El mapa geotérmico de México: potencial real, zonas clave e inversiones bloqueadas

La energía que México tiene bajo los pies, pero no ha convertido en infraestructura

La geotermia mexicana no empieza en una sala de juntas ni en una subasta eléctrica. Empieza bajo tierra, donde el país tiene una condición geológica que pocos mercados energéticos pueden presumir: volcanismo activo o reciente, sistemas hidrotermales, fallas profundas, reservorios de alta temperatura y una franja tectónica que atraviesa buena parte del territorio nacional. El problema es que tener calor bajo el subsuelo no equivale a tener proyectos eléctricos. Entre una manifestación termal y una central operando hay años de geología, permisos, perforación, financiamiento, riesgo social, conexión eléctrica y decisiones políticas.

Ese es el verdadero mapa geotérmico de México. No es solamente un mapa de volcanes o de campos con vapor. Es un mapa de oportunidades bloqueadas, activos históricos, inversión pública concentrada, capital privado limitado y proyectos que avanzan más por resistencia técnica que por una política industrial consistente. México ya probó que puede operar geotermia a escala. Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros, Las Tres Vírgenes y Domo de San Pedro demuestran que el recurso existe y que puede generar electricidad firme. Lo que no ha probado todavía es que pueda convertir ese conocimiento en una nueva ola de infraestructura geotérmica.

La paradoja es dura: México tiene una de las bases geotérmicas más relevantes del mundo, pero su crecimiento se ha quedado atrapado en pocos campos. CFE reportó que, de enero a octubre de 2021, cuatro campos geotérmicos aportaron 3,668 GWh a la red y una capacidad instalada de 918 MW, con centrales que operan en promedio 7,380 horas al año, una característica que la separa radicalmente de la solar y la eólica por su disponibilidad continua.

Esa cifra cuenta una historia más importante que cualquier discurso político: la geotermia mexicana no es experimental. Ya funciona. Ya entrega energía. Ya tiene operadores, pozos, turbinas, vapor, subestaciones, redes de recolección y décadas de aprendizaje técnico. El problema está en otro lado: México no ha convertido esa experiencia en una política de expansión.

El mapa real: dónde está la geotermia que sí produce electricidad

El mapa operativo de la geotermia mexicana está concentrado en cinco zonas. Cuatro han sido históricamente desarrolladas por CFE y una corresponde al primer proyecto privado relevante del país: Domo de San Pedro, en Nayarit. Esa concentración explica por qué México aparece en los rankings globales, pero también por qué su crecimiento es frágil. Si la mayor parte de la capacidad depende de campos maduros, la geotermia deja de ser una frontera de expansión y se convierte en una infraestructura que el país administra, repara y prolonga.

Las cifras varían ligeramente entre fuentes porque algunas reportan capacidad histórica, capacidad bruta, capacidad efectiva o capacidad por unidades en operación. CeMIEGeo identifica Cerro Prieto con 570 MWe, Los Azufres con 248 MWe, Los Humeros con 94 MWe, Las Tres Vírgenes con 10 MWe y Domo de San Pedro con 10 MWe en su tabla pública, mientras que el Balance Nacional de Energía 2022 reportó 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.

La lectura estratégica no cambia: la geotermia mexicana está viva, pero territorialmente estrecha. El país no está frente a una tecnología inexistente, sino frente a una infraestructura que se desarrolló en zonas muy puntuales y después perdió velocidad.

El mapa geotérmico de México no es uniforme: son corredores de calor, fallas y volcanismo

Hablar de “potencial geotérmico nacional” puede sonar a cifra grande, pero el recurso no está distribuido de manera homogénea. México no es una placa caliente continua. Es un mosaico geológico. La oportunidad se concentra donde coinciden calor profundo, permeabilidad, fluidos, recarga, estructuras volcánicas y posibilidad de conectar energía al sistema eléctrico.

Las principales provincias o corredores de interés pueden ordenarse así:

El potencial más visible está en los campos ya desarrollados, pero el potencial más estratégico está en la frontera que todavía no se perfora. Ahí es donde México falla. El país tiene inventarios, mapas académicos, manifestaciones termales y conocimiento técnico, pero la exploración geotérmica comercial exige algo más duro: pozos. Sin perforación, el potencial no se convierte en reservas. Sin reservas, no hay financiamiento. Sin financiamiento, no hay central. Y sin central, el potencial se queda como una promesa en presentaciones oficiales.

Infografía editorial sugerida: mapa geotérmico de México

Para acompañar este artículo, el mapa debe mostrar visualmente tres capas: campos en operación, zonas de expansión probable y zonas de potencial exploratorio. No debe vender fantasía; debe distinguir entre lo que ya existe, lo que puede crecer y lo que apenas debe investigarse.

Cerro Prieto: el gigante que explica la oportunidad y el agotamiento del modelo

Cerro Prieto es el punto de partida obligado. No solo porque concentra la mayor capacidad geotérmica de México, sino porque muestra lo que el país sí sabe hacer cuando combina geología, ingeniería y operación pública de largo plazo. El campo se ubica en Baja California, en una zona tectónicamente activa, cerca de Mexicali, con condiciones hidrotermales que permitieron el desarrollo de uno de los complejos geotérmicos más importantes del continente.

Durante décadas, Cerro Prieto fue la prueba viva de que la geotermia podía operar como infraestructura de base. Pero también muestra el límite del modelo mexicano: el país aprendió a explotar un gran campo, no necesariamente a multiplicar nuevos campos con la misma ambición. La geotermia se volvió una especialidad técnica de CFE, pero no una política industrial abierta, financiable y replicable.

El programa reciente de perforación vuelve a colocar a Cerro Prieto en el mapa. En 2024 se abrió una licitación internacional vinculada al Programa de Financiamiento y Transferencia de Riesgos para Geotermia, con perforaciones previstas en Cerro Prieto y Las Tres Vírgenes, respaldadas por recursos asociados al BID y al Clean Technology Fund. La lógica es correcta: no se trata solo de construir plantas, sino de perforar para confirmar recurso, reducir incertidumbre y extender la vida útil de campos estratégicos.

Ahí aparece una lección básica para México: la geotermia no se destraba con discursos, se destraba perforando. Y perforar cuesta, falla, incomoda presupuestos y no siempre entrega resultados políticos inmediatos.

Los Azufres: el campo que convirtió a Michoacán en territorio geotérmico

Los Azufres, en Michoacán, representa la geotermia del Eje Neovolcánico. A diferencia de Cerro Prieto, donde la narrativa está dominada por el noroeste tectónico y el sistema eléctrico de Baja California, Los Azufres se ubica en una región volcánica que conecta con la historia profunda del centro del país. Ahí el recurso no es una curiosidad geológica, sino una infraestructura que ha acompañado durante décadas la generación eléctrica mexicana.

La importancia de Los Azufres no está únicamente en sus megawatts. Está en el conocimiento acumulado sobre reservorios volcánicos, reinyección, manejo de vapor, química de fluidos y operación de unidades en un entorno geológico complejo. Su valor estratégico aumenta porque está más cerca del centro de demanda que los campos aislados de la península, aunque eso no elimina restricciones de transmisión, permisos ni gestión ambiental.

Si México quisiera construir una nueva política geotérmica con disciplina técnica, Los Azufres debería ser una escuela nacional de repotenciación. No basta con mantener unidades. Habría que evaluar pozos, zonas periféricas, posibilidades binarias, reinyección optimizada, recuperación de calor residual y ampliaciones marginales. En geotermia, muchas veces el crecimiento más realista no empieza con un nuevo megaproyecto, sino con exprimir mejor un campo que ya se conoce.

Los Humeros: el laboratorio donde la geología manda

Los Humeros, en Puebla, es uno de los campos más interesantes de México porque expone la dificultad técnica de convertir potencial volcánico en electricidad firme. No es un campo simple. Está asociado a un complejo volcánico tipo caldera, con una arquitectura estructural que condiciona la circulación de fluidos, la permeabilidad y la localización de zonas productivas. Estudios científicos recientes lo describen como un laboratorio natural para entender la interacción entre tectónica volcánica y recursos geotérmicos.

Ese detalle importa porque derrumba una idea simplista: no basta con que haya calor. En geotermia, la pregunta decisiva es si el fluido puede moverse, si el pozo puede producir, si la reinyección no enfría zonas críticas, si las fallas conectan o aíslan reservorios y si la operación puede sostenerse durante años. En Los Humeros, investigaciones sobre emisiones de CO₂, helio, temperatura de suelo y estructuras permeables han ayudado a identificar segmentos con posible conexión al reservorio profundo, lo que demuestra que la exploración moderna depende cada vez más de integración geológica, geoquímica y geofísica.

Los Humeros también muestra otro problema mexicano: el país sí produce conocimiento técnico avanzado, pero no siempre lo transforma en expansión comercial acelerada. Hay ciencia, hay campo, hay infraestructura, hay experiencia. Lo que falta es una cadena institucional que convierta ese conocimiento en proyectos financiados, permisos estables y capacidad nueva.

Domo de San Pedro: la prueba de que el privado puede entrar, pero no en automático

Domo de San Pedro, en Nayarit, es el caso privado más importante de la geotermia mexicana. Grupo Dragón recibió en 2015 el primer título de concesión privada para explotación geotérmica en México. El proyecto se localiza en San Pedro Lagunillas y fue presentado con una inversión cercana a 2,600 millones de pesos para una primera etapa de 25 MW.

El caso es relevante porque rompió una barrera histórica: demostró que la geotermia no tenía que ser exclusivamente un territorio operativo de CFE. Sin embargo, también reveló lo difícil que es construir una industria privada alrededor del calor del subsuelo. El proyecto requirió años de desarrollo, permisos, financiamiento, ingeniería, compra o control de tierras, perforación y una estructura comercial para vender energía. El Economista reportó que el proyecto había iniciado su desarrollo seis años antes de generar electricidad y que operaba bajo un permiso legado de autoabasto para vender energía a ayuntamientos en Jalisco y Nayarit. 

Mitsubishi Power construyó la planta Domo de San Pedro de 25 MW bajo un contrato llave en mano de ingeniería, adquisición y construcción completado en 2016, y posteriormente se incorporaron soluciones digitales para mejorar eficiencia y confiabilidad porque los pozos geotérmicos cambian con el tiempo y las condiciones de vapor pueden diferir del diseño original. 

La lección es clara: el privado sí puede desarrollar geotermia en México, pero necesita certidumbre, mecanismos de riesgo y contratos de largo plazo. A diferencia de la solar, donde el inversionista puede modelar radiación, costos de paneles y conexión con mayor previsibilidad, en geotermia el principal activo se confirma bajo tierra. El capital privado entra si el riesgo geológico puede compartirse, asegurarse o financiarse con instrumentos especializados.

Las Tres Vírgenes: pequeño en capacidad, grande en valor regional

Las Tres Vírgenes, en Baja California Sur, suele verse como un campo menor por su escala. Ese enfoque es incompleto. En un sistema eléctrico aislado o débilmente interconectado, 10 MW firmes pueden tener un valor operativo superior al que aparentan en una tabla nacional. Baja California Sur enfrenta condiciones particulares: demanda turística, restricciones de suministro, dependencia de combustibles y necesidad de generación confiable. En ese contexto, la geotermia no debe evaluarse únicamente por tamaño, sino por su capacidad de reducir vulnerabilidad regional.

La reciente atención a nuevas perforaciones en Las Tres Vírgenes confirma que el campo todavía tiene relevancia estratégica. No se trata de competir contra Cerro Prieto en escala, sino de demostrar que los activos geotérmicos pequeños pueden ser críticos en sistemas eléctricos regionales donde la firmeza vale más que el volumen.

Dónde está el potencial real: no todo lo caliente es bancable

México ha manejado varias cifras de potencial geotérmico, y esa variedad suele confundir la discusión. Algunas estimaciones hablan de miles de megawatts técnicos; otras distinguen recursos probados, probables y posibles; otras separan recursos hidrotermales convencionales de recursos de menor temperatura o usos directos del calor. Esa diferencia es clave porque no todo potencial sirve para generación eléctrica convencional.

Una evaluación técnica publicada por especialistas del sector geotérmico estimó el potencial eléctrico geotérmico hidrotermal de México, con temperaturas superiores a 150 °C, en alrededor de 2,310 MW desarrollables con tecnología convencional.

Por otro lado, documentos del Programa de Financiamiento y Transferencia de Riesgos para Geotermia citan que el PRODESEN 2021-2035 consideraba un potencial disponible de 2,610 MW a partir de recursos geotérmicos.

También existen estimaciones más amplias asociadas al Inventario Nacional de Energías Renovables, donde se han reportado potenciales mucho mayores al sumar reservas posibles y probables. Sin embargo, para inversión eléctrica seria, la cifra más útil no es la más grande, sino la más perforable, conectable y financiable.

La geotermia mexicana necesita dejar de venderse como una cifra abstracta. El sector debe hablar en términos de proyectos por etapa: campo operativo, expansión marginal, exploración avanzada, prospecto inicial, uso directo del calor o investigación académica. Esa clasificación permitiría separar oportunidades reales de discursos inflados.

Ranking de zonas clave para inversión geotérmica

El ranking más serio no debe hacerse solamente por calor, sino por una mezcla de recurso, infraestructura existente, cercanía a red, experiencia operativa, permisos, riesgo social y posibilidad de financiamiento. Con esa lógica, el mapa geotérmico mexicano queda así:

Este ranking no significa que todas las zonas estén listas para inversión inmediata. Significa que algunas tienen mejores condiciones para pasar del papel al proyecto. En geotermia, la prioridad no debe ser abrir decenas de frentes sin capital suficiente, sino construir una cartera escalonada: primero campos existentes, luego zonas adyacentes, después prospectos avanzados y finalmente nuevas provincias.

Ranking de empresas y actores: quién realmente pesa en la geotermia mexicana

En México no existe un ranking público completo y homogéneo de inversión geotérmica por empresa comparable al de solar o eólica. La razón es simple: la geotermia mexicana ha sido dominada por CFE durante décadas, mientras que el capital privado ha tenido participación limitada y muy concentrada. Por eso, el ranking responsable debe separar capacidad operativa, inversión anunciada, participación tecnológica y presencia institucional.

El dominio de CFE no es necesariamente un problema técnico. De hecho, la empresa conserva experiencia que pocos actores privados pueden igualar. El problema aparece cuando el dominio operativo no se complementa con una política de expansión, coinversión, transferencia de riesgo y participación privada especializada. En otras palabras: CFE sabe operar geotermia, pero México necesita que el ecosistema geotérmico sea más grande que CFE.

Gobiernos estatales: mucho potencial, poca política propia

Una de las ideas más repetidas en energía regional es que los estados pueden detonar proyectos renovables. En geotermia, esa afirmación tiene límites. Los gobiernos estatales pueden facilitar permisos locales, ordenamiento territorial, diálogo social, infraestructura carretera, promoción de polos industriales, uso térmico y coordinación con municipios. Pero no controlan el recurso geotérmico profundo ni sustituyen a SENER, CFE, CONAGUA, SEMARNAT, CENACE o los instrumentos federales.

Por eso, cuando se pregunta qué estados están invirtiendo más en geotermia, la respuesta profesional debe ser cuidadosa: la inversión geotérmica relevante sigue siendo federal, privada puntual o multilateral, no estatal en sentido estricto. Lo que sí puede medirse es la tracción territorial.

El error de muchos gobiernos estatales es tratar la geotermia como si fuera solar: publicar potencial, promover el territorio y esperar que llegue inversión. La geotermia requiere un rol más sofisticado. El estado que quiera competir debe ofrecer información territorial, reducción de conflicto social, claridad de uso de suelo, acompañamiento ambiental, demanda térmica identificada y coordinación temprana con autoridades federales.

Qué hace mal el gobierno federal: el problema no es solo regulación, es secuencia

El Estado mexicano ha hecho cosas correctas en geotermia. Creó una Ley de Geotermia, ha otorgado permisos y concesiones, impulsó programas de financiamiento con organismos multilaterales y mantiene campos operativos a través de CFE. El problema no es ausencia total de política. El problema es que la política no ha seguido la secuencia que exige esta tecnología.

La geotermia no se desarrolla así: primero anuncio político, luego mapa, luego promesa de megawatts. Se desarrolla así: información geocientífica, exploración, permisos, perforación, confirmación de recurso, modelo financiero, contrato de energía, conexión, construcción y operación. Si cualquiera de esos eslabones falla, el proyecto se retrasa o muere.

El Reglamento de la Ley de Geotermia publicado en 2025 incorpora una señal positiva porque obliga a actualizar la Guía Nacional de Zonas con Potencial Geotérmico cada tres años e incluir potencial por entalpía, tecnologías, modelaciones en sistemas eléctricos, costos nivelados de energía y ahorro en emisiones.

Eso ayuda, pero no resuelve por sí solo el bloqueo central. México necesita que esa guía no sea un documento decorativo, sino una herramienta para ordenar inversión. Si la guía no se conecta con financiamiento, permisos, perforación y planeación eléctrica, será otro inventario más.

Lo que bloquea la inversión: riesgo geológico, permisos y falta de compradores claros

El inversionista geotérmico enfrenta un tipo de riesgo diferente al de otras renovables. En solar, el principal riesgo suele estar en interconexión, precio, contrato y regulación. En geotermia, todo eso existe, pero además hay riesgo de subsuelo. Se puede gastar mucho dinero antes de saber si el pozo produce suficiente vapor o fluido caliente.

Los principales bloqueos son:

• Riesgo exploratorio alto: un pozo puede no encontrar la temperatura, presión o permeabilidad necesaria.

• CAPEX temprano elevado: la perforación llega antes de los ingresos y antes de tener certeza total del recurso.

• Permisos fragmentados: energía, agua, ambiente, uso de suelo, consulta social y conexión pueden avanzar con ritmos distintos.

• Falta de contratos bancables: sin comprador de largo plazo o esquema claro de recuperación, el proyecto no consigue financiamiento competitivo.

• Concentración institucional: CFE domina la experiencia, pero el mercado privado no ha tenido un ecosistema geotérmico profundo.

• Infraestructura eléctrica limitada: algunas zonas con recurso no están cerca de nodos de transmisión robustos.

• Incertidumbre regulatoria: cambios de reglas eléctricas elevan la percepción de riesgo, incluso si el recurso es atractivo.

El BID lo ha identificado con precisión: el objetivo del programa geotérmico en México es escalar inversión privada mediante mecanismos financieros adaptados a cada etapa del proyecto y reducir el valor en riesgo para desarrolladores, removiendo una de las principales barreras de inversión. El programa ha planteado financiar hasta 300 MW de capacidad geotérmica en diez años e institucionalizar esquemas de reparto de riesgo con el sector financiero privado.

Esa frase debería estar en el centro de la política pública mexicana: si no se reduce el riesgo de exploración, la geotermia no escala.

Inversiones actuales, proyectadas y oportunidades no materializadas

México no carece por completo de instrumentos. El Programa de Financiamiento y Transferencia de Riesgos para Geotermia fue diseñado precisamente para atender la parte más difícil: la perforación exploratoria. El BID explica que los préstamos de exploración financiados por BID, NAFIN y CTF se canalizan mediante NAFIN para perforaciones tempranas, mientras que los recursos del CTF pueden funcionar como garantía o donación contingente cuando el riesgo del recurso es más alto.

No es serio inventar una cifra exacta de “inversiones perdidas por corrupción” si no existe una resolución pública verificable que lo sustente. Lo que sí puede afirmarse con base documental es que México ha perdido años de oportunidad por incertidumbre regulatoria, baja velocidad de permisos, falta de instrumentos de riesgo, cambios de política eléctrica y ausencia de una cartera geotérmica ejecutable. La pérdida principal no siempre aparece como un contrato cancelado; aparece como megawatts que nunca se perforaron.

La corrupción, cuando existe en proyectos energéticos, suele operar en permisos, contratación, tierras, obra pública o intermediación. Pero en geotermia mexicana el dato público más comprobable no apunta a un gran escándalo sectorial documentado, sino a algo más estructural: un sistema que no ha sabido convertir potencial geológico en proyectos financiables. Esa es una falla de política pública, aunque no siempre sea una nota roja.

Por qué las empresas siguen intentándolo aunque el gobierno apriete

La geotermia tiene una cualidad que mantiene interesados a los desarrolladores: cuando funciona, entrega energía limpia, estable y de largo plazo. Un campo geotérmico exitoso puede operar durante décadas si el reservorio se administra bien. No depende de importar gas, no queda expuesto a volatilidad internacional de combustibles y puede producir en horarios donde otras renovables caen. Eso tiene valor para industrias, sistemas aislados y regiones con necesidad de firmeza.

Las empresas que entran a geotermia no buscan el negocio más rápido; buscan un activo de infraestructura. El retorno puede ser más lento, pero el recurso tiene vida larga. Esa lógica explica por qué Grupo Dragón llegó a Domo de San Pedro, por qué CFE sigue sosteniendo campos maduros y por qué organismos como BID, NAFIN, CTF e INEEL han diseñado mecanismos de mitigación de riesgo. La geotermia no es un negocio de moda; es un negocio de paciencia técnica.

El gobierno aprieta cuando centraliza decisiones, retrasa permisos, cambia reglas o no ofrece claridad contractual. Pero también puede abrir la puerta si reduce el riesgo exploratorio, facilita datos de subsuelo, ordena concesiones, impulsa demanda firme y permite esquemas híbridos donde CFE, privados y financiamiento multilateral compartan riesgo. En geotermia, la política pública no debe sustituir al mercado ni abandonar al desarrollador: debe organizar el riesgo.

Comparación con solar y eólica: por qué la geotermia pierde inversión aunque sea firme

El inversionista renovable promedio entiende mejor un parque solar que un campo geotérmico. La solar tiene módulos estandarizados, proveedores abundantes, construcción rápida, medición clara del recurso y costos decrecientes. La eólica tiene mayor complejidad, pero también cadenas de suministro más maduras. La geotermia exige perforación, conocimiento de reservorio y tolerancia a incertidumbre inicial.

La consecuencia es que México ha recibido más capital en solar y eólica porque son tecnologías más fáciles de financiar, no necesariamente porque sean más valiosas para la confiabilidad del sistema. La geotermia pierde en velocidad, pero gana en firmeza. El problema es que el mercado mexicano no ha diseñado suficientes mecanismos para pagar esa firmeza limpia.

Qué debería hacer México para convertir el mapa en proyectos

La geotermia no necesita una campaña publicitaria. Necesita una cartera ejecutable. Eso implica ordenar el país por etapas y dejar de tratar todos los recursos como si estuvieran listos para inversión.

La ruta más realista sería:

1. Repotenciar campos existentes: Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros, Tres Vírgenes y Domo de San Pedro deben ser la primera línea de acción porque ya tienen datos, pozos, infraestructura y experiencia.

2. Perforar zonas adyacentes a campos conocidos: es menos riesgoso explorar cerca de sistemas probados que abrir territorios sin información suficiente.

3. Construir una cartera nacional por madurez: separar prospectos probados, probables, posibles y usos directos del calor.

4. Crear contratos para energía firme limpia: la geotermia necesita que el sistema reconozca su valor de disponibilidad.

5. Expandir el financiamiento de riesgo: el modelo BID, NAFIN, CTF e INEEL debe pasar de piloto a política permanente.

6. Abrir datos geocientíficos útiles: mapas, gradientes, pozos históricos, química de fluidos y estudios deben ser accesibles para inversionistas calificados.

7. Integrar a gobiernos estatales: no como dueños del recurso, sino como facilitadores de territorio, demanda térmica y aceptación social.

8. Desarrollar usos directos del calor: invernaderos, secado agroindustrial, acuacultura, procesos térmicos y climatización pueden detonar proyectos más pequeños antes que nuevas centrales eléctricas.

Si México hace esto, la geotermia deja de ser una nostalgia técnica y se convierte en una tecnología de infraestructura moderna. Si no lo hace, seguirá apareciendo en rankings internacionales mientras el crecimiento real permanece estancado.

El mapa de oportunidad: dónde puede crecer primero

La expansión geotérmica mexicana no debería empezar por donde el mapa se ve más bonito, sino por donde el riesgo es más administrable. La secuencia lógica sería:

La geotermia mexicana debe crecer como crecen los buenos proyectos de subsuelo: por evidencia, no por entusiasmo.

México no necesita descubrir la geotermia, necesita dejar de bloquearla

El mapa geotérmico de México revela una contradicción. El país tiene campos operativos, experiencia pública, un caso privado probado, conocimiento académico, instrumentos multilaterales y regiones con potencial. Lo que no tiene es una estrategia suficientemente agresiva para convertir todo eso en infraestructura nueva.

La geotermia no va a reemplazar por sí sola al gas natural ni a competir en volumen con la solar. Ese no es su papel. Su papel es más fino y más estratégico: entregar energía limpia, firme y local en un sistema eléctrico que necesitará cada vez más confiabilidad. En esa función, pocos recursos renovables pueden competirle.

México ya tiene el calor. Tiene los campos. Tiene técnicos. Tiene historia. Tiene zonas clave. Lo que falta es una decisión política y financiera que entienda la naturaleza del negocio: la geotermia no se decreta, se perfora; no se improvisa, se caracteriza; no se presume, se opera.

El verdadero mapa geotérmico de México no está solamente bajo tierra. Está en la distancia entre lo que el país sabe que tiene y lo que se atreve a desarrollar.

Preguntas frecuentes

¿Cuáles son las principales zonas geotérmicas de México?

Las principales zonas geotérmicas operativas son Cerro Prieto en Baja California, Los Azufres en Michoacán, Los Humeros en Puebla, Las Tres Vírgenes en Baja California Sur y Domo de San Pedro en Nayarit. Además, existen regiones con potencial exploratorio en el Eje Neovolcánico, Nayarit-Jalisco, Puebla-Veracruz, Sonora, Guanajuato e Hidalgo.

¿Por qué México no ha desarrollado más geotermia si tiene potencial?

Porque la geotermia requiere perforación exploratoria costosa, permisos complejos, certidumbre regulatoria, contratos bancables y conexión eléctrica. A diferencia de la solar o la eólica, el recurso geotérmico no se confirma plenamente desde superficie. Hay que perforar para saber si el reservorio tiene temperatura, presión y permeabilidad suficientes.

¿Qué empresas invierten en geotermia en México?

El principal actor es CFE, que opera la mayoría de los campos geotérmicos del país. En el sector privado destaca Grupo Dragón, responsable de Domo de San Pedro en Nayarit. También participan proveedores tecnológicos y financieros como Mitsubishi Power, BID, NAFIN, CTF, INEEL y otros actores asociados a ingeniería, perforación y mitigación de riesgo.

¿Qué campo geotérmico es el más importante de México?

Cerro Prieto, en Baja California, es el campo geotérmico más importante del país por capacidad instalada, historia operativa e infraestructura. También es uno de los campos geotérmicos más relevantes de América.

¿Qué estados tienen mayor oportunidad geotérmica?

Baja California, Michoacán, Puebla, Nayarit y Baja California Sur tienen la mayor oportunidad inmediata porque ya cuentan con campos operativos. Jalisco, Veracruz, Guanajuato, Hidalgo, Sonora y Chihuahua pueden tener oportunidades adicionales, aunque con menor madurez técnica o comercial.

¿La geotermia puede competir contra la solar y la eólica?

No compite en la misma lógica. La solar y la eólica suelen ser más rápidas de instalar y más fáciles de financiar, pero son variables. La geotermia es más compleja y lenta de desarrollar, pero ofrece energía firme y continua, lo que la vuelve estratégica para la confiabilidad del sistema eléctrico.

¿Qué se necesita para escalar la geotermia en México?

México necesita una cartera nacional por madurez de proyectos, más perforación exploratoria, financiamiento de riesgo, contratos que reconozcan la energía firme limpia, mejor coordinación entre autoridades federales y estatales, acceso a datos geocientíficos y esquemas de coinversión que permitan participar a CFE, privados y organismos multilaterales.

¿La corrupción ha frenado la geotermia en México?

No existe una cifra pública consolidada que permita atribuir pérdidas específicas de inversión geotérmica a corrupción comprobada. Lo verificable es que la geotermia ha enfrentado retrasos por incertidumbre regulatoria, permisos complejos, falta de financiamiento de exploración, ausencia de contratos bancables y debilidad en la planeación de largo plazo.

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