Análisis técnico sobre cómo funciona la geotermia en México, por qué es una fuente de energía firme, qué tipos de plantas existen y cuáles son las barreras geológicas, financieras y regulatorias que frenan su expansión.
En México, la conversación eléctrica suele girar alrededor del sol, del viento, del gas natural y, en momentos de estrés operativo, de la capacidad firme que puede entrar cuando el sistema la necesita. La geotermia casi nunca ocupa el centro del debate, aunque técnicamente juega en una categoría distinta. No depende de la radiación solar, no espera una buena temporada de viento y no arranca desde cero como una solución de emergencia. Funciona sobre una lógica más cercana a la de una central térmica convencional, pero usando el calor natural del subsuelo como fuente primaria. Esa combinación explica por qué sigue siendo una de las pocas renovables capaces de aportar energía continua, despachable y con alto factor de utilización. A nivel global, la IEA reportó que la geotermia tuvo una tasa de utilización superior a 75% en 2023, muy por encima de la eólica, por debajo de 30%, y de la solar fotovoltaica, por debajo de 15%.
Ese dato es el punto de partida correcto para entender su valor estratégico. La geotermia no compite con la solar y la eólica en el terreno del costo marginal instantáneo ni en la velocidad de despliegue superficial. Compite en otra capa del sistema: la de la estabilidad, la energía firme, la inercia operativa y la cobertura de demanda sin depender de la variabilidad meteorológica. En un sistema eléctrico como el mexicano, donde la confiabilidad volvió al centro de la discusión pública y donde el propio gobierno ha insistido en fortalecer capacidad firme dentro de los planes de expansión, esa cualidad debería colocar a la geotermia en una posición mucho más visible de la que hoy tiene.
Para entender por qué eso no ha ocurrido, primero hay que dejar de tratar a la geotermia como una “renovable más”. No lo es. Es una tecnología de subsuelo. Y eso cambia todo.
Un sistema geotérmico útil para generación eléctrica necesita mucho más que calor. Necesita un conjunto geológico completo: una fuente térmica, una roca reservorio con permeabilidad suficiente, un fluido que transporte la energía, una roca sello que ayude a contener el sistema y una geometría del yacimiento que permita perforar, producir y reinyectar sin destruir la productividad del campo. La geotermia, en términos operativos, se parece más a desarrollar un activo de hidrocarburos que a instalar un parque solar.
El principio físico es simple. La temperatura de la Tierra aumenta con la profundidad, lo que se expresa en el gradiente térmico. Pero en generación eléctrica no basta con saber que a mayor profundidad habrá más temperatura. Lo que importa es si existe una combinación económicamente explotable de calor, fluido y permeabilidad. Por eso muchos territorios tienen calor en el subsuelo, pero pocos tienen recursos comercialmente viables. La diferencia entre “potencial geológico” y “potencial desarrollable” es enorme.
En México, esa condición geológica favorable existe por la ubicación del país dentro del cinturón volcánico y tectónico del Pacífico. No es casualidad que la geotermia nacional se concentre en campos históricos muy específicos. El Balance Nacional de Energía 2023 ubica centrales geotérmicas en Baja California, Michoacán, Puebla, Nayarit y Baja California Sur, mientras que el Reglamento de la Ley de Geotermia de 2025 obliga incluso a la elaboración y actualización periódica de una Guía Nacional de Zonas con Potencial Geotérmico, incluyendo potencial por entalpía, reservas para generación eléctrica, modelaciones en sistemas eléctricos y costos nivelados de energía en México. Esa sola exigencia normativa revela algo importante: el recurso existe, pero su caracterización técnica todavía sigue siendo un cuello de botella estratégico.
En la práctica, no todos los sistemas geotérmicos son iguales. La calidad térmica del recurso suele describirse por entalpía. Los sistemas de alta entalpía son los más atractivos para generación eléctrica porque entregan fluidos a temperaturas y presiones que permiten producir vapor útil o transferir suficiente calor a un ciclo de potencia. Los de media o baja entalpía pueden ser más adecuados para usos directos del calor, cogeneración térmica, procesos industriales, invernaderos o calefacción, según el contexto tecnológico. El Reglamento de la Ley de Geotermia de 2025 reconoce precisamente esta diferenciación al exigir que la guía nacional incorpore potencial de baja, media y alta entalpía y relacione tecnologías y aplicaciones para usos diversos.
Un campo geotérmico comercial opera como un sistema cerrado de extracción y sostenimiento. Se perforan pozos productores para traer a superficie la salmuera caliente o el vapor, se separan fases cuando es necesario, se alimenta la planta y luego se reinyecta el fluido residual para sostener presión, administrar el reservorio y reducir impactos ambientales. Cuando esta gestión es deficiente, el campo puede degradarse: cae la presión, cambia la química del fluido, aumenta el riesgo de incrustaciones o corrosión y disminuye la productividad del yacimiento. La generación geotérmica, por tanto, no depende solamente del recurso natural, sino de la disciplina de manejo del reservorio durante décadas.
Desde fuera, una central geotérmica puede parecer una instalación compacta. Desde dentro, la tecnología cambia radicalmente según el tipo de fluido y la calidad del recurso.
| Tipo de planta | Recurso típico | Cómo opera | Ventaja principal | Riesgo o límite principal |
|---|---|---|---|---|
| Vapor seco | Vapor natural dominante | El vapor del reservorio entra casi directo a la turbina | Menor complejidad de separación | Requiere recursos muy específicos y poco comunes |
| Flash | Líquido geotérmico de alta temperatura | La caída de presión convierte parte del fluido en vapor que mueve la turbina | Tecnología probada para campos hidrotermales de alta entalpía | Manejo complejo de salmueras, incrustaciones y declinación del campo |
| Binaria | Recursos de media temperatura o salmueras que no vaporizan eficientemente | El calor del fluido geotérmico se transfiere a un fluido secundario de menor punto de ebullición | Aprovecha recursos antes subóptimos y reduce emisiones directas del ciclo | Menor eficiencia térmica y mayor sensibilidad a costos de capital |
La planta de vapor seco es la más sencilla conceptualmente, pero depende de reservorios excepcionales. La planta flash ha sido históricamente la columna vertebral de muchos desarrollos geotérmicos hidrotermales porque permite explotar fluidos muy calientes con buena eficiencia operativa. La binaria, en cambio, es clave para ampliar la frontera del recurso explotable. Su ventaja estratégica no está en ser la más eficiente en términos termodinámicos, sino en volver útil lo que antes no alcanzaba para un desarrollo convencional.
Ese punto es decisivo para México. Si la expansión geotérmica se piensa únicamente con lógica de grandes campos hidrotermales clásicos, el margen de crecimiento será estrecho. Si se incorpora tecnología binaria, mejor caracterización del subsuelo y esquemas de riesgo más sofisticados, la conversación cambia. A nivel internacional, la IEA sostiene que el crecimiento futuro de la geotermia dependerá en buena medida de mejoras tecnológicas, reducción de costos y nuevos modelos de financiamiento.
Uno de los errores más comunes al evaluar geotermia es compararla con métricas superficiales. En solar y eólica, la conversación gira rápido hacia costo por MW instalado y velocidad de despliegue. En geotermia, la variable crítica es distinta: producción sostenida por unidad de recurso y por unidad de inversión hundida en exploración y perforación.
La eficiencia geotérmica está condicionada por varios factores simultáneos: temperatura del reservorio, entalpía del fluido, presión disponible, tasa de flujo, distancia entre pozos, química de la salmuera, desempeño del sistema de recolección, pérdidas parasitarias, estrategia de reinyección y degradación del reservorio. En plantas binarias, además, influye la selección del fluido de trabajo y el comportamiento del sistema de intercambio térmico. En otras palabras, dos proyectos con la misma capacidad nominal pueden tener perfiles económicos muy distintos si uno perforó mejor, reinyecta mejor y administra mejor la vida del campo.
Por eso la geotermia suele presentar un patrón económico particular. Tiene costos operativos relativamente bajos una vez estabilizada, pero costos de capital y riesgo temprano mucho más altos que otras renovables. El LCOE depende menos de si el combustible sube de precio y más de si el proyecto logró cruzar la fase de exploración y perforación con resultados geológicos favorables. IRENA reporta que el promedio mundial del LCOE geotérmico fue de 0.060 dólares por kWh en 2024, y señala que la trayectoria del costo geotérmico tiende a seguir la evolución del costo total instalado debido a que los factores de capacidad suelen ser relativamente estables.
México mantiene una posición histórica relevante en geotermia, aunque ya no con el peso internacional que tuvo en décadas previas. Presentaciones técnicas recientes de CFE citadas por resultados de búsqueda sitúan a México en el séptimo lugar mundial a julio de 2024 y describen una base instalada concentrada principalmente en Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros, Domo San Pedro y Tres Vírgenes. El Balance Nacional de Energía 2023 reporta, además, referencias de capacidad por campo de 570 MW en Cerro Prieto, 275 MW en Los Azufres, 96 MW en Los Humeros, 25 MW en Domo San Pedro y 10 MW en Tres Vírgenes.
| Campo / zona | Estado | Capacidad reportada |
|---|---|---|
| Cerro Prieto | Baja California | 570 MW |
| Los Azufres | Michoacán | 275 MW |
| Los Humeros | Puebla | 96 MW |
| Domo San Pedro | Nayarit | 25 MW |
| Tres Vírgenes | Baja California Sur | 10 MW |
Esa concentración revela la fortaleza y la limitación del modelo mexicano. La fortaleza es obvia: existe conocimiento acumulado, operación histórica, experiencia de perforación, manejo de vapor y reservorio, e integración al sistema. La limitación también: fuera de esos polos, el crecimiento ha sido lento, y la cartera de nuevos proyectos no ha alcanzado una escala que cambie estructuralmente la participación de la geotermia en la matriz.
La geotermia es energía firme porque el recurso térmico no está sujeto a la intermitencia meteorológica de corto plazo. Una vez desarrollado el campo y estabilizada la operación del reservorio, la planta puede sostener producción continua, administrar salidas programadas y aportar capacidad útil al sistema en horarios donde solar y eólica no siempre están disponibles. Esa capacidad no es infinita ni inmune al mal manejo del yacimiento, pero sí es mucho más predecible desde el punto de vista del despacho.
En un sistema que seguirá incorporando renovables variables, esa firmeza tiene valor sistémico. No solo por los megawatts entregados, sino por la reducción de exposición a combustibles, por la complementariedad con la demanda base regional y por la menor dependencia de redes o almacenamiento para hacer útil cada unidad de generación. El problema es que el mercado suele premiar mejor el MW rápido de instalar que el MW difícil de descubrir. Ahí está una de las razones centrales por las que la geotermia no ha crecido al ritmo esperado.
En México no falta discurso sobre transición energética. Lo que falta es tolerancia institucional al riesgo temprano de exploración. La geotermia tiene un problema estructural: el recurso no se confirma por decreto, se confirma perforando. Y perforar cuesta mucho antes de que exista ingreso.
Ahí entra el verdadero cuello de botella. Un proyecto geotérmico puede fracasar o retrasarse por incertidumbre del subsuelo, por dificultad de financiamiento en etapas tempranas, por procesos largos de permisos o por ausencia de instrumentos de mitigación de riesgo bien calibrados. Esa es precisamente la lógica detrás del Programa de Financiamiento y Transferencia de Riesgos para Geotermia en México, cuyo objetivo oficial es desarrollar nuevos proyectos geotermoeléctricos mediante perforación de pozos exploratorios y desarrollo de áreas con permiso o concesión vigente, mientras que INEEL y el BID describen el esquema como un mecanismo para reducir el valor en riesgo en las distintas fases del proyecto e incentivar inversión.
Desde el lado normativo, la nueva Ley de Geotermia de 2025 mantiene el principio de que el objeto regulatorio es la exploración y explotación sustentable de recursos geotérmicos para generación eléctrica o usos diversos. El reglamento de octubre de 2025 agrega obligaciones técnicas e informativas más precisas, incluyendo reportes, interacción con CONAGUA cuando haya interferencia con acuíferos y la construcción de una guía nacional de potencial. Eso es útil, pero no sustituye la parte más difícil: transformar potencial geológico en cartera bancable.
| Tecnología | Firmeza | Riesgo principal | Tiempo típico de desarrollo | Exposición a combustible | Valor sistémico |
|---|---|---|---|---|---|
| Geotermia | Alta | Exploración, perforación, reservorio | Largo | Baja | Muy alto en confiabilidad |
| Solar FV | Baja a media sin almacenamiento | Variabilidad horaria | Corto a medio | Nula | Alto en energía, menor en firmeza |
| Eólica | Media, pero variable | Recurso eólico y congestión | Medio | Nula | Alto en energía, condicionado por perfil de viento |
| Ciclo combinado a gas | Alta | Precio y suministro de gas | Medio | Alta | Muy alto, pero con dependencia fósil |
La comparación correcta no es preguntar si la geotermia puede desplazar masivamente a la solar en costo de construcción por MW. No puede, y esa no debería ser la pregunta. La pregunta útil es cuánta energía firme renovable puede incorporar México sin aumentar dependencia del gas. Ahí la geotermia sí tiene una respuesta estratégica.
México sí ha reconocido legalmente la geotermia y sí conserva una base operativa real. Lo que no ha conseguido es convertir esa ventaja histórica en una nueva ola de desarrollo. La explicación no es una sola. Se combinan limitantes geológicas, alto CAPEX inicial, riesgo exploratorio, financiamiento especializado insuficiente, horizonte largo de maduración y una planeación eléctrica que durante años encontró soluciones más rápidas en otras tecnologías.
La geotermia exige paciencia técnica, datos de subsuelo, ingeniería de reservorios, disciplina de reinyección y capital dispuesto a esperar. Es una tecnología menos vistosa que la solar y menos inmediata que el gas, pero mucho más estratégica cuando el sistema necesita firmeza descarbonizada.
Ese es el punto de llegada de este primer artículo. La geotermia no es una promesa romántica ni una rareza histórica. Es una tecnología madura en ciertos contextos, compleja en su desarrollo y extremadamente valiosa para un sistema eléctrico que no puede sostenerse solo con capacidad variable. México ya probó que puede operarla. Lo que sigue es mucho más exigente: demostrar que también puede escalarla sin reducirla a un patrimonio técnico del pasado.
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