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In Beaver County, Utah, drills are still turning at Cape Station. The plant's first unit, 33 megawatts (MW), has been switched on, and it is now selling electricity to the grid. Fervo Energy, a Houston-based startup that went public in May, says its project is the first utility-scale next-generation geothermal plant to deliver power in the world. Commercial operations start Thursday, when Shell Energy, a retail power provider in California, begins buying the output.
En el condado de Beaver, en Utah, las perforadoras siguen trabajando en Cape Station. La primera unidad de la planta, de 33 megavatios (MW), ya está conectada y vende electricidad a la red. Fervo Energy, una startup con sede en Houston que salió a bolsa en mayo, afirma que su proyecto es la primera planta geotérmica de nueva generación a escala comercial que suministra electricidad en el mundo. Las operaciones comerciales comienzan el jueves, cuando Shell Energy, un proveedor minorista de electricidad en California, empieza a comprar la producción.
Conventional geothermal depends on where nature has put hot water and steam underground. Fervo instead drills into hot, dry rock, using techniques borrowed from the oil and gas industry, and creates a reservoir there that produces steam to drive turbines. Geothermal is a small part of the U.S. grid today, supplying 0.4 percent of electricity generation each year, so the question has always been whether the approach could be scaled up. Fervo's earlier 3.5 MW pilot plant in Nevada, online since late 2023, showed that the technology worked. Cape Station, a $2 billion project planned at 500 MW, is the test of whether it works at the size that matters to a utility.
La geotermia convencional depende de dónde ha situado la naturaleza el agua caliente y el vapor bajo tierra. Fervo, en cambio, perfora roca caliente y seca, con técnicas tomadas de la industria del petróleo y el gas, y crea allí un yacimiento que produce vapor para mover las turbinas. Hoy la geotermia tiene un papel modesto en la red eléctrica de Estados Unidos, con el 0,4 % de la generación cada año, por lo que siempre se ha planteado si este enfoque podría ampliarse. La planta piloto de 3,5 MW que Fervo tiene en Nevada, en funcionamiento desde finales de 2023, demostró que la tecnología funciona. Cape Station, un proyecto de 2.000 millones de dólares previsto para 500 MW, pondrá a prueba si funciona al tamaño que interesa a una empresa eléctrica.
The schedule is precise. Fervo says it is commissioning two more 33 MW power blocks by January 1, 2027, and the remaining 400 MW, supported by a new agreement with Google, is under construction for 2028. Cost is the harder part. Phase 1 is set to deliver power at $7,000 per kilowatt and phase 2 at $5,500 per kilowatt, according to what the company previously told Canary Media. For comparison, building a natural gas plant cost an average of $2,157 per kilowatt in 2025. Fervo has not disclosed the terms of its power purchase agreements, the long-term contracts that sell its output, which together cover about 1,000 MW, enough for roughly 1 million U.S. homes each year.
El calendario es preciso. Fervo afirma que pondrá en servicio dos bloques de generación más de 33 MW antes del 1 de enero de 2027, y que los 400 MW restantes, respaldados por un nuevo acuerdo con Google, se están construyendo para 2028. El coste es la parte más difícil. La fase 1 debe suministrar electricidad a 7.000 dólares por kilovatio y la fase 2 a 5.500 dólares por kilovatio», según lo que la empresa había comunicado antes a Canary Media. A modo de comparación, construir una central de gas natural costó de media 2.157 dólares por kilovatio** en 2025. Fervo no ha revelado las condiciones de sus acuerdos de compra de electricidad (PPA, por sus siglas en inglés), los contratos a largo plazo que venden su producción y que en conjunto cubren unos 1.000 MW, suficientes para unos 1 millón de hogares estadounidenses al año.
For the grid, the gain is flexibility as much as clean power. Geothermal has traditionally run around the clock, but next-generation plants could ramp up in the evening, when solar output falls, which could lower overall grid costs. They could also be sited to serve data centers directly, "behind the meter", so that the cost of new capacity is not passed on to utility customers. Those benefits depend on drilling costs falling and on permitting and community concerns being handled, and experts say both remain real barriers. For now, the answer to "what changes" is a first 33 MW unit feeding Californian customers this week, and a path to 500 MW by 2028 if the drilling and the money hold.
Para la red, la ganancia es tanto de flexibilidad como de energía limpia. La geotermia ha funcionado tradicionalmente las 24 horas, pero las plantas de nueva generación podrían aumentar su producción por la tarde, cuando baja la producción solar, lo que podría reducir los costes globales de la red. También podrían ubicarse para abastecer directamente a centros de datos, «detrás del contador», de modo que el coste de la nueva capacidad no se traslade a los clientes de las eléctricas. Estos beneficios dependen de que bajen los costes de perforación y de que se resuelvan los permisos y las preocupaciones de las comunidades, y los expertos afirman que ambos siguen siendo obstáculos reales. Por ahora, la respuesta a «qué cambia» es una primera unidad de 33 MW que esta semana suministra a clientes californianos, y un camino hacia 500 MW en 2028 si la perforación y la financiación se mantienen.