French (France)
Le potentiel identifié et les objectifs fixés par la PPE 3 dessinent une trajectoire ambitieuse, mais le décalage persistant entre ces ambitions et le rythme réel de déploiement révèle des blocages structurels qu'aucune innovation technologique ne suffira, à elle seule, à lever. La montée en puissance de la filière reste conditionnée à une simplification effective du cadre administratif, à la structuration d'un tissu professionnel qualifié et à une sécurisation financière des investissements de forage, trois chantiers indissociables sans lesquels le passage à l'échelle restera hors de portée.
À l’échelle mondiale, l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) projette que les avancées technologiques permettront à la filière géothermique de couvrir 15 % de la croissance de la demande mondiale d’électricité d’ici 2050, contre moins de 1 % aujourd’hui. Dans un contexte marqué par l’instabilité chronique des marchés des énergies fossiles, la chaleur du sous-sol s'impose comme une solution de résilience stratégique.
La transition énergétique ne peut reposer indéfiniment sur la consommation massive d'énergies fossiles importées, dont le coût et l'impact carbone ne sont plus soutenables. La chaleur représente environ 40 % des émissions de CO₂ liées à l'énergie1, et peu de solutions renouvelables sont capables d'y répondre en base, de manière pilotable et continue. La géothermie est l'une d'elles.
La géothermie rassemble les techniques permettant la récupération de l’énergie thermique contenue naturellement dans le sous-sol afin de l’exploiter soit directement sous forme de chaleur ou de froid, soit comme moyen de production d’électricité et de chaleur ou de froid par cogénération. Elle permet d’assurer le chauffage, le refroidissement des bâtiments en réduisant jusqu’à 90 % leurs émissions de CO2 et de 75 % leur consommation d’énergie par rapport au gaz2. Cette énergie peut être valorisée de façon directe, par l’usage de pompes à chaleur (PAC) individuelles, ou par un réseau collectif de chaleur.
On distingue trois grandes catégories. La géothermie de surface concerne l'habitat individuel, le petit collectif et le secteur tertiaire, et repose sur des pompes à chaleur puisant la chaleur dans les premiers mètres du sol. La géothermie profonde basse température, dite calogène, exploite par forage des aquifères profonds pour alimenter des réseaux collectifs de chaleur. La géothermie profonde haute température, dite électrogène, est orientée vers la production d'électricité et la cogénération, et concerne principalement les zones volcaniques ou de fracture géologique profonde.
Dans un environnement géopolitique durablement instable, entre tensions persistantes au Moyen-Orient et volatilité chronique des marchés du gaz et du pétrole, exploiter la chaleur du sous-sol national devient un acte de souveraineté. La crise du détroit d'Ormuz depuis février 2026 illustre concrètement le risque en approvisionnement énergétique puisque le prix du gaz sur le marché européen de référence (TTF) a plus que doublé, passant d'environ 30 €/MWh à près de 70 €/MWh après les frappes sur le terminal qatari de Ras Laffan, crucial pour la production mondiale de gaz naturel liquéfié (GNL)3. La France, qui importe presque la totalité de ses hydrocarbures4, dispose avec la géothermie d'un levier pour réduire structurellement cette dépendance. Le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) estime que la seule géothermie de surface pourrait fournir jusqu'à 100 TWh de chaleur d'ici 15 à 20 ans5. À l'échelle mondiale, l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE) projette que les avancées technologiques permettront à cette filière de couvrir 15 % de la croissance de la demande mondiale d'électricité d'ici 20506, contre moins de 1 % aujourd'hui.
Le rapport de la Cour des Comptes de janvier 2026 dresse un bilan contrasté7. La géothermie de surface accuse un retard significatif avec 4,7 TWh produits en 2024, pour un objectif PPE 3 de 18 TWh en 2035. Ce déficit s'explique principalement par un frein structurel bien identifié, la dissociation entre l'investisseur initial et le bénéficiaire final, particulièrement pénalisante dans le secteur locatif où celui qui finance l'installation ne perçoit pas directement les économies qu'elle génère. Pour y remédier, la Cour des Comptes préconise une simplification substantielle des démarches administratives, aujourd'hui perçues comme un obstacle majeur au passage à l'échelle.
La géothermie profonde, quant à elle, bénéficie d'une dynamique réglementaire plus favorable. La réforme de 2025 a porté le taux de couverture du risque de forage de 65 % à 90 %, un signal fort à destination des investisseurs qui hésitaient face à l'incertitude géologique inhérente aux opérations souterraines. Cette avancée ne gomme pas tout puisque le coût complet de production a été réévalué entre 65 et 70 €/MWh, rappelant que la compétitivité de long terme de la filière reste conditionnée à la montée en puissance industrielle et aux gains d'expérience accumulés.
Au-delà de ces freins, plusieurs vecteurs de croissance se dessinent. Les boucles d'eau tempérée géothermale (BETEG) permettent d'adresser un marché naissant, la climatisation renouvelable, qui dispose d’un fort potentiel. Dans un contexte de réchauffement climatique où les besoins en froid urbain s'intensifient chaque année, ce vecteur représente une opportunité industrielle encore largement sous-exploitée, que la géothermie de surface est en mesure de saisir dès aujourd'hui. La filière bénéficie par ailleurs d'un avantage compétitif rare, avec la possibilité d'un transfert direct de compétences depuis le secteur des hydrocarbures. Selon l'AIE, 80 % des savoir-faire du pétrole et du gaz (forage directionnel, ingénierie de réservoir…) sont directement transposables à la géothermie8. Ce transfert est d'autant plus pertinent que le secteur pétrolier est appelé à se contracter sous l'effet de la transition énergétique. Ainsi, reconvertir ses actifs humains et technologiques au profit d'une infrastructure thermique souveraine constitue l'une des transitions les plus concrètes que la France puisse opérer à court terme.
Les forages profonds ouvrent par ailleurs une perspective complémentaire avec la valorisation des saumures géothermales, ces eaux souterraines chargées en minéraux dont le lithium. Le BRGM a identifié des gisements à fort potentiel dans le Fossé Rhénan, où les concentrations dépassent 150 mg de lithium par litre9. Ce modèle de « mine d’énergie », qui combine production de chaleur et récupération de minéraux stratégiques avec une empreinte environnementale réduite par rapport à l’extraction minière conventionnelle, améliore le retour sur investissement des forages profonds.
C'est dans ce contexte que les innovations technologiques de nouvelle génération prennent tout leur sens. Deux systèmes structurants ouvrent des perspectives inédites pour la géothermie profonde. La première, les systèmes géothermiques stimulés (EGS, Enhanced Geothermal Systems), consiste à fracturer des roches chaudes naturellement peu perméables afin d'y créer des circulations artificielles de fluide, permettant d'extraire de la chaleur là où elle était auparavant inaccessible. La seconde, les systèmes géothermiques en circuit fermé (AGS, Advanced Geothermal Systems), repose sur un conduit entièrement clos dans lequel le fluide caloporteur circule sans jamais entrer en contact avec la roche environnante, à la manière d'un radiateur souterrain géant. Cette architecture réduit fortement les risques de fuite et de sismicité induite, tout en rendant l'exploitation envisageable au-delà de 3 km de profondeur. Combinées, ces deux technologies laissent entrevoir une réduction des coûts d'investissement de l'ordre de 80 % d'ici 2035, avec des coûts de production susceptibles d’atteindre environ 50 €/MWh10. Atteindre ce seuil n'est cependant pas automatique, puisque cela suppose un déploiement industriel à grande échelle permettant des effets d'apprentissage, des politiques de soutien stables sur le long terme (tarifs de rachat garantis, subventions à la R&D…), ainsi qu'une coopération européenne sur les standards techniques et le partage des données de forage.
Le déploiement de la géothermie de surface se heurte à un frein supplémentaire, la faiblesse du tissu d'installateurs spécialisés. Les entreprises maîtrisant l’installation de pompes à chaleur géothermiques restent peu nombreuses et la montée en compétences de la filière constitue un prérequis indispensable à tout passage à l’échelle. Ce déficit s’accompagne d’une méconnaissance généralisée des dispositifs de financement disponibles, notamment les fiches d’opérations standardisées du dispositif des Certificats d’économies d’énergie (CEE), mécanisme par lequel les fournisseurs d’énergie financent une partie des travaux de rénovation réalisés par les maîtres d’ouvrage. Les fiches dédiées aux PAC géothermiques (BAR-TH-178 « Système géothermique en résidentiel collectif » et BAT-TH-162 « Système géothermique en tertiaire »), dont la complexité technique freine l'appropriation par les professionnels du bâtiment.
Paradoxalement, cette technicité constitue également un facteur protecteur. La géothermie est l'une des rares filières énergétiques à présenter un taux de fraude particulièrement bas, en raison des contraintes méthodologiques qu'elle impose. Les études de dimensionnement obligatoires, qui conditionnent toute installation, rendent difficile le contournement des règles et garantissent un niveau minimal de rigueur. Ce cadre exigeant, s'il ralentit la croissance à court terme, contribue à la crédibilité et à la durabilité de la filière.
Dans ce contexte, l'objectif d’un million de pompes à chaleur fabriquées en France d'ici 2027, fixé par le Gouvernement11, illustre l'ampleur du défi industriel à relever. Atteindre ce seuil supposera non seulement un effort soutenu de formation des installateurs et de diffusion des outils de financement, mais aussi une mobilisation coordonnée des acteurs publics et privés pour structurer une offre à la hauteur du potentiel identifié.