Mercato dell''energia geotermica Dimensioni e condivisione 2026-2035

Dimensione del mercato dell'energia geotermica

Secondo uno studio recente di Global Market Insights Inc., il mercato dell'energia geotermica è stato stimato a 66,9 miliardi di USD nel 2025. Si prevede che il mercato crescerà da 67,9 miliardi di USD nel 2026 a 109,6 miliardi di USD entro il 2035, con un CAGR del 5,5%.
 

• Le normative di approvvigionamento pulito e fermo per la affidabilità della rete stimolano la crescita geotermica premiando le risorse ad alto fattore di capacità. Ad esempio, la Decisione D.21-06-035 della CPUC ha ordinato 11.500 MW di nuova capacità qualificata netta per il 2023-2026 e ha richiesto almeno 1.000 MW da risorse pulite e ferme come la geotermica, esplicitamente per supportare la affidabilità a metà decennio e la decarbonizzazione profonda. Questo segnale politico aumenta la visibilità dei contratti, migliora la valutazione delle rinnovabili ferme nei mercati di capacità e rafforza la bancabilità per gli sviluppatori e i fornitori.
   
• Il finanziamento pubblico per la R&S e la dimostrazione riduce il rischio tecnologico e accelera la commercializzazione della geotermica di prossima generazione. Ad esempio, il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti ha annunciato un programma da 84 milioni di USD nell'ambito del Bipartisan Infrastructure Law per sostenere progetti pilota di dimostrazione di sistemi geotermici migliorati (EGS) in diversi contesti geologici. Sottoscrivendo la validazione sul campo e la generazione di dati, tali programmi riducono l'incertezza percepita del sottosuolo, attirano co-investimenti privati e ampliano la base di risorse geotermiche oltre le regioni idrotermali tradizionali.
   
• Il miglioramento dell'economia dei progetti attraverso la riduzione dei costi e l'apprendimento delle prestazioni rafforza il caso di investimento per la geotermica come capacità rinnovabile ferma. Ad esempio, l'IRENA ha riferito che il LCOE globale ponderato dell'energia geotermica è sceso del 16% nel 2024, da 0,072 USD/kWh a 0,060 USD/kWh. I costi livellati inferiori, insieme a fattori di capacità stabili, rendono la geotermica più competitiva nei mercati di adeguatezza delle risorse e supportano l'adozione più ampia di soluzioni binarie modulari e ORC per diverse temperature di riserva, aumentando i rendimenti attesi dei progetti.
   
• L'approvvigionamento delle utility supportato da normative crea una certezza di reddito a lungo termine che sblocca il finanziamento dei progetti e ne accelera la scala. Ad esempio, la CPUC ha approvato nel 2024 i contratti di affidabilità a medio termine di Southern California Edison che includevano forniture geotermiche (binarie) da affiliate di Fervo, con capacità contrattuali di 70 MW e 250 MW e consegne a partire dal 2027. Tali approvazioni validano le strutture di acquisto, riducono il rischio di controparte e incoraggiano un pipeline più profondo di capacità geotermica allineata alle esigenze di pianificazione del sistema.
   
• Le politiche di decarbonizzazione del calore e gli incentivi dedicati stanno espandendo la geotermica oltre l'energia elettrica verso il riscaldamento urbano su larga scala, soprattutto in Europa. Ad esempio, il Federal Funding for Efficient Heat Networks (BEW) della Germania rende disponibili circa 3,57 miliardi di USD fino al 2026 per sostenere le fonti di calore rinnovabile, inclusa la geotermica profonda. Separatamente, Stadtwerke München ha ricevuto 52,2 milioni di USD di finanziamenti federali nel 2024 per espandere il riscaldamento urbano geotermico, catalizzando progetti pluriennali da parte di utilities e municipalità.
   
• I programmi di sviluppo geotermico guidati dallo Stato e i modelli di esecuzione di tipo PPP riducono il rischio per i grandi progetti nei mercati emergenti. Ad esempio, ThinkGeoEnergy ha riferito che la utility statale keniota KenGen ha pianificato l'impianto geotermico Olkaria VII da 80,3 MW con un budget stimato di 248 milioni di USD, supportato da depositi regolamentari, e in seguito ha ricevuto l'approvazione del Gabinetto mirata alla fornitura di rete entro giugno 2027. Ancora, questi framework sostengono un pipeline bancabile per i fornitori di EPC, perforazione e O&M.
   
• L'ottimizzazione dei siti inquinati attraverso la cogenerazione a ciclo inferiore è una via rapida per aumentare la capacità geotermica incrementale, sfruttando pozzi e campi di vapore esistenti. Ad esempio, il ministero dell'energia dell'Indonesia ha evidenziato aggiunte di cogenerazione con obiettivi di entrata in servizio (COD) nel 2027-2029, e un accordo di sviluppo congiunto tra Pertamina Geothermal Energy e PLN focalizzato su un'unità di bottoming da 30 MW di Ulubelu e un'unità di bottoming da 15 MW di Lahendong, entrambe previste per l'entrata in servizio nel 2027. Tali aggiunte aumentano la produzione con cicli di sviluppo più brevi e una minore intensità di perforazione incrementale.
   
• Le esigenze di sicurezza energetica e il finanziamento agevolato stanno consentendo la realizzazione di impianti geotermici di prima generazione in sistemi di piccole isole. Ad esempio, ThinkGeoEnergy ha riportato che la Banca di Sviluppo dei Caraibi ha approvato un prestito di 34,8 milioni di USD per sostenere la costruzione dell'impianto geotermico da 10 MW di Dominica, che affronta una miscela elettrica ancora fortemente dipendente dalle importazioni di diesel. Gli aggiornamenti successivi alla costruzione hanno previsto l'entrata in servizio commerciale alla fine del 2025, dimostrando come il finanziamento misto possa sbloccare progetti in cui i costi iniziali di perforazione e infrastruttura sono proibitivi.

Tendenze del mercato dell'energia geotermica

• L'espansione della capacità è graduale e altamente concentrata, con aggiunte incrementali che dominano. Ad esempio, ThinkGeoEnergy ha riportato che la capacità globale installata di energia geotermica è passata da 16.873 MW alla fine del 2024 a 17.173 MW alla fine del 2025, con i primi dieci paesi che rappresentano più del 93% della capacità installata. La tendenza indica un mercato ad alta intensità di capitale in cui le giurisdizioni mature e i ripetuti sviluppatori catturano la maggior parte della crescita a breve termine, mentre i mercati emergenti costruiscono pipeline per la messa in servizio successiva a livello globale.
   
• Le prospettive politiche stanno sempre più considerando la geotermia come un complemento stabile alle energie rinnovabili variabili, indicando aggiunte a medio termine più solide. Ad esempio, l'analisi Renewables 2025 dell'IEA prevede che le aggiunte annuali di capacità geotermica nel 2030 raggiungeranno un record storico, circa triplo rispetto all'aumento del 2024, trainate dalla crescita negli Stati Uniti, in Indonesia, in Giappone, in Turchia, in Kenya e nelle Filippine. Questo riflette aspettative di affidabilità più stringenti, necessità di adeguatezza della capacità e una maggiore integrazione della geotermia nei percorsi di decarbonizzazione nazionali in tutto il mondo.
   
• La concentrazione del mercato tra i principali operatori sta diventando più visibile, soprattutto negli Stati Uniti. Ad esempio, il rapporto sul mercato geotermico degli Stati Uniti del 2025, supportato dal DOE, rileva che Ormat e Calpine rimangono operatori dominanti e insieme rappresentano una grande maggioranza della capacità geotermica installata negli Stati Uniti, insieme a un'attività commerciale in crescita attraverso nuovi PPAs. Questa consolidazione rafforza l'esperienza operativa, l'ottimizzazione della flotta e il potere di acquisto, ma intensifica anche la competizione per aree di risorse di alta qualità e capacità di interconnessione.
   
• La geotermia avanzata sta passando dalla R&S alle dimostrazioni sul campo, ampliando la geologia sviluppabile e i tipi di progetto. Ad esempio, il DOE degli Stati Uniti ha riferito a febbraio 2024 che il primo round di dimostrazioni pilota di sistemi geotermici migliorati fornirà fino a 60 milioni di USD a tre progetti in diverse condizioni sotterranee. Validando la stimolazione, il monitoraggio e i progetti multi-pozzo, questi piloti riducono il rischio di replicazione e accelerano le curve di apprendimento dei fornitori, sostenendo i futuri pipeline commerciali oltre i tradizionali giacimenti idrotermali.
   
• Le limitazioni di esecuzione e interconnessione stanno plasmando il comportamento di approvvigionamento, favorendo strategie di consegna in fasi e contratti intermedi. Ad esempio, la revisione dello stato di conformità del 2025 dello staff della CPUC per l'approvvigionamento di affidabilità a medio termine riporta un ampio progresso di conformità nonostante le sfide di interconnessione, con molte entità che si affidano a contratti ponte per gestire il rischio di tempistica. In parallelo, i materiali della CPUC descrivono una maggiore flessibilità e proroghe nelle azioni di approvvigionamento supplementari, sottolineando come il rischio di programma stia essendo gestito a livello programmatico in tutti i portafogli.
   
• La promozione degli investimenti guidata dal governo sta ampliando il pipeline bancabile dell'Asia e segnalando un'aumentata competizione per i diritti di sviluppo dei progetti. Ad esempio, ThinkGeoEnergy ha riportato che il Ministero dell'Energia e delle Risorse Minerarie dell'Indonesia ha presentato 12 progetti di energia geotermica alla COP29 con un fabbisogno di investimenti stimato di circa 2,14 miliardi di USD, che spaziano tra opportunità greenfield e brownfield. A complemento di ciò, le partnership guidate dallo Stato hanno evidenziato progetti aggiuntivi come unità binarie/ottomizzazione in campi esistenti, indicando percorsi strutturati dal concetto all'acquisizione.
   
• Il ripotenziamento e l'upgrading degli asset geotermici esistenti sta emergendo come leva a breve termine, migliorando l'output più velocemente dello sviluppo greenfield. Ad esempio, ThinkGeoEnergy ha riportato nel 2025 che la riabilitazione della stazione Olkaria I del Kenya è in corso per aumentare la capacità da 45 MW a 63 MW, con la messa in servizio della prima turbina prevista per giugno 2026. Questo riflette una tendenza più ampia verso l'estensione della vita, gli aggiornamenti di efficienza e una migliore utilizzazione del vapore per massimizzare i rendimenti sui giacimenti provati e ridurre il rischio di esecuzione.
   

Analisi del Mercato dell'Energia Geotermica

Ottieni approfondimenti dettagliati sui principali segmenti che modellano questo mercato

Scarica il PDF gratuito

• L'industria globale dell'energia geotermica è in gran parte dominata da paesi come gli Stati Uniti, l'Indonesia, le Filippine, la Turchia, la Nuova Zelanda, il Messico, il Kenya, l'Italia, l'Islanda e il Giappone. Il mercato era valutato 62,5 miliardi di USD nel 2023, salendo a 65,3 miliardi di USD nel 2024 e a 66,9 miliardi di USD nel 2025. Questa crescita costante è trainata da investimenti crescenti in energia rinnovabile a base fissa e iniziative di esplorazione geotermica in espansione.
   
• L'accesso alle terre pubbliche e le pipeline di locazione semplificate sono un fattore chiave di crescita negli Stati Uniti, ampliando l'inventario di prospettive perforabili per gli sviluppatori. Ad esempio, il Bureau of Land Management ha annunciato un'asta competitiva di locazioni geotermiche l'8 ottobre 2024, offrendo 66 lotti per un totale di circa 219.250 acri nel Nevada. Le offerte regolari su larga scala migliorano l'opzionalità dei progetti, consentono strategie di esplorazione basate su portafoglio e creano una visibilità anticipata sulle autorizzazioni e sulle condizioni ambientali che sostengono il finanziamento e la pianificazione della catena di approvvigionamento.
   
• L'acquisizione basata su asta e le tariffe standardizzate sono un fattore centrale di crescita nelle Filippine, migliorando la certezza dei ricavi e accelerando l'esecuzione dei progetti. Ad esempio, il Dipartimento dell'Energia ha rilasciato l'Avviso di Assegnazione dell'Asta di Energia Verde 3 il 10 giugno 2025, che includeva offerte geotermiche per un totale di 30,887 MW contro una finestra di consegna 2025-2027. Le assegnazioni formali e i periodi di consegna definiti rafforzano la bancabilità, supportano la diligenza del prestatore e incoraggiano gli sviluppatori ad avanzare nella perforazione, nei contratti EPC e nella preparazione della connessione alla rete.
   
• La priorità del governo per la geotermia all'interno del mix rinnovabile è un fattore principale di crescita in Indonesia, supportando una commercializzazione più rapida dei progetti con avanzata prontezza. Ad esempio, il Ministero dell'Energia e delle Risorse Minerarie dell'Indonesia ha dichiarato a dicembre 2024 che la geotermia è il pilastro principale per aumentare la quota nazionale di energie rinnovabili, citando i progressi attesi a fine anno da progetti come Sorik Merapi e le strutture Salak Binary e Ijen pianificate. L'attenzione esplicita del ministero migliora il momento delle autorizzazioni, rafforza la fiducia degli investitori e aiuta a mobilitare il capitale verso la messa in servizio a breve termine.
   
• La valutazione nazionale delle risorse e la pianificazione supportata dalle politiche sono un fattore chiave di crescita in Islanda, allineando lo sviluppo con il potenziale sottosuperficiale quantificato e i vincoli di sostenibilità.Ecco il contenuto HTML tradotto in italiano: For instance, a September 2025 government publication, prepared by Iceland GeoSurvey (ÍSOR) for the Ministry of Environment, Energy and Climate, updates the geothermal assessment and frames future utilization pathways. Updated heat-flow and reservoir evaluations improve site screening, reduce exploration uncertainty, and support more disciplined investment decisions for power-focused expansions and upgrades.
   
• State-led capacity additions and execution by experienced utilities remain a key growth driver in Kenya, enabling reliable baseload expansion and stronger investor confidence. For instance, KenGen announced in March 2022 that construction of the 83 MW Olkaria I Additional Unit 6 geothermal plant was completed, initiating grid-connection activities and reliability testing toward commercial operation. Delivery of large units builds local supply-chain capability, improves operational learning curves, and supports further private participation around proven steam fields.
   
• Modernization of existing geothermal fleets is a practical growth driver in Mexico, sustaining baseload output while improving reliability and control performance. For instance, a 6 February 2024 procurement document from CFE’s Cerro Prieto geothermal complex covers acquisition of PLC and excitation-control equipment for multiple generating units, reflecting ongoing upgrades to plant automation and voltage regulation systems. Such reinvestment reduces forced outages, extends asset life, and supports incremental capacity and efficiency improvements without greenfield exploration risk.
   
• A supportive regulatory environment and continued renewables build-out is a key growth driver in Türkiye, sustaining geothermal’s role as dispatchable renewable capacity. For instance, the Ministry of Energy and Natural Resources reports that by end‑December 2025 the country had 68 geothermal power plants and geothermal supplied 3.2% of electricity generation. Clear national reporting and plant counts signal an established operating base, which supports vendor ecosystems, operational benchmarking, and ongoing reinvestment in efficiency and capacity enhancements.
   
• Large-scale utility investment in geothermal baseload to strengthen system reliability is a key growth driver in New Zealand. For instance, Contact Energy’s Tauhara geothermal power station began supplying electricity to the grid on 6 May 2024 and was officially opened on 22 November 2024, designed to reach full output of 174 MW. Commissioning of major new units tightens supply-demand balance, reduces reliance on fossil peakers, and encourages follow-on geothermal projects and supply-chain specialization.
   
• Improved market transparency and standardized project tracking is an important growth driver across other geothermal markets, lowering information barriers for investors and suppliers. For instance, Global Energy Monitor’s Global Geothermal Power Tracker publishes summary tables (March 2025) covering operating capacity, planned capacity by year, and top owners of operating and prospective units. Public, comparable datasets support benchmarking, early pipeline identification, and more efficient capital allocation into developers, drillers, and equipment vendors.
   

• Single-flash è la tecnologia principale in cui l'acqua calda ad alta pressione di un serbatoio geotermico viene depressurizzata (“flashed”) in vapore per azionare una turbina, con il liquido residuo tipicamente reiniettato. È ampiamente utilizzata perché bilancia semplicità, turbine/separatori collaudati e prestazioni elevate nei campi idrotermici ad alta temperatura. L'EIA evidenzia le centrali a flash come il tipo di geotermia più comune, e la California Energy Commission spiega il processo a flash e l'opzione di aggiungere ulteriori stadi per un recupero maggiore.
   
• La centrale geotermica di Appi in Giappone illustra la fattibilità di mercato del single-flash per sviluppi di medie dimensioni: ha iniziato le operazioni commerciali nel 2024 ed è esplicitamente descritta come utilizzante una turbina a flash singolo, con produzione venduta sotto il quadro di sostegno alle rinnovabili del Giappone. Questo dimostra come il single-flash rimanga il “default bancabile” preferito dove le temperature delle risorse giustificano il vapore a flash, consentendo un'esecuzione EPC diretta e operazioni prevedibili rispetto a configurazioni multi-stadio più complesse.
   
• Le centrali a ciclo binario stanno guadagnando slancio perché sbloccano le risorse geotermiche a temperatura moderata e funzionano in un ciclo chiuso, utilizzando il fluido geotermico per riscaldare un fluido di lavoro secondario che si vaporizza e aziona la turbina, spesso con emissioni atmosferiche molto basse. Questo amplia la base di risorse utilizzabili oltre i campi ad alta entalpia, supporta lo sviluppo in regioni con scarsità d'acqua tramite raffreddamento ad aria e si allinea con permessi ambientali più stringenti. La California Energy Commission e l'EIA descrivono entrambe il binario come l'opzione preferita per le risorse a temperatura moderata e ne notano il vantaggio di emissioni a ciclo chiuso.
   
• Un chiaro segnale commerciale per la scalabilità di binario/ORC è l'espansione continua da parte della Türkiye della capacità modulare ORC. Ad esempio, HEZ Enerji ha riportato l'operatività a piena capacità della centrale geotermica di Morali ad Aydın utilizzando la tecnologia ORC fornita da Exergy, dopo una precedente messa in servizio parziale, mostrando come gli sviluppatori riducono i rischi dei progetti aumentando in fasi e poi aumentando la produzione a pieno regime. Questo schema “fase-in → ottimizza → scala” è comune per gli aggiustamenti binari su campi provati e opportunità di conversione di salamoia in energia.
   
• Le centrali a doppio flash vengono utilizzate quando gli sviluppatori vogliono un'estrazione energetica maggiore dallo stesso fluido ad alta entalpia. Dopo che il primo serbatoio di flash produce vapore ad alta pressione, il liquido caldo residuo può essere nuovamente flashato a pressione inferiore in un secondo serbatoio per generare ulteriore vapore e aumentare il flusso totale della turbina. La California Energy Commission descrive questo concetto di re-flash a due stadi come un modo pratico per “estrarre ancora più energia” rispetto al singolo flash, a costo di ulteriori attrezzature e complessità.
   
• Un'illustrazione concreta dei compromessi del doppio flash appare nei lavori di progettazione geotermica per il giacimento di Menengai in Kenya, dove i ricercatori hanno confrontato le configurazioni a singolo e doppio flash per valutare la produzione, le condizioni di reiniezione e il comportamento del sistema. L'analisi mostra perché gli sviluppatori non scelgono automaticamente “più stadi”: il doppio flash può aumentare il vapore recuperabile ma introduce dinamiche diverse di flusso di massa e reiniezione che possono o meno migliorare le prestazioni nette della centrale in base a una data chimica del campo e strategia di perforazione.
   
• Il triplo flash è un'opzione specializzata utilizzata in campi a due fasi ad altissima entalpia quando gli sviluppatori cercano il massimo recupero energetico separando il vapore a tre livelli di pressione. Un esempio documentato è il progetto Nga Awa Purua in Nuova Zelanda, che ha selezionato un sistema di separazione a triplo flash per sfruttare un fluido a due fasi ad energia eccezionalmente alta e alimentare una grande turbina geotermica a cilindro singolo, mostrando il triplo flash come uno strumento di nicchia ma potente quando le condizioni delle risorse giustificano la complessità aggiuntiva.
   
• Dal lato del fornitore, la capacità OEM si sta espandendo: Mitsubishi Power segnala che fornisce linee di turbine a vapore che spaziano tra cicli a singolo, doppio e triplo flash per adattarsi a diverse condizioni di vapore geotermico. Questo è importante commercialmente perché riduce il “rischio tecnologico” per gli sviluppatori che considerano il flash multi-stadio, la disponibilità di telai di turbine standardizzati e configurazioni collaudate aiuta la pianificazione EPC, la gestione delle parti di ricambio e le strategie di O&M a lungo termine, rendendo il triplo flash più fattibile dove il serbatoio lo supporta.
   
• Le centrali a vapore secco sono il percorso di conversione più semplice: il vapore dal serbatoio va direttamente alla turbina senza flash dell'acqua calda. Sono rare perché i serbatoi a vapore dominanti sono insoliti, ma dove esistono, il vapore secco offre un'operazione di base robusta e un'attrezzatura di superficie relativamente semplice. L'EIA e la California Energy Commission descrivono entrambe il vapore secco come il tipo di impianto geotermico più antico e ne notano il caso d'uso emblematico a The Geysers in California.
   
• Un esempio definitorio di mercato a vapore secco è The Geysers, descritto come un complesso geotermico di circa 725 MW di proprietà/gestito da Calpine, dove gli accordi di approvvigionamento pubblico e di servizio continuano a contrattare per un output geotermico affidabile. Ad esempio, un comunicato del 2025 segnala nuove consegne da una tranche di espansione dei Geysers e ribadisce la scala del complesso come un asset geotermico leader mondiale. Questo evidenzia come il vantaggio competitivo del vapore secco non sia il “nuovo volume di costruzione”, ma la base di carico a lunga vita più l'ottimizzazione incrementale e la gestione del campo pozzi.
   

• Il mercato dell'energia geotermica negli Stati Uniti ha mostrato una crescita costante, con il suo valore cumulativo passato da 15,3 miliardi di USD nel 2023 a 15,4 miliardi di USD nel 2024 e raggiungendo 15,5 miliardi di USD nel 2025. Questa espansione costante riflette l'aumento degli investimenti in soluzioni energetiche rinnovabili, sostenuto dalla crescente domanda di fonti di energia a basse emissioni e dagli incentivi governativi che promuovono lo sviluppo di energie pulite. Collettivamente, questi fattori continuano a rafforzare il ruolo della geotermia nella miscela energetica della nazione.
   

• I permessi federali e le approvazioni di progetto su terreni pubblici stanno accelerando il pipeline geotermico degli Stati Uniti riducendo l'incertezza dello sviluppo e aprendo nuove aree di risorse. Ad esempio, il registro “Progetti geotermici in attesa” del Bureau of Land Management (aggiornato a dicembre 2024) elenca il progetto geotermico Fervo Cape approvato in Utah con un potenziale output fino a 2.000 MW, insieme ad altre azioni di esplorazione e sviluppo approvate. Tali approvazioni segnalano la prontezza normativa, migliorano la fiducia nell'acquisto e catalizzano l'acquisto anticipato di attrezzature di perforazione e di isola di potenza.
   
• La capacità contrattata attraverso l'approvvigionamento competitivo è un motore di crescita a breve termine nelle Filippine, convertendo le offerte in obblighi di consegna bancabili. Ad esempio, il Dipartimento dell'Energia ha annunciato il 25 giugno 2025 che l'Energy Development Corporation e la Bac-Man Geothermal hanno formalmente accettato i premi GEA-3 per impianti geotermici, inclusa la centrale geotermica Tanawon da 21,573 MW e l'unità binaria Bago 1 da 5,645 MW. L'accettazione dei premi stringe le tempistiche di esecuzione, supporta la chiusura finanziaria e allinea sviluppatori, aziende EPC e operatori di rete intorno alle scadenze di messa in servizio.
   
• Le aggiunte di capacità riportate dal governo e il tracciamento della COD stanno accelerando la costruzione geotermica in Indonesia migliorando la visibilità su ciò che è consegnabile e quando.Ecco il contenuto HTML tradotto in italiano: 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 certezza normativa sulle concessioni è un motore centrale di crescita per il settore geotermico italiano, consentendo agli operatori di impegnarsi in investimenti a lungo termine e modernizzazione. Ad esempio, nel febbraio 2025 il consiglio regionale della Toscana ha approvato una proroga di 20 anni delle concessioni geotermiche di Enel Green Power fino al 2046 dopo lunghe trattative, risolvendo l'incertezza precedente a breve termine. Termini di concessione più lunghi migliorano la recuperabilità degli investimenti, supportano gli aggiornamenti di efficienza degli impianti e creano un percorso più chiaro per l'aggiunta di nuove centrali elettriche nei distretti geotermici consolidati.
   

Quota di mercato dell'energia geotermica

• I cinque principali attori, Pertamina Geothermal Energy, Ormat Technologies, Energy Development Corporation (EDC), Star Energy e Calpine, insieme rappresentano circa il 34% della quota di mercato globale nel 2025. La loro forza di mercato è radicata nel controllo di grandi risorse geotermiche a lungo termine e di una presenza operativa su larga scala, che riducono il rischio di esecuzione e migliorano la continuità operativa. Aziende come Pertamina, Star Energy e Calpine beneficiano di cluster di progetti multi-campi o di scala mondiale, che consentono familiarità con le autorizzazioni, il riutilizzo dei pozzi e delle infrastrutture e l'espansione semplificata dei siti esistenti.
   
• La posizione competitiva è ulteriormente rafforzata dalle capacità integrate end-to-end di queste aziende, che combinano sviluppo, perforazione, ingegneria e operazioni a lungo termine. Ormat ne è un esempio attraverso il suo doppio ruolo di fornitore di tecnologia e operatore di impianti, consentendo un rapido feedback di apprendimento tra progettazione delle attrezzature e prestazioni sul campo. EDC sfrutta analogamente la gestione integrata, la perforazione continua, l'aggiunta incrementale di sistemi binari e l'ottimizzazione del campo, per stabilizzare la produzione e prolungare la vita del serbatoio. Questa integrazione consente una maggiore disponibilità degli impianti, profili di produzione prevedibili e una migliore bancabilità per future espansioni.
   
• Inoltre, questi principali sviluppatori superano i concorrenti grazie a solide strutture di vendita, prontezza finanziaria e velocità di aggiornamento. I loro track record consolidati consentono loro di ottenere accordi di acquisto di energia a lungo termine e di eseguire aggiunte di capacità, retrofit e programmi di ripotenziamento in fasi con maggiore affidabilità. La loro leva sui fornitori e i playbook di sviluppo ripetibili accelerano il percorso dal concetto all'operatività commerciale, fornendo resilienza contro i vincoli di tempi di consegna delle attrezzature, i colli di bottiglia di perforazione e le sfide di integrazione nella rete. Questa capacità di esecuzione dimostrata li pone in una posizione competitiva decisiva rispetto ai più piccoli o meno consolidati sviluppatori geotermici a livello globale.
   

Aziende del mercato dell'energia geotermica

• Pertamina Geothermal Energyha una forte presenza in Indonesia combinando impianti in autogestione con asset in joint-operation nelle sue aree di lavoro geotermico.  Riferisce 672 MW operati direttamente e 1.205 MW gestiti sotto Contratti di Operazione Congiunta, offrendogli esposizione a più campi di vapore produttivi e partner.  Per quanto riguarda la crescita, PGEO ha perseguito nuove posizioni di risorse come l'area di lavoro di Way Ratai con Chevron, prevista per passare attraverso le autorizzazioni, l'esplorazione e il potenziale sviluppo di centrali elettriche, estendendo il pipeline oltre i campi principali.
   
• Ormatha una presenza di mercato basata sull'integrazione verticale, progettazione, produzione di attrezzature, consegna EPC, proprietà e O&M, supportando un portafoglio diversificato di generazione geotermica e solare.  L'azienda dichiara un portafoglio di generazione geotermica e solare di 1.268 GW diffuso negli Stati Uniti e in diversi mercati internazionali.  Le attività recenti includono il portamento della centrale geotermica di 35 MW di Ijen in Indonesia all'operatività commerciale con Medco, e il raggiungimento di un accordo EPC per il Te Mihi Stage 2 da 101 MW di Contact Energy in Nuova Zelanda, rafforzando la visibilità del backlog a più anni.
   
• EDCmantiene la presenza sul mercato come il principale operatore geotermico delle Filippine, gestendo un portafoglio di 13 centrali geotermiche integrate nelle regioni di Leyte, Bicol, Negros e Mindanao, con una capacità geotermica installata di circa 1.189 MW.  La tesi di crescita dell'azienda si basa sull'ottimizzazione dei campi guidata dal foro e su aggiunte modulari che preservano l'offerta di vapore nei giacimenti maturi.  Un recente punto di riferimento è la centrale geotermica di Tanawon a Sorsogon, inaugurata nel 2025, che amplia la produzione rinnovabile di base e segnala l'esecuzione continua del pipeline di progetti.
   
• Star Energy Geothermal’sposizione è ancorata da tre grandi asset nel West Java, Wayang Windu, Salak e Darajat, dove dichiara capacità operative di 227 MW, 377 MW e 271 MW rispettivamente.  Questo cluster concentrato supporta infrastrutture condivise, sinergie operative e un forte profilo di base.  Il recente slancio degli investimenti è supportato dall'annuncio di Barito Renewables di un programma da 346 milioni di USD per espandere e retrofittare le unità in questi campi, aggiungendo capacità incrementale e migliorando l'efficienza delle piante nel tempo.
   
• Calpine’s presenza sul mercato geotermico è dominata da The Geysers nella California settentrionale, un complesso da 725 MW che offre eccezionale scala, lunga storia operativa e profonda esperienza nella gestione dei giacimenti.  L'azienda continua ad estendere la vita dell'asset e la produzione attraverso perforazioni e aggiornamenti del sistema di raccolta piuttosto che costruzioni ex novo.  Un recente segnale commerciale è l'inizio delle consegne da parte di MCE nel giugno 2025 dalla tranche di espansione dello sviluppo incrementale di Calpine, illustrando come Calpine converta gli aggiornamenti brownfield in elettricità rinnovabile contrattuale e ferma.
   
• Contact Energymantiene la presenza sul mercato in Nuova Zelanda abbinando una flotta geotermica matura con una grande esecuzione di nuove costruzioni. Tauhara, la sua centrale geotermica di punta più recente, è stata ufficialmente inaugurata a novembre 2024 ed è progettata per raggiungere 174 MW a pieno regime, rafforzando la generazione rinnovabile ferma.  Dal punto di vista finanziario, l'aggiornamento di Contact per l'anno fiscale 2025 ha evidenziato una performance “alimentata dall'espansione geotermica,” citando un significativo aumento della generazione geotermica insieme agli asset di gestione del rischio.  I progetti di costruzione continuano a mantenere la geotermica al centro della sua strategia di resilienza.
   

I principali attori operanti nel mercato dell'energia geotermica sono:

• 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
   

Notizie sull'industria dell'energia geotermica

• Nel giugno 2025, il Dipartimento dell'Energia delle Filippine ha rilasciato i Green Energy Auction 3 Notices of Award, allocando circa 30,887 MW di capacità geotermica per la consegna durante il 2025–2027. I premi a EDC e Bac-Man Geothermal hanno incluso il progetto Tanawon e aggiunte di piante binarie, portando la geotermica nel meccanismo di asta per la prima volta. Il risultato segnala una via di certezza di offtake supportata dalla politica, evidenziando anche che la preparazione del progetto e le condizioni commerciali rimangono decisive per una maggiore partecipazione geotermica.
   
• In febbraio 2025, la Toscana ha approvato un'estensione di 20 anni delle concessioni geotermiche di Enel Green Power, garantendo i diritti operativi fino al 2046 e ripristinando la visibilità degli investimenti a lungo termine. La decisione segue anni di incertezza sulle concessioni in scadenza ed è destinata a sbloccare aggiornamenti e nuove attività di costruzione, inclusi i piani di investimento geotermici multi-miliardari di Enel precedentemente presentati. Per il mercato italiano, la mossa riduce il rischio regolamentare, supporta la modernizzazione degli asset maturi e potrebbe riavviare un pipeline dopo un decennio di limitata nuova capacità.
   
• In febbraio 2025, Ormat Technologies e Medco Power hanno annunciato l'avvio delle operazioni commerciali per la prima fase da 35 MW della centrale geotermica di Ijen a Giava Est, fornendo energia alla rete di Giava in base a un PPA di 30 anni. La pietra miliare stabilisce la prima struttura geotermica di Giava Est e avanza un piano di sviluppo più ampio che mira a una capacità totale di 110 MW. Per il mercato, Ijen sottolinea la continua consegna di progetti bancabili in Indonesia e supporta la rinnovata fiducia degli investitori nell'espansione geotermica del Sud-Est asiatico.
   
• In luglio 2024, Exergy International, leader nei sistemi ORC geotermici, ha collaborato con RentCo Africa Ltd per sviluppare il progetto geotermico Wellhead a Olkaria, in Kenya. L'azienda fornirà otto sistemi ORC e fornirà competenze tecniche avanzate, inclusa la sua tecnologia di turbina a flusso radiale efficiente, per aiutare a espandere le operazioni geotermiche di RentCo.
   

Il rapporto di ricerca sul mercato dell'energia geotermica include una copertura approfondita del settore con stime e previsioni in termini di ricavi (USD Milioni) e capacità (MW) dal 2022 al 2035, per i seguenti segmenti:

Mercato, Per Tecnologia

• Binario
• Flash Singolo
• Flash Doppio
• Flash Triplo
• Secco
• Contropressione

Le informazioni sopra riportate sono state fornite per i seguenti paesi:

• U.S.
• Messico
• Turchia
• Islanda
• Italia
• Germania
• Cina
• Filippine
• Indonesia
• Nuova Zelanda
• Giappone
• Kenya
• Etiopia
• Costa Rica
• El Salvador
• Nicaragua
• Guatemala
• Resto del Mondo