¿Hasta dónde ha avanzado la geotermia desde la fase de demostración?

  • Fervo anunció el 1 de octubre de 2026 que la primera unidad de 33MW de la fase I de Cape Station había iniciado su operación comercial, se había conectado a la red y generaba ingresos mediante un contrato de compraventa de electricidad. Sobre esa base, Bernstein considera 2026 el año de validación comercial y prevé la replicación industrial en 2027 y el inicio del despliegue a gran escala en 2028.
  • La capacidad geotérmica instalada mundial en 2025 era de aproximadamente 16.5GW. Ormat estima que la capacidad potencial podría alcanzar 165GW; la IEA plantea que hasta 800GW podrían desplegarse de forma económicamente viable para 2050, siempre que la tecnología siga avanzando y los costes de los proyectos disminuyan considerablemente. Entre el mercado potencial y la capacidad instalada en funcionamiento todavía median procesos de desarrollo y construcción.

¿Qué limitaciones han resuelto realmente las nuevas tecnologías?

  • La geotermia convencional requiere simultáneamente calor, fluidos naturales y formaciones rocosas por las que puedan circular los fluidos, lo que limita mucho los emplazamientos posibles. Los sistemas geotérmicos mejorados (EGS) crean vías de circulación mediante fracturación hidráulica, mientras que los sistemas de circuito cerrado permiten que el fluido absorba calor dentro de tuberías subterráneas selladas, ampliando el desarrollo más allá de los reservorios naturales de agua caliente.
  • El cuello de botella pasa así a la construcción y la operación a largo plazo: además de la roca caliente, hay que crear una red de circulación estable y mantener el caudal y la temperatura durante 20—30 años. La pérdida de fluido, el agotamiento demasiado rápido del calor, la sismicidad inducida y la corrosión a altas temperaturas pueden afectar a la producción o exigir inversiones adicionales.

¿Cuánto han bajado los costes y quién está dispuesto a pagar una prima?

  • El coste de capital por unidad de capacidad instalada de los proyectos de Fervo descendió de unos 15,000 dólares por kilovatio en Project Red durante 2022—2023 a unos 7,000 dólares en la fase I de Cape Station. El objetivo para la fase II es de unos 5,500 dólares en 2028, y el objetivo a escala es de unos 3,000 dólares. Este último es inferior al de la generación a gas con captura de carbono, pero sigue por encima del de nuevas centrales de gas convencionales y plantas solares fotovoltaicas; estas comparaciones miden la inversión de construcción.
  • El atractivo de la geotermia es el suministro de electricidad limpia las veinticuatro horas. El informe indica que los precios recientes de los contratos de compraventa de electricidad geotérmica suelen situarse entre 100 y 130 dólares por megavatio hora, por encima de los aproximadamente 62 dólares de la solar y 74 dólares de la eólica en Norteamérica. Google ya ha contratado 396MW con Fervo, con opciones por otros aproximadamente 600MW; los contratos de largo plazo ofrecen visibilidad de ingresos a los proyectos.
  • La financiación sigue siendo un obstáculo en la etapa inicial: antes de que las pruebas de caudal confirmen el recurso, los fondos proceden principalmente de capital propio o capital de riesgo público. Fervo obtuvo en marzo de 2026 financiación de proyectos sin recurso por 421 millones de dólares, un paso hacia un modelo de desarrollo como infraestructura financiable.

¿Por qué pueden captar más gasto los servicios petroleros y las tuberías de alta gama?

  • La geotermia de nueva generación desplaza el foco de inversión al subsuelo: la perforación y terminación de pozos representan el 40% de la inversión de un proyecto geotérmico convencional, proporción que sube al 57% en EGS y al 65% en sistemas de circuito cerrado. Esto se vincula directamente con la demanda de servicios de perforación, equipos de terminación y compras de tuberías.
  • La oportunidad para las tuberías también procede del mayor consumo por unidad de capacidad instalada y de exigencias técnicas más elevadas. Un pozo convencional suele soportar 10—20MW, uno EGS 5—10MW y un sistema de circuito cerrado solo 0.5—1.5MW; se necesitan más pozos para la misma capacidad instalada. Los entornos más profundos, calientes y corrosivos también elevan las exigencias sobre el acero y las conexiones; por ello, Vallourec ve oportunidades de ingresos por megavatio y margen de beneficio por tonelada.

¿Cuándo se beneficiarán los proveedores y qué ingresos son más sensibles?

  • Bernstein prevé que los desarrolladores se beneficien primero en 2026—2027, seguidos por los proveedores principalmente en 2028—2029; Vallourec podría beneficiarse ya en el segundo semestre de 2027. El banco estima que en 2027 la geotermia representará aproximadamente el 6% de los ingresos de Vallourec y cerca del 1% en cada una de SLB, Tenaris y Viridien, lo que muestra diferencias claras en la sensibilidad de los resultados a corto plazo.
  • Vallourec ya ha firmado con Fervo un acuerdo de cinco años por un importe máximo de 800 millones de dólares. El crecimiento posterior depende de la ejecución de los planes de perforación de los clientes y de si los costes de los pozos, el caudal sostenido y las tasas de declive permiten construir de forma repetida; tras el éxito de la primera unidad, la clave en 2027—2028 será reproducir el mismo rendimiento en más pozos y proyectos.