Central geotérmica

Una central geotérmica es una instalación donde se genera electricidad mediante energía geotérmica. Actualmente 24 países tienen en funcionamiento centrales geotérmicas, con una capacidad total instalada de 12,8 GW.^[1]​ Los tres primeros productores mundiales son Estados Unidos (7525 MW, 7,5 %), Filipinas (6915 MW, 15 %) e Indonesia (4380 MW, 10,8%).^[1]​ Los países que generan al menos un 15 % de su demanda anual de electricidad mediante centrales geotérmicas son Kenia —con un 51 % del total nacional, la proporción más alta del mundo—,^[2]​ Islandia —con un 29 %—,^[3]​ El Salvador, Filipinas y Costa Rica.^{[cita requerida]}

Países con centrales geotérmicas en funcionamiento o en desarrollo

La energía geotérmica es renovable puesto que su tasa de extracción es pequeña en comparación con el calor de la Tierra.^[4]​ La emisión de gases de efecto invernadero es de 45 g de dióxido de carbono de media, menos del 5 % que las de las centrales de carbón.^[5]​ Sin embargo, su aprovechamiento está limitado a determinadas zonas geográficas. Aun así, la Asociación de Energía Geotérmica estima que hoy en día solo se aprovecha el 6,5 % del potencial mundial de energía geotérmica, teniendo en cuenta el conocimiento y la tecnología actuales.^[6]​ En 1911 se construyó en ese mismo lugar la primera central geotérmica comercial. En los años 20 se construyeron generadores experimentales en Beppu, Japón, y en The Geysers, California, pero Italia fue el único productor de electricidad geotérmica a escala industrial hasta 1958.

Tendencias en los cinco primeros productores mundiales de electricidad geotérmica, 1980-2012 (US EIA)

Capacidad eléctrica geotérmica mundial. La línea roja representa la capacidad instalada, mientras que la línea verde representa la producción real.

En 1958, Nueva Zelanda se convirtió en el segundo mayor productor industrial de electricidad geotérmica cuando se construyó su central de Wairakei. Fue la primera central del mundo en utilizar la tecnología de vapor de destello.^[7]​

En 1960, Pacific Gas and Electric comenzó a operar la segunda central geotérmica del mundo en The Geysers, California.^[8]​ La turbina original duró más de 30 años y producía 11 MW de potencia neta.^[9]​

La central de ciclo binario se probó por primera vez en 1967 en Rusia, y posteriormente fue utilizada por los Estados Unidos en 1981,^[8]​ tras las crisis del petróleo de 1973 y 1979 y cambios significativos en las políticas de regulación. Esta tecnología permite el aprovechamiento de temperaturas mucho más bajas que las utilizadas hasta entonces. En 2006, una central geotérmica de ciclo binario entró en servicio en Chena Hot Springs, Alaska, produciendo electricidad mediante un fluido a una temperatura récord de solo 57 °C.^[10]​

Las centrales geotérmicas solo se han construido hasta hace poco tiempo en lugares donde las altas temperaturas se encontraban cerca de la superficie. El desarrollo de las centrales de ciclo binario y las mejoras en las tecnologías de perforación y extracción podrán permitir su uso en zonas geográficas mucho más amplias.^[11]​ Existen proyectos de demostración operativos en Landau-Pfalz, Alemania, y Soultz-sous-Forêts, Francia. Una central construida anteriormente en Basilea, Suiza, tuvo que cerrarse tras provocar terremotos. Existen también otros proyectos de demostración en construcción actualmente en Australia, Reino Unido y Estados Unidos.^[12]​

La eficiencia térmica de las centrales geotérmicas es baja, de aproximadamente el 7-10 %,^[13]​ puesto que los fluidos geotérmicos se encuentran a baja temperatura comparada con el vapor. Debido a las leyes de la termodinámica, esta baja temperatura limita el rendimiento de los ciclos a la hora de extraer energía útil. El calor de escape se desperdicia, a no ser que se pueda reutilizar directa y localmente, por ejemplo en invernaderos, aserradero o para calefacción de instalaciones. La eficiencia del sistema no afecta a los costes de operación tanto como lo haría con el carbón u otro combustible fósil, pero afecta a la viabilidad de la central. Para producir más energía de la que consumen las bombas, se requieren altas temperaturas y ciclos termodinámicos especializados.^{[cita requerida]} Dado que la energía geotérmica no depende de fuentes de energía variables, a diferencia de la energía eólica o solar, por ejemplo, su factor de planta puede ser muy alto, de hasta el 96 % según se ha demostrado.^[14]​ Sin embargo, el factor de planta global en 2008 fue del 17,5 %, según el IPCC.^[15]​

Recursos

 

Diagrama de enhanced geothermal system:
1: Depósito de agua, 2: Sala de la bomba 3: Intercambiador de calor 4: Sala de la turbina 5: Pozo de producción 6: Pozo de inyección 7: Agua caliente para calefacción 8: Sedimentos porosos 9: Pozo de observación 10: Roca firme cristalina

El contenido de calor de la Tierra es aproximadamente 10³¹ julios.^[16]​ Este calor fluye de forma natural hacia la superficie por conducción a un ritmo de 44,2 TW^[17]​ y se repone a un ritmo de 30 TW por desintegración radiactiva.^[4]​ Estas velocidades son más del doble del consumo actual de energía primaria de la humanidad, pero la mayoría es demasiado difuso —aproximadamente 0,1 W/m² de media— como para aprovecharse. La corteza terrestre actúa como una gruesa capa aislante que debe ser perforada por tuberías —o magma, agua, etc.— para permitir la emisión del calor del interior.

La generación de electricidad requiere altas temperaturas que solo pueden proceder de zonas profundas. El calor debe ser transportado hasta la superficie mediante conductos magmáticos, aguas termales, circulación hidrotermal, pozos petrolíferos, pozos de agua o una combinación de todos ellos. Esta circulación puede producirse naturalmente cuando la corteza es fina: los conductos magmáticos transportan el calor hasta la corteza y las aguas termales llevan el calor a la superficie. Si no existen aguas termales, debe perforarse un pozo sobre una capa freática caliente. Lejos de las zonas de confluencia de placas tectónicas, el gradiente geotérmico es de 25-30 °C por kilómetro de profundidad en la mayor parte del mundo, por lo que los pozos deberían tener varios kilómetros de profundidad para permitir la generación eléctrica.^[16]​ La cantidad y calidad de los recursos recuperables aumenta con la profundidad de perforación y con la proximidad a los bordes de placa.

En la tierra que está caliente pero seca, o donde la presión del agua no es adecuada, la inyección de fluido puede estimular la producción. Los desarrolladores taladran dos agujeros en un sitio candidato para la extracción y rompen la roca mediante explosivos o agua a alta presión. Después bombean agua o dióxido de carbono licuado por un pozo y sale por el otro en forma gaseosa.^[11]​ Esta técnica se conoce como hot dry rock (HDR) en Europa y enhanced geothermal systems (EGS) en Norteamérica. Mediante ella estaría disponible un potencial energético mucho mayor que con el aprovechamiento convencional de las capas freáticas naturales.^[11]​

Las estimaciones sobre la capacidad potencial de generación eléctrica mediante energía geotérmica varían desde 35 hasta 2000 GW, dependiendo de la escala de las inversiones.^[16]​ Esto no incluye la energía geotérmica que no se transforma en electricidad, como por ejemplo mediante cogeneración, bombas de calor geotérmico u otros usos directos. Un informe de 2006 del Instituto Tecnológico de Massachusetts, que incluye el potencial de los sistemas EGS, estimó que una inversión de 1000 millones de $ para investigación y desarrollo durante los próximos 15 años permitiría la creación de 100 GW de capacidad eléctrica geotérmica para 2050, solo en los Estados Unidos.^[11]​ Este informe también estimaba que más de 200 zettajulios (ZJ) serían extraíbles, con potencial para incrementar esta cifra a más de 2000 ZJ mediante mejoras tecnológicas, suficiente para abastecer toda la demanda actual de energía del mundo durante varios milenios.^[11]​

Actualmente, los pozos geotérmicos rara vez superan los 3 km de profundidad.^[16]​ Las estimaciones más profundas asumen la existencia de pozos de hasta 10 km. Perforar a esta profundidad es posible hoy en día gracias a la industria del petróleo, aunque es un proceso caro. El pozo de investigación más profundo del mundo es el pozo superprofundo de Kola, de 12,3 km de longitud.^[18]​ Este récord ha sido igualado recientemente por pozos comerciales como el Z-12 del proyecto Sakhalin-I de la empresa ExxonMobil, en Chayvo.^[19]​ Los pozos de más de 4 km generalmente suponen costes de perforación de decenas de millones de dólares.^[20]​ Los desafíos tecnológicos son taladrar pozos anchos a bajo coste y romper grandes volúmenes de rocas.

La electricidad geotérmica se considera sostenible puesto que la tasa de extracción es pequeña comparada con el contenido calorífico de la Tierra, pero aun así debe ser monitorizada para evitar el agotamiento local.^[4]​ Aunque las ubicaciones geotérmicas pueden proporcionar energía durante muchas décadas, los pozos individuales pueden enfriarse o quedarse sin agua. Los tres sitios de extracción más antiguos —Larderello, Wairakei y The Geysers— han reducido la producción desde sus respectivos máximos. No está claro si esto se debe a un ritmo de extracción mayor que el de reposición desde mayores profundidades o bien si los acuíferos se están vaciando. Si la producción se reduce y se reinyecta agua, estos pozos podrían teóricamente recuperar todo su potencial. Estas estrategias ya se han implementado en algunos lugares. La sostenibilidad a largo plazo de la energía geotérmica se ha demostrado en Lardarello desde 1913, en Wairakei desde 1958,^[21]​ y en The Geysers desde 1960.^[22]​

Tipos de centrales

 

Central de vapor seco

 

Central de vapor de destello

Las centrales geotérmicas son similares a otras centrales termoeléctricas de turbina: el calor de una fuente de energía —en el caso de la geotérmica, el calor del interior de la Tierra— se utiliza para calentar agua u otro fluido de trabajo. Dicho fluido hace girar la turbina de un generador, produciendo electricidad. Posteriormente, el fluido se enfría y es devuelto a la fuente de calor.

Centrales de vapor seco

Las centrales de vapor seco (en inglés, Dry steam power stations) son las de diseño más simple y antiguo. Utilizan directamente el vapor geotérmico a 150 °C o más para mover las turbinas.^[16]​

Centrales de vapor de destello

Las centrales de vapor de destello (en inglés, Flash steam power stations) hacen ascender agua caliente a alta presión a través de pozos y la introducen en depósitos de baja presión. Al disminuir su presión, parte del agua se vaporiza. Este vapor se separa del líquido y se utiliza para accionar una turbina. El agua líquida sobrante y el vapor condensado pueden ser inyectados en los depósitos nuevamente, haciendo el proceso potencialmente sostenible.^[23]​ En The Geysers, California, 20 años de producción eléctrica han agotado las aguas subterráneas y las operaciones se han reducido considerablemente. Para restaurar parte de su capacidad original, se ha desarrollado un sistema de inyección de agua.^[24]​

Centrales de ciclo binario

Las centrales de ciclo binario (en inglés, Binary cycle power stations) son las de desarrollo más reciente, y pueden operar con temperaturas de fluido de solo 57 °C.^[10]​ El agua moderadamente caliente se hace pasar junto a otro fluido con un punto de ebullición muy inferior al del agua. Esto provoca que el fluido secundario se vaporice y se utiliza para mover las turbinas. Este es el tipo de central geotérmica más común dentro de los proyectos en construcción actualmente.^[25]​ Se utilizan tanto el ciclo Rankine como el ciclo Kalina. La eficiencia térmica de estas centrales es de aproximadamente el 10-13 %.

Producción mundial

Capacidad eléctrica geotérmica instalada

País	Capacidad (MW) 2007^[26]​	Capacidad (MW) 2010^[27]​	Capacidad (MW) 2013^[28]​	Capacidad (MW) 2015^[29]​	Porcentaje (%) de la producción nacional
EE. UU.	2687	3086	3389	3450	0,3
Filipinas	1969,7	1904	1894	1870	27,0
Indonesia	992	1197	1333	1340	3,7
México	953	958	980	1017	3,0
Nueva Zelanda	471,6	628	895	1005	14,5
Italia	810,5	843	901	916	1,5
Islandia	421,2	575	664	665	30,0
Kenia	128,8	167	215	594	51,0^[2]​
Japón	535,2	536	537	519	0,1
Turquía	38	82	163	397	0,3
Costa Rica	162,5	166	208	207	14,0
El Salvador	204,4	204	204	204	25,0^[30]​^[31]​
Nicaragua	87,4	88	104	159	10,0
Rusia	79	82	97	82
Papúa Nueva Guinea	56	56	56	50
Guatemala	53	52	42	52
Portugal	23	29	28	29
China	27,8	24	27	27
Alemania	8,4	6,6	13	27
Francia	14,7	16	15	16
Etiopía	7,3	7,3	8	7,3
Austria	1,1	1,4	1	1,2
Australia	0,2	1,1	1	1,1
Tailandia	0,3	0,3	0,3	0,3
Total	9731,9	10 709,7	11 765	12 635,9	–

Costes

La energía geotérmica no requiere combustible, por lo que no se ve afectada por las fluctuaciones de su precio. Sin embargo, los costes de inversión tienden a ser elevados. La perforación representa aproximadamente la mitad del coste total, y la exploración de los recursos a gran profundidad implica riesgos significativos. En total, la construcción de una central geotérmica y los costes de perforación suponen entre 2 millones de € por cada MW de capacidad, mientras que el coste nivelado de energía es de 0,04-0,10 € por kWh.^[26]​ Los sistemas geotérmicos avanzados suelen superar estos costes, con inversiones de en torno a 4 millones de € por MW, y costes nivelados de $0,054 por kW·h en 2007.^[32]​

La generación de electricidad geotérmica es muy expansible: una pequeña central puede abastecer a una comunidad rural.^[33]​

La central geotérmica más grande del mundo es la de The Geysers, en California, con 1517 MW instalados y un factor de planta medio del 63 % (955 MW).^[34]​^[35]​

Véase también

• Energía geotérmica
• Climatización geotérmica
• Generación de energía eléctrica

Referencias

1. «2015 Annual U.S. & Global Geothermal - Power Production Report» (pdf). geo-energy.org (en inglés). Asociación de Energía Geotérmica. Febrero de 2015. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
2. . reuters.com (en inglés). Reuters. 16 de febrero de 2015. Archivado desde el original el 24 de diciembre de 2015. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
3. «Generation of Electricity in Iceland». nea.is (en inglés). Orkustofnun. Consultado el 25 de octubre de 2015. 
4. Rybach, Ladislaus (Septiembre de 2007). (pdf). geoheat.oit.edu (en inglés). Geowatt. Archivado desde el original el 17 de febrero de 2012. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
5. Moomaw, William; Burgherr, Peter; Heath, Garvin; Lenzen, Manfred; Nyboer, John; Verbruggen, Aviel (2011). «Annex II: Methodology. In IPCC: Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation» (pdf) (en inglés). p. 10. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
6. Tiwari, G. N.; Ghosal, M. K. (2005). Renewable Energy Resources: Basic Principles and Applications (en inglés). Alpha Science Int'l Ltd. ISBN 1-84265-125-0. 
7. . ipenz.org.nz (en inglés). IPENZ. Archivado desde el original el 22 de junio de 2013. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
8. Lund, J. (Septiembre de 2004). (pdf). Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin (en inglés) 25 (3). Klamath Falls, Oregon: Oregon Institute of Technology. pp. 11-19. ISSN 0276-1084. Archivado desde el original el 27 de septiembre de 2011. Consultado el 13 de abril de 2009. 
9. McLarty, Lynn; Reed, Marshall J. (Octubre de 1992). «The U.S. Geothermal Industry: Three Decades of Growth» (pdf). Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects (en inglés) 14 (4). Londres: Taylor & Francis. pp. 443-455. doi:10.1080/00908319208908739. Archivado desde el original el 16 de mayo de 2016. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
10. Erkan, K.; Holdmann, G.; Benoit, W.; Blackwell, D. (2008). Understanding the Chena Hot Springs, Alaska, geothermal system using temperature and pressure data (en inglés). Geothermics. pp. 565-585. ISSN 0375-6505. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
11. Tester, Jefferson W. (Massachusetts Institute of Technology) et al.. «The Future of Geothermal Energy» (pdf). Impact. of Enhanced Geothermal Systems (Egs) on the United States in the 21st Century: An Assessment. Idaho Falls: Idaho National Laboratory. ISBN 0-615-13438-6. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
12. Bertani, Ruggero (2009). «Geothermal Energy: An Overview on Resources and Potential» (pdf). Proceedings of the International Conference on National Development of Geothermal Energy Use (en inglés). Eslovaquia. 
13. Van der Sluis, L.; Schavemaker, P. (2008). Electrical Power System Essentials (en inglés). John Wiley & Sons. ISBN 978-0470-51027-8. 
14. Lund, John W. (2003). «The USA Geothermal Country Update». Geothermics 32 (4-6). Elsevier Science Ltd. pp. 409-418. doi:10.1016/S0375-6505(03)00053-1.  |obra= y |publicación= redundantes (ayuda); Falta la |url= (ayuda)
15. Goldstein, B.; Hiriart, G.; Bertani, R.; Bromley, C.; Gutiérrez-Negrín, L.; Huenges, E.; Muraoka, H.; Ragnarsson, A.; Tester, J.; Zui, V. (2011). IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation (pdf) (en inglés). Cambridge University Press. p. 404. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
16. Fridleifsson, Ingvar B.; Bertani, Ruggero; Huenges, Ernst; Lund, John W.; Ragnarsson, Arni; Rybach, Ladislaus (11 de febrero de 2008). O. Hohmeyer y T. Trittin, ed. (pdf). Lübeck, Alemania. pp. 59-80. Archivado desde el original el 25 de enero de 2011. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
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26. Bertani, Ruggero (Septiembre de 2007). (pdf). Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin (en inglés) 28 (3). Klamath Falls, Oregon: Oregon Institute of Technology. pp. 8-19. ISSN 0276-1084. Archivado desde el original el 17 de febrero de 2012. Consultado el 29 de octubre de 2015. 
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Enlaces externos

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