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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.
Nella contea di Beaver, nello Utah, le trivelle continuano a girare alla centrale Cape Station. La prima unità dell'impianto, da 33 megawatt (MW), è stata accesa e ora vende elettricità alla rete. Fervo Energy, una startup con sede a Houston quotata in borsa a maggio, afferma che il suo progetto è la prima centrale geotermica di nuova generazione su scala industriale al mondo a fornire energia. L'attività commerciale comincia giovedì, quando Shell Energy, fornitore di energia al dettaglio in California, inizierà ad acquistarne la produzione.
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 tradizionale dipende da dove la natura ha collocato acqua calda e vapore nel sottosuolo. Fervo invece perfora rocce calde e secche, ricorrendo a tecniche prese in prestito dal settore petrolifero e del gas, e crea in quel punto un serbatoio che produce vapore per far girare le turbine. Oggi la geotermia occupa una piccola parte della rete elettrica statunitense, con il 0,4% dell'elettricità prodotta ogni anno, per cui la domanda è sempre stata se l'approccio potesse essere portato su larga scala. Il precedente impianto pilota di Fervo da 3,5 MW in Nevada, in funzione dalla fine del 2023, aveva dimostrato che la tecnologia funzionava. Cape Station, un progetto da 2 miliardi di dollari previsto a 500 MW, è il banco di prova per capire se funziona alle dimensioni che contano per un gestore di rete.
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.
Il calendario è preciso. Fervo afferma di mettere in servizio altri due blocchi da 33 MW entro il 1° gennaio 2027, mentre i restanti 400 MW, sostenuti da un nuovo accordo con Google, sono in costruzione per il 2028. Il costo è la parte più difficile. La fase 1 dovrebbe fornire energia a 7.000 dollari per kilowatt e la fase 2 a 5.500 dollari per kilowatt, secondo quanto l'azienda aveva già dichiarato a Canary Media. Per confronto, nel 2025 la costruzione di una centrale a gas naturale è costata in media 2.157 dollari per kilowatt. Fervo non ha reso noti i termini dei suoi accordi di acquisto di energia, i contratti a lungo termine con cui vende la produzione, che nel complesso coprono circa 1.000 MW, sufficienti per circa 1 milione di abitazioni statunitensi ogni anno.
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.
Per la rete, il vantaggio è tanto nella flessibilità quanto nell'energia pulita. La geotermia ha tradizionalmente funzionato a pieno regime per 24 ore su 24, ma gli impianti di nuova generazione potrebbero aumentare la produzione la sera, quando cala quella solare, con la possibilità di abbassare i costi complessivi della rete. Potrebbero anche essere localizzati per alimentare direttamente i data center, «dietro il contatore», in modo che il costo della nuova capacità non ricada sui clienti delle utility. Questi vantaggi dipendono dal calo dei costi di perforazione e dalla gestione delle autorizzazioni e delle preoccupazioni delle comunità locali, e gli esperti affermano che entrambi restano ostacoli concreti. Per ora, la risposta alla domanda «cosa cambia» è una prima unità da 33 MW che alimenta i clienti californiani questa settimana, e un percorso verso 500 MW entro il 2028, se perforazioni e finanziamenti reggeranno.