El futuro de la geotermia en México: del recurso a proyectos que sí pueden financiarse

Un estudio geológico puede encontrar señales convincentes de calor a varios kilómetros de profundidad. El siguiente pozo, sin embargo, exige capital antes de revelar si habrá suficiente temperatura y flujo para sostener una turbina. Incluso si la perforación funciona, faltarán derechos sobre el recurso y la tierra, agua y reinyección, un comprador, infraestructura de evacuación o tuberías térmicas, y dinero para terminar la obra. El futuro de la geotermia mexicana se juega entre esas decisiones, no en la extensión de sus zonas volcánicas.

La respuesta principal es condicional: México podría convertir más calor en electricidad y servicios térmicos si logra comprobar productividad mediante pozos, proteger el capital expuesto durante la exploración y cerrar simultáneamente las rutas de permisos, comprador e infraestructura. Los campos existentes ofrecen infraestructura y datos, pero la documentación consultada no demuestra que cada anuncio de rehabilitación sea capacidad adicional ni que todos los recursos identificados puedan desarrollarse. La Agencia Internacional de la Energía identifica precisamente el riesgo temprano, la contratación de largo plazo, los datos, los permisos y el talento como condiciones para ampliar el sector.

La pieza parte de lo que ya explicamos sobre el funcionamiento y la firmeza de la geotermia, los antecedentes de su desarrollo en México y la distribución territorial del recurso, sin repetir esas investigaciones. Aquí una afirmación como “hay 50 MW de potencial” sólo adquiere significado cuando conocemos quién midió el recurso, cuándo, con qué pozos, bajo qué criterio y qué parte de esa potencia podría llegar a un contrato y a la operación.

La situación actual: recuperar producción también es una forma de crecer

El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039 registra 6,934 GWh de generación geotérmica en 2010 y 3,576 GWh en 2024. Son cantidades de energía anual, no capacidades instaladas. La brecha obliga a preguntar cuánto del crecimiento futuro requerirá construir nuevas centrales y cuánto dependerá de recuperar productividad de pozos, reparar turbinas o reducir indisponibilidades de campos existentes. No hay una respuesta nacional publicada con desglose suficiente para repartir esos componentes sin especular.

El Gobierno federal anunció en junio de 2026 el objetivo de elevar 90% la generación geotérmica entre 2024 y 2030. Es una meta de energía, no una cartera aprobada de MW nuevos. El equivalente aritmético sería 3,576 × 1.90 = 6,794.4 GWh anuales: un volumen cercano al observado en 2010, pero no una predicción ni una cifra de capacidad por construir. La meta y la operación existente deben seguirse por separado. Fuente del anuncio, 24 de junio de 2026.

IRENA reportó para las ocho centrales nuevas de su muestra global de 2024 un costo instalado promedio ponderado de USD 4,015/kW y un LCOE de USD 60/MWh. Es útil para comprender que la tecnología es intensiva en capital, pero no es un precio mexicano ni una oferta para perforar un campo determinado. El costo local depende de profundidad, roca, química, pozos fallidos, obra de superficie, crédito y entrega a la red. Fuente: IRENA, edición 2025.

La escalera de un proyecto: cada peldaño elimina una incertidumbre diferente

El desarrollador empieza con un modelo del subsuelo, pero el banco necesita un flujo de efectivo. Entre ambos existe una sucesión de pruebas que no puede comprimirse en una fecha única. Si la perforación revela menos caudal del esperado, el diseño puede requerir más pozos o menos MW; si el estudio de interconexión exige obras adicionales, cambia el presupuesto; si el usuario térmico está lejos, cambia el costo del calor entregado. Cada hallazgo obliga a actualizar el modelo financiero.

La distinción geológica más difícil de explicar en una sala de inversión es la permeabilidad: no basta que la roca esté caliente, hace falta que el fluido circule en volumen suficiente, por vías estables y con pérdidas de presión manejables. Temperatura, caudal y química deben medirse; el reservorio debe probarse durante suficiente tiempo y modelarse con extracción y reinyección. Una manifestación superficial puede señalar calor, pero no certifica un pozo productivo ni una reserva comercial.

Perforar antes de facturar: dónde se concentra el riesgo financiero

Antes de confirmar el recurso se paga información: sísmica u otros métodos geofísicos, geoquímica, permisos, accesos, diseño y pozos exploratorios. Es capital de riesgo, porque un pozo puede resultar caliente pero insuficiente en flujo, o tener un fluido con corrosión e incrustaciones que deterioran la economía. Después de confirmar temperatura y productividad, el gasto cambia de naturaleza: más pozos productores e inyectores, red de vapor, turbina u ORC, subestación, interconexión, obra civil y puesta en marcha. La deuda de largo plazo suele requerir evidencia más sólida en esta segunda etapa.

El programa geotérmico del BID nació para compartir el riesgo de perforar antes de conocer el rendimiento comercial. Su ficha describe mecanismos adaptados a fases de desarrollo; también menciona un objetivo histórico de financiar hasta 300 MW en diez años. Esa meta no es capacidad construida ni debe sumarse a las centrales existentes. La disponibilidad financiera real exige revisar cada operación, su estado, reglas de elegibilidad y desembolsos.

La auditoría financiera aporta una advertencia especialmente útil. El BID registra la operación de préstamo ME-L1148, originalmente aprobada por USD 85.8 millones, como cancelada. La operación de donación ME-G1005, por USD 54.3 millones aprobados, figura como en implementación en su ficha con información financiera al 2 de septiembre de 2026. Son expedientes distintos; no se pueden sumar ni presentar los USD 140.1 millones como una bolsa abierta, comprometida o desembolsada para nuevas perforaciones. Préstamo ME-L1148 · Donación ME-G1005.

La cartera mexicana: nueve observaciones, no nueve promesas de expansión

La cartera siguiente mezcla deliberadamente operación, conservación, concesión, investigación y una licitación cancelada. Esa heterogeneidad es el hallazgo: una base de datos que los clasificara a todos como “proyectos en desarrollo” fabricaría megawatts inexistentes. La capacidad consignada es siempre la que el documento atribuye al activo o a la propuesta, sin sumar plantas completas con unidades individuales.

Qué enseña cada caso sobre la siguiente decisión

Cerro Prieto y Las Tres Vírgenes enseñan el valor del mantenimiento documentado: hay turbinas reales, convocatorias y un fallo por una unidad específica. El expediente que debe buscarse después es la aceptación de la reparación, su costo final y el desempeño medido antes y después. No corresponde agregar los 25 MW de la Unidad 12 ni los 5 MW de la Unidad 2 como capacidad nueva.

Los Azufres y Los Humeros permiten comenzar desde un campo conectado, con información y personal, en lugar de una anomalía térmica sin pozos. Eso reduce algunas incertidumbres, pero no responde por sí solo si hay caudal adicional sostenible. El siguiente hito de una ampliación debe ser un paquete identificable de pruebas, pozos y decisión de inversión, no una extrapolación de la capacidad histórica. El análisis del valor de la geotermia para el sistema eléctrico explica por qué además hay que demostrar capacidad entregable.

Domo de San Pedro demuestra operación privada, con una concesión verificable y una planta que el operador mantiene en su historia corporativa. La historia corporativa cita 35 MWe instalados; un anuncio de SENER de 2015 describía un arranque previsto de 25 MWe. Son alcances y fechas diferentes que requieren conciliación, no un supuesto de expansión financiada para 2026. Para cualquier fase posterior serían necesarios datos de pruebas de pozos, contrato de energía, capital aprobado y un calendario de obra.

Celaya permite explicar el paso jurídico: una concesión de 2025 es un derecho de explotación; el extracto no acredita por sí solo una central, caudal comercial, permiso eléctrico, comprador ni cierre financiero. Cerritos Colorados muestra la otra cara: un proyecto puede contar con concesión geotérmica y un título de agua histórico, pero seguir necesitando resolver condiciones territoriales y ambientales antes de generar energía. El análisis regulatorio de la serie reconstruye esas cadenas sin equiparar permiso y obra.

Los Humeros III Fase B es una prueba de calidad de cartera: el portal oficial lo marca cancelado. Una referencia de 25 MWe en la descripción no se transforma en capacidad futura. Finalmente, la colaboración sobre pozos petroleros merece seguimiento por sus resultados científicos y financiación de investigación, pero hoy no se identificó prueba pública de una instalación comercial derivada de ella. Su alcance y madurez se desarrollan en el reportaje sobre Pemex, UNAM, IMP e INEEL.

Electricidad y calor industrial: dos compradores, dos economías

El proyecto eléctrico necesita una red que reciba su energía, requisitos del regulador vigente, interconexión gestionada por CENACE y un esquema de venta suficientemente largo para recuperar pozos y central. Un contrato de compra de energía —PPA, por sus siglas en inglés— ayuda a definir precio, volumen, duración y obligaciones; su mera negociación no equivale a cierre financiero. La confiabilidad del recurso sólo tiene valor económico si se convierte en electricidad entregada y cobrada.

Para calor industrial, la pregunta cambia: ¿hay una fábrica, invernadero o procesador que compre energía térmica a la temperatura requerida durante suficientes horas? La venta podría medirse en MWh térmicos o GJ, no en MWe, y el costo de la tubería de ida y retorno puede determinar el proyecto. Un recurso moderado junto a una fábrica con demanda continua puede tener una lógica que no existe para una turbina lejana. Nuestra pieza sobre geotermia para industria explica el balance térmico y el LCOH.

El deshidratador geotérmico de la UNAM es un caso mexicano documentado de investigación y desarrollo térmico: la universidad describió el uso de agua a 80–90 °C y su instalación prevista en Domo de San Pedro. Ese comunicado de 2018 no acredita ingresos comerciales actuales ni toneladas vendidas; una cartera de calor tendría que pedir registros de prueba, contrato con productor, energía térmica medida y unidad realmente en operación.

Binarios, EGS y pozos petroleros: tecnología no es automáticamente proyecto

Un ciclo binario transfiere calor del fluido geotérmico a un segundo fluido para generar electricidad; puede recuperar parte de un recurso de temperatura intermedia. CFE realizó un taller técnico sobre la tecnología en noviembre de 2025. La noticia evidencia capacidades e interés de ingeniería, no una unidad nueva adjudicada, construida o generando. El siguiente documento útil sería una ingeniería de sitio con temperatura y flujo, evaluación económica y decisión de inversión. Comunicado CFE, 25/11/2025.

Los sistemas geotérmicos estimulados —EGS— buscan crear o mejorar circuitos de circulación donde la permeabilidad natural no basta. Su expansión internacional se apoya en técnicas de perforación y completación del petróleo, pero requiere demostrar desempeño térmico, sostenibilidad hidráulica y manejo de riesgo geomecánico. La IEA documenta las sinergias petroleras; esa evidencia internacional no certifica que exista ya un campo EGS comercial mexicano.

La reconversión de pozos petroleros tampoco debe modelarse a partir del número de pozos abandonados. Cada candidato requiere temperatura, profundidad, integridad de tubería y cemento, caudal, química, derecho de acceso y demanda cercana. Que un pozo haya producido hidrocarburos prueba experiencia de perforación, no que sea una fuente geotérmica comercial ni que pueda reinyectarse sin rediseño.

Tres escenarios condicionados: qué tendría que comprobarse, no qué “va a pasar”

Los escenarios siguientes no asignan probabilidades ni MW futuros. Son marcos de seguimiento que permiten reconocer un cambio de etapa cuando aparece una prueba nueva. Un mismo activo puede entrar o salir de un escenario si cambia su evidencia; no se trata de clasificar empresas por atractivo ni de anticipar un resultado nacional.

La IEA recomienda mejorar datos abiertos, reducir riesgos tempranos y asegurar ingresos a largo plazo para impulsar la bancabilidad geotérmica. Son condiciones generales, no una garantía de que un esquema concreto vaya a producir los mismos resultados en México. Para evaluar iniciativas del Plan México con la misma disciplina documental, puede consultarse nuestra metodología de indicadores de avance energético.

Los indicadores que revelarían una expansión real

La primera señal no es una cifra de “potencial anunciado”, sino una sucesión fechada de documentos. En un seguimiento mensual o trimestral, el analista debe guardar nombre de activo, unidad, versión de fuente, fecha del evento y estado. Un permiso renovado no es nuevo MW; una convocatoria no es contrato; un fallo no es desembolso; una turbina instalada no es operación comercial.

Checklist de bancabilidad: la pregunta que debe resistir cada expediente

1. Recurso: ¿existe un informe independiente con temperatura, caudal, permeabilidad y pruebas de duración suficiente?
2. Productividad: ¿el número de pozos y la reinyección sostienen los MWe o MWt ofrecidos, incluidos auxiliares y declinación?
3. Derechos: ¿están vigentes permiso o concesión, acceso a tierra y resoluciones de agua, ambiente y componente social según correspondan?
4. Comprador: ¿hay contrato firmado de electricidad o calor, con precio, plazo, disponibilidad, penalidades y respaldo?
5. Conexión: ¿hay estudio y obras de interconexión o, en usos térmicos, ruta y costo de la tubería hasta el usuario?
6. Capital: ¿se distinguen aportaciones de equity, préstamos aprobados, condiciones precedentes, cierre y desembolsos efectivos?
7. Construcción: ¿el presupuesto incluye contingencia de pozos, química, equipos críticos, logística, pruebas y eventual refuerzo de red?
8. Operación: ¿hay garantías de desempeño, reservas para mantenimiento y reposición de pozos, y medición confiable de energía útil?

Un banco puede interesarse en un proyecto que todavía no cumple todas esas condiciones; eso no significa que exista cierre financiero. Nuestro análisis de por qué proyectos energéticos no consiguen financiamiento desarrolla la diferencia entre una oportunidad técnica y un flujo contractual apto para deuda.

Qué significa para desarrolladores, industria y proveedores

Para el desarrollador, la prioridad informativa es construir una carpeta por activo y no por promesa sectorial. Para el comprador eléctrico, importa la energía entregable en el nodo y los riesgos de indisponibilidad. Para el industrial, el valor se determina por calor útil a su temperatura y por la distancia al recurso. Para el proveedor, el hito comercial no es el comunicado de potencial, sino una ingeniería que especifique pozos, bombas, tuberías, válvulas, separadores, ORC, sensores o subestaciones con calendario y presupuesto comprobables.

Las capacidades petroleras podrían ampliar la oferta de perforación, cementación, integridad y modelación de reservorios, pero la transferencia exige adaptar diseños a temperaturas, química y vidas de producción distintas. También se necesitan operadores, personal de mantenimiento, instrumentación y laboratorios. Una cadena nacional escalable se demuestra con contratos ejecutados, tiempos de perforación medidos, proveedores calificados y desempeño de campo, no únicamente con programas de capacitación.

Qué sabemos y qué falta por comprobar

El campo Cerritos Colorados resume por qué esta transparencia importa. La concesión y el agua se documentaron hace años; nada de ello equivale a electricidad producida. El siguiente hecho comprobable tendría que ser una ruta territorial y ambiental compatible, una decisión de inversión sobre una central identificable y la infraestructura contratada. También en los activos operativos la información debería separar potencia instalada, potencia disponible, energía neta anual y efecto de cada mantenimiento.

Conclusión: la escalabilidad se reconoce por hitos, no por el tamaño del mapa

El futuro geotérmico de México no depende de encontrar una única cifra nacional de “potencial”. Depende de convertir recursos concretos en cadenas completas: pozo probado, productividad sostenible, derechos, acceso, comprador, contrato de infraestructura, capital dispuesto y operación medida. Un campo existente puede mejorar su generación sin incorporar un solo MW nominal; un proyecto nuevo puede conservar una concesión durante años sin construir; y un desarrollo de calor industrial puede crear valor sin pasar por una turbina.

La evidencia examinada sostiene que el riesgo exploratorio, la bancabilidad y las interfaces entre permisos y compradores son parte material del problema, aunque el peso exacto de cada barrera cambia por sitio. Los tres escenarios permiten observar ese cambio sin prometer una fecha ni una capacidad que todavía no están documentadas. Al cerrar la serie Geotermia en México, la pregunta que debería acompañar cada anuncio es sencilla: ¿qué nuevo documento demuestra que este proyecto está un peldaño más cerca de producir y cobrar energía?