Marché de l''énergie géothermique Taille et partage 2026-2035

Taille du marché de l'énergie géothermique

Selon une récente étude de Global Market Insights Inc., le marché de l'énergie géothermique était estimé à 66,9 milliards de dollars en 2025. Le marché devrait croître de 67,9 milliards de dollars en 2026 à 109,6 milliards de dollars d'ici 2035, avec un TCAC de 5,5 %.
 

• Les mandats d'approvisionnement propres et fermes pour la fiabilité du réseau stimulent la croissance géothermique en récompensant les ressources à haut facteur de capacité. Par exemple, la décision D.21-06-035 de la CPUC a ordonné 11 500 MW de nouvelle capacité nette qualifiée pour 2023-2026 et a exigé au moins 1 000 MW de ressources propres et fermes telles que la géothermie, explicitement pour soutenir la fiabilité à mi-décennie et la décarbonisation profonde. Ce signal politique augmente la visibilité des contrats, améliore la valorisation des énergies renouvelables fermes sur les marchés de capacité et renforce la bancabilité pour les développeurs et les fournisseurs.
   
• Le financement public de la R&D et des démonstrations réduit le risque technologique et accélère la commercialisation de la géothermie de nouvelle génération. Par exemple, le département américain de l'Énergie a annoncé un programme de 84 millions de dollars dans le cadre de la loi bipartisane sur les infrastructures pour soutenir les projets pilotes de démonstration de systèmes géothermiques améliorés (EGS) dans plusieurs contextes géologiques. En garantissant la validation sur le terrain et la génération de données, ces programmes réduisent l'incertitude perçue des sous-sols, attirent des co-investissements privés et élargissent la base de ressources géothermiques exploitables au-delà des régions hydrothermales traditionnelles.
   
• L'amélioration de l'économie des projets grâce à la baisse des coûts et à l'apprentissage des performances renforce le cas d'investissement pour la géothermie en tant que capacité renouvelable ferme. Par exemple, l'IRENA a rapporté que le LCOE moyen pondéré mondial de l'énergie géothermique a chuté de 16 % en 2024, passant de 0,072 $/kWh à 0,060 $/kWh. Les coûts nivelés plus bas, associés à des facteurs de capacité stables, rendent la géothermie plus compétitive sur les marchés d'adéquation des ressources et soutiennent une adoption plus large des solutions modulaires binaires et ORC pour diverses températures de réservoirs, augmentant les rendements attendus des projets.
   
• Les achats réglementaires des services publics créent une certitude de revenus à long terme qui débloque le financement des projets et accélère l'échelle. Par exemple, la CPUC a approuvé en 2024 les contrats de fiabilité à moyen terme de Southern California Edison, qui comprenaient un approvisionnement géothermique (binaire) des affiliés de Fervo, avec des capacités contractuelles de 70 MW et 250 MW et des livraisons à partir de 2027. De telles approbations valident les structures de prise en charge, réduisent le risque de contrepartie et encouragent un pipeline plus profond de capacité géothermique aligné sur les besoins de planification du système.
   
• Les politiques de décarbonisation de la chaleur et les incitations dédiées étendent la géothermie au-delà de l'électricité vers le chauffage urbain à grande échelle, notamment en Europe. Par exemple, le financement fédéral allemand pour les réseaux de chaleur efficaces (BEW) met environ 3,57 milliards de dollars à disposition jusqu'en 2026 pour soutenir les sources de chaleur renouvelables, y compris la géothermie profonde. Séparément, les Stadtwerke München ont reçu 52,2 millions de dollars de financement fédéral en 2024 pour étendre le chauffage urbain géothermique, catalysant des constructions pluriannuelles par les services publics et les municipalités.
   
• Les programmes de construction géothermique dirigés par l'État et les modèles d'exécution de type PPP réduisent les risques des grands projets dans les marchés émergents. Par exemple, ThinkGeoEnergy a rapporté que l'entreprise publique kényane KenGen prévoyait la centrale géothermique Olkaria VII de 80,3 MW avec un budget estimé à 248 millions de dollars, soutenu par des dépôts réglementaires, et a ensuite obtenu l'approbation du Cabinet visant à alimenter le réseau d'ici juin 2027. Ancré par la planification et les permis nationaux, ces cadres soutiennent un pipeline bancable pour les fournisseurs d'EPC, de forage et d'exploitation et de maintenance.
   
• L'optimisation des sites existants par la cogénération en cycle inférieur est un moyen rapide d'augmenter la capacité géothermique, en exploitant les puits et champs de vapeur existants. Par exemple, le ministère indonésien de l'énergie a mis en avant des ajouts de cogénération avec des objectifs de mise en service (COD) pour 2027-2029, ainsi qu'un accord de développement conjoint entre Pertamina Geothermal Energy et PLN, axé sur une unité de 30 MW à Ulubelu et une unité de 15 MW à Lahendong, toutes deux prévues pour une mise en service en 2027. De telles additions augmentent la production avec des cycles de développement plus courts et une intensité de forage incrémentale plus faible.
   
• Les impératifs de sécurité énergétique et les financements concessionnels permettent la construction de centrales géothermiques pionnières dans les petits systèmes insulaires. Par exemple, ThinkGeoEnergy a rapporté que la Banque de développement des Caraïbes a approuvé un prêt de 34,8 millions de dollars pour soutenir la construction de la centrale géothermique de 10 MW de la Dominique, répondant à un mix électrique encore fortement dépendant des importations de diesel. Les mises à jour ultérieures de la construction visent une mise en service commerciale fin 2025, démontrant comment le financement mixte peut débloquer des projets où les coûts initiaux de forage et d'infrastructure sont prohibitifs.

Tendances du marché de l'énergie géothermique

• L'expansion de la capacité est progressive et très concentrée, avec des additions incrémentales dominantes. Par exemple, ThinkGeoEnergy a rapporté que la capacité mondiale installée de production d'électricité géothermique est passée de 16 873 MW fin 2024 à 17 173 MW fin 2025, les dix premiers pays représentant plus de 93 % de la capacité installée. Cette tendance indique un marché intensif en capital où les juridictions matures et les développeurs récurrents captent la majeure partie de la croissance à court terme, tandis que les marchés émergents construisent des pipelines pour des mises en service ultérieures dans le monde.
   
• Les perspectives politiques placent de plus en plus la géothermie comme un complément ferme aux énergies renouvelables variables, pointant vers des additions plus fortes à moyen terme. Par exemple, l'analyse Renewables 2025 de l'AIE prévoit que les additions annuelles de capacité géothermique en 2030 atteindront un niveau record, environ trois fois l'augmentation de 2024, portées par la croissance aux États-Unis, en Indonésie, au Japon, en Turquie, au Kenya et aux Philippines. Cela reflète les attentes de fiabilité plus strictes, les besoins en adéquation de capacité et une intégration plus profonde de la géothermie dans les voies de décarbonation nationales à l'échelle mondiale.
   
• La concentration du marché parmi les opérateurs leaders devient plus visible, notamment aux États-Unis. Par exemple, le rapport sur le marché géothermique américain de 2025, soutenu par le DOE, note qu'Ormat et Calpine restent les opérateurs dominants et représentent ensemble une grande majorité de la capacité géothermique installée aux États-Unis, ainsi qu'une activité commerciale croissante grâce à de nouveaux PPAs. Cette consolidation renforce l'expertise opérationnelle, l'optimisation de la flotte et le pouvoir d'achat, mais intensifie également la concurrence pour les zones de ressources de haute qualité et la capacité d'interconnexion.
   
• La géothermie avancée passe de la R&D à des démonstrations sur le terrain, élargissant la géologie et les types de projets développables. Par exemple, le DOE américain a rapporté en février 2024 que le premier tour de démonstrations pilotes de systèmes géothermiques améliorés fournira jusqu'à 60 millions de dollars à trois projets dans des conditions souterraines diverses. En validant la stimulation, la surveillance et les conceptions multi-puits, ces pilotes réduisent les risques de réplication et accélèrent les courbes d'apprentissage des fournisseurs, soutenant les pipelines commerciaux futurs au-delà des jeux hydrothermaux conventionnels.
   
• Les contraintes d'exécution et d'interconnexion façonnent le comportement d'achat, favorisant les stratégies de livraison par phases et les contrats intermédiaires. Par exemple, la revue de conformité 2025 du personnel de la CPUC pour l'approvisionnement en fiabilité à moyen terme signale des progrès de conformité malgré les défis d'interconnexion, de nombreuses entités s'appuyant sur des contrats de transition pour gérer le risque de timing. En parallèle, les documents de la CPUC décrivent une flexibilité accrue et des prolongations de délais dans les actions d'approvisionnement supplémentaires, soulignant comment le risque de calendrier est géré de manière programmatique dans l'ensemble des portefeuilles.
   
• La promotion des investissements dirigée par le gouvernement élargit le pipeline bancable de l'Asie et signale une concurrence accrue pour les droits de développement de projets. Par exemple, ThinkGeoEnergy a rapporté que le ministère indonésien de l'Énergie et des Ressources minérales a présenté 12 projets de géothermie lors de la COP29 avec un besoin d'investissement estimé à environ 2,14 milliards de dollars américains, couvrant des opportunités de greenfield et de brownfield. Complémentaire à cela, les partenariats dirigés par l'État ont mis en avant des projets additionnels tels que des unités binaires/unités de fond à des champs existants, indiquant des voies structurées de la conception à l'achat.
   
• La réhabilitation et la modernisation des actifs géothermiques existants émergent comme un levier à court terme, améliorant la production plus rapidement que le développement de greenfield. Par exemple, ThinkGeoEnergy a rapporté en 2025 que la réhabilitation de la centrale Olkaria I au Kenya progresse vers une augmentation de la capacité de 45 MW à 63 MW, avec la mise en service de la première turbine prévue pour juin 2026. Cela reflète une tendance plus large vers l'extension de la durée de vie, les mises à niveau d'efficacité et une meilleure utilisation de la vapeur pour maximiser les rendements des réservoirs éprouvés et réduire les risques d'exécution.
   

Analyse du marché de l'énergie géothermique

En savoir plus sur les principaux segments façonnant ce marché

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• L'industrie mondiale de l'énergie géothermique est largement dominée par des pays tels que les États-Unis, l'Indonésie, les Philippines, la Turquie, la Nouvelle-Zélande, le Mexique, le Kenya, l'Italie, l'Islande et le Japon. Le marché était évalué à 62,5 milliards de dollars américains en 2023, passant à 65,3 milliards de dollars américains en 2024 et à 66,9 milliards de dollars américains en 2025. Cette croissance régulière est stimulée par l'augmentation des investissements dans l'énergie renouvelable de base et l'expansion des initiatives d'exploration géothermique.
   
• L'accès aux terres publiques et les pipelines de location simplifiés sont un moteur de croissance clé aux États-Unis, élargissant l'inventaire des prospects forables pour les développeurs. Par exemple, le Bureau of Land Management a annoncé une vente de concessions géothermiques compétitives le 8 octobre 2024, offrant 66 parcelles totalisant environ 219 250 acres dans le Nevada. Les offres régulières à grande échelle améliorent l'optionnalité des projets, permettent des stratégies d'exploration basées sur le portefeuille et créent une visibilité précoce sur les permis et les stipulations environnementales qui sous-tendent le financement et la planification de la chaîne d'approvisionnement.
   
• Les procédures d'achat par enchères et les tarifs standardisés sont un moteur de croissance central aux Philippines, améliorant la certitude des revenus et accélérant l'exécution des projets. Par exemple, le Département de l'Énergie a publié l'avis d'attribution de la Green Energy Auction 3 le 10 juin 2025, qui incluait des offres géothermiques totalisant 30,887 MW contre une fenêtre de livraison de 2025-2027. Les attributions formelles et les périodes de livraison définies renforcent la bancabilité, soutiennent la diligence des prêteurs et encouragent les développeurs à avancer dans le forage, les contrats EPC et la préparation de la connexion au réseau.
   
• La priorisation gouvernementale de la géothermie dans le mix renouvelable est un moteur de croissance primaire en Indonésie, soutenant une commercialisation plus rapide des projets avec une préparation avancée. Par exemple, le ministère indonésien de l'Énergie et des Ressources minérales a déclaré en décembre 2024 que la géothermie est le pilier pour augmenter la part nationale des énergies renouvelables, citant les progrès attendus en fin d'année de projets tels que Sorik Merapi et les installations prévues Salak Binary et Ijen. La concentration ministérielle explicite améliore le rythme des permis, renforce la confiance des investisseurs et aide à mobiliser le capital vers la mise en service à court terme.
   
• L'évaluation nationale des ressources et la planification soutenue par des politiques sont un moteur de croissance central en Islande, alignant le développement avec le potentiel quantifié du sous-sol et les contraintes de durabilité.Pour instance, une publication gouvernementale de septembre 2025, préparée par l'Iceland GeoSurvey (ÍSOR) pour le ministère de l'Environnement, de l'Énergie et du Climat, met à jour l'évaluation géothermique et cadre les voies d'utilisation futures. Les évaluations mises à jour du flux de chaleur et des réservoirs améliorent le criblage des sites, réduisent l'incertitude d'exploration et soutiennent des décisions d'investissement plus disciplinées pour les expansions et mises à niveau axées sur l'énergie.
   
• Les additions de capacité dirigées par l'État et l'exécution par des services publics expérimentés restent un moteur de croissance clé au Kenya, permettant une expansion de base fiable et une plus grande confiance des investisseurs. Par exemple, KenGen a annoncé en mars 2022 que la construction de l'unité supplémentaire 6 de la centrale géothermique Olkaria I de 83 MW était terminée, initiant les activités de connexion au réseau et les tests de fiabilité en vue de l'exploitation commerciale. La livraison de grandes unités renforce la capacité de la chaîne d'approvisionnement locale, améliore les courbes d'apprentissage opérationnel et soutient une participation privée accrue autour des champs de vapeur éprouvés.
   
• La modernisation des flottes géothermiques existantes est un moteur de croissance pratique au Mexique, maintenant la production de base tout en améliorant la fiabilité et les performances de contrôle. Par exemple, un document d'appel d'offres du 6 février 2024 de la centrale géothermique Cerro Prieto de CFE couvre l'acquisition d'équipements de contrôle d'excitation et de PLC pour plusieurs unités de production, reflétant les mises à niveau en cours de l'automatisation des centrales et des systèmes de régulation de tension. De tels réinvestissements réduisent les pannes forcées, prolongent la durée de vie des actifs et soutiennent des améliorations incrémentielles de la capacité et de l'efficacité sans risque d'exploration en vert.
   
• Un environnement réglementaire favorable et la poursuite du développement des énergies renouvelables sont un moteur de croissance clé en Türquie, soutenant le rôle de la géothermie comme capacité renouvelable dispatchable. Par exemple, le ministère de l'Énergie et des Ressources naturelles rapporte que fin décembre 2025, le pays comptait 68 centrales géothermiques et que la géothermie fournissait 3,2 % de la production d'électricité. Les rapports et comptages nationaux clairs signalent une base opérationnelle établie, qui soutient les écosystèmes de fournisseurs, le benchmarking opérationnel et les réinvestissements continus dans l'efficacité et les améliorations de capacité.
   
• Les investissements à grande échelle des services publics dans la base géothermique pour renforcer la fiabilité du système sont un moteur de croissance clé en Nouvelle-Zélande. Par exemple, la centrale géothermique Tauhara de Contact Energy a commencé à alimenter le réseau en électricité le 6 mai 2024 et a été officiellement inaugurée le 22 novembre 2024, conçue pour atteindre une production complète de 174 MW. La mise en service de nouvelles unités majeures resserre l'équilibre offre-demande, réduit la dépendance aux pointeurs fossiles et encourage les projets géothermiques suivants et la spécialisation de la chaîne d'approvisionnement.
   
• Une meilleure transparence du marché et un suivi standardisé des projets sont un moteur de croissance important dans d'autres marchés géothermiques, réduisant les barrières d'information pour les investisseurs et les fournisseurs. Par exemple, le Global Geothermal Power Tracker de Global Energy Monitor publie des tableaux récapitulatifs (mars 2025) couvrant la capacité opérationnelle, la capacité prévue par année et les principaux propriétaires des unités opérationnelles et prospectives. Les ensembles de données publics et comparables soutiennent le benchmarking, l'identification précoce du pipeline et une allocation de capital plus efficace vers les développeurs, les foreurs et les fournisseurs d'équipements.
   

• Le single-flash est la technologie de base où l'eau chaude à haute pression d'un réservoir géothermique est dépressurisée (“flashed”) en vapeur pour entraîner une turbine, le liquide restant étant généralement réinjecté. Il est largement utilisé car il équilibre simplicité, turbines/séparateurs éprouvés et forte performance dans les champs hydrothermaux à haute température. L'EIA met en avant les centrales à flash comme le type géothermique le plus courant, et la California Energy Commission explique le processus de flash et l'option d'ajouter plus d'étapes pour une meilleure récupération.
   
• La centrale géothermique d'Appi au Japon illustre la viabilité du marché du single-flash pour les développements de taille moyenne : elle a commencé ses opérations commerciales en 2024 et est explicitement décrite comme utilisant une turbine à flash simple, avec une production vendue dans le cadre du soutien aux énergies renouvelables du Japon. Cela démontre comment le single-flash reste le choix préféré “par défaut bancable” lorsque les températures des ressources justifient la vapeur flash, permettant une exécution EPC directe et des opérations prévisibles par rapport aux configurations multi-étapes plus complexes.
   
• Les centrales à cycle binaire gagnent en popularité car elles exploitent les ressources géothermiques à température modérée et fonctionnent en circuit fermé, utilisant le fluide géothermique pour chauffer un fluide de travail secondaire qui se vaporise et entraîne la turbine, souvent avec des émissions atmosphériques très faibles. Cela étend la base de ressources exploitables au-delà des champs à haute enthalpie, soutient le développement dans les régions contraintes en eau via le refroidissement par air, et s'aligne sur les autorisations environnementales plus strictes. La California Energy Commission et l'EIA décrivent toutes deux le binaire comme l'option de choix pour les ressources à température modérée et notent son avantage en termes d'émissions en circuit fermé.
   
• Un signal commercial clair pour l'expansion des cycles binaires/ORC est la poursuite par la Türquie du développement de capacités modulaires ORC. Par exemple, HEZ Enerji a rapporté le fonctionnement à pleine capacité de la centrale géothermique de Morali à Aydın utilisant la technologie ORC fournie par Exergy, après une mise en service partielle antérieure, montrant comment les développeurs réduisent les risques des projets en les mettant en service par phases, puis en les augmentant à pleine puissance. Ce modèle “phase-in → optimiser → évoluer” est courant pour les additions binaires sur des champs éprouvés et les opportunités de conversion de saumure en énergie.
   
• Les centrales à double flash sont utilisées lorsque les développeurs veulent extraire plus d'énergie du même fluide à haute enthalpie. Après que le premier réservoir de flash produit de la vapeur à haute pression, le liquide chaud restant peut être à nouveau flashé à une pression plus faible dans un deuxième réservoir pour générer de la vapeur supplémentaire et augmenter le débit total de la turbine. La California Energy Commission décrit ce concept de re-flash à deux étages comme un moyen pratique de “extraire encore plus d'énergie” que le simple flash, au prix d'équipements supplémentaires et de complexité.
   
• Une illustration concrète des compromis du double flash apparaît dans les travaux de conception géothermique pour le gisement kényan de Menengai, où les chercheurs ont comparé les configurations à simple et double flash pour évaluer la production, les conditions de réinjection et le comportement du système. L'analyse montre pourquoi les développeurs ne choisissent pas automatiquement “plus d'étapes” : le double flash peut augmenter la vapeur récupérable mais introduit différentes dynamiques de débit massique et de réinjection qui peuvent ou non améliorer la performance nette de la centrale dans un champ chimique et une stratégie de forage donnés.
   
• Le triple flash est une option spécialisée utilisée dans les champs à très haute enthalpie, à deux phases, lorsque les développeurs cherchent à maximiser la récupération d'énergie en séparant la vapeur à trois niveaux de pression. Un exemple documenté est le projet Nga Awa Purua en Nouvelle-Zélande, qui a sélectionné un système de séparation à triple flash pour exploiter un fluide à deux phases exceptionnellement riche en énergie et alimenter une grande turbine géothermique à cylindre unique, montrant le triple flash comme un outil de niche mais puissant lorsque les conditions des ressources justifient la complexité supplémentaire.
   
• Du côté des fournisseurs, la capacité OEM s'étend également : Mitsubishi Power note qu'il fournit des gammes de turbines à vapeur couvrant les cycles à simple, double et triple flash pour s'adapter aux différentes conditions de vapeur géothermique. Cela a une importance commerciale car cela réduit le “risque technologique” pour les développeurs envisageant un flash multi-étages, la disponibilité de cadres de turbines standardisés et de configurations éprouvées aide à la planification des EPC, des pièces de rechange et des stratégies d'exploitation et de maintenance à long terme, rendant le triple flash plus réalisable là où le réservoir le permet.
   
• Les centrales à vapeur sèche sont le chemin de conversion le plus simple : la vapeur du réservoir va directement à la turbine sans flash de l'eau chaude. Elles sont rares car les réservoirs à vapeur dominée sont peu courants, mais lorsqu'elles existent, la vapeur sèche offre une opération de base robuste et un équipement de surface relativement simple. L'EIA et la California Energy Commission décrivent toutes deux la vapeur sèche comme le type de centrale géothermique le plus ancien et notent son utilisation emblématique à The Geysers en Californie.
   
• Un exemple marquant de vapeur sèche est The Geysers, décrit comme un complexe géothermique d'environ 725 MW appartenant/géré par Calpine, où les appels d'offres publics et les accords avec les services publics continuent de contracter pour une production géothermique fiable. Par exemple, une publication de 2025 note de nouvelles livraisons d'une tranche d'expansion des Geysers et réitère l'échelle du complexe en tant qu'actif géothermique de premier plan dans le monde. Cela met en lumière le fait que l'avantage concurrentiel de la vapeur sèche n'est pas le “volume de nouvelle construction”, mais la production de base à long terme plus l'optimisation incrémentielle et la gestion des champs de puits.
   

• Le marché de l'énergie géothermique aux États-Unis a montré une croissance constante, sa valeur cumulative passant de 15,3 milliards de dollars en 2023 à 15,4 milliards de dollars en 2024 et atteignant 15,5 milliards de dollars en 2025. Cette expansion régulière reflète l'augmentation des investissements dans les solutions d'énergie renouvelable, soutenue par la demande croissante de sources d'énergie à faibles émissions et les incitations gouvernementales promouvant le développement des énergies propres. Collectivement, ces facteurs continuent de renforcer le rôle de la géothermie dans le mix énergétique de la nation.
   

• Les autorisations fédérales et les approbations de projets sur les terres publiques accélèrent le pipeline géothermique américain en réduisant l'incertitude de développement et en ouvrant de nouvelles zones de ressources. Par exemple, le registre des “Projets géothermiques en attente” du Bureau of Land Management (mis à jour en décembre 2024) liste le projet géothermique Fervo Cape approuvé dans l'Utah avec une production potentielle allant jusqu'à 2 000 MW, ainsi que d'autres actions d'exploration et de développement approuvées. De telles approbations signalent la préparation réglementaire, améliorent la confiance dans l'acheminement et catalysent l'achat précoce de l'équipement de forage et de l'île de puissance.
   
• La capacité contractée dans le cadre d'appels d'offres compétitifs est un moteur de croissance à court terme aux Philippines, transformant les offres en obligations de livraison bancables. Par exemple, le Département de l'Énergie a annoncé le 25 juin 2025 que l'Energy Development Corporation et Bac-Man Geothermal ont formellement accepté les récompenses GEA-3 pour des installations géothermiques, y compris la centrale de 21,573 MW de Tanawon et l'unité binaire de 5,645 MW de Bago. Les acceptations de récompenses resserrent les délais d'exécution, soutiennent la clôture financière et alignent les développeurs, les entreprises EPC et les opérateurs de réseau autour des jalons de mise en service.
   
• Les additions de capacité et le suivi de la mise en service rapportés par le gouvernement accélèrent le développement géothermique en Indonésie en améliorant la visibilité sur ce qui est réalisable et quand.Voici le contenu HTML traduit en français : 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 certitude réglementaire concernant les concessions est un moteur central de croissance pour le secteur géothermique italien, permettant aux opérateurs de s'engager dans des investissements à long terme et la modernisation. Par exemple, en février 2025, le conseil régional de Toscane a approuvé une extension de 20 ans des concessions géothermiques d'Enel Green Power jusqu'en 2046 après de longues négociations, répondant ainsi à l'incertitude antérieure liée à l'horizon court. Des durées de concession plus longues améliorent la récupération des investissements, soutiennent les mises à niveau de l'efficacité des centrales et créent un chemin plus clair pour l'ajout de nouvelles centrales électriques dans les districts géothermiques établis.
   

Part de marché de l'énergie géothermique

• Les cinq premiers acteurs, Pertamina Geothermal Energy, Ormat Technologies, Energy Development Corporation (EDC), Star Energy et Calpine, représentent ensemble environ 34 % de la part de marché mondiale en 2025. Leur force sur le marché est ancrée dans leur contrôle de grandes ressources géothermiques à long terme et de grandes empreintes opérationnelles, qui réduisent le risque d'exécution et améliorent la continuité des opérations. Des entreprises comme Pertamina, Star Energy et Calpine bénéficient de clusters de projets multi-champs ou à l'échelle mondiale, permettant une familiarité avec les permis, la réutilisation des puits et des infrastructures, ainsi que des expansions simplifiées en brownfield.
   
• Le positionnement concurrentiel est renforcé par les capacités intégrées de bout en bout de ces entreprises, qui combinent le développement, le forage, l'ingénierie et les opérations à long terme. Ormat en est un exemple avec son double rôle de fournisseur de technologie et d'exploitant de centrales, permettant un retour d'expérience rapide entre la conception des équipements et la performance sur le terrain. EDC exploite de manière similaire une gestion intégrée, un forage continu, des ajouts binaires incrémentiels et une optimisation des champs pour stabiliser la production et prolonger la durée de vie du réservoir. Cette intégration permet une disponibilité plus élevée des centrales, des profils de production prévisibles et une meilleure bancabilité pour les futures expansions.
   
• En outre, ces développeurs leaders surpassent leurs pairs grâce à des structures de vente solides, une préparation financière et une vitesse de mise à niveau. Leurs antécédents établis leur permettent de sécuriser des contrats d'achat d'électricité à long terme et d'exécuter des ajouts de capacité par phases, des rénovations et des programmes de repowering avec plus de fiabilité. Leur levier sur les fournisseurs et leurs modèles de développement répétables accélèrent le passage de la conception à l'exploitation commerciale, tout en offrant une résilience face aux contraintes de délais d'approvisionnement des équipements, aux goulots d'étranglement de forage et aux défis d'intégration au réseau. Cette capacité d'exécution éprouvée leur donne un avantage concurrentiel décisif sur les développeurs géothermiques plus petits ou moins expérimentés dans le monde.
   

Entreprises du marché de l'énergie géothermique

• Pertamina Geothermal Energya une forte présence en Indonésie en combinant des centrales en propre avec des actifs en coentreprise dans ses zones de travail géothermique.  Elle exploite directement 672 MW et gère 1 205 MW dans le cadre de contrats d'exploitation conjointe, lui donnant accès à plusieurs champs de vapeur producteurs et partenaires.  En termes de croissance, PGEO a poursuivi de nouvelles positions de ressources telles que la zone de travail de Way Ratai avec Chevron, prévue pour passer par les permis, l'exploration et le développement potentiel de centrales électriques, étendant ainsi le pipeline au-delà des champs principaux.
   
• Ormata une présence sur le marché construite sur l'intégration verticale, la conception, la fabrication d'équipements, la livraison EPC, la propriété et l'exploitation et la maintenance, soutenant une empreinte géothermique diversifiée.  L'entreprise déclare un portefeuille de production géothermique et solaire de 1,268 GW réparti aux États-Unis et sur plusieurs marchés internationaux.  Les activités récentes incluent la mise en service commerciale de la centrale géothermique de 35 MW d'Ijen en Indonésie avec Medco, et la conclusion d'un accord EPC pour la phase 2 de 101 MW de Te Mihi de Contact Energy en Nouvelle-Zélande, renforçant ainsi la visibilité du carnet de commandes sur plusieurs années.
   
• EDCmaintains market presence as the Philippines’ leading geothermal operator, running a portfolio of 13 integrated geothermal power stations across Leyte, Bicol, Negros and Mindanao, with installed geothermal capacity cited at about 1,189 MW.  The company’s growth thesis is rooted in drilling-led field optimization and modular additions that preserve steam supply in mature reservoirs.  A recent proof point is the Tanawon geothermal power plant in Sorsogon, inaugurated in 2025, expanding baseload renewable output and signaling continued project pipeline execution.
   
• Star Energy Geothermal’sposition is anchored by three large West Java assets, Wayang Windu, Salak and Darajat, where it discloses operating capacities of 227 MW, 377 MW and 271 MW respectively.  This concentrated cluster supports shared infrastructure, operating synergies and a strong baseload profile.  Recent investment momentum is supported by Barito Renewables’ announcement of a USD 346 million program to expand and retrofit units across these fields, adding incremental capacity and improving plant efficiency over time.
   
• Calpine’s geothermal market presence is dominated by The Geysers in Northern California, a 725‑MW complex that provides exceptional scale, long operating history and deep reservoir-management expertise.  The company continues to extend asset life and output through drilling and collection-system upgrades rather than greenfield builds.  A recent commercial signal is MCE’s June 2025 start of deliveries from Calpine’s incremental development expansion tranche, illustrating how Calpine converts brownfield upgrades into contracted, firm renewable electricity supply.
   
• Contact Energysustains market presence in New Zealand by pairing a mature geothermal fleet with large new-build execution. Tauhara, its flagship recent geothermal station, was officially opened in November 2024 and is designed to reach 174 MW at full output, strengthening firm renewable generation.  Financially, Contact’s FY25 update highlighted performance “powered by geothermal expansion,” citing a major uplift in geothermal generation alongside risk-management assets.  Continued buildout projects keep geothermal central to its resilience strategy.
   

Major players operating in the geothermal energy market are:

• 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
   

Geothermal Energy Industry News

• In June 2025, the Philippines’ Department of Energy released Green Energy Auction 3 Notices of Award, allocating about 30.887 MW of geothermal capacity for delivery during 2025–2027. Awards to EDC and Bac-Man Geothermal included the Tanawon project and binary plant additions, bringing geothermal into the auction mechanism for the first time. The result signals a policy-backed route to offtake certainty, while also highlighting that project readiness and commercial conditions remain decisive for higher geothermal participation.
   
• En février 2025, la Toscane a approuvé une prolongation de 20 ans des concessions géothermiques d'Enel Green Power, sécurisant les droits d'exploitation jusqu'en 2046 et restaurant la visibilité des investissements à long terme. La décision fait suite à des années d'incertitude autour des concessions expirantes et vise à débloquer des mises à niveau et de nouvelles activités de construction, y compris le plan d'investissement géothermique multi-milliardaire d'Enel précédemment présenté. Pour le marché italien, cette mesure réduit le risque réglementaire, soutient la modernisation des actifs matures et pourrait relancer un pipeline après une décennie de capacité limitée.
   
• En février 2025, Ormat Technologies et Medco Power ont annoncé le début des opérations commerciales pour la première phase de 35 MW de la centrale géothermique d'Ijen à Java Est, alimentant le réseau de Java dans le cadre d'un PPA de 30 ans. Cette étape marque la première installation géothermique de Java Est et fait avancer un plan de développement plus large visant une capacité totale de 110 MW. Pour le marché, Ijen souligne la poursuite de la livraison de projets bancables en Indonésie et soutient la confiance renouvelée des investisseurs dans le développement géothermique en Asie du Sud-Est.
   
• En juillet 2024, Exergy International, leader des systèmes ORC géothermiques, s'est associé à RentCo Africa Ltd pour développer le projet géothermique Wellhead à Olkaria, au Kenya. L'entreprise fournira huit systèmes ORC et apportera une expertise technique avancée, y compris sa technologie de turbine à écoulement radial efficace, pour aider à développer les opérations géothermiques de RentCo.
   

Le rapport de recherche sur le marché de l'énergie géothermique comprend une couverture approfondie de l'industrie avec des estimations et des prévisions en termes de revenus (USD Million) et de capacité (MW) de 2022 à 2035, pour les segments suivants :

Marché, par technologie

• Binaire
• Flash simple
• Double flash
• Triple flash
• Sec
• Pression arrière

Les informations ci-dessus ont été fournies pour les pays suivants :

• États-Unis
• Mexique
• Turquie
• Islande
• Italie
• Allemagne
• Chine
• Philippines
• Indonésie
• Nouvelle-Zélande
• Japon
• Kenya
• Éthiopie
• Costa Rica
• El Salvador
• Nicaragua
• Guatemala
• Reste du monde