Geotermia entra na geração comercial: como a redução de custos abre o mercado e quando os serviços petrolíferos se beneficiarão?
A primeira unidade de 33MW da Fervo já está conectada à rede e gerando receita, enquanto a geotermia passa da demonstração tecnológica à operação comercial. A Bernstein acredita que a redução dos custos de perfuração e os contratos de longo prazo com data centers abrirão o mercado em conjunto, mas o ganho de escala depende da produtividade sustentada dos poços, dos custos e da capacidade de replicação entre projetos; os benefícios para a cadeia de suprimentos também chegarão com defasagem.
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Ideia principal
A Bernstein considera que a geotermia de nova geração direcionará mais gastos dos projetos para perfuração e completação de poços subterrâneos e tubos de alta qualidade, mas a redução contínua de custos e o desenvolvimento reproduzível são obstáculos centrais entre a primeira unidade comercial e um aumento expressivo da receita da cadeia de suprimentos.
Até onde a geotermia avançou além da demonstração?
A Fervo anunciou em 1 de outubro de 2026 que a primeira unidade de 33MW da fase I de Cape Station havia iniciado a operação comercial, sido conectada à rede e começado a gerar receita por meio de um contrato de compra de energia elétrica. Com base nisso, a Bernstein considera 2026 o ano de validação comercial e prevê replicação industrial em 2027 e início da implantação em larga escala em 2028.
A capacidade geotérmica instalada global em 2025 era de cerca de 16.5GW. A Ormat estima que a capacidade potencial possa alcançar 165GW; a IEA afirma que até 800GW poderiam ser implantados de forma economicamente viável até 2050, desde que a tecnologia continue avançando e os custos dos projetos caiam substancialmente. Entre o mercado potencial e a capacidade instalada em operação ainda há os processos de desenvolvimento e construção.
Que limitações as novas tecnologias realmente superaram?
A geotermia convencional exige simultaneamente calor, fluidos naturais e formações rochosas pelas quais os fluidos possam circular, restringindo muito os locais possíveis. Os sistemas geotérmicos aprimorados (EGS) usam fraturamento hidráulico para criar caminhos de fluxo, enquanto os sistemas de circuito fechado permitem que o fluido absorva calor em tubulações subterrâneas seladas, ampliando o desenvolvimento para além dos reservatórios naturais de água quente.
O gargalo passa então para a construção e a operação de longo prazo: além da rocha quente, é necessário formar uma rede de circulação estável e manter o fluxo e a temperatura por 20—30 anos. Perda de fluido, dissipação rápida demais do calor, sismicidade induzida e corrosão em altas temperaturas podem afetar a produção ou exigir investimentos adicionais.
Quanto os custos caíram e quem está disposto a pagar um prêmio?
O custo de capital por unidade de capacidade instalada dos projetos da Fervo caiu de cerca de 15,000 dólares por quilowatt no Project Red em 2022—2023 para cerca de 7,000 dólares na fase I de Cape Station. A meta da fase II é de cerca de 5,500 dólares em 2028, e a meta em escala é de cerca de 3,000 dólares. Esta última é inferior à geração a gás com captura de carbono, mas ainda superior à de novas usinas convencionais a gás e solares fotovoltaicas; essas comparações medem o investimento em construção.
O atrativo da geotermia é o fornecimento contínuo de eletricidade limpa. O relatório informa que os preços recentes dos contratos de compra de energia geotérmica geralmente ficam entre 100 e 130 dólares por megawatt-hora, acima dos cerca de 62 dólares da energia solar e 74 dólares da eólica na América do Norte. O Google já contratou 396MW com a Fervo, com opções para aproximadamente mais 600MW; contratos de longo prazo dão visibilidade de receita aos projetos.
O financiamento ainda enfrenta obstáculos na fase inicial: antes de os testes de fluxo confirmarem o recurso, os fundos vêm principalmente de capital próprio ou capital de risco público. A Fervo obteve em março de 2026 financiamento de projeto sem direito de regresso de 421 milhões de dólares, um passo para transformar o modelo de desenvolvimento em infraestrutura financiável.
Por que os serviços petrolíferos e os tubos de alta qualidade podem receber uma parcela maior dos gastos?
A geotermia de nova geração desloca o foco dos investimentos para o subsolo: perfuração e completação de poços representam 40% do investimento em projetos de geotermia convencional, parcela que sobe para 57% em EGS e 65% em sistemas de circuito fechado. Isso está diretamente ligado à demanda por serviços de perfuração, equipamentos de completação e compra de tubos.
A oportunidade para tubos também decorre do maior consumo por unidade de capacidade instalada e de exigências técnicas mais elevadas. Um poço convencional normalmente sustenta 10—20MW, um poço EGS 5—10MW e um sistema de circuito fechado apenas 0.5—1.5MW; a mesma capacidade instalada exige mais poços. Ambientes mais profundos, quentes e corrosivos também elevam as exigências para aço e conexões; com base nisso, a Vallourec vê oportunidades de receita por megawatt e margem de lucro por tonelada.
Quando os fornecedores se beneficiarão e quais receitas são mais sensíveis?
A Bernstein prevê que as desenvolvedoras se beneficiarão primeiro em 2026—2027, seguidas pelos fornecedores principalmente em 2028—2029; a Vallourec poderá se beneficiar já no segundo semestre de 2027. O banco estima que, em 2027, a geotermia responderá por cerca de 6% da receita da Vallourec e por cerca de 1% da receita de cada uma de SLB, Tenaris e Viridien, indicando diferenças claras na sensibilidade dos resultados de curto prazo.
A Vallourec já assinou com a Fervo um acordo de cinco anos no valor de até 800 milhões de dólares. O crescimento posterior depende da execução dos planos de perfuração dos clientes e de os custos dos poços, o fluxo sustentado e as taxas de declínio permitirem a construção repetida; após o sucesso da primeira unidade, a chave em 2027—2028 será reproduzir o mesmo desempenho em mais poços e projetos.
