Mercado de energía geotérmica Tamaño y compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de la energía geotérmica

Según un estudio reciente de Global Market Insights Inc., el mercado de la energía geotérmica se estimó en USD 66.9 mil millones en 2025. Se espera que el mercado crezca de USD 67.9 mil millones en 2026 a USD 109.6 mil millones para 2035, con una CAGR del 5.5%.
 

• Los mandatos de adquisición de energía limpia y firme para la fiabilidad de la red impulsan el crecimiento geotérmico al recompensar los recursos de alto factor de capacidad. Por ejemplo, la Decisión D.21-06-035 de la CPUC de California ordenó 11,500 MW de nueva capacidad neta calificada para 2023-2026 y exigió al menos 1,000 MW de recursos limpios y firmes como la energía geotérmica, explícitamente para apoyar la fiabilidad a mediados de la década y la descarbonización profunda. Esta señal política aumenta la visibilidad de los contratos, mejora la valoración de las energías renovables firmes en los mercados de capacidad y fortalece la bancabilidad para los desarrolladores y proveedores.
   
• La financiación pública de I+D y demostración reduce el riesgo tecnológico y acelera la comercialización de la geotermia de próxima generación. Por ejemplo, el Departamento de Energía de EE. UU. anunció un programa de USD 84 millones bajo la Ley de Infraestructura Bipartidista para apoyar proyectos piloto de demostración de sistemas geotérmicos mejorados (EGS) en múltiples entornos geológicos. Al subvencionar la validación en campo y la generación de datos, estos programas reducen la incertidumbre percibida del subsuelo, atraen coinversión privada y amplían la base de recursos geotérmicos más allá de las regiones hidrotermales tradicionales.
   
• La mejora de la economía de los proyectos mediante la reducción de costos y el aprendizaje de rendimiento fortalece el caso de inversión para la geotérmica como capacidad renovable firme. Por ejemplo, IRENA informó que el LCOE global ponderado promedio de la energía geotérmica cayó un 16% en 2024, de USD 0.072/kWh a USD 0.060/kWh. Los costos nivelados más bajos, junto con factores de capacidad estables, hacen que la geotermia sea más competitiva en los mercados de adecuación de recursos y apoyan la adopción más amplia de soluciones modulares binarias y ORC para diversas temperaturas de reservorio, aumentando los rendimientos esperados del proyecto.
   
• La compra de servicios públicos respaldada por regulaciones crea certeza de ingresos a largo plazo que desbloquea la financiación de proyectos y acelera la escala. Por ejemplo, la CPUC aprobó en 2024 contratos de confiabilidad a mediano plazo de Southern California Edison que incluían suministro geotérmico (binario) de afiliados de Fervo, con capacidades contratadas de 70 MW y 250 MW y entregas a partir de 2027. Estas aprobaciones validan las estructuras de compra, reducen el riesgo de contraparte y fomentan una mayor cartera de capacidad geotérmica alineada con las necesidades de planificación del sistema.
   
• Las políticas de descarbonización del calor y los incentivos dedicados están expandiendo la geotermia más allá de la generación de energía hacia el calentamiento urbano a gran escala, especialmente en Europa. Por ejemplo, el Fondo Federal para Redes de Calor Eficientes (BEW) de Alemania pone a disposición unos USD 3.57 mil millones hasta 2026 para apoyar fuentes de calor renovable, incluidas las geotermia profunda. Por separado, Stadtwerke München recibió USD 52.2 millones en financiación federal en 2024 para expandir el calentamiento urbano geotérmico, catalizando construcciones a múltiples años por parte de servicios públicos y municipios.
   
• Los programas de construcción geotérmica liderados por el Estado y los modelos de ejecución tipo PPP desriesgan grandes proyectos en mercados emergentes. Por ejemplo, ThinkGeoEnergy informó que la empresa estatal de Kenia, KenGen, planeó la planta geotérmica Olkaria VII de 80.3 MW con un presupuesto estimado de USD 248 millones, respaldado por presentaciones regulatorias, y luego recibió la aprobación del Gabinete con el objetivo de suministrar a la red para junio de 2027. Anclados por la planificación y permisos nacionales, estos marcos sostienen una cartera bancable para proveedores de EPC, perforación y O&M.
   
• La optimización de campos petroleros mediante la cogeneración de ciclo inferior es una vía rápida para aumentar la capacidad geotérmica de manera incremental, aprovechando los pozos y campos de vapor existentes. Por ejemplo, el ministerio de energía de Indonesia destacó las adiciones de cogeneración con objetivos de entrada en operación comercial (COD) en 2027-2029, y un acuerdo de desarrollo conjunto entre Pertamina Geothermal Energy y PLN centrado en una unidad de 30 MW de Ulubelu y una unidad de 15 MW de Lahendong, ambas con COD previsto para 2027. Estos complementos aumentan la producción con ciclos de desarrollo más cortos y menor intensidad de perforación incremental.
   
• Las imperativas de seguridad energética y el financiamiento concesional están permitiendo plantas geotérmicas de primera generación en sistemas de pequeñas islas. Por ejemplo, ThinkGeoEnergy informó que el Banco de Desarrollo del Caribe aprobó un préstamo de USD 34,8 millones para apoyar la construcción de la planta de energía geotérmica de 10 MW de Dominica, abordando una mezcla eléctrica que aún depende en gran medida de las importaciones de diésel. Las actualizaciones posteriores de construcción apuntaron a la operación comercial a finales de 2025, demostrando cómo el financiamiento mixto puede desbloquear proyectos donde los costos iniciales de perforación y infraestructura son prohibitivos.

Tendencias del Mercado de Energía Geotérmica

• La expansión de capacidad es gradual y altamente concentrada, con adiciones incrementales dominando. Por ejemplo, ThinkGeoEnergy informó que la capacidad global instalada de energía geotérmica aumentó de 16.873 MW a finales de 2024 a 17.173 MW a finales de 2025, con los diez principales países representando más del 93% de la capacidad instalada. La tendencia indica un mercado intensivo en capital donde las jurisdicciones maduras y los desarrolladores repetitivos capturan la mayor parte del crecimiento a corto plazo, mientras que los mercados emergentes construyen pipelines para la puesta en marcha posterior a nivel mundial.
   
• Las perspectivas de políticas están enmarcando cada vez más a la geotérmica como un complemento firme para las energías renovables variables, señalando adiciones más fuertes a mediano plazo. Por ejemplo, el análisis Renewables 2025 de la AIE proyecta que las adiciones anuales de capacidad geotérmica en 2030 alcanzarán un máximo histórico, aproximadamente triple al aumento de 2024, impulsado por el crecimiento en EE. UU., Indonesia, Japón, Turquía, Kenia y Filipinas. Esto refleja expectativas de confiabilidad más estrictas, necesidades de adecuación de capacidad y una integración más profunda de la geotérmica en las rutas de descarbonización nacionales en todo el mundo.
   
• La concentración del mercado entre los operadores líderes se está haciendo más visible, especialmente en EE. UU. Por ejemplo, el Informe del Mercado Geotérmico de EE. UU. de 2025, apoyado por el DOE, señala que Ormat y Calpine siguen siendo los operadores dominantes y juntos representan una gran mayoría de la capacidad geotérmica instalada en EE. UU., junto con un aumento de la actividad comercial a través de nuevos PPAs. Esta consolidación fortalece la experiencia operativa, la optimización de la flota y el poder de compra, pero también intensifica la competencia por áreas de recursos de alta calidad y capacidad de interconexión.
   
• La geotérmica avanzada está pasando de I+D a demostraciones en campo, ampliando la geología desarrollable y los tipos de proyectos. Por ejemplo, el DOE de EE. UU. informó en febrero de 2024 que su primera ronda de demostraciones piloto de Sistemas Geotérmicos Mejorados proporcionará hasta USD 60 millones a tres proyectos en diversas condiciones subsuperficiales. Al validar la estimulación, el monitoreo y los diseños de múltiples pozos, estos pilotos reducen el riesgo de replicación y aceleran las curvas de aprendizaje de los proveedores, apoyando futuros pipelines comerciales más allá de los juegos hidrotermales convencionales.
   
• Las restricciones de ejecución e interconexión están moldeando el comportamiento de adquisición, favoreciendo estrategias de entrega por fases y contratación interina. Por ejemplo, la revisión de estado de cumplimiento de 2025 del personal de CPUC para la adquisición de confiabilidad a mediano plazo informa un amplio progreso de cumplimiento a pesar de los desafíos de interconexión, con muchas entidades dependiendo de contratos puente para gestionar el riesgo de tiempo. En paralelo, los materiales de CPUC describen mayor flexibilidad y extensiones de plazos en acciones de adquisición suplementarias, subrayando cómo el riesgo de programación se está gestionando de manera programática en los portafolios en general.
   
• La promoción de inversiones liderada por el gobierno está ampliando el pipeline bancable de Asia y señalando una mayor competencia por los derechos de desarrollo de proyectos. Por ejemplo, ThinkGeoEnergy informó que el Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia presentó 12 proyectos de energía geotérmica en la COP29 con una necesidad de inversión estimada de aproximadamente USD 2.14 mil millones, abarcando oportunidades de greenfield y brownfield. Complementando esto, las asociaciones lideradas por el Estado han destacado proyectos adicionales como unidades binarias/inferiores en campos existentes, indicando caminos estructurados desde el concepto hasta la adquisición.
   
• La repotenciación y actualización de activos geotérmicos existentes está emergiendo como un mecanismo a corto plazo, mejorando la producción más rápido que el desarrollo de greenfield. Por ejemplo, ThinkGeoEnergy informó en 2025 que la rehabilitación de la estación Olkaria I de Kenia está en progreso para aumentar la capacidad de 45 MW a 63 MW, con la puesta en marcha de la primera turbina prevista para junio de 2026. Esto refleja una tendencia más amplia hacia la extensión de vida útil, mejoras de eficiencia y mejor utilización del vapor para maximizar los retornos en reservorios probados y reducir el riesgo de ejecución.
   

Análisis del Mercado de Energía Geotérmica

• La industria global de energía geotérmica está dominada en gran medida por países como EE. UU., Indonesia, Filipinas, Turquía, Nueva Zelanda, México, Kenia, Italia, Islandia y Japón. El mercado fue valorado en USD 62.5 mil millones en 2023, aumentando a USD 65.3 mil millones en 2024 y USD 66.9 mil millones en 2025. Este crecimiento constante está impulsado por el aumento de las inversiones en energía renovable de base y la expansión de las iniciativas de exploración geotérmica.
   
• El acceso a tierras públicas y los procesos de arrendamiento simplificados son un impulsor clave del crecimiento en EE. UU., ampliando el inventario de prospectos perforables para los desarrolladores. Por ejemplo, el Bureau of Land Management anunció una venta competitiva de arrendamientos geotérmicos el 8 de octubre de 2024, ofreciendo 66 parcelas que suman aproximadamente 219,250 acres en Nevada. Las ofertas regulares y a gran escala de arrendamientos mejoran la opción de proyectos, permiten estrategias de exploración basadas en cartera y crean una visión temprana sobre los permisos y las estipulaciones ambientales que sustentan la financiación y la planificación de la cadena de suministro.
   
• La adquisición basada en subastas y las tarifas estandarizadas son un impulsor central del crecimiento en Filipinas, mejorando la certeza de ingresos y acelerando la ejecución de proyectos. Por ejemplo, el Departamento de Energía emitió el Aviso de Adjudicación de la Subasta de Energía Verde 3 el 10 de junio de 2025, que incluyó ofertas geotérmicas por un total de 30.887 MW dentro de un período de entrega de 2025-2027. Las adjudicaciones formales y los períodos de entrega definidos fortalecen la bancabilidad, apoyan la diligencia de los prestamistas y animan a los desarrolladores a avanzar en la perforación, la contratación de EPC y la preparación de la conexión a la red.
   
• La priorización gubernamental de la energía geotérmica dentro de la mezcla renovable es un impulsor principal del crecimiento en Indonesia, apoyando una comercialización más rápida de proyectos con avanzada preparación. Por ejemplo, el Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia declaró en diciembre de 2024 que la energía geotérmica es el pilar para aumentar la participación nacional de energías renovables, citando el progreso esperado a fin de año de proyectos como Sorik Merapi y las instalaciones planificadas Salak Binary e Ijen. El enfoque explícito del ministerio mejora el impulso de los permisos, refuerza la confianza de los inversores y ayuda a movilizar capital hacia la puesta en marcha a corto plazo.
   
• La evaluación nacional de recursos y la planificación respaldada por políticas son un impulsor central del crecimiento en Islandia, alineando el desarrollo con el potencial subsuperficial cuantificado y las restricciones de sostenibilidad.
   

Por ejemplo, una publicación gubernamental de septiembre de 2025, preparada por Iceland GeoSurvey (ÍSOR) para el Ministerio de Medio Ambiente, Energía y Cambio Climático, actualiza la evaluación geotérmica y enmarca las vías de utilización futura. Las evaluaciones actualizadas de flujo de calor y reservas mejoran la selección de sitios, reducen la incertidumbre de exploración y apoyan decisiones de inversión más disciplinadas para expansiones y mejoras enfocadas en energía.
 

Las adiciones de capacidad lideradas por el Estado y la ejecución por parte de empresas de servicios públicos experimentadas siguen siendo un impulsor clave de crecimiento en Kenia, permitiendo una expansión de base confiable y una mayor confianza de los inversores. Por ejemplo, KenGen anunció en marzo de 2022 que la construcción de la unidad adicional 6 de la planta geotérmica Olkaria I de 83 MW se completó, iniciando actividades de conexión a la red y pruebas de confiabilidad hacia la operación comercial. La entrega de grandes unidades construye capacidad de la cadena de suministro local, mejora las curvas de aprendizaje operacional y apoya una mayor participación privada alrededor de campos de vapor probados.
 

La modernización de las flotas geotérmicas existentes es un impulsor de crecimiento práctico en México, manteniendo la producción de base mientras mejora la confiabilidad y el rendimiento de control. Por ejemplo, un documento de adquisición del 6 de febrero de 2024 del complejo geotérmico Cerro Prieto de CFE’ cubre la adquisición de equipos de control de PLC y excitación para múltiples unidades generadoras, reflejando actualizaciones continuas a los sistemas de automatización y regulación de voltaje de la planta. Esta reinversión reduce las fallas forzadas, extiende la vida útil de los activos y apoya mejoras incrementales de capacidad y eficiencia sin el riesgo de exploración de nuevos proyectos.
 

Un entorno regulatorio favorable y la continuación de la construcción de energías renovables es un impulsor clave de crecimiento en Türkiye, manteniendo el papel de la energía geotérmica como capacidad renovable despachable. Por ejemplo, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales informa que para finales de diciembre de 2025 el país tenía 68 plantas de energía geotérmica y la geotermia suministraba el 3.2% de la generación de electricidad. Los informes y conteos nacionales claros señalan una base operativa establecida, lo que apoya ecosistemas de proveedores, referencia operacional y reinversión continua en eficiencia y mejoras de capacidad.
 

La inversión a gran escala de servicios públicos en energía geotérmica de base para fortalecer la confiabilidad del sistema es un impulsor clave de crecimiento en Nueva Zelanda. Por ejemplo, la central geotérmica Tauhara de Contact Energy’ comenzó a suministrar electricidad a la red el 6 de mayo de 2024 y fue oficialmente inaugurada el 22 de noviembre de 2024, diseñada para alcanzar su plena capacidad de 174 MW. La puesta en marcha de nuevas unidades importantes equilibra la oferta y la demanda, reduce la dependencia de los generadores de pico de combustibles fósiles y fomenta proyectos geotérmicos posteriores y especialización en la cadena de suministro.
 

La mejora de la transparencia del mercado y el seguimiento estandarizado de proyectos es un impulsor de crecimiento importante en otros mercados geotérmicos, reduciendo las barreras de información para inversores y proveedores. Por ejemplo, el Global Geothermal Power Tracker de Global Energy Monitor’ publica tablas resumen (marzo de 2025) que cubren la capacidad operativa, la capacidad planificada por año y los principales propietarios de unidades operativas y prospectivas. Los conjuntos de datos públicos y comparables apoyan el benchmarking, la identificación temprana de proyectos y una asignación de capital más eficiente a desarrolladores, perforadores y proveedores de equipos.
 

Según la tecnología, la industria se segmenta en binaria, flash simple, flash doble, flash triple, vapor seco y contrapresión. El mercado de energía geotérmica de flash simple tiene una participación del 35.9% en 2025 y está destinado a alcanzar más de USD 41 mil millones para 2035.
 

• Single-flash es la tecnología principal donde el agua caliente a alta presión de un reservorio geotérmico se despresuriza (“flashed”) en vapor para impulsar una turbina, con el líquido restante generalmente reinyectado. Es ampliamente utilizado porque equilibra simplicidad, turbinas/separadores probados y un fuerte rendimiento en campos hidrotermales de alta temperatura. La EIA destaca las plantas de flash como el tipo geotérmico más común, y la Comisión de Energía de California explica el proceso de flash y la opción de agregar más etapas para una mayor recuperación.
   
• La planta de energía geotérmica Appi de Japón ilustra la viabilidad del mercado de single-flash para desarrollos de escala media: comenzó operaciones comerciales en 2024 y se describe explícitamente como utilizando una turbina de single-flash, con producción vendida bajo el marco de apoyo renovable de Japón. Esto demuestra cómo single-flash sigue siendo la opción preferida “por defecto bancable” donde las temperaturas del recurso justifican el vapor flash, permitiendo una ejecución EPC directa y operaciones predecibles en comparación con configuraciones de múltiples etapas más complejas.
   
• Las plantas de ciclo binario están ganando impulso porque desbloquean recursos geotérmicos de temperatura moderada y operan como un ciclo cerrado, utilizando el fluido geotérmico para calentar un fluido de trabajo secundario que se vaporiza y acciona la turbina, a menudo con emisiones atmosféricas muy bajas. Esto expande la base de recursos abordables más allá de los campos de alta entalpía, apoya el desarrollo en regiones con escasez de agua mediante enfriamiento por aire y se alinea con permisos ambientales más estrictos. Tanto la Comisión de Energía de California como la EIA describen el binario como la opción principal para recursos de temperatura moderada y destacan su ventaja de emisiones en ciclo cerrado.
   
• Una señal comercial clara para la escalabilidad de binario/ORC es la construcción continua de capacidad modular ORC en Türkiye. Por ejemplo, HEZ Enerji informó operaciones a plena capacidad de la planta geotérmica Morali en Aydın utilizando tecnología ORC suministrada por Exergy, tras una puesta en marcha parcial anterior, mostrando cómo los desarrolladores reducen riesgos en proyectos mediante la implementación por fases y luego la actualización a plena producción. Este patrón “fase-in → optimizar → escalar” es común para adiciones binarias en campos probados y oportunidades de brina a energía.
   
• Las plantas de doble flash se utilizan cuando los desarrolladores desean una mayor extracción de energía del mismo fluido de alta entalpía. Después de que el primer tanque de flash produce vapor de alta presión, el líquido caliente restante puede ser flash nuevamente a menor presión en un segundo tanque para generar vapor adicional e aumentar el rendimiento total de la turbina. La Comisión de Energía de California describe este concepto de re-flash de dos etapas como una manera práctica de “extraer aún más energía” que el flash simple, a costa de equipo adicional y complejidad.
   
• Una ilustración del mundo real de los compromisos de doble flash aparece en el trabajo de diseño geotérmico para el prospecto Menengai de Kenia, donde los investigadores compararon configuraciones de single y doble flash para evaluar la producción, las condiciones de reinyección y el comportamiento del sistema. El análisis muestra por qué los desarrolladores no eligen automáticamente “más etapas”: el doble flash puede aumentar el vapor recuperable, pero introduce diferentes dinámicas de flujo de masa y reinyección que pueden o no mejorar el rendimiento neto de la planta bajo una química de campo y estrategia de pozo dados.
   
• El triple flash es una opción especializada utilizada en campos de muy alta entalpía, de dos fases, cuando los desarrolladores buscan la máxima recuperación de energía separando el vapor en tres niveles de presión. Un ejemplo documentado es el proyecto Nga Awa Purua de Nueva Zelanda, que seleccionó un sistema de separación de triple flash para explotar un fluido de dos fases de energía excepcionalmente alta y alimentar una gran turbina geotérmica de un solo cilindro, mostrando el triple flash como una herramienta de nicho pero poderosa cuando las condiciones del recurso justifican la complejidad adicional.
   
• En el lado del proveedor, la capacidad de OEM también se está expandiendo: Mitsubishi Power señala que suministra líneas de turbinas de vapor que abarcan ciclos de flash simple, doble y triple para adaptarse a diferentes condiciones de vapor geotérmico. Esto importa comercialmente porque reduce el “riesgo tecnológico” para los desarrolladores que consideran el flash multietapa, la disponibilidad de marcos de turbinas estandarizados y configuraciones probadas ayuda en la programación de EPC, la planificación de repuestos y las estrategias de O&M a largo plazo, lo que hace que el flash triple sea más factible donde el reservorio lo soporte.
   
• Las plantas de vapor seco son la vía de conversión más sencilla: el vapor del reservorio va directamente a la turbina sin flash de agua caliente. Son raras porque los reservorios verdaderamente dominados por vapor son poco comunes, pero donde existen, el vapor seco ofrece una operación de base robusta y equipos de superficie relativamente sencillos. La EIA y la Comisión de Energía de California describen ambas el vapor seco como el tipo de planta geotérmica más antiguo y señalan su caso de uso emblemático en The Geysers en California.
   
• Un ejemplo definitorio del mercado de vapor seco es The Geysers, descrito como un complejo geotérmico de aproximadamente 725 MW propiedad/gestionado por Calpine, donde los contratos de adquisición pública y de servicios públicos continúan contratando la producción geotérmica confiable. Por ejemplo, un comunicado de 2025 menciona nuevas entregas de una tranche de expansión de The Geysers y reitera la escala del complejo como un activo geotérmico líder a nivel mundial. Esto destaca cómo la ventaja competitiva del vapor seco no es el “volumen de nueva construcción”, sino la base de carga de larga vida más la optimización incremental y la gestión del campo de pozos.
   

• El mercado de energía geotérmica de EE. UU. ha mostrado un crecimiento constante, con su valor acumulado aumentando de USD 15.3 mil millones en 2023 a USD 15.4 mil millones en 2024 y alcanzando USD 15.5 mil millones en 2025. Esta expansión constante refleja el aumento de la inversión en soluciones de energía renovable, respaldada por la creciente demanda de fuentes de energía de bajas emisiones y los incentivos gubernamentales que promueven el desarrollo de energía limpia. Colectivamente, estos factores siguen fortaleciendo el papel de la geotermia en la mezcla energética de la nación.
   

• Los permisos federales y las aprobaciones de proyectos en tierras públicas están acelerando el pipeline geotérmico de EE. UU. al reducir la incertidumbre de desarrollo y abrir nuevas áreas de recursos. Por ejemplo, el registro “Proyectos Geotérmicos Pendientes” de la Oficina de Administración de Tierras (actualizado en diciembre de 2024) lista el proyecto geotérmico Fervo Cape aprobado en Utah con un potencial de producción de hasta 2,000 MW, junto con otras acciones de exploración y desarrollo aprobadas. Estas aprobaciones señalan la preparación regulatoria, mejoran la confianza en la compra y catalizan la adquisición anticipada de equipos de perforación y de la isla de energía.
   
• La capacidad contratada bajo adquisiciones competitivas es un impulsor de crecimiento a corto plazo en Filipinas, convirtiendo ofertas en obligaciones de entrega bancables. Por ejemplo, el Departamento de Energía anunció el 25 de junio de 2025 que Energy Development Corporation y Bac-Man Geothermal aceptaron formalmente los premios GEA-3 para instalaciones geotérmicas, incluyendo la planta Tanawon de 21.573 MW y la Unidad Binaria Bago 1 de 5.645 MW. Las aceptaciones de premios ajustan los plazos de ejecución, apoyan el cierre financiero y alinean a los desarrolladores, las empresas EPC y los operadores de la red en torno a los hitos de puesta en marcha.
   
• Las adiciones de capacidad reportadas por el gobierno y el seguimiento de la COD están acelerando la construcción geotérmica en Indonesia al mejorar la visibilidad de lo que es entregable y cuándo.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.
   
• La certeza regulatoria sobre las concesiones es un motor central de crecimiento para el sector geotérmico de Italia, lo que permite a los operadores comprometerse con inversiones de larga duración y modernización. Por ejemplo, en febrero de 2025, el consejo regional de Toscana aprobó una extensión de 20 años de las concesiones geotérmicas de Enel Green Power hasta 2046 tras prolongadas negociaciones, abordando la incertidumbre de corto plazo anterior. Los plazos más largos de las concesiones mejoran la recuperabilidad de la inversión, apoyan las actualizaciones de eficiencia de las plantas y crean una vía más clara para la adición de nuevas plantas de energía dentro de los distritos geotérmicos establecidos.
   

Participación en el mercado de energía geotérmica

• Los cinco principales actores, Pertamina Geothermal Energy, Ormat Technologies, Energy Development Corporation (EDC), Star Energy y Calpine, representan juntos aproximadamente el 34% de la participación en el mercado global en 2025. Su fortaleza en el mercado se basa en su control de grandes recursos geotérmicos de larga duración y una huella operativa escalada, lo que reduce el riesgo de ejecución y mejora la continuidad operativa. Empresas como Pertamina, Star Energy y Calpine se benefician de agrupaciones de proyectos multi-campo o de escala mundial, lo que permite familiaridad con los permisos, reutilización de pozos e infraestructura, y expansiones de campos marrones simplificadas.
   
• La posición competitiva se refuerza aún más con las capacidades integradas de extremo a extremo de estas empresas, que combinan desarrollo, perforación, ingeniería y operaciones a largo plazo. Ormat ejemplifica esto a través de su doble papel como proveedor de tecnología y operador de plantas, lo que permite una retroalimentación rápida de aprendizaje entre el diseño de equipos y el rendimiento en el campo. EDC, de manera similar, aprovecha la gestión integrada, la perforación continua, las adiciones binarias incrementales y la optimización del campo, para estabilizar la producción y extender la vida del reservorio. Esta integración permite una mayor disponibilidad de la planta, perfiles de producción predecibles y una mejor bancabilidad para futuras expansiones.
   
• Además, estos desarrolladores líderes superan a sus pares gracias a estructuras de compra sólidas, preparación financiera y velocidad de actualización. Sus registros establecidos les permiten asegurar acuerdos de compra de energía a largo plazo y ejecutar adiciones de capacidad por fases, retrofits y programas de repotenciación con mayor fiabilidad. Su ventaja de proveedores y sus modelos de desarrollo repetibles aceleran el camino desde el concepto hasta la operación comercial, mientras proporcionan resiliencia frente a las restricciones de tiempo de entrega de equipos, cuellos de botella de perforación y desafíos de integración en la red. Esta capacidad de ejecución probada les da una ventaja competitiva decisiva sobre los desarrolladores geotérmicos más pequeños o menos probados a nivel global.
   

Empresas del mercado de energía geotérmica

• Pertamina Geothermal Energytiene una fuerte presencia en Indonesia al combinar plantas autooperadas con activos de operación conjunta en sus áreas de trabajo geotérmico.  Informa 672 MW operados directamente y 1,205 MW gestionados bajo Contratos de Operación Conjunta, lo que le da exposición a múltiples campos de vapor productores y socios.  En cuanto al crecimiento, PGEO ha perseguido nuevas posiciones de recursos como el área de trabajo Way Ratai con Chevron, planeado para avanzar a través de permisos, exploración y posible desarrollo de plantas de energía, extendiendo el pipeline más allá de los campos principales.
   
• Ormat’spresencia en el mercado se basa en la integración vertical, diseño, fabricación de equipos, entrega EPC, propiedad y O&M, apoyando una huella geotérmica diversificada.  La empresa informa un portafolio de generación geotérmica y solar de 1.268 GW distribuido en los EE. UU. y varios mercados internacionales.  Las actividades recientes incluyen llevar la planta geotérmica de 35 MW Ijen en Indonesia a operación comercial con Medco, y alcanzar un entendimiento EPC para la etapa 2 de 101 MW de Te Mihi de Contact Energy en Nueva Zelanda, fortaleciendo la visibilidad del backlog a múltiples años.
   
• EDCmantiene presencia en el mercado como el principal operador geotérmico de Filipinas, gestionando un portafolio de 13 estaciones de energía geotérmica integradas en Leyte, Bicol, Negros y Mindanao, con una capacidad geotérmica instalada citada en aproximadamente 1,189 MW.  La tesis de crecimiento de la empresa se basa en la optimización de campos liderada por perforaciones y adiciones modulares que preservan el suministro de vapor en reservorios maduros.  Un punto de referencia reciente es la planta de energía geotérmica Tanawon en Sorsogon, inaugurada en 2025, que expande la producción renovable de base y señala la continuación de la ejecución del pipeline de proyectos.
   
• Star Energy Geothermal’sposición está anclada por tres grandes activos en Java Occidental, Wayang Windu, Salak y Darajat, donde informa capacidades operativas de 227 MW, 377 MW y 271 MW respectivamente.  Este grupo concentrado apoya infraestructura compartida, sinergias operativas y un fuerte perfil de base.  El reciente impulso de inversión está respaldado por el anuncio de Barito Renewables de un programa de USD 346 millones para expandir y modernizar unidades en estos campos, añadiendo capacidad incremental y mejorando la eficiencia de las plantas con el tiempo.
   
• Calpine’spresencia en el mercado geotérmico está dominada por The Geysers en el norte de California, un complejo de 725 MW que ofrece una escala excepcional, una larga historia operativa y una profunda experiencia en gestión de reservorios.  La empresa continúa extendiendo la vida útil de los activos y la producción mediante perforaciones y actualizaciones del sistema de colección en lugar de construcciones verdes.  Una señal comercial reciente es el inicio de las entregas de MCE en junio de 2025 desde la expansión de desarrollo incremental de Calpine, ilustrando cómo Calpine convierte las actualizaciones de brownfield en suministro de electricidad renovable firme y contratado.
   
• Contact Energymantiene su presencia en el mercado de Nueva Zelanda combinando una flota geotérmica madura con una gran ejecución de nuevas construcciones. Tauhara, su estación geotérmica insignia más reciente, fue inaugurada oficialmente en noviembre de 2024 y está diseñada para alcanzar 174 MW a plena capacidad, fortaleciendo la generación renovable firme.  Financieramente, la actualización de Contact del FY25 destacó un rendimiento “impulsado por la expansión geotérmica,” citando un aumento significativo en la generación geotérmica junto con activos de gestión de riesgos.  Los proyectos de construcción continuos mantienen la energía geotérmica central en su estrategia de resiliencia.
   

Los principales actores que operan en el mercado de energía geotérmica son:

• 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
   

Noticias de la Industria de Energía Geotérmica

• En junio de 2025, el Departamento de Energía de Filipinas lanzó las Notificaciones de Adjudicación de la Subasta de Energía Verde 3, asignando aproximadamente 30.887 MW de capacidad geotérmica para su entrega durante 2025-2027. Los premios a EDC y Bac-Man Geothermal incluyeron el proyecto Tanawon y adiciones de plantas binarias, llevando la energía geotérmica al mecanismo de subasta por primera vez. El resultado señala una ruta respaldada por políticas para la certeza de la compra, mientras también destaca que la preparación del proyecto y las condiciones comerciales siguen siendo decisivas para una mayor participación geotérmica.
   
• En febrero de 2025, Tuscany aprobó una extensión de 20 años de las concesiones geotérmicas de Enel Green Power, asegurando los derechos de operación hasta 2046 y restaurando la visibilidad de inversión a largo plazo. La decisión sigue a años de incertidumbre en torno a las concesiones que expiraban y está destinada a desbloquear actualizaciones y nuevas actividades de construcción, incluidas las presentadas anteriormente por Enel en su plan de inversión geotérmica de varios miles de millones de euros. Para el mercado de Italia, el movimiento reduce el riesgo regulatorio, apoya la modernización de activos maduros y podría reanudar un pipeline después de una década de capacidad limitada.
   
• En febrero de 2025, Ormat Technologies y Medco Power anunciaron la puesta en marcha comercial de la primera fase de 35 MW de la planta geotérmica de Ijen en Java Oriental, suministrando a la red de Java bajo un PPA de 30 años. El hito establece la primera instalación geotérmica de Java Oriental y avanza en un plan de desarrollo más amplio que apunta a una capacidad total de 110 MW. Para el mercado, Ijen subraya la continua entrega de proyectos bancables en Indonesia y apoya la renovada confianza de los inversores en la expansión geotérmica del sudeste asiático.
   
• En julio de 2024, Exergy International, líder en sistemas ORC geotérmicos, se asoció con RentCo Africa Ltd para desarrollar el proyecto geotérmico Wellhead en Olkaria, Kenia. La empresa suministrará ocho sistemas ORC y proporcionará experiencia técnica avanzada, incluida su tecnología de turbina de flujo radial eficiente, para ayudar a expandir las operaciones geotérmicas de RentCo.
   

El informe de investigación del mercado de energía geotérmica incluye una cobertura exhaustiva de la industria con estimaciones y pronósticos en términos de ingresos (USD Millones) y capacidad (MW) desde 2022 hasta 2035, para los siguientes segmentos:

Mercado, por Tecnología

• Binario
• Flash Simple
• Flash Doble
• Flash Triple
• Seco
• Contrapresión

La información anterior ha sido proporcionada para los siguientes países:

• EE. UU.
• México
• Turquía
• Islandia
• Italia
• Alemania
• China
• Filipinas
• Indonesia
• Nueva Zelanda
• Japón
• Kenia
• Etiopía
• Costa Rica
• El Salvador
• Nicaragua
• Guatemala
• Resto del Mundo