Geothermie-Energiemarkt Größe und Anteil 2026-2035

Größe des Geothermie-Marktes

Laut einer aktuellen Studie von Global Market Insights Inc. wurde der Geothermie-Markt im Jahr 2025 auf 66,9 Milliarden US-Dollar geschätzt. Der Markt soll von 67,9 Milliarden US-Dollar im Jahr 2026 auf 109,6 Milliarden US-Dollar bis 2035 wachsen, mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 5,5 %.
 

• Saubere und zuverlässige Beschaffungsvorschriften für die Netzzuverlässigkeit fördern das Wachstum der Geothermie, indem sie Ressourcen mit hohem Kapazitätsfaktor belohnen. Beispielsweise ordnete die Entscheidung D.21-06-035 der kalifornischen CPUC 11.500 MW neue netto qualifizierende Kapazität für 2023–2026 an und verlangte mindestens 1.000 MW aus sauberen festen Ressourcen wie Geothermie, um explizit die Zuverlässigkeit in der Mitte des Jahrzehnts und die tiefe Dekarbonisierung zu unterstützen. Dieses politische Signal erhöht die Vertragssichtbarkeit, verbessert die Bewertung fester erneuerbarer Energien in Kapazitätsmärkten und stärkt die Bankfähigkeit für Entwickler und Lieferanten.
   
• Öffentliche F&E- und Demonstrationsförderung senkt das Technologierisiko und beschleunigt die Kommerzialisierung der nächsten Generation von Geothermie. Beispielsweise kündigte das US-Energieministerium ein Programm mit einem Volumen von 84 Millionen US-Dollar im Rahmen des Bipartisan Infrastructure Law an, um Pilot-Demonstrationsprojekte für verbesserte geothermische Systeme (EGS) in verschiedenen geologischen Umgebungen zu unterstützen. Durch die Übernahme von Feldvalidierung und Datenerzeugung reduzieren solche Programme die wahrgenommene Unsicherheit unter der Oberfläche, ziehen private Co-Investitionen an und erweitern die adressierbare geothermische Ressourcenbasis über traditionelle hydrothermale Regionen hinaus.
   
• Die Verbesserung der Projektwirtschaft durch Kostensenkungen und Leistungslernen stärkt die Investitionsgrundlage für Geothermie als feste erneuerbare Kapazität. Beispielsweise berichtete die IRENA, dass die globale gewichtete durchschnittliche Geothermie-Strom-LCOE im Jahr 2024 um 16 % fiel, von 0,072 US-Dollar/kWh auf 0,060 US-Dollar/kWh. Geringere nivellierte Kosten in Verbindung mit stabilen Kapazitätsfaktoren machen Geothermie in Märkten für Ressourcenausreichendheit wettbewerbsfähiger und unterstützen die breitere Einführung modularer Binär- und ORC-Lösungen für verschiedene Reservoirtemperaturen, was die erwarteten Projektrenditen erhöht.
   
• Regulatorisch gestützte Beschaffung durch Versorgungsunternehmen schafft langfristige Einnahmesicherheit, die Projektfinanzierung freisetzt und die Skalierung beschleunigt. Beispielsweise genehmigte die CPUC 2024 mittelfristige Zuverlässigkeitsverträge von Southern California Edison, die Geothermie (Binär) von Fervo-Partnern umfassten, mit vertraglich festgelegten Kapazitäten von 70 MW und 250 MW und Lieferungen ab 2027. Solche Genehmigungen validieren Abnahmevereinbarungen, reduzieren das Gegenparteirisiko und fördern eine tiefere Pipeline für Geothermie-Kapazitäten, die auf die Systemplanungsbedürfnisse abgestimmt sind.
   
• Politiken zur Dekarbonisierung der Wärme und dedizierte Anreize erweitern die Geothermie über die Stromerzeugung hinaus auf großflächige Fernwärme, insbesondere in Europa. Beispielsweise stellt das Bundesförderprogramm für effiziente Wärmenetze (BEW) in Deutschland bis 2026 etwa 3,57 Milliarden US-Dollar für erneuerbare Wärmequellen einschließlich Tiefengeothermie bereit. Separat erhielt die Münchner Stadtwerke München 2024 eine Bundesförderung von 52,2 Millionen US-Dollar zur Erweiterung der geothermischen Fernwärme, was mehrjährige Ausbauprojekte von Versorgungsunternehmen und Gemeinden katalysiert.
   
• Staatlich geführte Geothermie-Ausbauprogramme und PPP-ähnliche Ausführungsmodelle entlasten große Projekte in Schwellenländern. Beispielsweise berichtete ThinkGeoEnergy, dass die staatliche kenianische Versorgungsgesellschaft KenGen das 80,3 MW Geothermie-Kraftwerk Olkaria VII mit einem geschätzten Budget von 248 Millionen US-Dollar plante, unterstützt durch regulatorische Einreichungen, und später die Genehmigung des Kabinetts für die Stromversorgung ab Juni 2027 erhielt. Verankert durch nationale Planung und Genehmigung, schaffen diese Rahmenbedingungen eine bankfähige Pipeline für EPC-, Bohr- und O&M-Anbieter.
   
• Brownfield-Optimierung durch Bottoming-Cycle-Kraft-Wärme-Kopplung ist ein schneller Weg zu einer inkrementellen geothermischen Kapazität, die bestehende Bohrlöcher und Dampffelder nutzt. Beispielsweise hob das indonesische Energieministerium die Ergänzung von Kraft-Wärme-Kopplung mit Inbetriebnahmezielen für 2027–2029 hervor, und eine gemeinsame Entwicklungsvereinbarung zwischen Pertamina Geothermal Energy und PLN konzentrierte sich auf eine 30-MW-Bottoming-Einheit in Ulubelu und eine 15-MW-Bottoming-Einheit in Lahendong, beide für die Inbetriebnahme im Jahr 2027 vorgesehen. Solche Zusatzkomponenten erhöhen die Leistung mit kürzeren Entwicklungszyklen und geringerer inkrementeller Bohrintensität.
   
• Energieversorgungsprioritäten und konzessionäre Finanzierung ermöglichen Erstinstallationen geothermischer Kraftwerke in kleinen Inselstaaten. Beispielsweise berichtete ThinkGeoEnergy, dass die Karibische Entwicklungsbank einen Kredit in Höhe von 34,8 Millionen US-Dollar genehmigt hat, um den Bau eines 10-MW-geothermischen Kraftwerks in Dominica zu unterstützen, das einen Strommix adressiert, der noch stark von Dieselimporten abhängig ist. Spätere Bauaktualisierungen zielten auf eine kommerzielle Inbetriebnahme Ende 2025 ab und demonstrierten, wie gemischte Finanzierung Projekte freischalten kann, bei denen die Anfangsinvestitionen für Bohrungen und Infrastruktur kostspielig sind.

Geothermische Energiemarkttrends

• Die Kapazitätserweiterung erfolgt schrittweise und ist stark konzentriert, wobei inkrementelle Zusätze dominieren. Beispielsweise berichtete ThinkGeoEnergy, dass die weltweit installierte geothermische Kraftwerkskapazität von 16.873 MW Ende 2024 auf 17.173 MW Ende 2025 stieg, wobei die zehn führenden Länder mehr als 93 % der installierten Kapazität ausmachen. Der Trend deutet auf einen kapitalintensiven Markt hin, in dem etablierte Jurisdiktionen und Wiederholungsentwickler den Großteil des kurzfristigen Wachstums einfangen, während aufstrebende Märkte Pipelines für spätere Inbetriebnahmen weltweit aufbauen.
   
• Politische Perspektiven betrachten zunehmend Geothermie als feste Ergänzung zu variablen erneuerbaren Energien, was auf stärkere mittelfristige Zusätze hindeutet. Beispielsweise prognostiziert die Analyse „Renewables 2025“ der IEA, dass die jährlichen Zusätze geothermischer Kapazität im Jahr 2030 einen historischen Höchststand erreichen, etwa das Dreifache des Anstiegs im Jahr 2024, getrieben durch Wachstum in den USA, Indonesien, Japan, der Türkei, Kenia und den Philippinen. Dies spiegelt sich in verschärften Zuverlässigkeitserwartungen, Kapazitätsbedarfsanforderungen und einer tieferen Integration der Geothermie in nationale Dekarbonisierungswege weltweit wider.
   
• Die Marktkonzentration unter führenden Betreibern wird deutlicher, insbesondere in den USA. Beispielsweise weist der von der DOE unterstützte US-Geothermie-Marktbericht 2025 darauf hin, dass Ormat und Calpine weiterhin dominierende Betreiber sind und zusammen einen großen Teil der in den USA installierten geothermischen Kapazität ausmachen, neben steigender kommerzieller Aktivität durch neue PPAs. Diese Konsolidierung stärkt die Betriebsexpertise, die Flottenoptimierung und die Beschaffungsmacht, intensiviert aber auch den Wettbewerb um hochwertige Ressourcengebiete und Anschlusskapazitäten.
   
• Fortschrittliche Geothermie verschiebt sich von der F&E hin zu Felddemonstrationen, wodurch die entwickelbare Geologie und Projekttypen erweitert werden. Beispielsweise berichtete das US-Energieministerium im Februar 2024, dass die erste Runde der Pilotdemonstrationen für Enhanced Geothermal Systems bis zu 60 Millionen US-Dollar für drei Projekte unter verschiedenen Untergrundbedingungen bereitstellen wird. Durch die Validierung von Stimulation, Überwachung und Mehrfachbohrungsdesigns entfallen diese Pilotprojekte von der Replikation und beschleunigen die Lernkurven der Lieferanten, wodurch zukünftige kommerzielle Pipelines über herkömmliche hydrothermale Anwendungen hinaus unterstützt werden.
   
• Ausführungs- und Anschlussbeschränkungen prägen das Beschaffungsverhalten und begünstigen phasenweise Lieferstrategien und Zwischenverträge. Beispielsweise berichtete die 2025 Compliance-Status-Überprüfung des CPUC für die Mid-Term-Reliability-Beschaffung über breite Compliance-Fortschritte trotz Anschlussherausforderungen, wobei viele Einheiten auf Brückenverträge zurückgreifen, um das Zeitrisiko zu managen. Parallel beschreiben CPUC-Materialien zusätzliche Flexibilität und Fristverlängerungen in ergänzenden Beschaffungsmaßnahmen, was unterstreicht, wie das Zeitrisiko programmatisch über die Portfolios hinweg verwaltet wird.
   
• Die staatlich geförderte Investitionsförderung erweitert Asiens bankfähige Pipeline und signalisiert einen erhöhten Wettbewerb um Projektentwicklungsrechte. Denken Sie beispielsweise an ThinkGeoEnergy, das berichtete, dass Indonesiens Ministerium für Energie und Mineralressourcen auf der COP29 12 geothermische Kraftwerksprojekte mit einem geschätzten Investitionsbedarf von etwa 2,14 Milliarden US-Dollar vorstellte, die sich auf Greenfield- und Brownfield-Opportunitäten erstrecken. Ergänzend dazu haben staatlich geführte Partnerschaften Zusatzprojekte wie Binär-/Bottoming-Einheiten in bestehenden Feldern hervorgehoben, was strukturierte Wege von der Konzeptphase bis zur Beschaffung anzeigt.
   
• Die Modernisierung und Leistungssteigerung bestehender geothermischer Anlagen entwickelt sich zu einem kurzfristigen Hebel, der die Produktion schneller steigert als die Entwicklung von Greenfield-Projekten. Denken Sie beispielsweise an ThinkGeoEnergy, das 2025 berichtete, dass die Rehabilitation des kenianischen Kraftwerks Olkaria I im Gange ist, um die Kapazität von 45 MW auf 63 MW zu erhöhen, wobei die Inbetriebnahme der ersten Turbine für Juni 2026 geplant ist. Dies spiegelt einen breiteren Trend zur Lebensdauerverlängerung, Effizienzsteigerungen und besseren Dampfnutzung wider, um die Rendite bewährter Reservoirs zu maximieren und das Ausführungsrisiko zu verringern.
   

Marktanalyse für Geothermie

• Die globale Geothermieindustrie wird weitgehend von Ländern wie den USA, Indonesien, den Philippinen, der Türkei, Neuseeland, Mexiko, Kenia, Italien, Island und Japan dominiert. Der Markt wurde 2023 auf 62,5 Milliarden US-Dollar geschätzt und stieg 2024 auf 65,3 Milliarden US-Dollar und 2025 auf 66,9 Milliarden US-Dollar. Dieses stetige Wachstum wird durch zunehmende Investitionen in erneuerbare Grundlaststromversorgung und erweiterte geothermische Erkundungsinitiativen getrieben.
   
• Öffentlicher Landzugang und vereinfachte Verpachtungsprozesse sind ein wichtiger Wachstumstreiber in den USA, der das Inventar an bohrbaren Prospekten für Entwickler erweitert. Denken Sie beispielsweise an die Bekanntgabe eines wettbewerbsorientierten Geothermie-Pachtverkaufs durch das Bureau of Land Management am 8. Oktober 2024, der 66 Parzellen mit insgesamt etwa 219.250 Acres in Nevada umfasste. Regelmäßige, groß angelegte Pachtangebote verbessern die Projektoptionen, ermöglichen explorationsbasierte Portfoliostrategien und schaffen frühere Transparenz bei Genehmigungen und Umweltauflagen, die Finanzierung und Lieferkettenplanung unterstützen.
   
• Auktionsbasierte Beschaffung und standardisierte Tarife sind ein zentraler Wachstumstreiber auf den Philippinen, die die Einnahmesicherheit verbessern und die Projektausführung beschleunigen. Denken Sie beispielsweise an die Bekanntgabe des Green Energy Auction 3 Notice of Award durch das Energieministerium am 10. Juni 2025, der Geothermieangebote im Umfang von 30,887 MW gegen einen Lieferzeitraum von 2025–2027 umfasste. Formale Zuschläge und definierte Lieferfristen stärken die Bankfähigkeit, unterstützen die Prüfung durch Kreditgeber und ermutigen Entwickler, Bohrungen, EPC-Verträge und Netzanschlussbereitschaft voranzutreiben.
   
• Die Priorisierung der Geothermie im Rahmen des erneuerbaren Energiemixes durch die Regierung ist ein Hauptwachstumstreiber in Indonesien, der eine schnellere Kommerzialisierung von Projekten mit fortgeschrittener Bereitschaft unterstützt. Denken Sie beispielsweise an die Aussage des indonesischen Ministeriums für Energie und Mineralressourcen im Dezember 2024, dass die Geothermie die Hauptstütze für die Erhöhung des nationalen Anteils an erneuerbaren Energien ist, wobei Fortschritte bis zum Jahresende von Projekten wie Sorik Merapi und geplanten Salak Binary- und Ijen-Anlagen erwartet werden. Die explizite ministerielle Fokussierung verbessert den Genehmigungsfortschritt, stärkt das Investorenvertrauen und hilft, Kapital für die kurzfristige Inbetriebnahme zu mobilisieren.
   
• Nationale Ressourcenbewertung und politikgestützte Planung sind ein Kernwachstumstreiber in Island, der die Entwicklung mit quantifiziertem unterirdischem Potenzial und Nachhaltigkeitsbeschränkungen in Einklang bringt.Hier ist die übersetzte HTML-Inhalte:
  • Zum Beispiel aktualisiert eine Regierungsveröffentlichung aus dem September 2025, die von der isländischen GeoSurvey (ÍSOR) für das Umwelt-, Energie- und Klimaministerium erstellt wurde, die geothermische Bewertung und definiert zukünftige Nutzungspfade. Aktualisierte Wärmefluss- und Reservoirbewertungen verbessern die Standortauswahl, reduzieren die Erkundungsunsicherheit und unterstützen fundiertere Investitionsentscheidungen für leistungsorientierte Erweiterungen und Upgrades.
     
  • Staatlich geführte Kapazitätserweiterungen und die Umsetzung durch erfahrene Versorgungsunternehmen bleiben ein wichtiger Wachstumstreiber in Kenia und ermöglichen eine zuverlässige Grundlastausweitung sowie ein stärkeres Investorenvertrauen. Zum Beispiel kündigte KenGen im März 2022 an, dass der Bau des 83-MW-Geothermiekraftwerks Olkaria I Additional Unit 6 abgeschlossen wurde und die Netzanschlussaktivitäten sowie Zuverlässigkeitstests für den kommerziellen Betrieb eingeleitet wurden. Die Lieferung großer Einheiten stärkt die lokale Lieferkette, verbessert die Lernkurven und unterstützt eine weitere private Beteiligung an bewährten Dampffeldern.
     
  • Die Modernisierung bestehender geothermischer Anlagen ist ein praktischer Wachstumstreiber in Mexiko und erhält die Grundlastleistung, während Zuverlässigkeit und Steuerungsleistung verbessert werden. Zum Beispiel umfasst ein Beschaffungsdokument vom 6. Februar 2024 des CFE’s Cerro-Prieto-Geothermiekomplexes die Beschaffung von PLC- und Erregungssteuerungsgeräten für mehrere Erzeugungseinheiten, was laufende Upgrades der Anlagenautomatisierung und Spannungsregelungssysteme widerspiegelt. Solche Reinvestitionen reduzieren ungeplante Ausfälle, verlängern die Lebensdauer der Anlagen und unterstützen schrittweise Kapazitäts- und Effizienzsteigerungen ohne das Risiko von Neuanlagen.
     
  • Eine unterstützende regulatorische Umgebung und der fortgesetzte Ausbau erneuerbarer Energien sind ein wichtiger Wachstumstreiber in der Türkei und erhalten die Rolle der Geothermie als einsatzbereite erneuerbare Kapazität. Zum Beispiel berichtet das Ministerium für Energie und natürliche Ressourcen, dass das Land bis Ende Dezember 2025 68 Geothermiekraftwerke hatte und die Geothermie 3,2 % der Stromerzeugung lieferte. Klare nationale Berichte und Anlagenstatistiken signalisieren eine etablierte Betriebsbasis, die Lieferantenökosysteme, Betriebsvergleiche und laufende Reinvestitionen in Effizienz und Kapazitätssteigerungen unterstützt.
     
  • Großangelegte Investitionen von Versorgungsunternehmen in geothermische Grundlast zur Stärkung der Systemzuverlässigkeit sind ein wichtiger Wachstumstreiber in Neuseeland. Zum Beispiel begann die Tauhara-Geothermieanlage von Contact Energy’ am 6. Mai 2024 mit der Stromlieferung ins Netz und wurde am 22. November 2024 offiziell eröffnet, entworfen, um eine volle Leistung von 174 MW zu erreichen. Die Inbetriebnahme großer neuer Einheiten verbessert das Angebot-Nachfrage-Gleichgewicht, reduziert die Abhängigkeit von fossilen Spitzenlastkraftwerken und fördert Folgeprojekte und Spezialisierung der Lieferkette.
     
  • Verbesserte Markttransparenz und standardisierte Projektverfolgung sind ein wichtiger Wachstumstreiber in anderen Geothermiemärkten und senken Informationsbarrieren für Investoren und Lieferanten. Zum Beispiel veröffentlicht der Global Energy Monitor’s Global Geothermal Power Tracker Zusammenfassungstabellen (März 2025) mit Angaben zu Betriebs- und geplanten Kapazitäten nach Jahr sowie den größten Betreibern von Betriebs- und geplanten Einheiten. Öffentliche, vergleichbare Datensätze unterstützen Benchmarking, die frühzeitige Identifizierung von Projekten und eine effizientere Kapitalallokation an Entwickler, Bohrfirmen und Ausrüstungslieferanten.
     

  
  

  Erfahren Sie mehr über die wichtigsten Segmente, die diesen Markt formen

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  Nach Technologie ist die Branche in Binary, Single Flash, Double Flash, Triple Flash, Dry Steam und Back Pressure unterteilt. Der Markt für Single-Flash-Geothermie hält 2025 einen Anteil von 35,9 % und soll bis 2035 über 41 Milliarden US-Dollar erreichen.
   
  • Single-flash ist die Arbeitspferd-Technologie, bei der unter hohem Druck stehendes heißes Wasser aus einem geothermischen Reservoir entspannt (“geflasht”) wird, um Dampf zu erzeugen, der eine Turbine antreibt, wobei die verbleibende Flüssigkeit typischerweise wieder injiziert wird. Sie wird weit verbreitet eingesetzt, weil sie Einfachheit, bewährte Turbinen/Trenner und starke Leistung in Hochtemperatur-Hydrothermalfeldern ausbalanciert. Die EIA hebt Flash-Anlagen als den häufigsten geothermischen Typ hervor, und die California Energy Commission erklärt den Flash-Prozess und die Option, zusätzliche Stufen für eine höhere Rückgewinnung hinzuzufügen.
     
  • Die Appi-Geothermie-Kraftwerk in Japan veranschaulicht die Marktverfügbarkeit von Single-Flash für mittelgroße Entwicklungen: Es nahm 2024 den kommerziellen Betrieb auf und wird explizit als eine Single-Flash-Turbine beschrieben, deren Output im Rahmen des japanischen Förderprogramms für erneuerbare Energien verkauft wird. Dies zeigt, dass Single-Flash der bevorzugte “bankable Default” bleibt, wo die Ressourcentemperaturen Flash-Dampf rechtfertigen, was eine einfache EPC-Ausführung und vorhersehbare Betriebsabläufe im Vergleich zu komplexeren Mehrstufenkonfigurationen ermöglicht.
     
  • Binary-Kreislaufanlagen gewinnen an Bedeutung, weil sie moderate geothermische Ressourcen erschließen und als geschlossener Kreislauf betrieben werden, wobei die geothermische Flüssigkeit verwendet wird, um ein sekundäres Arbeitsfluid zu erhitzen, das verdampft und die Turbine antreibt, oft mit sehr niedrigen atmosphärischen Emissionen. Dies erweitert die adressierbare Ressourcenbasis über Hochenthalpie-Felder hinaus, unterstützt die Entwicklung in wasserarmen Regionen durch Luftkühlung und entspricht strengeren Umweltgenehmigungen. Die California Energy Commission und die EIA beschreiben beide Binary als die bevorzugte Option für moderate Temperaturressourcen und weisen auf dessen geschlossenen Kreislauf-Emissionsvorteil hin.
     
  • Ein klares kommerzielles Signal für die Skalierung von Binary/ORC ist der fortlaufende Ausbau modularer ORC-Kapazitäten in der Türkei. Beispielsweise meldete HEZ Enerji den Volllastbetrieb des Morali-Geothermie-Kraftwerks in Aydın unter Verwendung der ORC-Technologie von Exergy nach einer früheren Teilinbetriebnahme, was zeigt, wie Entwickler Projekte durch schrittweise Hochfahrphasen und anschließende Hochskalierung auf Volllast entrisiken. Dieses “Phase-in → optimieren → skalieren”-Muster ist bei Binary-Erweiterungen auf bewährten Feldern und Brine-to-Power-Gelegenheiten üblich.
     
  • Doppelflash-Anlagen werden eingesetzt, wenn Entwickler mehr Energie aus derselben Hochenthalpie-Flüssigkeit gewinnen möchten. Nach dem ersten Flash-Tank, der Hochdruckdampf erzeugt, kann die verbleibende heiße Flüssigkeit in einem zweiten Tank bei niedrigerem Druck erneut entspannt werden, um zusätzlichen Dampf zu erzeugen und den Gesamtdurchsatz der Turbine zu erhöhen. Die California Energy Commission beschreibt dieses zweistufige Re-Flash-Konzept als eine praktische Möglichkeit, “noch mehr Energie” zu gewinnen, allerdings auf Kosten zusätzlicher Ausrüstung und Komplexität.
     
  • Ein reales Beispiel für die Abwägungen bei Doppelflash zeigt sich in der Geothermie-Planung für das kenianische Menengai-Projekt, wo Forscher Einzelflash- und Doppelflash-Konfigurationen verglichen, um die Leistung, die Wiedereinleitungsbedingungen und das Systemverhalten zu bewerten. Die Analyse zeigt, warum Entwickler nicht automatisch “mehr Stufen” wählen: Doppelflash kann die gewinnbare Dampfmenge erhöhen, führt aber zu unterschiedlichen Massenstrom- und Wiedereinleitungsdynamiken, die die Nettoleistung des Kraftwerks unter den gegebenen Feldchemie- und Bohrstrategien verbessern können oder auch nicht.
     
  • Triple-Flash ist eine spezialisierte Option, die in sehr hochenthalpischen, zweiphasigen Feldern eingesetzt wird, wenn Entwickler die maximale Energiegewinnung anstreben, indem sie Dampf auf drei Druckniveaus trennen. Ein dokumentiertes Beispiel ist das neuseeländische Projekt Nga Awa Purua, das ein Triple-Flash-Trennsystem wählte, um außergewöhnlich hochenergetische Zweiphasenflüssigkeit zu nutzen und eine große Einzylinder-Geothermie-Turbine zu speisen, was Triple-Flash als eine Nischen-, aber kraftvolle Lösung zeigt, wenn die Ressourcenbedingungen die zusätzliche Komplexität rechtfertigen.
     
  • Auf der Lieferantenseite erweitert sich auch die OEM-Fähigkeit: Mitsubishi Power gibt an, dass es Dampfturbinen-Linien anbietet, die Einfach-, Doppel- und Dreifach-Flash-Zyklen abdecken, um unterschiedliche geothermische Dampfbedingungen zu berücksichtigen. Dies ist kommerziell relevant, da es das “Technologierisiko” für Entwickler reduziert, die mehrstufige Flash in Betracht ziehen. Die Verfügbarkeit standardisierter Turbinenrahmen und bewährter Konfigurationen unterstützt die EPC-Planung, die Ersatzteilplanung und langfristige O&M-Strategien, wodurch Dreifach-Flash dort realistischer wird, wo das Reservoir dies unterstützt.
     
  • Trockendampf-Kraftwerke bieten den einfachsten Umwandlungsweg: Der Dampf aus dem Reservoir gelangt direkt zur Turbine, ohne dass heißes Wasser entspannt wird. Sie sind selten, da echte dampfdominierte Reservoirs ungewöhnlich sind, aber wo sie existieren, bietet Trockendampf eine robuste Grundlastbetrieb und relativ einfache Oberflächenausrüstung. Die EIA und die California Energy Commission beschreiben Trockendampf als den ältesten Geothermie-Kraftwerkstyp und weisen auf seinen typischen Anwendungsfall bei The Geysers in Kalifornien hin.
     
  • Ein marktdefinierendes Beispiel für Trockendampf ist The Geysers, beschrieben als ein etwa 725-MW-Geothermie-Komplex, der von Calpine betrieben wird, wo öffentliche Beschaffung und Versorgungsverträge weiterhin zuverlässige geothermische Leistung sichern. Beispielsweise erwähnt eine Veröffentlichung von 2025 neue Lieferungen aus einer Erweiterung von The Geysers und betont die Größe des Komplexes als weltweit führendes Geothermie-Asset. Dies zeigt, dass der Wettbewerbsvorteil von Trockendampf nicht “Neubauvolumen” ist, sondern Grundlast mit langer Lebensdauer sowie schrittweise Optimierung und Brunnenfeldmanagement.
     

  
  

  • Der US-amerikanische Geothermie-Energiemarkt hat ein konsistentes Wachstum gezeigt, wobei sich der kumulative Wert von 15,3 Milliarden USD im Jahr 2023 auf 15,4 Milliarden USD im Jahr 2024 und 15,5 Milliarden USD im Jahr 2025 erhöht hat. Diese stetige Expansion spiegelt die zunehmende Investition in erneuerbare Energielösungen wider, unterstützt durch die steigende Nachfrage nach emissionsarmen Stromquellen und staatliche Anreize zur Förderung der sauberen Energieentwicklung. Gemeinsam stärken diese Faktoren die Rolle der Geothermie im Energiemix der Nation.
     
  • Bundesweite Genehmigungen und Projektgenehmigungen auf öffentlichem Land beschleunigen die US-amerikanische Geothermie-Pipeline, indem sie die Entwicklung unsicherer machen und neue Ressourcengebiete erschließen. Beispielsweise listet das Register “Ausstehende Geothermieprojekte” des Bureau of Land Management (aktualisiert Dezember 2024) das genehmigte Fervo Cape-Geothermieprojekt in Utah mit einer potenziellen Leistung von bis zu 2.000 MW sowie andere genehmigte Erkundungs- und Entwicklungsmaßnahmen auf. Solche Genehmigungen signalisieren regulatorische Bereitschaft, verbessern die Abnahmevertrauenswürdigkeit und katalysieren die frühere Beschaffung von Bohrausrüstung und Strominselausrüstung.
     
  • Vertraglich vereinbarte Kapazitäten im Rahmen wettbewerbsorientierter Beschaffung sind ein kurzfristiger Wachstumstreiber auf den Philippinen, der Angebote in bankfähige Lieferverpflichtungen umwandelt. Beispielsweise kündigte das Energieministerium am 25. Juni 2025 an, dass die Energy Development Corporation und Bac-Man Geothermal die GEA-3-Zuschläge für Geothermieanlagen, einschließlich des 21,573-MW-Tanawon-Kraftwerks und der 5,645-MW-Bago-Binary-Einheit 1, formell angenommen haben. Die Annahme der Zuschläge verkürzt die Ausführungsfristen, unterstützt den finanziellen Abschluss und bringt Entwickler, EPC-Firmen und Netzbetreiber in Bezug auf Inbetriebnahme-Meilensteine in Einklang.
     
  • Von der Regierung gemeldete Kapazitätserweiterungen und COD-Verfolgung beschleunigen den Geothermieausbau in Indonesien, indem sie die Sichtbarkeit auf das, was lieferbar ist und wann, verbessern.Hier ist die übersetzte HTML-Inhalte: For instance, the Ministry of Energy and Mineral Resources stated in August 2025 that geothermal contributed 105.2 MW of new renewable capacity in the first half of 2025, naming Lumut Balai, Ijen, and Gunung Salak among the projects reaching commercial operation. Clear COD recognition reinforces investor confidence, validates permitting progress, and helps crowd in capital for follow-on phases.
     
  • Strong institutional capability and transparent performance reporting underpin Iceland’s geothermal growth by supporting disciplined reservoir management and reinvestment decisions. For instance, the National Energy Authority’s public dashboard reports geothermal electricity production of 5,916 GWh, alongside hydro and wind figures, providing a consistent basis for system planning and asset optimization. Reliable operating data improves benchmarking of plant availability and field performance, strengthening the business case for incremental capacity, uprates, and technology upgrades within existing high-temperature systems.
     
  • Grid demand growth combined with geothermal’s role as dominant baseload continues to drive investment and operational optimization in Kenya. For instance, EPRA’s Energy & Petroleum Statistics Report for the year ended 30 June 2025 states renewables accounted for 80.17% of the electricity mix and geothermal remained the leading source at 39.51%, with geothermal also the largest share of installed capacity. These fundamentals sustain expansion plans, support transmission investments, and improve bankability for new units and field rehabilitation.
     
  • Targeted public investment programs help sustain Mexico’s geothermal pipeline by funding studies, upgrades, and expansion planning in priority fields. For instance, reporting on Mexico’s 2023 federal budget plans, CFE was granted about USD 75.2 million for geothermal investment projects, including pre‑investment studies and capacity-related work across multiple geothermal areas. Dedicated capital allocations reduce development friction, protect resource rights, and enable staged modernization and drilling that preserves baseload output.
     
  • Private-sector buildout supported by project finance is a key growth driver in Türkiye, expanding capacity through modular ORC and binary additions. For instance, HEZ Enerji reported full-capacity operations of the 24‑MW Morali geothermal power plant in Aydin in October 2025 after earlier partial commissioning, citing total investment of about USD 100 million and ORC technology supply. Bringing new plants to full output strengthens investor confidence, deepens the local supply chain, and supports continued buildout across licensed fields.
     
  • Utility-scale investment and staged replacement of aging assets are driving New Zealand’s geothermal expansion by locking in long-lived baseload supply. For instance, Contact Energy confirmed via the NZX in November 2024 that it will build the 101‑MW Te Mihi Stage 2 geothermal plant under an EPC contract, with total expected construction cost of USD 430.1 million and targeted online timing in 2027. Long-horizon commitments strengthen contractor ecosystems and improve financing appetite for additional geothermal projects.
     
  • Government-backed risk mitigation and FIT-linked revenue support are key drivers for Japan’s geothermal additions, especially for mid-scale projects. For instance, the 14.9‑MW Appi geothermal power plant in Iwate Prefecture began commercial operations in March 2024, with project support including a JOGMEC debt guarantee and power sales under the feed-in-tariff mechanism. This framework lowers financing barriers, enables multi-year drilling programs, and encourages additional projects in suitable national-park-adjacent resource areas nationwide, carefully.
     
  • Regulatorische Sicherheit bei Konzessionen ist ein zentraler Wachstumstreiber für den geothermischen Sektor Italiens und ermöglicht Betreibern, sich für langfristige Investitionen und Modernisierungen zu engagieren. Beispielsweise genehmigte der regionale Rat der Toskana im Februar 2025 eine 20-jährige Verlängerung der geothermischen Konzessionen von Enel Green Power bis 2046 nach langwierigen Verhandlungen, die zuvor bestehende Unsicherheiten über kurze Laufzeiten beheben. Längere Konzessionsfristen verbessern die Investitionsrückgewinnung, unterstützen die Effizienzsteigerung von Kraftwerken und schaffen einen klaren Weg für den Bau neuer Kraftwerke in etablierten geothermischen Gebieten.
     

  Marktanteil der Geothermie

  • Die fünf größten Akteure, Pertamina Geothermal Energy, Ormat Technologies, Energy Development Corporation (EDC), Star Energy und Calpine, vertreten zusammen etwa 34 % des globalen Marktanteils im Jahr 2025. Ihre Marktstärke basiert auf der Kontrolle großer, langlebiger geothermischer Ressourcen und skalierter Betriebsflächen, die das Ausführungsrisiko verringern und die Betriebskontinuität verbessern. Unternehmen wie Pertamina, Star Energy und Calpine profitieren von Multi-Feld- oder weltweiten Projektclustern, die Vertrautheit mit Genehmigungen, Wiederverwendung von Bohrlöchern und Infrastruktur sowie vereinfachte Erweiterungen von Brachflächen ermöglichen.
     
  • Die wettbewerbsfähige Positionierung wird durch die integrierten End-to-End-Fähigkeiten dieser Unternehmen weiter gestärkt, die Entwicklung, Bohrungen, Ingenieurwesen und langfristige Betriebsführung kombinieren. Ormat verkörpert dies durch seine Doppelfunktion als Technologieanbieter und Kraftwerksbetreiber, was schnelles Lernen zwischen Gerätedesign und Feldleistung ermöglicht. EDC nutzt ebenfalls integrierte Verantwortung, kontinuierliches Bohren, inkrementelle Binärzusätze und Feldoptimierung, um die Produktion zu stabilisieren und die Lebensdauer des Reservoirs zu verlängern. Diese Integration ermöglicht eine höhere Kraftwerksverfügbarkeit, vorhersehbare Produktionsprofile und eine verbesserte Bankfähigkeit für zukünftige Erweiterungen.
     
  • Zusätzlich übertreffen diese führenden Entwickler ihre Mitbewerber durch starke Abnahmeverträge, Finanzierungsbereitschaft und Upgrade-Geschwindigkeit. Ihre etablierten Erfolgsbilanzen ermöglichen es ihnen, langfristige Stromabnahmeverträge abzuschließen und phasenweise Kapazitätserweiterungen, Nachrüstungen und Re-Powering-Programme zuverlässiger umzusetzen. Ihre Lieferantenmacht und wiederholbare Entwicklungsstrategien beschleunigen den Weg von der Konzeptphase bis zur kommerziellen Betriebsaufnahme, während sie Resilienz gegen Lieferzeiten von Ausrüstungen, Bohrengpässe und Netzintegration bieten. Diese bewährte Ausführungsfähigkeit verleiht ihnen einen entscheidenden Wettbewerbsvorteil gegenüber kleineren oder weniger etablierten geothermischen Entwicklern weltweit.
     

  Geothermie-Unternehmen

  • Pertamina Geothermal Energyhat eine starke Präsenz in Indonesien durch die Kombination von selbst betriebenen Kraftwerken und Joint-Venture-Assets in seinen geothermischen Arbeitsgebieten. Es berichtet über 672 MW, die direkt betrieben werden, und 1.205 MW, die unter Joint-Operation-Verträgen verwaltet werden, was ihm Zugang zu mehreren produzierenden Dampffeldern und Partnern verschafft. Beim Wachstum hat PGEO neue Ressourcenpositionen wie das Arbeitsgebiet Way Ratai mit Chevron verfolgt, das sich durch Genehmigungen, Exploration und potenzielle Kraftwerksentwicklung bewegen soll, um die Pipeline über die Kernfelder hinaus zu erweitern.
     
  • Ormat’sMarktpräsenz basiert auf vertikaler Integration, Design, Geräteherstellung, EPC-Lieferung, Eigentum und O&M, die ein diversifiziertes geothermisches Portfolio unterstützen. Das Unternehmen gibt eine geothermische und solare Erzeugungsleistung von 1.268 GW an, die auf die USA und mehrere internationale Märkte verteilt ist. Zu den jüngsten Aktivitäten gehört die Inbetriebnahme des 35-MW-Geothermiekraftwerks Ijen in Indonesien mit Medco und die Erreichung einer EPC-Vereinbarung für das 101-MW-Te Mihi-Stage-2-Projekt von Contact Energy in Neuseeland, was die Sichtbarkeit des mehrjährigen Auftragsbestands stärkt.
     
  • EDChält die Marktpräsenz als führender Geothermie-Betreiber der Philippinen aufrecht und betreibt ein Portfolio von 13 integrierten Geothermiekraftwerken in Leyte, Bicol, Negros und Mindanao mit einer installierten Geothermiekapazität von etwa 1.189 MW.  Die Wachstumsthese des Unternehmens basiert auf bohrungsbasierter Feldoptimierung und modularen Ergänzungen, die die Dampfversorgung in ausgereiften Reservoirs erhalten.  Ein aktuelles Beispiel ist das Geothermiekraftwerk Tanawon in Sorsogon, das 2025 eingeweiht wurde und die Grundlast erneuerbarer Energie erweitert und die weitere Projektpipeline signalisiert.
     
  • Star Energy Geothermal’sPosition wird durch drei große Anlagen in Westjava, Wayang Windu, Salak und Darajat, gestützt, wo es Betriebsleistungen von 227 MW, 377 MW bzw. 271 MW angibt.  Dieses konzentrierte Cluster unterstützt gemeinsame Infrastruktur, Betriebssynergien und ein starkes Grundlastprofil.  Die jüngste Investitionsdynamik wird durch die Ankündigung von Barito Renewables über ein Programm von 346 Millionen US-Dollar zur Erweiterung und Modernisierung von Einheiten in diesen Feldern unterstützt, wodurch die Kapazität schrittweise erhöht und die Anlageneffizienz verbessert wird.
     
  • Calpine’s Marktpräsenz im Bereich Geothermie wird von The Geysers in Nordkalifornien dominiert, einem 725-MW-Komplex, der außergewöhnliche Skaleneffekte, eine lange Betriebsgeschichte und tiefgehende Reservemanagement-Expertise bietet.  Das Unternehmen verlängert weiterhin die Lebensdauer und den Output der Anlagen durch Bohrungen und Verbesserungen des Sammelsystems anstatt durch Neuanlagen.  Ein aktuelles kommerzielles Signal ist der Start der Lieferungen von Calpines Inkrementeller Entwicklungsausbau durch MCE im Juni 2025, der zeigt, wie Calpine Brownfield-Upgrades in vertraglich festgelegte, feste erneuerbare Stromversorgung umwandelt.
     
  • Contact Energyhält die Marktpräsenz in Neuseeland aufrecht, indem es eine ausgereifte Geothermie-Flotte mit großen Neubauprojekten kombiniert. Tauhara, sein neuestes Geothermiekraftwerk, wurde im November 2024 offiziell eröffnet und soll bei voller Leistung 174 MW erreichen, wodurch die feste erneuerbare Erzeugung gestärkt wird.  Finanzielle, die Aktualisierung von Contact für das Geschäftsjahr 2025 hob die Leistung “angetrieben durch die Geothermieerweiterung” hervor, wobei ein erheblicher Anstieg der Geothermieerzeugung zusammen mit risikomanagementfähigen Anlagen erwähnt wurde.  Fortlaufende Ausbauprojekte halten die Geothermie zentral für seine Resilienzstrategie.
     

  Wichtige Akteure auf dem Markt für Geothermie sind:

  • Ansaldo Energia
  • Calpine
  • Contact Energy
  • Energy Development Corporation
  • Enel Green Power
  • Enertime
  • Exergy International
  • First Gen
  • Fuji Electric
  • GE Vernova
  • Halliburton
  • KenGen
  • Mitsubishi Heavy Industries
  • Ormat Technologies
  • Pertamina Geothermal Energy
  • Reykjavik Geothermal
  • SLB
  • Star Energy
  • Toshiba
  • Turboden
     

  Nachrichten aus der Geothermie-Branche

  • Im Juni 2025 veröffentlichte das Energieministerium der Philippinen die Green Energy Auction 3 Notices of Award und vergab etwa 30,887 MW Geothermiekapazität für die Lieferung während 2025–2027. Die Vergaben an EDC und Bac-Man Geothermal umfassten das Tanawon-Projekt und Ergänzungen von Binärkraftwerken, wodurch Geothermie erstmals in den Auktionsmechanismus einbezogen wurde. Das Ergebnis signalisiert einen politikgestützten Weg zu Abnahmegarantien und hebt gleichzeitig hervor, dass Projektbereitschaft und kommerzielle Bedingungen für eine höhere Geothermie-Teilnahme entscheidend bleiben.
     
  • Im Februar 2025 genehmigte die Toskana eine 20-jährige Verlängerung der geothermischen Konzessionen von Enel Green Power, wodurch die Betriebsrechte bis 2046 gesichert und die langfristige Investitionssichtbarkeit wiederhergestellt wurden. Die Entscheidung folgt Jahren der Unsicherheit um auslaufende Konzessionen und soll Upgrades und neue Bauaktivitäten freischalten, einschließlich des von Enel zuvor vorgestellten mehrmilliardenschweren Geothermie-Investitionsplans. Für den italienischen Markt verringert der Schritt das regulatorische Risiko, unterstützt die Modernisierung reifer Anlagen und könnte nach einem Jahrzehnt begrenzter neuer Kapazitäten eine Pipeline wieder in Gang bringen.
     
  • Im Februar 2025 nahmen Ormat Technologies und Medco Power die erste 35-MW-Phase des Ijen-Geothermiekraftwerks in Ostjava in den kommerziellen Betrieb auf und speisen das Java-Netz unter einem 30-jährigen PPA. Der Meilenstein etabliert die erste Geothermieanlage in Ostjava und fördert einen größeren Entwicklungsplan mit einer Gesamtkapazität von 110 MW. Für den Markt unterstreicht Ijen die fortgesetzte bankfähige Projektumsetzung in Indonesien und unterstützt das erneuerte Investorenvertrauen in den Geothermieausbau in Südostasien.
     
  • Im Juli 2024 partnerte Exergy International, ein führender Anbieter von Geothermie-ORC-Systemen, mit RentCo Africa Ltd. zur Entwicklung des Wellhead-Geothermieprojekts in Olkaria, Kenia. Das Unternehmen wird acht ORC-Systeme liefern und fortschrittliche technische Expertise bereitstellen, einschließlich seiner effizienten Radialausströmungsturbinen-Technologie, um die Geothermieaktivitäten von RentCo zu erweitern.
     

  Der Marktforschungsbericht zur Geothermieenergie umfasst eine detaillierte Abdeckung der Branche mit Schätzungen und Prognosen in Bezug auf Umsatz (USD Millionen) und Kapazität (MW) von 2022 bis 2035, für die folgenden Segmente:

  Markt, nach Technologie

  • Binary
  • Single Flash
  • Double Flash
  • Triple Flash
  • Dry
  • Back Pressure

  Die oben genannten Informationen wurden für die folgenden Länder bereitgestellt:

  • USA
  • Mexiko
  • Türkei
  • Island
  • Italien
  • Deutschland
  • China
  • Philippinen
  • Indonesien
  • Neuseeland
  • Japan
  • Kenia
  • Äthiopien
  • Costa Rica
  • El Salvador
  • Nicaragua
  • Guatemala
  • Rest der Welt