• CarbFix demuestra cómo transformar emisiones de CO2  en roca basáltica

  • Eavor construye la primera central geotérmica del mundo con circuito cerrado

Inmaculada G. Mardones.-  Este año se ha lucido  el Consejo Europeo de Energía Geotérmica (EGEC) en la concesión de los premios a los mejores proyectos del sector geotérmico. Los candidatos eran tan buenos que el premio se ha otorgado ex aequo a dos revolucionarias iniciativas; el proceso CarbFix islandés que ha logrado transformar la emisión de CO2 y otros gases ácidos  en rocas subterráneas en menos de dos años y la planta desarrollada por Eavor para Baviera, mediante un sistema de pozos profundos en circuito cerrado, primera de su género en el mundo.

Hasta ahora se pensaba que el almacenamiento de minerales en los proyectos de captura y almacenamiento de carbono requería cientos o miles de años. A CarbFix le ha costado dos años demostrar que no es cierto. El éxito de su proyecto tiene un potencial de escala global y más allá de la industria geotérmica para descarbonizar la economía, según EGEC.

La talla de los candidatos ha obligado a destacar a otros tres finalistas: Bakker Oilfield Supply  por un producto diseñado para temperaturas de hasta 150° C, utilizado en casi todos los proyectos geotérmicos en los Países Bajos que separa fluidos como agua, gas y aceites entre sí. Vulcan Energy  consigue extraer directamente litio de la salmuera después salmuera tras utilizarse para la producción de energía y calefacción, de manera que el litio – un producto de gran demanda hoy en día para baterías-  se puede producir con cero emisiones de carbono, mientras si se obtiene de minas a cielo abierto tiene un gran impacto ambiental y elevado consumo de agua.

El tercer finalista ZAE Bayern  presentaba el  proyecto de investigación «QEWS II»  que permite en sistemas geotérmicos poco profundos garantizar comprobar la calidad de los test de respuesta térmica, procedimiento mayoritariamente utilizado para calcular las propiedades térmicas del subsuelo y la instalación adecuada. El equipo emula el comportamiento térmico de un intercambiador de calor de un pozo real cualquiera que sea su profundidad y la caracterización del subsuelo. Es único en su clase. Hasta ahora, la forma de comparar diferentes respuestas térmicas era testarlas en el pozo real donde las condiciones varían. 

Década geotérmica

La concesión del premio debería haberse otorgado el 5 de marzo pasado durante la feria sectorial que anualmente se celebra en Offenburg (Alemania) pero se aplazó hasta su comunicación por streaming al 27 de mayo a causa de la pandemia de COVID_19.

El presidente del Consejo Europeo de Energía Geotérmica (EGEC) y miembro del jurado Miklos Antics destacó que «la elección ha sido tan difícil que por primera vez hemos tenido que otorgar el premio a dos ganadores. Estos proyectos demuestran que la comunidad geotérmica sigue innovando de muchas maneras diferentes, con mejoras técnicas que aumentan la producción de energía, hasta con medidas de mitigación del cambio climático. El ritmo al que se está desarrollando la industria geotérmica no tiene precedentes, por lo que creemos que ésta será la ‘década geotérmica’”.

El proyecto CarbFix (en el vídeo) tiene  una larga trayectoria ya que los trabajos se iniciaron en 2007 en uno de los múltiples intentos de capturar las emisiones de CO2 procedentes de la quema de combustibles fósiles para evitar su transmisión a la atmósfera y acelerar el cambio climático.

Fue una iniciativa del presidente islandés,  Ólafur Ragnar Grímsson quien junto a Einar Gunnlaugsson de la compañía  Reykjavík Energy, Wallace S. Broecker de la Universidad de Columbia, Eric H. Oelkers del CNRS  en Toulouse (Francia) y Sigurður Reynir Gíslason de la Universidad de Islandia pretendía atrapar los gases de efecto invernadero en Islandia y depositarlos en un sumidero fijo, estable.  Más tarde logró financiación suplementaria de la Comisión Europea y del Departamento de Energía de los Estados Unidos, entre otros apoyos. Ver Science.

A 25 dólares la tonelada

Los primeros años se dedicaron a la caracterización de los terrenos próximos al volcán Hengill y en 2012 se inyectaron aproximadamente 200 toneladas en basaltos subsuperficiales. Los resultados de la investigación publicados en 2016 mostraron que el 95% del CO2 inyectado se solidificó en calcita en tan sólo 2 años mediante la inyección de 25 toneladas de agua por cada tonelada de CO2. Desde este momento, este procedimiento de captura y almacenamiento de  carbono y otros gases a escala industrial en Hellisheiði se ha ampliado y en la actualidad la investigación en curso se está implementando en otros emplazamientos europeos, como Alemania, Italia y Turquía con suelos similares. También se estudia aplicarlo en sumideros oceánicos.

A finales de 2018, se habían capturado e inyectado 66,000 toneladas de gases procedentes de la planta eléctrica de Hellisheidi, dos tercios de las cuales eran CO2 y el resto sulfuro de hidrógeno (H2S) Esto representa una reducción de más del 40% en las emisiones de la planta. La captura de gases y su inyección a escala industrial ha estado operativa desde 2014, en el sumidero situado a una profundidad de 750 metros bajo tierra en rocas basálticas de Húsmúli, 1,5 km al noreste de la central eléctrica.

Los resultados muestran que la mayoría de estos gases inyectados se fijan como minerales estables en menos de un año. El trabajo adicional se ha centrado en la captura directa de CO2 de la atmósfera junto con su mineralización subsuperficial.  Para los operadores la  inyección de agua carbonatada a alta presión en rocas basálticas en Hellisheiði ha demostrado ser muy rentable. Las estimaciones muestran que esta captura de CO2 y otros gases ácidos y su transformación en minerales estables se puede conseguir por menos de  25 dólares la tonelada. Más información

La propuesta coganadora del premio geotérmico del año, en memoria de Ruggero Bertani, es fruto de un proyecto compartido por la tecnológica Eavor y la eléctrica Enex que contaba desde 2004 con permisos de  explotación geotérmicos en la pequeña población alemana de Geretsried (23.000 habitantes), al suroeste de Múnich, donde la geotermia profunda tiene un amplio desarrollo como fuente de calor para redes de calefacción urbana.

Pero Enex fracasó en la localización de un yacimiento viable, después de invertir más de 30 millones de euros en perforar dos pozos, a 2.400 metros de profundidad. Ninguno de ellos localizó temperaturas suficientes para permitir el desarrollo económicamente viable de un proyecto geotérmico tradicional. Pero sí resultaban apropiados para aplicar la tecnología probada por Eavor en Calgary, Canadá en un proyecto piloto de demostración escalable en que ha invertido 10 millones de dólares que consiste en una planta de generación con un circuito cerrado de varias sondas horizontales profundas conectadas a pozos verticales.

Sin fracturación

Según la compañía tecnológica, la solución Eavor-Loop (TM) representa el primer modelo escalable de generación geotérmica en el mundo, ya que soslaya muchos de los problemas que han obstaculizado las soluciones tradicionales. Al tratarse de un sistema basado en un circuito de sondas completamente cerrado, no necesita fracturar las rocas calientes, ni inyectar agua para calentarla a través de esas fracturas. Tampoco afecta a los acuíferos ni al entorno circundante.

El fluido que transporta el calor del subsuelo circula completamente aislado del medio ambiente en conducciones compactas y herméticas como un radiador que recoge el calor del gradiente geotérmico natural de la tierra y lo traslada a la planta situada en la superficie.

El Eavor-Loop revoluciona las plantas geotérmicas convencionales dotadas, generalmente, de dos pozos verticales a gran profundidad; uno para inyectar fluido enfriado y el otro de producción, distanciado, para extraer el fluido subterráneo calentado al circular a través de las rocas calientes fracturadas.

El acuerdo Enex-Eavor estaba cantado y ya está firmado. Enex aporta la concesión de los permisos y los compromisos de venta de energía y calor para Geretsried y alrededores y Eavor aplica comercialmente su novedosa tecnología.

La tarifa de la electricidad producida se acogerá a los términos de la legislación alemana (Ley  EEG 2017) que contiene una prima variable comprometida para un período de 20 años desde la puesta en marcha de la planta. Como está previsto que esté operativa en 2020 la joint venture de Eavor y Enex calculan una retribución de 227 euros / MWh  hasta 2042.

Las compañías trabajan conjuntamente desde en el proyecto. Se espera que la ingeniería y el diseño  se completen este verano para iniciar las obras en 2021.