Análisis del tamaño y la participación del mercado de energía geotérmica: tendencias de crecimiento y pronóstico (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado mundial de energía geotérmica

Aumento de los incentivos gubernamentales y las tarifas de alimentación para las energías renovables de carga base

Las tarifas de alimentación y los pagos por capacidad están transformando la economía de los proyectos al asegurar flujos de ingresos que neutralizan el riesgo de exploración en la industria geotérmica. Indonesia elevó su tarifa geotérmica a 1,450 IDR por kWh en 2025, una prima del 12 % que aceleró el trabajo en los yacimientos de Sumatra y Sulawesi. Turquía extendió su garantía tarifaria hasta 2030, lo que impulsó la construcción de ocho nuevas plantas de ciclo binario con una capacidad total de 320 MW. Kenia introdujo un seguro soberano de perforación que ahora cubre hasta el 70 % de las pérdidas en los pozos, abordando directamente la principal barrera para la financiación privada. La Unión Europea redujo el tiempo de tramitación de permisos geotérmicos a menos de 18 meses, mejorando los plazos de entrega y la viabilidad financiera de los proyectos. Estas medidas convierten terrenos especulativos en activos invertibles en mercados donde la limitación de la producción solar y eólica ya supera el 15 %.

Creciente implementación de bombas de calor geotérmicas

Las instalaciones de bombas de calor geotérmicas están creando un canal de demanda paralelo para la industria geotérmica, independiente de la generación de electricidad. Un crédito fiscal federal del 30 % en EE. UU. impulsó un aumento interanual del 41 % en los sistemas residenciales durante 2025 en los estados de clima frío. Alemania emitió 87 000 nuevos permisos a medida que se eliminan gradualmente las calderas de gas bajo la Ley de Energía para Edificios. Suecia modernizó las plantas de calefacción urbana con bombas de gran escala que redujeron los costos operativos en un 35 % y mejoraron los índices de rendimiento estacional. Japón destinó 18 000 millones de yenes en subsidios para modernizaciones comerciales, con el objetivo de reducir el consumo de combustibles fósiles en un 20 % en los edificios para 2028. Los contratistas ven este segmento como de alto margen y bajo riesgo porque la perforación superficial evita la incertidumbre del subsuelo profundo.

Mayores necesidades de seguridad energética para energía verde las 24 horas del día, los 7 días de la semana

Las perturbaciones geopolíticas han impulsado a los reguladores a exigir capacidad firme de energía renovable, creando nuevas oportunidades para la industria geotérmica. La Unión Europea ahora exige que al menos el 15 % de la electricidad provenga de energías renovables gestionables para 2030, incluyendo explícitamente la geotérmica. Japón destinó 50 mil millones de yenes a subsidios para la exploración en regiones afectadas por apagones durante el pico de demanda invernal de 2024. La empresa eléctrica de Corea del Sur firmó un contrato de compraventa de energía a 20 años, pagando una prima del 22 % por un proyecto de 50 MW que abastecerá a plantas de semiconductores. Filipinas ahora exige al menos un 30 % de capacidad firme en los nuevos contratos de energía renovable, lo que en la práctica obliga a combinar energía geotérmica con almacenamiento. Estas políticas elevan la energía geotérmica de una opción minoritaria a una necesidad para la estabilidad de la red.

Reutilización de pozos de petróleo y gas inactivos para energía geotérmica de circuito cerrado

Los sistemas de circuito cerrado reducen el riesgo de exploración al utilizar rutas de pozos conocidas, creando nuevas oportunidades en toda la industria geotérmica. Chevron y Baker Hughes comenzaron a reacondicionar 12 pozos agotados en el Mar de Salton de California en 2025, con el objetivo de poner en línea 5 MW para el cuarto trimestre de 2026 con costos de capital un 40 % inferiores a los de la geotermia de campo nuevo. Eavor Technologies logró un LCOE de 72 EUR por MWh en una demostración en Alemania sin preocupaciones de sismicidad inducida. El programa Wells of Opportunity de EE. UU. está catalogando 2.3 millones de pozos huérfanos, con 18,000 ya marcados por temperaturas superiores a 150 °C. Saudi Aramco está evaluando sistemas de circuito cerrado para reemplazar el petróleo utilizado para la inyección de vapor, lo que destaca la migración de la experiencia en campos petrolíferos a la geotermia. Los ciclos de desarrollo en cuencas probadas están disminuyendo de siete años a menos de tres.

Alto riesgo de perforación inicial y gasto de capital

En las cuencas fronterizas, los pozos de exploración solo tienen éxito entre el 55 % y el 65 %, con costes por pozos improductivos de hasta 8 millones de dólares, lo que dificulta la financiación. La perforación consume entre el 40 % y el 50 % del gasto de capital total, y un solo pozo fallido puede hundir un proyecto de 20 MW si la permeabilidad es baja. El campo Menengai de Kenia registró una tasa de éxito de tan solo el 38 %, lo que provocó pérdidas por valor de 47 millones de dólares y retrasos de 18 meses. El proyecto Sarulla de Indonesia finalizó con un sobrecoste del 23 % debido a la compartimentación inesperada del yacimiento. Los fondos de mitigación de riesgos cubren parte de la pérdida, pero los promotores siguen expuestos a la incertidumbre sobre el rendimiento del yacimiento, lo que orienta el capital hacia modernizaciones con datos conocidos del subsuelo en la industria geotérmica.

Presión competitiva en costos de la energía solar y eólica

El LCOE promedio ponderado para la energía solar a gran escala cayó a 36 USD por MWh y la energía eólica terrestre a 38 USD por MWh en 2025, mientras que la energía geotérmica promedió 68 USD por MWh. Las ofertas récord para energía solar, por debajo de 17 USD por MWh en Oriente Medio, amplían aún más la brecha. Las subastas en España y Australia favorecieron la energía solar combinada con baterías sobre la geotérmica, a pesar del aumento de las tasas de limitación de la producción. Los desarrolladores responden ofreciendo paquetes de servicios auxiliares de la red y dirigiéndose a consumidores industriales que necesitan un suministro ininterrumpido, lo que crea nuevos desafíos para la industria geotérmica.

Análisis de segmento

Por tipo de planta: Flash domina, pero EGS gana terreno.

Las plantas de vapor instantáneo representaron el 47.50 % de la capacidad en 2025, lo que refleja su larga trayectoria en zonas de alta entalpía en Indonesia y Filipinas. El segmento se beneficia de cadenas de suministro establecidas y prácticas de gestión de yacimientos probadas, lo que mantiene el riesgo de perforación moderado. Sin embargo, se proyecta que el tamaño del mercado global de energía geotérmica para sistemas geotérmicos mejorados se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 18.80 % hasta 2031, a medida que la estimulación de estilo esquisto crea yacimientos en formaciones de roca caliente y seca que antes no eran rentables. Los éxitos piloto en Nevada y Utah validaron los puntos de referencia de costos cercanos a los 4.2 millones de dólares por MW, a la par con las plantas binarias en campos de menor temperatura. Las configuraciones de vapor seco persisten en sitios históricos como The Geysers, pero enfrentan una disminución gradual a medida que se agotan los campos dominados por vapor. La tecnología de ciclo binario continúa sirviendo a los mercados de baja entalpía en Europa, donde las turbinas Rankine orgánicas reducen el uso de agua en un 85 %, fortaleciendo la mezcla de la industria global de energía geotérmica.

El auge de los sistemas geotérmicos mejorados (EGS) está transformando la dinámica de la cadena de suministro. Empresas de servicios con experiencia en perforación horizontal están entrando en el mercado, intensificando la competencia por los equipos de revestimiento, apuntalantes y estimulación. Los proveedores de equipos responden con plantas de superficie modulares que reducen los plazos de construcción. En regiones con un fuerte aislamiento, están surgiendo sistemas híbridos de ciclo combinado que integran colectores solares con pozos geotérmicos, aumentando la producción diurna sin necesidad de nuevas turbinas e impulsando las tendencias del mercado global de energía geotérmica hacia centros de energías renovables integrados.

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

Por aplicación: La calefacción urbana cobra protagonismo.

La generación de electricidad representó el 59.4% de la capacidad para 2025, respaldada por los acuerdos de compra de energía de base en las economías emergentes. Sin embargo, se prevé que la cuota de mercado mundial de la energía geotérmica para calefacción y refrigeración urbana crezca rápidamente, con un avance del segmento a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 14.5% hasta 2031. París perforó seis nuevos pozos dobles en el acuífero Dogger, y Reykjavik Energy ya suministra calor geotérmico al 95% de los edificios a costes un 40% inferiores a los del gas natural. El calor para procesos industriales en plantas de alimentos y productos químicos también está en expansión, aunque partiendo de una base menor, gracias a los objetivos de descarbonización de las empresas.

La diversificación de ingresos está mejorando la rentabilidad de los proyectos. Los proyectos de calefacción evitan los costes de las turbinas y alcanzan el punto de equilibrio antes, lo que resulta atractivo para las empresas de servicios públicos municipales con presupuestos de capital limitados. El tamaño del mercado mundial de energía geotérmica para aplicaciones de calefacción se beneficia de factores de carga durante todo el año y de la elasticidad de la demanda local. Los promotores ubican cada vez más instalaciones de calefacción y electricidad en el mismo lugar para maximizar la utilización de los yacimientos y prolongar la vida útil de los campos. Los clústeres de uso directo en la llanura del norte de China ilustran este modelo integrado, donde los acuíferos poco profundos suministran tanto calefacción residencial como agricultura de invernadero a un tercio del coste de las calderas de carbón.

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

Análisis geográfico

Asia-Pacífico tenía una participación del 44.27 % en el mercado mundial de energía geotérmica en 2025 y se proyecta que crecerá a una CAGR del 11.9 % hasta 2031, respaldado por el plan de Indonesia de poner en marcha 3.3 GW de nueva capacidad y el marco de permisos simplificado de Filipinas. ^{[1] Ministerio de Energía y Recursos Minerales, “Actualización de la Política Geotérmica 2025”, Gobierno de Indonesia, esdm.go.id} Pertamina Geothermal Energy de Indonesia agregó 165 MW en tres campos de Sumatra en 2025, y Star Energy completó una expansión de 110 MW en Salak para prolongar la vida útil del yacimiento en 18 años. Japón eliminó los límites de perforación cerca de los balnearios de aguas termales, abriendo 420 km² para exploración e impulsando a Mitsubishi Power a proponer una planta de 30 MW en Beppu programada para 2027. China continúa centrándose en la calefacción de uso directo; Los acuíferos poco profundos de la llanura del norte de China ahora proporcionan calefacción residencial a un tercio del coste de las calderas de carbón.

América del Norte está experimentando un resurgimiento, ya que la Oficina de Administración de Tierras de EE. UU. emitió 47 arrendamientos que cubren 78 000 acres en 2025, atrayendo USD 142 millones en ofertas de bonificación, el más alto desde 2008.[2] Ormat Technologies amplió el complejo Steamboat en 18 MW utilizando ciclos binarios que aprovechan fluidos a 155 °C que antes se consideraban subeconómicos.[3] El fondo de exploración de Canadá de 50 millones de CAD apunta a modernizaciones en pozos de gas agotados, mientras que la Comisión Federal de Electricidad de México mantiene 963 MW pero carece de nuevos proyectos después de los recortes presupuestarios de 2015 en la industria geotérmica.

Europa, Oriente Medio y África revelan trayectorias contrastantes. Turquía alcanzó 1.7 GW después de agregar 95 MW de capacidad de ciclo binario en 2025 bajo una garantía tarifaria de 10 años. La base instalada de Islandia se mantiene estable en 755 MW, con desarrolladores que ahora exportan hidrógeno renovable de electrólisis geotérmica.[4] Kenia aumentó su capacidad a 985 MW después de completar dos unidades de 35 MW en Olkaria V, y se planean otros 140 MW en Olkaria I para 2027. El proyecto Tulu Moye de Etiopía obtuvo un paquete de USD 800 millones para apuntar a 520 MW para 2029, mientras que la única planta operativa de Chile sigue siendo Cerro Pabellón con 48 MW en medio de altos costos de transmisión andina en la industria geotérmica.