Un volcán parece lo contrario de una central eléctrica fiable. Es abrupto, profundo y difícil de medir. Sin embargo, bajo una montaña japonesa puede existir una máquina térmica que no espera al sol ni al viento: roca caliente, agua a enorme presión y fracturas capaces de llevar energía hasta una turbina durante décadas. El reto no consiste en crear ese calor. La Tierra ya lo produce. Consiste en encontrar el conducto exacto y construir un pozo que sobreviva dentro de él.
Japón encontró una pista extraordinaria en 1995. El pozo WD-1a de Kakkonda bajó 3.729 metros y alcanzó roca cercana a 500 °C. No se convirtió en pozo productor porque el punto perforado era demasiado poco permeable. Tres décadas después, ese aparente fracaso funciona como una sonda de calibración: ofrece testigos, registros y temperaturas reales para comparar con nuevas imágenes sísmicas, mediciones eléctricas del subsuelo y modelos digitales.
ParallaxSee pronostica, con una confianza del 66%, que antes de terminar 2045 Japón pondrá en operación comercial una instalación geotérmica supercrítica conectada a la red, con al menos 100 megavatios de capacidad bruta en un solo campo. Más de la mitad de su entrada térmica anual deberá proceder de fluido natural documentado por encima de 374 °C y 22,1 megapascales. Tendrá que generar durante treinta días consecutivos por encima de la mitad de su capacidad agregada, descontando mantenimiento programado. Un sondeo, una prueba breve, una obra anunciada o una central geotérmica convencional no bastarán.
La pregunta es japonesa, pero la explicación pertenece a todo el mundo volcánico de habla española. México ya opera campos que suman cientos de megavatios; Costa Rica y El Salvador han convertido la geotermia en una institución pública duradera; Chile posee un potencial enorme y sabe cuánto cuesta equivocarse al perforar; España vuelve a financiar la geotermia profunda mientras estudia el subsuelo volcánico de Canarias. Ninguno ha abierto todavía la central supercrítica que define este pronóstico. Todos conocen una parte del camino.
La respuesta verificable de 2045 no será una imagen de lava. Será una serie de datos: temperatura, presión, composición del fluido, capacidad nominal, horas de generación y contrato de red. Si Japón logra reunirlos en una planta de 100 MW, demostrará que una fuente geológica extrema puede comportarse como la infraestructura más tranquila de una ciudad.
01 — Supercrítica significa que el agua deja de elegir entre líquido y vapor.
A 374 °C y 22,1 megapascales, el agua pura atraviesa su punto crítico. Por encima de ambos umbrales ya no existe una frontera nítida entre líquido y gas. El fluido conserva una densidad capaz de transportar mucho calor y, al mismo tiempo, puede moverse por fracturas como una fase muy ligera. No es lava. Es agua sometida a un estado que casi nunca vemos en la superficie.
Esa combinación cambia el rendimiento de cada perforación. Un pozo geotérmico convencional extrae agua caliente o vapor y alimenta algunos megavatios. Un pozo supercrítico productivo puede mover una corriente energética mucho mayor por la misma abertura. Los estudios de viabilidad de NEDO estimaron decenas de megavatios por pozo y costes maduros de 9 a 12 yenes por kilovatio-hora. La promesa no consiste solo en obtener más electricidad, sino en concentrar carreteras, plataformas y tuberías en una huella menor por unidad producida.
El pozo histórico de Kakkonda demostró que la temperatura existe a una profundidad industrialmente alcanzable. El artículo científico original reconstruyó aproximadamente 500 °C a 3,7 kilómetros y describió la transición desde una zona hidrotermal hacia granito caliente dominado por conducción. También explicó por qué calor no equivale automáticamente a yacimiento: si faltan fracturas conectadas o fluido móvil, la turbina no recibe nada.
Por eso el pronóstico exige fluido natural supercrítico, no solo roca caliente. Tampoco cuenta un circuito cerrado que haga circular agua añadida por tuberías sin producir el fluido del reservorio. Japón debe encontrar simultáneamente temperatura, presión, química y permeabilidad. Es una definición exigente porque separa un avance geológico auténtico de una etiqueta comercial.
Cuando esas cuatro piezas coinciden, la montaña deja de ser un depósito abstracto. Se convierte en un intercambiador de calor natural cuya potencia puede llegar a la superficie por una línea de acero de pocos decímetros de diámetro.
02 — Kakkonda ya no es un punto caliente: es un modelo tridimensional.
Perforar a ciegas cuesta demasiado. El primer gran avance desde 1995 no ha sido una broca más fuerte, sino una manera más precisa de mirar a través de kilómetros de roca. La magnetotelúrica registra variaciones naturales de los campos eléctrico y magnético y detecta zonas conductoras. Los microseísmos dibujan fracturas activas. La reflexión sísmica encuentra límites que devuelven ondas. Los pozos antiguos anclan esas señales a temperaturas y minerales conocidos.
En Kakkonda, el Instituto Nacional de Ciencia y Tecnología Industrial Avanzada de Japón ha reunido esos datos en modelos del reservorio. El programa de AIST informa simulaciones capaces de sostener 100 MW durante más de treinta años y modelos de inteligencia artificial que ordenan áreas de perforación prometedoras. La IA no adivina un volcán oculto: combina evidencias incompatibles a simple vista y asigna probabilidades a ubicaciones concretas.
El mapa no elimina la incertidumbre. La reduce hasta que un pozo de exploración puede responder una pregunta bien formulada. La nueva perforación deberá medir presión y temperatura in situ, recuperar muestras del fluido, probar caudal y observar cómo responde el reservorio cuando se extrae energía durante semanas. Después vendrán pozos de producción y reinyección, porque devolver el fluido ayuda a mantener presión y limita descargas superficiales.
El programa japonés de utilización avanzada del potencial geotérmico para 2026–2030 ya financia diseños de pozos exploratorios, pruebas de flujo, materiales resistentes a la acidez y control de sílice. Su objetivo declarado es contribuir al menos a una central supercrítica realizada. Esa frase institucional convierte el experimento en una ruta de infraestructura.
Kakkonda es el favorito editorial, no una condición de resolución. Hachimantai, el sur de Yuzawa o Kuju también podrían ganar. El pronóstico permite cualquier campo japonés porque la tecnología debe demostrar que funciona como clase industrial, no como destino turístico. Lo que importa es que una de las probabilidades dibujadas bajo tierra se transforme en treinta días de electricidad medible.
03 — México enseña cómo un campo volcánico se vuelve sistema eléctrico.
México no necesita que le expliquen que el calor terrestre puede abastecer ciudades. Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros y Las Tres Vírgenes han formado generaciones de geólogos, perforadores y operadores. La experiencia acumulada abarca exploración, separación de vapor, reinyección, mantenimiento de turbinas y convivencia con comunidades que ven pozos industriales en paisajes agrícolas o volcánicos.
La Secretaría de Energía documentó 874 MW en esos cuatro campos y un potencial nacional estimado de 13,4 GW. Las cifras tienen fecha y no deben confundirse con la capacidad actual exacta, pero muestran la diferencia entre un recurso geológico y una cartera industrial. México convirtió parte de ese potencial en concesiones, plantas, técnicos y décadas de operación.
La lección mexicana para Japón es la continuidad. Un campo no se inaugura una vez y queda terminado. Sus pozos declinan a ritmos distintos; algunos acumulan minerales; otros reciben agua reinyectada; la presión migra. La operación sostenible exige un modelo que se actualiza con cada tonelada de vapor. Una central supercrítica de 100 MW multiplicará la energía por pozo, pero también multiplicará las consecuencias de interpretar mal el reservorio.
México aporta otra advertencia: poseer calor no garantiza inversión. La estrategia nacional de transición reconoce un gran potencial geotérmico en tierra y mar y la necesidad de fortalecer derechos sobre el suelo y aceptación social durante todo el ciclo de los proyectos. La licencia no puede reducirse al permiso de perforación. Debe incluir agua, caminos, reparto de beneficios, información ambiental y mecanismos de reclamación.
Japón parte con una ventaja parecida a la mexicana: Kakkonda ya alberga generación convencional, personal capacitado y conexión eléctrica. Puede añadir una capa profunda sin inventar desde cero la organización del campo. La futura central será nueva en la física del fluido, pero familiar en su disciplina diaria. México demuestra que el verdadero producto de la geotermia no es vapor espectacular. Es una rutina operativa que dura más que una generación humana.
04 — Chile posee el calor; el riesgo está en el primer agujero.
Chile comparte con Japón el borde activo del Pacífico. Su cordillera está atravesada por volcanes, fumarolas y sistemas hidrotermales. El potencial técnicamente explotable de las zonas estudiadas se ha estimado entre 1.300 y 3.800 MW, con una concentración importante en el norte andino. La Mesa de Geotermia del Ministerio de Energía publicó ese rango y calculó inversiones posibles de 9.000 a 25.000 millones de dólares.
Sin embargo, Chile solo cruzó la frontera de generación comercial con Cerro Pabellón. La distancia entre miles de megavatios posibles y una cartera pequeña revela el cuello de botella: antes de vender electricidad hay que gastar mucho dinero en geociencia y perforación, con una probabilidad real de que el pozo no encuentre caudal suficiente. Solar y eólica pueden medir buena parte de su recurso desde la superficie; la geotermia debe comprar una respuesta enterrada.
La planificación energética chilena identifica 23 áreas con potencial basadas en concesiones, exploración y estudios técnicos. Esa lista no es capacidad construida. Es un embudo de decisiones. Cada etapa necesita más capital y produce información más precisa, hasta que unos pocos sitios justifican una planta.
Por eso el Ministerio de Energía explica que Chile canalizó fondos de mitigación del riesgo exploratorio a través del Banco Interamericano de Desarrollo. El principio sirve directamente a Japón: el Estado absorbe parte del riesgo geológico temprano porque el mercado privado cobra demasiado por una incertidumbre que ningún promotor puede controlar por completo. Una vez probado el reservorio, la financiación convencional puede entrar.
Supercrítica significa apostar todavía más por el primer agujero. Japón necesitará publicar resultados negativos y conservar datos, como hizo con WD-1a. Un pozo que no produce puede mejorar el siguiente modelo. Chile muestra que el fracaso verdadero no es perforar y aprender, sino gastar, ocultar la lección y obligar al próximo proyecto a comprar la misma incertidumbre.
05 — Costa Rica y El Salvador convierten vapor en capacidad pública.
La geotermia latinoamericana más valiosa no siempre es la de mayor tamaño. Costa Rica y El Salvador demuestran que un país pequeño puede crear una institución técnica alrededor del calor terrestre y sostenerla durante décadas. La ventaja no aparece en una sola turbina, sino en equipos que saben leer un campo, formar perforadores, mantener pozos y negociar dentro de una estrategia eléctrica nacional.
Costa Rica celebró en agosto de 2026 treinta años desde Miravalles I. El Instituto Costarricense de Electricidad describe una trayectoria que añadió el campo de Las Pailas en 2011 y prepara Borinquen como tercero. La continuidad institucional permite que una obra nueva herede laboratorios, procedimientos y memoria del campo anterior.
El ICE detalla que Las Pailas utiliza ciclo binario y alcanza 55 MW de capacidad instalada. Esa cifra desarma la idea de que una central es solo la casa de máquinas. La materia prima se fabrica operativamente mediante gestión del reservorio, pozos de producción y reinyección.
El Salvador ofrece una escala distinta pero una penetración notable. La Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa informó 204 MW en Ahuachapán y Berlín, equivalentes entonces a cerca del 25% de la electricidad consumida. Cuando una cuarta parte del sistema depende del subsuelo, monitoreo, reinyección y mantenimiento dejan de ser una especialidad periférica: se vuelven seguridad nacional cotidiana.
Japón posee empresas y universidades excelentes, pero su primera supercrítica necesitará una organización que sobreviva a los ciclos presupuestarios y a los inevitables problemas de puesta en marcha. Costa Rica y El Salvador enseñan que el activo decisivo no cabe en una fotografía aérea. Es una comunidad profesional capaz de corregir el campo durante treinta años.
06 — Cien megavatios valen más cuando no dependen del clima.
Una central de 100 MW no entrega 100 MW durante cada minuto del año. Hay mantenimiento, consumo interno y variaciones del reservorio. El cálculo de la edición inglesa utiliza supuestos oficiales japoneses: factor de capacidad del 83% y 11% de uso interno. El resultado es aproximadamente 647 gigavatios-hora netos al año, comparables con el consumo eléctrico doméstico anual de unos 165.000 hogares japoneses. Es una comparación de escala, no una promesa de abastecimiento exclusivo.
La calidad sistémica está en el horario. El calor profundo puede producir una línea estable durante una noche sin viento o una semana nublada. Eso no compite contra solar y eólica; las hace más fáciles de integrar. Una red con mucha generación variable necesita recursos que mantengan frecuencia y suministro sin esperar una batería estacional gigantesca. La geotermia usa el reservorio como fuente térmica continua y conserva combustible cero en la superficie.
La región hispana todavía aprovecha poco esa cualidad. OLADE registró que la geotermia aportó apenas el 0,5% de la generación eléctrica latinoamericana y caribeña en mayo de 2026, pese a que varios países se ubican sobre el cinturón volcánico del Pacífico. La cifra regional pequeña convive con casos nacionales decisivos como El Salvador. No falta recurso; faltan proyectos que superen la barrera exploratoria.
Los costes también son intensivos al principio. IRENA calculó para 2024 un coste instalado geotérmico mundial medio de 4.015 dólares por kilovatio, con enorme variación según calidad del reservorio y perforación. Una supercrítica puede mejorar la economía si cada pozo entrega decenas de megavatios, pero el primer proyecto comprará conocimiento además de electricidad.
Por eso el umbral de ParallaxSee es 100 MW y no una pequeña demostración. A esa escala, Japón debe demostrar que materiales, caudal, financiación y operación ya forman una central replicable. El valor de 2045 no será solo la energía anual. Será haber convertido una categoría geológica incierta en un activo que un operador de red puede programar.
07 — El pozo deberá sobrevivir al calor, al ácido y a sus propios minerales.
La física prometedora del fluido crea una ingeniería hostil. A más de 400 °C fallan sellos, lubricantes y electrónica convencional. La tubería se expande y contrae. El cemento debe aislar formaciones durante décadas. El sulfuro de hidrógeno y el ácido clorhídrico pueden volver corrosivo el fluido. La sílice disuelta puede precipitar cuando cambian presión y temperatura, cerrar fracturas o cubrir equipos.
El desafío no se resuelve comprando simplemente un acero más caro. Se necesita un sistema: herramientas refrigeradas durante la perforación, aleaciones seleccionadas para cada tramo, cementos estables, sensores protegidos, separación química y estrategias de reinyección que no sellen el yacimiento. El programa 2025 de NEDO plantea materiales resistentes, control de escala y pozos de varias veces la capacidad convencional.
La composición importará incluso para decidir si la planta cumple el pronóstico. Las sales desplazan el punto crítico del agua pura. La resolución acepta una clasificación japonesa de fluido magmático salino como supercrítico solo si temperatura, presión y composición medidas respaldan esa decisión. Así se evita rechazar un fenómeno natural por no comportarse como agua de laboratorio, pero también se impide que una etiqueta sustituya a los datos.
La seguridad incluye sismicidad. Extraer y reinyectar fluido cambia presiones en fracturas existentes. La mayoría de los eventos son diminutos, pero un proyecto debe establecer una línea base, operar una red sísmica y reducir o detener caudal si supera umbrales acordados. En zonas volcánicas, además, el monitoreo debe distinguir señales del proyecto de la actividad natural.
La hoja de ruta pública-privada japonesa de geotermia de nueva generación sitúa demostraciones tempranas en la década de 2030 y combina supercrítica, circuitos cerrados y sistemas mejorados. Solo la primera ruta satisface esta predicción, pero las tecnologías comparten perforación, sensores y materiales. El aprendizaje de una puede abaratar otra.
En 2045, el objeto más importante quizá sea una sección de tubería retirada tras años de servicio. Si sus capas cuentan una historia controlable de corrosión y depósitos, la industria sabrá construir la siguiente planta con menos margen de miedo.
08 — La licencia social se ganará midiendo lo que la comunidad teme perder.
Los mejores recursos geotérmicos suelen compartir territorio con aguas termales, parques, agricultura, pueblos indígenas y paisajes turísticos. Un modelo puede indicar que un reservorio supercrítico profundo está separado de un manantial somero. La persona que vive de ese manantial necesita algo más que una figura técnica: una línea base pública, sensores continuos, umbrales y una compensación definida si el sistema cambia.
Japón ya probó en Beppu monitoreo de temperatura, caudal y conductividad de aguas termales conectado a la nube. NEDO describió más de diez unidades y análisis con IA para distinguir cambios operativos de clima y variación natural. Kakkonda puede ampliar ese principio: medir durante años antes de perforar, publicar las series y acordar respuestas automáticas. La confianza nace cuando el dato llega antes que el conflicto.
América del Sur ofrece una advertencia complementaria. La metodología de gobernanza geotérmica de CEPAL examina recurso, acceso, entorno institucional, impactos sociales y mercado como partes de una sola valoración. Una cifra de megavatios que ignora quién controla el suelo, quién recibe empleo o quién asume el riesgo hídrico no es todavía un proyecto viable.
La central puede producir beneficios locales más allá de electricidad: calor para invernaderos, secado de alimentos, acuicultura, nieve derretida, investigación y tarifas municipales. IRENA muestra que los usos agroalimentarios dependen de temperatura, caudal, cercanía al usuario y tarifas capaces de recuperar inversión sin volver inaccesible el calor. Japón puede usar el calor residual como parte visible del contrato territorial.
La licencia social no es una campaña de comunicación. Es una arquitectura de derechos y pruebas: datos abiertos, participación temprana, vigilancia independiente, reparto de ingresos y autoridad para intervenir. Una planta supercrítica será técnicamente nueva, pero la pregunta comunitaria es antigua: ¿quién gana y quién responde si el subsuelo cambia?
09 — España completa el mapa: del calor superficial al primer proyecto profundo.
España muestra que geotermia no significa una sola tecnología. Gran parte de su despliegue actual utiliza bombas de calor y recursos someros para climatizar edificios. El IDAE clasifica los recursos desde menos de 30 °C para bombas de calor hasta más de 150 °C para electricidad. Esa escalera térmica permite aprender sobre perforación, hidrogeología e integración urbana antes de alcanzar un reservorio eléctrico profundo.
El salto ya tiene instrumento público. El programa español de Geotermia Profunda financia estudios de viabilidad, exploración y cuantificación de recursos de media y alta temperatura para electricidad o calor directo. Su justificación reconoce suministro permanente, alto coste inicial y beneficios locales. Es exactamente la combinación que Japón intenta llevar a un régimen supercrítico.
Canarias añade el laboratorio volcánico. El IGME-CSIC informó en julio de 2026 nuevas mediciones térmicas de rocas volcánicas canarias para orientar proyectos someros y apoyar la descarbonización. No equivale a una central profunda ni prueba un reservorio supercrítico. Sí demuestra que caracterizar roca real, porosidad y conductividad es el comienzo sobrio de cualquier promesa volcánica.
El calendario japonés dispone de una década para convertir programa en pozo y otra para convertir pozo en central. Primero llegarán imágenes del reservorio y diseños. Luego una perforación moderna, pruebas prolongadas, materiales calificados y permisos. Finalmente, módulos que puedan agregarse en un mismo campo hasta superar 100 MW. La instalación deberá entregar a una red bajo un acuerdo comercial recurrente y sostener más de 50 MW durante treinta días consecutivos.
¿Por qué 66%? Japón tiene un objetivo institucional, cuatro regiones candidatas, la calibración excepcional de Kakkonda y una industria capaz de fabricar turbinas y perforar. México, Chile, Costa Rica, El Salvador y España prueban que los componentes regulatorios, financieros y sociales pueden construirse. El 34% restante reúne pozos improductivos, corrosión, sílice, costes, oposición local y retrasos.
La conclusión es decisiva pero verificable. En 2045 no bastará decir que Japón domina el calor del volcán. Tendrá que demostrarlo con treinta días de generación, un reservorio medido y una placa de 100 MW. Cuando esos datos coincidan, un volcán habrá dejado de ser amenaza o paisaje: será la fuente estable de una ciudad.