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Claves de la noticia
- Mazama Energy ha conseguido 135 millones de dólares para perforar roca a unos 400 °C y llevar su sistema geotérmico de Oregón hacia una demostración eléctrica.
- La empresa apunta a 15 MW por pozo, generación en 2027 y una primera instalación de 200 MW en 2030, metas que todavía debe validar en operación.
- Los 200 MW previstos representan apenas el 2% de los 10 GW de recurso potencial que Mazama atribuye a Newberry.
Mazama Energy quiere convertir el calor extremo bajo el volcán Newberry, en Oregón, en electricidad disponible las 24 horas. Una ronda de financiación de 135 millones de dólares le dará margen para perforar más profundo, construir pozos horizontales y demostrar en 2027 que su geotermia de roca supercaliente puede producir energía, no solo registrar temperaturas récord.
De 331 a 400 grados bajo Newberry
La compañía ya tiene un hito físico a su favor. En 2025 creó un sistema geotérmico mejorado, o EGS por sus siglas en inglés, a 331 °C. A diferencia de una explotación geotérmica convencional, que depende de encontrar agua caliente y fracturas naturales adecuadas, un EGS perfora roca caliente, crea o amplía un reservorio y hace circular fluido para recuperar su energía.
El segundo pozo, Athena, llegó este septiembre a 10.350 pies —unos 3,15 kilómetros— en 15 días de perforación. Mazama afirma que ese trabajo fue un 80% más rápido que el pozo de 2025 y pretende descender aproximadamente una milla adicional, hasta acercarse a 400 °C. Allí el agua puede trabajar en condiciones supercríticas: la combinación de presión y temperatura aumenta mucho la energía que transporta cada unidad de fluido.
Ese salto térmico es la base de la promesa comercial. Mazama sostiene que un pozo a 400 °C puede entregar hasta diez veces la potencia de uno convencional a 200 °C, además de reducir un 75% el agua empleada y un 80% el número de pozos. Son objetivos de diseño comunicados por la empresa, no resultados eléctricos medidos todavía.
El dinero financia la prueba que falta
La ronda sobresuscrita está liderada por Centaurus Capital y Doerr Capital. También participan ConocoPhillips, Shell Ventures, Khosla Ventures y Gates Frontier, entre otros inversores. El dato relevante no es solo quién aporta el capital, sino qué experimento pagará: Project Ceres, apoyado por el Departamento de Energía estadounidense, desarrollará pozos horizontales en roca supercaliente y buscará una capacidad de 15 MW eléctricos por pozo.
La hoja de ruta fija tres escalones distintos. Athena debe comprobar que se puede alcanzar la zona de 400 °C con rapidez y sin inutilizar herramientas, cementos o revestimientos. Ceres debe convertir el reservorio en una fuente de calor conectada y aprovechable. Después llegará la planta de superficie, con turbinas, separación de fluidos y refrigeración, para generar electricidad en 2027. Confundir esos escalones haría parecer comercial una tecnología que aún está en demostración.
| Hito | Dato | Estado |
|---|---|---|
| EGS de 2025 | 331 °C | Reservorio y recuperación de calor demostrados |
| Pozo Athena | 10.350 pies en 15 días | Perforado; continúa hacia 400 °C |
| Project Ceres | 15 MW por pozo | Objetivo de demostración para 2027 |
| Primera instalación | 200 MW | Objetivo para 2030 |
El modelo técnico de Clean Air Task Force ayuda a entender por qué importa la productividad por pozo. En su escenario de una planta madura de 250 MW, el campo de pozos concentra una parte crítica del capital y la estimación de coste es muy sensible a los megavatios obtenidos por cada productor. El propio informe advierte de una gran incertidumbre por la baja madurez de componentes capaces de operar a estas temperaturas.
Doscientos megavatios son solo el primer peldaño
Mazama atribuye a Newberry más de 10 GW de recurso potencial y prevé que la primera instalación alcance 200 MW en 2030. Una división directa muestra que ese primer despliegue explotaría solo el 2% de la capacidad potencial reclamada. La comparación pone en perspectiva el anuncio: el tamaño geológico puede ser enorme, pero la industrialización avanzará en unidades mucho menores.
A 15 MW por pozo productor, alcanzar 200 MW exigiría el equivalente a unos 14 productores funcionando a su potencia nominal. Ese cálculo no es un diseño de planta: una instalación real necesitará además pozos inyectores, redundancia, consumo propio y márgenes por degradación. Sí ofrece una prueba útil para futuros anuncios. La empresa tendrá que demostrar que repite el rendimiento, no que obtiene una cifra excepcional en un único sondeo.
La demanda existe. Los centros de datos están obligando a buscar generación firme y redes más flexibles, como muestra el proyecto de Google y Nvidia para recortar consumo durante los picos. Al mismo tiempo, rondas como la de Crusoe para ampliar infraestructura de IA ilustran la velocidad a la que crece la carga eléctrica. La geotermia aportaría una ventaja frente a la solar y la eólica: producción continua con una superficie relativamente pequeña.
El cuello de botella cambia de lugar
Perforar más rápido reduce costes, pero a 400 °C aparecen problemas en cadena. Las herramientas electrónicas, las juntas y los cementos deben sobrevivir; el reservorio artificial ha de conservar permeabilidad; y el fluido debe regresar con caudal suficiente sin enfriarse demasiado. El modelo de CATF señala, por ejemplo, que el cemento convencional resulta problemático por encima de unos 275 °C y que superar 350 °C obliga a emplear formulaciones o métodos de terminación distintos.
También falta demostrar el coste de la electricidad en una planta real. CATF estima para instalaciones maduras de roca supercaliente un coste nivelado de 20 a 35 dólares por MWh, pero lo presenta como un escenario condicionado a innovaciones todavía en desarrollo y al aprendizaje acumulado tras muchos pozos. No es una tarifa que Mazama haya alcanzado hoy.
La financiación compra tiempo para cruzar esa distancia entre récord térmico y central repetible. La prueba decisiva de Newberry ya no consiste en encontrar más calor, sino en sostener caudal, materiales y conversión eléctrica a 400 °C. Si la generación de 2027 valida esos tres elementos, los 200 MW de 2030 parecerán un primer módulo escalable; si falla uno, los 10 GW seguirán siendo potencial geológico, no capacidad disponible para la red.
