Géothermie améliorée : Fervo met en service son premier bloc de 33 MW dans l'Utah
Fervo Energy a déclaré la mise en service commerciale de Cape Station, première centrale de géothermie améliorée en site vierge : 33 MW aujourd'hui, 500 MW visés.
Par Adrien Tournel · Publié le · mis à jour le 26 octobre 2026
Aux États-Unis, la société Fervo Energy a déclaré le 30 septembre 2026 la mise en service commerciale de son premier bloc de Cape Station, dans l'Utah. C'est, selon l'entreprise, le premier projet de géothermie « améliorée » en site vierge à atteindre ce stade.
Ce qui a été annoncé
Fervo a annoncé une première production d'électricité sur le réseau le 24 septembre 2026, puis la date de mise en service commerciale (COD) le 30 septembre, un jour avant l'échéance prévue par le contrat (Renewable Energy Magazine, 2 octobre). Le premier « GeoBlock » fournit 33 MW nets. La phase I de Cape Station, dans le comté de Beaver, en compte trois pour environ 100 MW ; les deux autres doivent atteindre leur mise en service contractuelle au plus tard le 1er janvier 2027. Une phase II de 400 MW est en construction, avec une mise en service attendue en 2028.
La construction du premier bloc a pris 23 mois ; Fervo vise 18 mois pour les suivants. L'entreprise annonce plus de 1 GW de contrats d'achat d'électricité (PPA) signés sur l'ensemble de son portefeuille.
Géothermie « améliorée » : quelle différence ?
La géothermie classique exploite l'eau chaude d'un aquifère naturel. La géothermie améliorée (EGS, enhanced geothermal systems) vise des roches chaudes mais peu perméables : on y crée ou on y agrandit des fissures pour y faire circuler de l'eau, qui ressort chaude et alimente une turbine. Selon Fervo, ce résultat repose sur des progrès en forage, en conception des puits, en modélisation du sous-sol et en essais de débit. Profondeurs et températures ne sont pas précisées dans les communiqués que nous avons consultés.
L'intérêt de la filière tient à une électricité décarbonée et pilotable, disponible jour et nuit, qui complète le solaire et l'éolien. C'est le même besoin que celui des solutions de stockage longue durée, comme les batteries fer-air décrites dans notre article sur Form Energy, ou des demandes croissantes des datacenters (voir notre article sur l'IA et le réseau).
Et en France ?
La géothermie profonde y sert surtout à produire de la chaleur : des doublets de forages entre 200 et 2 500 mètres alimentent des réseaux de chaleur, avec un coût moyen de 15 à 55 € HT par MWh produit selon l'ADEME (page du 19 janvier 2026). Environ 30 % du territoire est jugé exploitable pour le chauffage urbain, notamment les bassins parisien et aquitain. La production d'électricité n'y figure pas parmi les usages décrits.
L'ADEME rappelle aussi que la sismicité concerne surtout les projets EGS, au-delà d'environ 3 km, et qu'une opération du nord de l'Alsace avait provoqué des secousses ressenties à cause d'une stimulation mal maîtrisée. La question de l'acceptabilité reste donc centrale avant tout déploiement de l'EGS en Europe. Pour un autre usage de la chaleur, voir aussi la batterie de sable de Finlande.
À surveiller
La montée en puissance des blocs 2 et 3 d'ici le 1er janvier 2027, le coût réel du MWh produit (non communiqué) et la capacité de Fervo à tenir son objectif de 18 mois de construction.
Sources : Renewable Energy Magazine (02/10/2026), ThinkGeoEnergy (24/09/2026), ADEME (19/01/2026).
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