L’Arabie saoudite veut produire 50% de son électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici 2030. Dans cette trajectoire dominée par le solaire et l’éolien, une ressource plus discrète commence à attirer l’attention des experts : la chaleur du sous-sol.
La géothermie dispose d’un avantage stratégique pour le Royaume. Elle peut fournir une énergie stable, disponible en continu, capable d’alimenter la charge de base du réseau électrique et des usages industriels. Dans un pays engagé dans la diversification de son mix énergétique, cet atout pèse lourd. Les zones volcaniques de l’Ouest saoudien, les «harrats», situées le long du bouclier arabo-nubien, offrent des signaux géologiques prometteurs. Le pays possède aussi une expertise souterraine considérable, accumulée durant des décennies par son industrie pétrolière et gazière.
Mais transformer ce potentiel en filière commerciale exige un changement d’échelle. Les principaux obstacles tiennent aux règles d’accès à la ressource, à la gouvernance des données du sous-sol, à l’utilisation de l’eau et au partage des risques financiers en phase d’exploration. C’est le constat central de deux notes publiées par le King Abdullah Petroleum Studies and Research Center, KAPSARC, qui replacent la géothermie dans une équation plus large : celle d’un marché à construire.
La géothermie fonctionne en captant la chaleur stockée dans les profondeurs de la croûte terrestre. Cette chaleur peut produire de l’électricité via des puits, de l’eau chaude, de la vapeur ou des fluides de travail. Elle peut aussi être utilisée directement pour chauffer, refroidir, alimenter des procédés industriels ou soutenir des applications agricoles. Cette polyvalence lui donne une valeur particulière dans les économies qui cherchent à décarboner leurs infrastructures tout en sécurisant leur approvisionnement énergétique.
À l’échelle mondiale, la filière reste pourtant marginale. Selon les données de Rystad Energy citées par KAPSARC, l’électricité géothermique représentait environ 0,18% de la capacité mondiale de production électrique en 2024. Les usages directs atteignaient près de 0,19% de la demande finale d’énergie. Ces chiffres traduisent un paradoxe : une ressource disponible, permanente et mature sur le plan technique, mais encore freinée par les coûts initiaux, l’incertitude géologique et les cadres réglementaires.
Les nouvelles technologies changent toutefois l’équation. Les cycles binaires, les systèmes géothermiques avancés et la réutilisation d’anciens puits pétroliers ou gaziers ouvrent la voie à des ressources de plus basse température, disponibles dans davantage de régions. Pour l’Arabie saoudite, cette évolution élargit le champ des scénarios possibles, de la production électrique aux usages industriels directs.
Le premier verrou est réglementaire. Les notes de KAPSARC soulignent l’importance de clarifier la propriété des ressources, les droits d’accès au sous-sol, les procédures de permis, les obligations environnementales, les règles d’utilisation de l’eau et la gestion à long terme des réservoirs. Un investisseur a besoin d’un cadre lisible avant de financer des campagnes d’exploration coûteuses. Dans la géothermie, le risque le plus élevé survient avant même la première recette commerciale.
Le deuxième verrou concerne les données. La géothermie dépend d’informations précises sur la géologie, les températures, la pression, la perméabilité, la composition des fluides et les caractéristiques des réservoirs. L’accès à ces données réduit le risque d’exploration et améliore la capacité des investisseurs à évaluer un projet. En Arabie saoudite, cette question prend une dimension particulière. Le pays dispose de bases souterraines considérables grâce aux activités de Saudi Aramco, ainsi qu’aux opérations de Chevron et d’Aramco Gulf Operations dans la zone partagée avec le Koweït. Mais cette information est concentrée entre les mains d’acteurs déjà établis.
Cette concentration crée une asymétrie. Les opérateurs historiques peuvent réinterpréter des données existantes à moindre coût. Les nouveaux entrants doivent financer des campagnes exploratoires pour reconstituer une connaissance du sous-sol déjà disponible dans le système. KAPSARC décrit cette situation comme un problème de «cold start», qui ralentit l’arrivée de capitaux privés.
La géographie complique encore le dossier. Les ressources géothermiques les plus prometteuses se situent dans l’Ouest volcanique du Royaume. Les données les plus riches se trouvent, elles, dans l’Est, où se concentrent les grands bassins hydrocarbures. Pour lever ce décalage, les chercheurs plaident pour une architecture nationale de partage des données, avec des niveaux d’accès différenciés afin de protéger les informations stratégiques tout en donnant au marché une base technique crédible.
L’eau constitue un autre point sensible. La géothermie utilise des fluides pour transporter la chaleur vers la surface. Dans un pays où les ressources hydriques sont limitées et fortement régulées, les projets de faible profondeur pourraient se heurter à des contraintes importantes. L’enjeu consiste à protéger les nappes tout en permettant l’exploitation des ressources thermiques. Cette articulation devra être réglée par des normes claires, adaptées aux spécificités locales.
Le financement représente le troisième pilier. Les projets géothermiques exigent des investissements lourds dès l’exploration et le forage. Le capital est engagé avant la confirmation commerciale de la ressource. Cette structure de risque distingue la géothermie du solaire ou de l’éolien, où les profils techniques et financiers sont mieux standardisés. KAPSARC recommande des mécanismes publics de partage du risque, des garanties, des financements concessionnels et des dispositifs capables d’absorber une partie de l’incertitude initiale.
Le prix de rachat de l’énergie sera décisif. Les développeurs ont besoin de revenus stables, prévisibles et alignés avec des coûts initiaux élevés. Plusieurs outils peuvent être mobilisés : tarifs réglementés, feed-in tariffs, contrats d’achat d’électricité, contrats pour différence ou mécanismes hybrides selon la maturité du marché. Une approche trop étroite, limitée à la production électrique, réduirait la rentabilité potentielle. Les usages directs, industriels et agricoles peuvent renforcer l’équilibre économique des projets.
Les expériences internationales offrent des modèles. Les Pays-Bas ont réduit le risque des opérateurs grâce à des bases de données nationales accessibles. L’Indonésie a créé une plateforme intégrée de données géologiques et géospatiales, tout en maintenant la propriété publique des données géothermiques. Les États-Unis ont confié au Département de l’Énergie et à l’US Geological Survey un rôle central dans l’agrégation et la diffusion des données, avec un effort récent pour accélérer les permis sur les terres fédérales. Les Philippines ont mis en place des processus compétitifs sur des zones définies à partir de données techniques disponibles.
Pour l’Arabie saoudite, la géothermie peut devenir un complément stratégique au solaire et à l’éolien. Elle apporterait une production stable, utile au réseau et aux industries énergivores. Elle pourrait aussi valoriser les compétences de forage, d’ingénierie et de gestion du sous-sol développées par le secteur pétrolier. Le potentiel existe. Le marché, lui, dépendra de la capacité du Royaume à organiser l’accès aux données, clarifier les règles, sécuriser l’eau et construire un cadre de financement adapté.
Sous les sables saoudiens, la chaleur est déjà là. La prochaine étape se jouera dans les textes réglementaires, les bases de données et les modèles de partage du risque.
