Avec des projets pilotes en Canaries, des forages profonds à Tenerife et La Palma, et plus de 500 projets actifs en Europe, la géothermie s’impose comme un levier concret pour renforcer l’indépendance énergétique de l’Espagne grâce à une production renouvelable stable, 24h/24.
La géothermie sort enfin du second plan en Espagne
En Espagne, la géothermie n’avance plus comme un dossier expérimental. Elle commence à prendre une place concrète dans la stratégie énergétique nationale. Le point fort de cette technologie reste simple : elle fournit de la chaleur, du froid et, à terme, de l’électricité sans dépendre ni du soleil ni du vent. Cette continuité d’usage change la donne pour un pays qui cherche à réduire sa dépendance aux combustibles fossiles importés.
Le texte source insiste à juste titre sur la stabilité de la géothermie. Mais il manque des repères chiffrés récents. Or ils existent. Selon la Commission européenne, l’Union comptait 1 GW de capacité nette de production électrique géothermique en 2022 et 395 réseaux de chaleur géothermiques en service fin 2022. La même institution précise aussi que la géothermie ne représentait encore que 0,5 % de l’électricité renouvelable produite dans l’UE en 2024. Autrement dit, la marge de progression reste énorme, et c’est justement pour cela que l’Espagne accélère.
Mon avis est clair : la géothermie a longtemps souffert d’un problème de visibilité, pas d’un manque d’intérêt technique. Tant qu’un pays raisonne presque uniquement en éolien et en solaire, il lui manque une brique pilotable pour la chaleur et certains usages industriels. La géothermie remplit ce rôle.
Les Canaries deviennent le laboratoire réel de la géothermie profonde
Le centre de gravité du sujet se trouve aujourd’hui aux Canaries. Selon IDAE, l’appel à projets de géothermie profonde a attribué 106 millions d’euros d’aides à 11 propositions, dont 6 projets à La Palma pour 48 millions d’euros, 3 à Tenerife pour 43,2 millions d’euros, 1 à Gran Canaria pour 15 millions d’euros et 1 à Madrid pour 5 millions d’euros. L’organisme précise aussi que ces travaux incluent les premiers sondages de grande profondeur d’au moins 1 000 mètres de ce type réalisés en Espagne.
Cette répartition dit beaucoup. D’abord, La Palma capte 45,3 % des fonds canariens de l’appel, calcul dérivé à partir des chiffres publiés par l’IDAE. Ensuite, la subvention moyenne ressort à 9,6 millions d’euros par projet sur l’ensemble des 11 dossiers retenus. Ce ne sont pas de petits pilotes. Ce sont des projets de structuration de filière.
Le gouvernement espagnol assume d’ailleurs cette logique de démonstration. Selon le portail du Ministère de la Politique territoriale, l’investissement public-privé total prévu à La Palma atteint 96 millions d’euros. Le même portail rappelle que la date limite initiale de juin 2026 a été prolongée de deux ans et, sous conditions, jusqu’en 2030. Ce point est crucial : sans rallonge calendaire, beaucoup de projets lourds de forage resteraient coincés entre ambition politique et réalité opérationnelle.
Mon avis est net : les Canaries ne servent pas seulement à tester une technologie. Elles servent à réduire le risque perçu par tout le marché espagnol. Si les forages confirment la ressource et la viabilité économique, l’effet de signal sera bien plus fort que n’importe quel discours ministériel.
Pourquoi la géothermie profonde intéresse autant l’Espagne
La raison est d’abord structurelle. Les îles dépendent fortement d’énergies importées, souvent chères et exposées à la volatilité externe. Une ressource locale capable de produire en base a donc une valeur stratégique supérieure à son simple rendement énergétique. Selon la Commission européenne, la géothermie fait partie des 8 technologies stratégiques du Net-Zero Industry Act. Ce statut n’est pas symbolique : il vise à accélérer les investissements et les procédures d’autorisation.
Le texte source évoque la souveraineté énergétique. C’est juste, mais trop général. Le vrai sujet, c’est la combinaison entre production locale, stabilité d’approvisionnement et exposition réduite aux prix fossiles. La géothermie ne remplace pas tout. En revanche, elle peut couvrir des besoins thermiques continus, alimenter des réseaux de chaleur, sécuriser certains usages industriels et, dans les zones favorables, ouvrir la voie à une production électrique pilotable.
Autre élément nouveau : selon EGEC, l’Europe comptait fin 2024 147 centrales géothermiques électriques en exploitation, après la mise en service de 3 nouvelles centrales en 2024 pour 40 MW cumulés. L’organisation recense aussi environ 50 centrales supplémentaires en développement. L’Espagne part de très loin sur ce segment, mais elle n’avance plus seule ni à l’aveugle.
Le vrai marché européen est celui de la chaleur
Le narratif dominant parle souvent d’électricité. En pratique, la géothermie joue déjà un rôle majeur dans la chaleur et le froid. Selon EGEC, l’Europe comptait en 2024 412 systèmes géothermiques de chauffage et de refroidissement urbains en service, ainsi qu’environ 500 projets supplémentaires en développement. Le rapport indique aussi que le secteur a ajouté 10 nouveaux systèmes en 2024, dont un en Espagne.
Ce chiffre complète et actualise utilement la source de départ, qui parlait de “plus de 500 projets actifs” sans distinguer l’existant du pipeline. La nuance compte. Le marché européen repose à la fois sur des actifs déjà en service et sur une réserve de projets en développement qui pourrait doubler la taille du parc actuel.
Selon la Commission européenne, la chaleur et le refroidissement restent un axe prioritaire de décarbonation, notamment parce que ce secteur avance plus lentement que l’électricité. Mon avis est simple : c’est là que la géothermie espagnole peut être rentable le plus vite. Pas nécessairement dans les grandes centrales électriques en premier, mais dans les usages thermiques continus, les bâtiments tertiaires, les équipements publics et certains réseaux urbains.
Pompes à chaleur géothermiques : plus stables, mais encore sous-déployées
Le texte source affirme que les pompes à chaleur géothermiques affichent de meilleurs rendements que l’aérothermie. L’idée est globalement cohérente, mais elle mérite des chiffres. Selon EGEC, l’hypothèse de performance actuelle dans le résidentiel est de 4,5 pour les systèmes géothermiques en boucle fermée et de 5,5 pour les systèmes ouverts. Concrètement, 1 kWh d’électricité peut fournir jusqu’à 5,5 kWh de chaleur. Le même rapport précise que les forages peuvent rester utiles plus de 100 ans, tandis que la pompe à chaleur elle-même doit généralement être remplacée tous les 20 à 25 ans.
Deuxième métrique dérivée : avec une efficacité de 4,5, la part d’électricité nécessaire pour livrer 1 kWh de chaleur tombe à environ 0,22 kWh. Avec une efficacité de 5,5, elle descend à environ 0,18 kWh. Cette stabilité saisonnière constitue l’avantage réel face à l’aérothermie, dont les performances chutent davantage quand l’air extérieur se refroidit fortement.
Le problème n’est donc pas la performance. Le problème, c’est le marché. Selon EGEC, seulement 111 000 pompes à chaleur géothermiques ont été vendues dans l’Union européenne en 2024, soit une baisse de 29 % par rapport à 2023. Pourtant, le parc total atteignait déjà 2,43 millions d’unités en Europe, pour une capacité installée de 37,6 GW thermiques et une production de 85 TWh de chaleur en 2024, au bénéfice de plus de 10,5 millions de personnes.
Autre signal utile : selon EurObserv’ER, l’Espagne a vendu 4 593 pompes à chaleur géothermiques en 2023, contre 4 062 en 2022. Cela représente une hausse d’environ 13,1 % sur un an, calcul dérivé à partir des données publiées par l’observatoire. La progression existe, mais elle reste modeste à l’échelle d’un grand marché immobilier.
Le coût initial reste élevé, mais il faut regarder le cycle de vie
La géothermie souffre d’un handicap classique : le ticket d’entrée. Selon EGEC, pour un petit système géothermique de moins de 20 kWth, l’achat et l’installation coûtent généralement entre 25 000 € et 35 000 €. Pour les systèmes plus grands, le coût d’investissement tourne autour de 1 500 € par kWth.
Ces montants sont élevés. Mais il faut les mettre en face de la durée d’usage des sondes, du faible coût d’exploitation et de la capacité à assurer chauffage, rafraîchissement et parfois eau chaude. C’est pour cela que les projets publics ou tertiaires ont souvent un meilleur alignement économique que les maisons individuelles isolées : les heures d’utilisation sont plus nombreuses et l’amortissement plus lisible.
Un exemple espagnol récent permet d’ancrer le sujet. Selon MITECO, le plus grand projet géothermique de la ville de Madrid, sur le site de San Juan de la Cruz, affiche une puissance thermique de 1,2 MW pour un financement de 4,3 millions d’euros. L’installation comprend 106 puits répartis en 3 champs géothermiques, avec une profondeur allant jusqu’à 150 mètres. Le ministère précise aussi que le projet permettra de remplacer presque totalement le fioul pour le chauffage et d’économiser jusqu’à 1 million de litres d’eau utilisés par les tours de refroidissement.
À partir de ces données, le coût d’investissement ressort à environ 3,58 millions d’euros par MW thermique. Rapporté au nombre de forages, cela représente environ 40 566 € par puits, en intégrant l’ensemble du projet et pas seulement le forage. Ce n’est pas un standard universel, mais c’est un ordre de grandeur concret pour comprendre ce que coûte une géothermie urbaine dense en milieu contraint.
La rénovation des bâtiments est le terrain le plus crédible à court terme
Le texte source mentionne la réhabilitation énergétique des bâtiments. C’est probablement le segment le plus crédible à court et moyen terme en Espagne. Selon Eurostat, la part des énergies renouvelables dans le chauffage et le refroidissement de l’UE a atteint 26,7 % en 2024, un record historique. La géothermie fait partie des sources comptabilisées dans cette progression.
En pratique, la géothermie a un avantage décisif dans la rénovation lourde : elle valorise la température stable du sous-sol, ce qui réduit l’effort thermodynamique de la pompe à chaleur. Cette caractéristique devient précieuse dans les immeubles tertiaires, les administrations, les hôpitaux, les campus, les hôtels et les ensembles résidentiels où les besoins de chaud et de froid se succèdent toute l’année.
Mon avis est tranché : l’Espagne perd du temps si elle limite la géothermie à une vitrine canarienne. La vraie diffusion passera par les bâtiments et les réseaux locaux. C’est moins spectaculaire qu’une centrale électrique, mais c’est plus duplicable.
Recherche, numérique et gestion du sous-sol : le prochain avantage compétitif
L’autre angle peu développé dans la source d’origine concerne la gestion fine des installations. Or ce sujet monte vite. Selon l’IGME-CSIC, le projet THERMAL testé à Saragosse a développé une méthode de pilotage visant à coordonner plusieurs systèmes géothermiques urbains utilisant l’eau souterraine, afin d’éviter qu’ils se perturbent mutuellement et d’améliorer l’efficacité globale. C’est un point technique, mais stratégique.
Plus les villes densifient les usages du sous-sol, plus la planification thermique locale devient importante. Sans cartographie, sans suivi des températures et sans contrôle des interactions entre installations, la géothermie urbaine peut perdre en performance. Avec des outils de modélisation et de supervision, elle gagne en robustesse.
Le débat ne porte donc plus seulement sur “faut-il investir ?”. Il porte sur “comment industrialiser proprement ?”. Et sur ce point, l’Espagne dispose d’un terrain intéressant, entre expertise volcanologique aux Canaries, besoins de rénovation du parc bâti et montée en puissance d’acteurs publics comme IDAE, MITECO et IGME-CSIC.
Marché, financement et exécution : les trois conditions à ne pas rater
Le secteur a encore trois fragilités claires. Premièrement, le risque géologique en amont, surtout en géothermie profonde. Deuxièmement, le coût initial. Troisièmement, la lenteur des procédures. Selon la Commission européenne, ces freins expliquent en grande partie le retard historique du secteur par rapport à d’autres renouvelables.
Mais la dynamique change. Le Conseil de l’Union européenne a appelé fin 2024 à accélérer le déploiement de la géothermie. Et selon EGEC, les campagnes d’exploration ont fortement progressé, avec plus de 17 campagnes réalisées en 2024 contre 10 en 2023, et au moins 10 campagnes sismiques 3D lancées au premier semestre 2025. Le message du marché est limpide : l’Europe fore davantage, donc elle prépare davantage de projets réels.
Pour l’Espagne, la priorité n’est pas de promettre une bascule rapide du mix énergétique grâce à la seule géothermie. La priorité est plus pragmatique : sécuriser les forages canariens, multiplier les démonstrateurs urbains, standardiser les modèles économiques des bâtiments et raccourcir les délais administratifs. C’est moins vendeur en communication, mais c’est ainsi qu’une filière devient solide.
Source de référence
https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/geothermal-energy_en
Mon avis :
Texte solide sur le fond : il identifie bien l’atout clé de la géothermie, sa production pilotable 24/7, rare parmi les renouvelables. Sa limite est son ton trop promotionnel : il affirme une supériorité sur l’aérothermie et évoque « plus de 500 projets » sans sourcer ni nuancer selon usages, coûts ou contexte géologique.
