentation institutionnelle et publications de recherche (disponible sur ieg.fraunhofer.de)
- Eurométropole de Strasbourg — Programme géothermie profonde dans le fossé rhénan, documents de consultation publique
- Région Île-de-France — Plan chaleur renouvelable, objectifs 2030 (disponible sur iledefrance.fr)
- EDF - Géothermie en chiffres
- Fraunhofer IEG - Page de presse officielle
- Fraunhofer IEG - Reallabor Geothermie Rheinland
- BRGM / HCP - Potentiel géothermie de surface 100 TWh
- Ville de Melun - Premier doublet 1969
- MTES - Chiffres clés énergies renouvelables 2025
- Connaissance des énergies - Frein principal géothermie
- ThinkGeoEnergy - Objectif 10 TWh Allemagne 2030
- Eurométropole de Strasbourg - Géothermie profonde