"Le pari géothermique de Fervo Energy : première unité en service, action en baisse de 64 %"

Il existe un silence particulier qui suit une entreprise qui fait exactement ce qu'elle a promis. Le 30 septembre, Fervo Energy a déclaré l'entrée en exploitation commerciale du premier bloc de 33 mégawatts de sa centrale de Cape Station, dans le comté de Beaver, en Utah, un jour avant son échéance contractuelle, et le bloc a commencé à générer des revenus dans le cadre de son contrat d'achat d'électricité. La centrale tire sa chaleur d'une roche située à quelque 8 000 pieds de profondeur, une roche qui ne renferme aucun réservoir naturel d'eau chaude, en la forant latéralement puis en la fracturant délibérément, avec des techniques empruntées en bloc à l'industrie du pétrole de schiste. L'eau pompée à travers les fractures revient à environ 190 degrés Celsius, assez chaude pour entraîner une turbine jour et nuit, quel que soit le temps. C'est, selon toute mesure technique, le moment où la géothermie améliorée a cessé d'être une démonstration pour devenir une centrale électrique.

Le marché a répondu en amputant la valeur de l'entreprise de près des deux tiers. Fervo a fait ses débuts au Nasdaq en mai à 27 dollars l'action, a bondi à 36 dollars le premier jour de cotation, et à la mi-octobre s'échangeait à un peu plus de 9 dollars, un plus bas historique en clôture et environ 64 % sous son prix d'introduction. Le marché, en d'autres termes, valorise le même projet dans deux directions opposées à la fois : l'ingénierie fonctionne, et l'activité pourrait ne pas fonctionner.

Les deux lectures s'appuient sur des faits. Côté ingénierie, le premier bloc s'est synchronisé avec le réseau le 24 septembre et a atteint son seuil de production de 33 mégawatts, et l'entreprise affirme que les deux autres blocs de la première phase, d'environ 100 mégawatts, doivent suivre d'ici le 1er janvier 2027. Une deuxième phase de 400 mégawatts est déjà en construction, avec une mise en service commerciale visée pour 2028, ce qui porterait Cape Station à environ 500 mégawatts. Google a signé le 1er septembre un contrat d'achat de 396 mégawatts pour le projet, avec une option pour étendre ses achats d'environ 600 mégawatts supplémentaires d'ici juin 2030. Et l'ensemble du secteur remporte discrètement des arguments de prix qu'il perdait auparavant : dans le plan de ressources 2026 de NV Energy, trois offres géothermiques se sont situées entre 105 et 107 dollars par mégawatt-heure, sous la moyenne d'environ 114 dollars des projets solaires avec stockage du même dossier, un écart qui compte parce que la géothermie tourne en continu alors qu'un projet solaire avec batteries de ce dossier ne couvre pour l'essentiel que quatre heures de stockage.

Côté sceptique, les chiffres sont sévères. Fervo n'a déclaré que 138 000 dollars de revenus pour 2025, contre une perte nette de 57,8 millions de dollars, et son prospectus situe les coûts de développement actuels à environ 7 000 dollars par kilowatt, avec un objectif à long terme de 3 000 dollars. En août, l'entreprise a averti d'écrêtements de transport à Cape Station, c'est-à-dire d'une électricité qu'elle peut produire mais pas toujours acheminer. Et le 6 octobre, le vendeur à découvert Morpheus Research a allégué des problèmes de déclin thermique, de perte d'eau et de sismicité sur ses sites. Ces allégations ne sont pas prouvées, et les vendeurs à découvert ont leurs propres intérêts, mais elles sont tombées sur un titre déjà en baisse, et elles désignent exactement les risques qui compteraient le plus pour un réservoir artificiel : que la chaleur s'épuise, que l'eau s'échappe, ou que le sous-sol se rebelle.

Ce que je trouve le plus intéressant, c'est ce sur quoi porte réellement ce désaccord. Il ne porte pas sur le fonctionnement du premier bloc ; il fonctionne, c'est démontré. Il porte sur la question de savoir si un réservoir souterrain artificiel se comporte comme une machine, avec une production prévisible sur des années, ou comme une expérience géologique qui se dégrade de manières qu'aucun historique d'exploitation court ne peut écarter. La production d'une centrale solaire peut être modélisée à partir de relevés météorologiques. Un réservoir géothermique amélioré n'a pas de relevé météorologique, seulement des mois de son propre comportement, et chaque bloc supplémentaire est un nouveau pari que la roche continuera de coopérer. L'objectif « Enhanced Geothermal Shot » du département américain de l'Énergie, 45 dollars par mégawatt-heure d'ici 2035, suppose que la courbe d'apprentissage s'infléchira comme elle l'a fait pour le forage de schiste, où le dernier puits de Fervo à Cape Station a été achevé en 21 jours après une amélioration de 143 % des vitesses de forage. Le schiste, pourtant, n'a jamais eu à prouver que son réservoir serait encore là dans vingt ans. Il n'avait qu'à prouver qu'il pouvait être vidé une fois.

La question qui tranchera ce débat n'est donc pas dramatique. Elle est administrative, presque ennuyeuse, et elle arrive dans quelques semaines : les deux autres blocs de la phase 1 atteindront-ils l'exploitation commerciale d'ici le 1er janvier 2027, portant Cape Station à environ 100 mégawatts de capacité en exploitation générant des revenus ? Si oui, la thèse baissière perd sa meilleure preuve à court terme, et la conversation passera à la longévité du réservoir, où Fervo disposera d'années de données d'exploitation pour argumenter. S'ils prennent du retard, le verdict du marché se durcira jusqu'à devenir proche d'un consensus, et le carnet de contrats de 7,2 milliards de dollars commencera à ressembler davantage à une liste de promesses qu'à un pipeline. Quoi qu'il en soit, les deux prochains mois en diront plus sur la géothermie améliorée que les deux dernières années de levées de fonds, car une centrale qui vend de l'électricité est un fait, et une centrale qui ne fait que promettre de l'électricité reste une histoire.