Análisis del tamaño y la cuota de mercado de la energía geotérmica en Dinamarca: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado de energía geotérmica en Dinamarca

Objetivos de descarbonización rápida para las empresas de calefacción urbana

Más de 400 empresas municipales de servicios públicos deben eliminar los sistemas de respaldo de combustibles fósiles para 2030, transformando la geotermia de un recurso opcional a una necesidad operativa. Los documentos obligatorios de planificación de la calefacción revelan calendarios de demanda plurianuales, lo que permite a los promotores financiar proyectos con contratos de compra de calefacción a 20 años que reducen el riesgo de consumo. Empresas pioneras como HOFOR implementan sistemas avanzados de control de supervisión para combinar la calefacción geotérmica de baja temperatura con biomasa y materias primas de valorización energética de residuos, reduciendo así los costes de calefacción suministrados ante las restricciones cada vez más estrictas de CO₂.^{[ 1 ]Servicio Geológico de Dinamarca y Groenlandia, “Evaluación de recursos de cuencas sedimentarias”, geus.dk} El calendario regulatorio, por lo tanto, crea un volante de inercia: la demanda confirmada reduce el riesgo financiero, los proyectos financiados demuestran éxito técnico y el éxito demostrado acelera la demanda. Las empresas de servicios públicos que adoptan la geotermia antes aseguran un suministro de calor seguro y evitan recargos posteriores por picos de demanda en plataformas de perforación y equipos de servicio limitados.

Eliminación gradual de nuevas calderas de gas natural a partir de 2028

El código de construcción BR18 de Dinamarca cerró la puerta a las calderas de combustibles fósiles en construcciones nuevas dentro de zonas de calefacción urbana, y la prohibición nacional de 2028 elimina el gas como opción alternativa incluso en edificios antiguos.^{[ 2 ]Danfoss, “Soluciones de control de calefacción urbana de baja temperatura”, danfoss.com} Las subvenciones estatales de Fjernvarmepuljen reembolsan hasta 20,000 coronas danesas por caldera convertida, lo que facilita la conexión de los hogares a la red y motiva a las empresas de servicios públicos a asegurar la capacidad de carga base renovable. Dado que las plantas de ciclo binario requieren de 3 a 5 años desde el estudio sísmico hasta la puesta en marcha, el hito de 2028 se ajusta perfectamente a los plazos de los promotores y ya se refleja en los calendarios de licitación municipales. Eliminar el gas de la pila de suministro también aumenta los requisitos de factor de capacidad para las bombas de calor que dependen de energía de bajo coste, lo que mejora la rentabilidad del factor de carga de la producción geotérmica constante. Por lo tanto, la prohibición de las calderas elimina la competencia de los combustibles fósiles con menor inversión de capital e integra la geotermia en los futuros planes de expansión de la red.

Abundantes cuencas sedimentarias de baja temperatura bajo Zelanda

Las capas sedimentarias continuas, como la Formación Gassum, a una profundidad de 1,000 a 2,500 m, suministran fluidos de 45 a 70 °C que se adaptan directamente a las temperaturas de flujo de calefacción urbana de 70 a 90 °C.^{[ 3 ]Ministerio de Clima de Dinamarca, «Reglamento de construcción BR18», byggetilsynet.dk} La estratigrafía predecible acorta las campañas de exploración y aumenta las tasas de éxito de las perforaciones, reduciendo en un tercio los presupuestos de contingencia típicos de pozo seco en comparación con los objetivos de basamento cristalino. Recientes estudios sísmicos 3D extienden las anomalías térmicas positivas hacia el noroeste, en dirección a Jutlandia, ampliando la zona de perforación económicamente viable más allá de Copenhague. Esta correspondencia de recursos permite a los desarrolladores de ciclo binario evitar los costosos ciclos orgánicos de Rankine, diseñados para temperaturas más altas, y en su lugar implementar módulos de planta estandarizados, lo que reduce el coste de instalación por MW. Con la recarga de acuíferos gestionada mediante inyección en circuito cerrado, los modelos de sostenibilidad de yacimientos indican varios cientos de MW de calor recuperable para 2050, lo que garantiza la seguridad del suministro a largo plazo para el mercado de energía geotérmica de Dinamarca.

Disminución del coste de las bombas de calor a escala industrial

Las cotizaciones de precios de los fabricantes de equipos originales (OEM) para sistemas de bombas de calor de 5-50 MW han caído por debajo de los 500 EUR/kW, lo que ha reducido drásticamente el gasto de capital en plantas híbridas que combinan circuitos de fluido geotérmico con evaporadores de bomba de calor. La bomba de agua de mar a base de CO₂ de 70 MW de MAN Energy Solutions en Esbjerg abastece a 25,000 hogares con un coste de ciclo de vida inferior al de la biomasa, una vez incluido el precio del CO₂. Al integrarse con la geotermia, las bombas de calor elevan la salmuera a 50 °C a una temperatura de suministro de 80-90 °C con coeficientes de rendimiento superiores a 3.5, lo que reduce la cuota de entrada eléctrica del calor suministrado. Los fabricantes daneses ahora combinan intercambiadores de calor de subestaciones y controladores de redes inteligentes, modificando los caudales geotérmicos en sintonía con las señales del precio de la energía. Por lo tanto, la reducción del coste del hardware amplía la viabilidad de los proyectos geotérmicos, especialmente en municipios con temperaturas de recursos moderadas que anteriormente estaban por debajo de los umbrales económicos.

Gradientes inciertos de temperatura del subsuelo fuera de Zelanda

Los pozos de exploración en Jutlandia muestran gradientes variables que oscilan entre 20 °C/km y menos de 15 °C/km en distancias laterales cortas, lo que obliga a los desarrolladores a presupuestar hasta un 50 % más para sísmica, extracción de testigos y perforación de expansión antes de concretar el desarrollo completo del yacimiento. Las entidades crediticias calculan esta incertidumbre geológica en diferenciales de tipos de interés más altos, especialmente para los municipios cuyas tarifas de calefacción están limitadas por las normas de protección al consumidor. Las empresas de servicios públicos más pequeñas, que carecen de bases de ingresos diversificadas, se muestran cautelosas ante el riesgo de pozo seco, que podría dejar millones en costos de exploración irrecuperables, reduciendo el número de posibles compradores. Si bien los proyectos piloto de EGS prometen ampliar la base de recursos, su curva de aprendizaje y las distintas vías de obtención de permisos implican que el despliegue comercial aún está a varios años de distancia. Hasta que mejore la densidad de datos de exploración, el mercado de energía geotérmica de Dinamarca seguirá agrupándose en torno a los acuíferos comprobados de Zelanda.

Competencia del excedente de energía eólica para generar calor

Dinamarca generó una producción eólica récord en 2024, lo que elevó los precios mayoristas de la electricidad cerca de cero durante los picos de tormenta y convirtió a los calentadores de inmersión en la fuente de calor a corto plazo más barata para las redes de distrito.^{[ 4 ]Energinet, “Datos de precios de la electricidad por hora 2024”, energinet.dk}Las empresas de servicios públicos de la costa oeste aprovechan las horas de precios negativos, evitando el uso de calderas y calentando el agua directamente con elementos resistivos. Esto socava la propuesta de valor de la geotermia como carga base durante los intervalos de viento, lo que erosiona el flujo de caja en los contratos de calefacción vinculados a precios comerciales. Sin embargo, durante los períodos de poco viento, las mismas redes recurren a precios marginales de energía elevados, y las empresas de servicios públicos pagan tarifas premium a menos que posean capacidad geotérmica. El arbitraje resultante limita la financiación de la geotermia, a menos que los contratos incorporen pagos por capacidad o ingresos por servicios complementarios que compensen la volatilidad impulsada por la energía eólica. Por lo tanto, la opción de convertir la energía eólica en calor limita las tasas de penetración de la geotermia en regiones con un alto desarrollo de la energía eólica terrestre, al menos hasta que las estructuras del mercado incentiven la calefacción renovable las 24 horas.

Análisis de segmento

Por tipo de planta: Los ciclos binarios aprovechan la ventaja de la baja entalpía

Las instalaciones de ciclo binario representaron el 66.12 % de la capacidad instalada en 2025, y se prevé que su participación en el mercado geotérmico danés se mantenga por encima del 70 % hasta 2031, a medida que se completen 110 MW de proyectos binarios adicionales. La tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 47.35 % del segmento refleja tanto la idoneidad de la temperatura del subsuelo como la posibilidad de añadir turbinas ORC sin incurrir en los riesgos sísmicos que conllevan los diseños de vapor flash. La fase Skejby de Innargi, puesta en servicio en octubre de 2025, incorpora salmuera de 55 °C elevada a 85 °C mediante bombas de calor de amoníaco, logrando una eficiencia del sistema del 75-80 %.

Los sistemas geotérmicos mejorados se encuentran en fase piloto, liderados por los pozos coaxiales Heat4Ever de 2 MW de Aalborg. No se dispone de tecnologías de vapor flash ni de vapor seco, ya que Dinamarca carece de yacimientos con temperaturas de ≥150 °C. La continua reducción de los costes de las bombas de calor, que se espera alcance los 300-400 EUR por kW para 2027, debería ampliar aún más la brecha de costes a favor de la construcción binaria, lo que posicionará al segmento para alcanzar los 198.6 MW para 2031 si el proyecto Bunter Sandstone de 26 MW de Copenhague alcanza los hitos de rendimiento.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por aplicación: la calefacción urbana domina el perfil de demanda

La calefacción urbana representó el 88.74 % de la producción en 2025 y seguirá siendo la principal fuente de energía a medida que los municipios prohíban los combustibles fósiles en 2035. Esta aplicación cuenta con la mayor cuota de mercado de energía geotérmica de Dinamarca y una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) prevista del 48.28 %, respaldada por una penetración de la calefacción urbana del 65 % a nivel nacional y una cobertura del 98 % en los hogares de Copenhague. La capacidad de carga base, con más de 8,000 horas a plena carga, convierte a la calefacción geotérmica en la alternativa natural al carbón y al gas en las redes existentes.

La generación de electricidad sigue siendo marginal debido a que los fluidos a 50-65 °C solo producen eficiencias de turbina de un dígito. El calor para procesos industriales es un nicho emergente, como lo demuestra un centro logístico en el norte de Dinamarca que utiliza aguas subterráneas con bombas de calor COP 4+. Una mayor adopción industrial depende de la extensión de la red a las zonas de fabricación, una perspectiva impulsada por la Ley de Planificación Térmica de 2024.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

Zelanda concentra aproximadamente dos tercios de la capacidad instalada y prácticamente la totalidad de los compromisos de perforación a corto plazo, gracias a los acuíferos bien cartografiados que se superponen al centro de demanda de calefacción urbana de Copenhague, con 1.3 millones de habitantes. La planta Lyngby de 26 MW de Innargi y el suministro en clúster planificado de Vestforbrænding ilustran las economías de escala que se pueden lograr cuando los recursos, la población y la red convergen en un radio de 30 km. La recuperación del capital se acelera porque los altos factores de carga aplanan las curvas tarifarias, lo que permite que las facturas de los usuarios disminuyan incluso después de considerar la amortización de la exploración.

Jutlandia se prepara para la curva de crecimiento más pronunciada, ya que las empresas de servicios públicos municipales de Aarhus, Aalborg y Viborg agotan los créditos de co-combustión de biomasa y se enfrentan a la escalada de los precios del carbono en la UE. El proyecto piloto de Green Therma en Aalborg aprovecha 84 millones de coronas danesas de apoyo del EUDP para reducir el riesgo de los pozos de expansión, y la empresa de servicios públicos de la ciudad de Aarhus, Kredsløb, ha contratado a Innargi para la perforación de siete yacimientos que podrían cubrir el 20 % de la calefacción urbana para 2030. La heterogeneidad geológica incrementa los costes, pero las subvenciones del programa de exploración geotérmica de la Agencia Danesa de Energía compensan hasta el 39 % de los gastos sísmicos, lo que reduce la diferencia de inversión en capital con respecto a Nueva Zelanda.

Sistemas insulares como Bornholm y Lolland apuestan por la geotermia para reducir su dependencia del combustible para calefacción suministrado por buques cisterna y estabilizar las redes expuestas a las interrupciones del viento. El Acuerdo Climático destina fondos adicionales para islas energéticas independientes, lo que permite estudios de prefactibilidad de plantas binarias de 5 a 10 MW integradas con microrredes alimentadas por baterías. Aunque pequeños en megavatios absolutos, los proyectos insulares facilitan tarifas de calefacción premium y presentan tecnología modular lista para la exportación a otros archipiélagos nórdicos. En conjunto, estas dinámicas geográficas posicionan a Zelanda como la base de una escala inicial, a la vez que definen a Jutlandia y las islas como palancas de diversificación que madurarán a mediados de la década.