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La geotermia está en auge en Estados Unidos?

Hudson Ranch I geothermal power plant, January 2012, Salton Sea, California/ U.S. (source: EnergySource)
carlos Jorquera carlos Jorquera 26 May 2020

El nuevo despegue de la geotermia en EE.UU. se centra en nuevas tecnologías (EGS, extracción de litio, nuevas tecnologías de perforación), nuevo impulso por el desarrollo de las renovables de base flexible con metas ambiciosa, sobre todo para California.

Es sabido que el potencial geotérmico estos últimos años ha ido en alza. Es así como en un artículo escrito por Sonal Patel, en https://www.powermag.com/, describe que Estados Unidos lidera el mundo con una capacidad geotérmica instalada de 2.5 GW, la mitad de la cual se construyó en la década de 1980, con un potencial técnico de 60 GW, según el amplio estudio GeoVision lanzado por el Departamento de Energía (DOE) en junio de 2019. A nivel mundial se cree que el potencial técnico oscila entre 50 GW y 200 GW.

El lento crecimiento acumulativo del recurso ha sido motivo de preocupación para sus defensores porque, a primera vista, es el renovable perfecto. Mientras que la intermitencia solar y eólica requieren medidas de flexibilidad reactiva, la energía geotérmica puede proporcionar energía de base y calor, pero así también puede complementar otras energías renovables, proporcionando confiabilidad, resistencia y seguridad de la red a través de servicios tradicionales, como reserva de regulación, respuesta de frecuencia y reservas de contingencia, y servicios no tradicionales, como control de voltaje de capacidad flexible.

Will Pettitt, director ejecutivo del grupo de comercio internacional de la industria Geothermal Resources Council (GRC), señaló “Lo más evidente es que la geotermia se ha limitado típicamente a áreas con reservas hidrotermales adecuadas. Es muy significativo que el desarrollo de energía geotérmica requiera costos iniciales de capital relativamente altos y conlleve riesgos considerables de inversión debido a los largos plazos de ejecución del proyecto y los períodos de recuperación. Las buenas condiciones del mercado son cruciales para ayudarle a prosperar” además destaco que, “En comparación con la década de 1980, cuando se agregaron aproximadamente 100 MW de capacidad geotérmica cada año en los EE. UU., las instalaciones se han ralentizado, debido en gran medida a su corto alcance geográfico, a la disminución de los precios de la energía al por mayor y a la feroz competencia con otras energías renovables”.

Pettitt, señaló que el año pasado fue tan notable para la industria que algunos expertos creen que está “al borde de un boom”. El estudio GeoVision del DOE, que esencialmente describió escenarios de mejora específicos que podrían expandir el despliegue geotérmico casi 26 veces, representando el 57% de la generación renovable de carga base de EE. UU. Para 2050, fue “como un llamado a la acción” para los legisladores federales. El año pasado se realizaron tres audiencias récord sobre el recurso en Capitol Hill.

La legislación extendió retroactivamente el crédito tributario total a la producción (PTC) para las instalaciones geotérmicas que expiraron en 2017 hasta 2020. El Congreso también ha proporcionado de manera crucial al DOE más fondos para buscar el desarrollo de sistemas geotérmicos mejorados (EGS) de la agencia Proyecto del Observatorio para la Investigación en Energía Geotérmica (FORGE) en Utah. Ese proyecto es uno de los dos esfuerzos que buscan demostrar la tecnología EGS, que promete aprovechar los recursos de calor del subsuelo, y esencialmente eliminar las limitaciones geotérmicas, y los avances que ha realizado ya se han aplicado en los sistemas convencionales. (El otro proyecto está siendo encabezado por Breakthrough Energy Ventures de Bill Gates).

Una iniciativa clave de la investigación federal de EGS implica mejorar los costos asociados con la perforación y la construcción de pozos. Como Kate Young del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) explicó al Comité del Senado sobre Energía y Recursos Naturales el año pasado, “El costo del desarrollo geotérmico se divide en un 50% en la superficie (como para plantas de energía y tuberías) y un 50% bajo tierra. Muchos de los costos subterráneos son asumidos en la parte delantera del desarrollo del proyecto, lo que puede dificultar el financiamiento del proyecto”, así también, “Las actividades de perforación y construcción de pozos están presentes en muchas industrias, el tiempo y los costos son significativamente más altos para la geotermia”.

Debido a que generalmente implica perforar rocas más duras y con más pérdida de circulación, la perforación geotérmica “promedia aproximadamente 150–200 pies por día, en comparación con los pozos de petróleo y gas que promedian más de 750 pies por día, y a veces son tan rápidos como milla por día (también conocido como pozos ‘MAD’)”. Pero los avances son posibles con el enfoque de investigación y la financiación adecuados, como los que ha logrado la industria del petróleo y el gas.

Hasta ahora, para impulsar la eficiencia de la perforación geotérmica en el corto plazo, NREL ha emprendido una serie de medidas, incluida la realización de su primer taller colaborativo con expertos en eficiencia de petróleo y gas el año pasado. También se están realizando investigaciones para desarrollar dispositivos electrónicos de detección para la recopilación de datos y aprendizaje automático para mejorar la gestión de yacimientos geotérmicos.

Los desarrollos prometen ideas para EGS, así como para los sistemas geotérmicos avanzados (AGS), otro conjunto de tecnologías que podrían remodelar la trayectoria de la geotermia. Básicamente, AGS utiliza técnicas de perforación horizontal tomadas del petróleo y el gas para perforar perforaciones horizontales pequeñas y selladas entre pozos para permitir la circulación de fluidos que llevan el calor a la superficie. Young, señaló que “El modelo sugiere que esto se puede hacer de manera factible con temperaturas tan bajas como 150° C”.

Al menos un proyecto muestra un buen potencial para AGS. Este febrero, Eavor Technologies, con sede en Calgary, Alberta, completó y un tercero validó una demostración de su tecnología Eavor-Loop.

La perforación, que comenzó en agosto de 2019, implicó el uso de dos plataformas de perforación de precisión para conectar dos pozos verticales a través de pozos horizontales multilaterales a una profundidad de 2.4 kilómetros, esencialmente para crear un sistema cerrado de tuberías enterradas. El sistema utiliza un fluido de trabajo patentado que se agrega desde la superficie y luego circula para ganar calor desde las profundidades de la tierra. Una vez que se completó la perforación a tiempo (dentro de los 46 días) y se construyeron las instalaciones de superficie, se puso en servicio y se cambió al “modo termosifón” en diciembre. Además de desarrollar el proyecto, Eavor dijo que “ha reunido una cartera de prospectos de varios años y miles de millones de dólares”, y ahora está trabajando con socios estratégicos e inversionistas para comenzar los primeros proyectos comerciales.

Las señales más inmediatas y alentadoras de que el interés en la energía geotérmica está en aumento ha sido un aumento de los acuerdos de compra de energía (PPA) firmados. Pettitt, señaló que “El año pasado, hubo uno o dos, y hasta ahora en 2020, hay seis PPA en su lugar”. Estos incluyen uno para el suministro a Utah (desde una planta de Cyrq Energy en Nevada); uno a Hawai desde una planta Ormat; y los otros tres a California.

Como destacó Pettitt, aunque California siempre ha sido un semillero para la actividad geotérmica (en 2018, produjo 11,5 GWh de 43 plantas de energía geotérmica en funcionamiento la mayoría concentradas al norte de San Francisco en el área de recursos de Geysers), no ha construido nuevas plantas geotérmicas en casi una década Pero desde 2018, cuando adoptó un RPS del 100% para 2045, el enfoque del estado, que anteriormente era enfocado en nuevas plantas eólicas y solares, se ha vuelto a comprometer con la geotermia por su valor de confiabilidad. Los PPA impulsarán la finalización de un proyecto Ormat de 14 MW en el condado de Mono que está programado para entrar en funcionamiento en 2021; dos proyectos de Open Mountain Energy en Nevada con una capacidad total de 15.5 MW; y el enorme proyecto Hell’s Kitchen de 140 MW que está desarrollando la firma australiana Controlled Thermal Resources (CTR) en el condado de Imperial cerca del Mar de Salton.

Recuperación de litio: una perspectiva de ingresos lucrativa

Si bien el desarrollo del proyecto Hell’s Kitchen de CTR comenzó en 2014 y la planta aún no se ha construido, apunta a una nueva dirección lucrativa para la energía geotérmica: la coproducción a través de la extracción directa de litio, y potencialmente otros minerales, de la salmuera geotérmica. Como Young explicó al Comité del Senado el año pasado, las plantas de energía geotérmica producen un gran volumen de salmuera, que contiene componentes químicos disueltos, incluidos minerales críticos y estratégicos, como litio, manganeso, cobre, plata e incluso oro, en varias concentraciones.

La recuperación de minerales de salmuera no es un concepto nuevo, y se ha explorado durante años. Debido a la explosión de la demanda de litio para baterías en los últimos años, “actualmente, hay una gran cantidad de procesos potenciales de recuperación de litio con poca confirmación de su capacidad de pago, economía y experiencia operando en condiciones realistas”. Pero como Pettitt explicó, la razón por la cual la industria está observando de cerca el proyecto CTR es porque su novedoso método de extracción promete aumentar el valor de la coproducción geotérmica en Salton Sea, al menos, donde las plantas de energía activa solo han reportado el potencial de producir casi 90,000 toneladas métricas por año de litio.

Como señaló Jim Turner, Director de Operaciones de CTR, que ha gestionado plantas de energía geotérmica en la región del Mar de Salton durante más de 20 años, la extracción de litio de salmueras geotérmicas tradicionalmente implica la extracción de rocas duras o estanques de evaporación, que han sido objeto de un escrutinio cada vez mayor por resultados negativos. impactos ambientales. “Uno de los problemas con los intentos anteriores de extraer litio de las salmueras geotérmicas fue el sistema de extracción de litio ‘atornillado’ aguas abajo de las centrales eléctricas existentes. Estos sistemas eran básicamente salmuera gastada “alimentada a la fuerza”, lo que no era ideal”. CTR utilizará la extracción directa de litio (DLE) de la empresa Lilac Solutions de Oakland, California, que es un sistema de circuito cerrado que devuelve la salmuera gastada a su fuente original, utiliza energía y vapor 100% renovables para el procesamiento, y lleva horas, no meses su extracción.

Hasta la fecha, la compañía y su socio de gestión de proyectos, Hatch Ltd., han completado una evaluación económica preliminar, lo que significa que está totalmente permitido y podría comenzar a delinear la perforación de pozos y la construcción de una planta piloto a fines de este año (a pesar de la pandemia COVID-19 puede afectar los plazos planificados). Como parte de la primera etapa, que planea concluir para 2023, CTR entregará sus primeras 17.350 toneladas métricas de carbonato de litio de grado batería, junto con 140 MW de energía geotérmica. Aproximadamente 95 MW de esa energía se venderán a empresas de servicios públicos regionales, incluso a través del PPA de 25 años que se enganchó este enero con el Distrito de Riego Imperial para una generación horaria máxima de 40 MWh. Aproximadamente 35 MW se utilizarán para el vapor proporcionado a las plantas de litio, y 10 MW se “consumirán internamente”. La segunda etapa que CTR planea concluir en 2025, la producción de carbonato de litio se ampliará a 34,700 toneladas métricas por año a los “costos estimados de producción del primer cuartil”.

CTR, que todavía está buscando inversionistas, ha dicho que sus perspectivas para el nuevo proyecto se vieron reforzadas por el mandato de la Comisión de Servicios Públicos de California de 2019 de comprar 1.700 MW de nueva energía geotérmica para 2030. Como señaló el CEO de CTR, Rod Colwell, en abril, “para decir eso en perspectiva, eso representa un aumento del 60% en el desarrollo de nueva energía geotérmica en menos de 10 años”. Combinando esto con la producción de litio de grado de batería, cuya demanda se prevé que supere el suministro para 2023, la compañía está ” poderosamente posicionada”.

Fuente: Powermag