La energía geotérmica podría estar a punto de resurgir en Estados Unidos.
Fue popular en la década de 1970, pero los costos hicieron que perdiera popularidad.
Persisten los obstáculos tecnológicos y de costos.
Jason Czapla camina por el lecho de un antiguo lago en el centro del sur de California. El suelo hierve a nuestros pies mientras pequeños volcanes de lodo expulsan montones de fango caliente y sulfuroso. El mar de Salton brilla a lo lejos y atrae la mirada mientras la temperatura matinal se acerca a los 106 grados Fahrenheit.
Todo en este lugar, a unos cien millas de la frontera con México, parece a punto de estallar. Pero para Czapla, antiguo ingeniero petrolero, hay pocos lugares donde preferiría estar.
«Es la tormenta perfecta para un proyecto de energía renovable», afirma el ingeniero jefe de Controlled Thermal Resources, con un polo blanco y gafas deportivas oscuras que ocultan la emoción de sus ojos azules. «Este es el mejor recurso del mundo».
Czapla está a cargo de un terreno de 7.380 acres propiedad de Controlled Thermal Resources (CTR). Es un árido rincón desértico que termina abruptamente en el gran mar salino al este de San Diego. Para un ingeniero geotérmico, es el paraíso.
A dos kilómetros bajo la superficie hay un caldero de agua caliente rico en minerales, donde las temperaturas pueden superar los 390 °C. A medida que el mar de Salton retrocede, surgen oportunidades para convertirlo en energía y ganancias. Si California aprueba su permiso, CTR empezará a operar su proyecto de litio y energía Hell’s Kitchen en 2023, una de las primeras nuevas centrales geotérmicas de EE. UU. en casi una década.
Y casi con toda seguridad no será la última. Aunque las orillas del mar de Salton ya albergan 10 centrales geotérmicas—la mayoría construidas en la década de 1980—, la geología, la política y la demanda energética se han alineado para hacer de Hell’s Kitchen, y de proyectos similares, una inversión atractiva de nuevo.
Durante la última década, California ha invertido miles de millones de dólares en sus objetivos de energía renovable. Ha ampliado la energía eólica y solar más de lo previsto, mientras prácticamente ignoraba las centrales geotérmicas, pese a contar con los campos geotérmicos más productivos de EE. UU. Hoy, la energía eólica y la solar aportan más del 86 % de la capacidad renovable de California, mientras que las fuentes geotérmicas aportan prácticamente lo mismo que hace dos décadas.
Pero en un mundo limitado por el clima, la energía geotérmica, la «renovable olvidada», tiene una segunda oportunidad.
La oportunidad subterránea
En el núcleo de hierro de la Tierra hay un horno nuclear. Debido, sobre todo, a la desintegración radiactiva que quedó de la formación del planeta, las temperaturas en el centro de la Tierra, a 4.000 millas bajo la superficie, superan las de la superficie del Sol (6.000 °C o 10.800 °F). Con el tiempo, este calor migra hacia arriba. La roca fundida conocida como magma se acerca a la superficie y transporta un calor enorme.
Cuanto más se desciende, más sube la temperatura. Investigadores de la Universidad Metodista del Sur calculan que, a 10 kilómetros de profundidad, las temperaturas bajo gran parte del oeste de EE. UU. superan los 300 °C, muy por encima de lo que necesitan las centrales geotérmicas para generar electricidad. En teoría, gran parte de este calor está al alcance de las perforadoras; las más profundas han llegado a 12 kilómetros bajo tierra, principalmente en misiones científicas.
El MIT calculó en 2006 cuánta energía extraíble había bajo EE. UU. Su mejor estimación —200.000 exajulios— era tan elevada que liberar apenas el 2 % podría cubrir 2.000 veces las necesidades de energía primaria de todo el país, sin mejoras tecnológicas en las técnicas de perforación.
Todo lo que tenemos que hacer es aprovecharla.
Esa era la esperanza cuando comenzó la industria geotérmica. En 1960, la primera central geotérmica comercial de EE. UU. abrió en The Geysers, al norte de California. La turbina de 11 megavatios, que extraía vapor de formaciones naturales, pronto inspiró otras centrales en Hawái, Utah, Nevada y, por supuesto, el mar de Salton de California, un foco de actividad pionera.
Mientras que las primeras centrales geotérmicas agotaban el vapor o el agua de sus yacimientos —y, por tanto, su capacidad de generación—, un nuevo diseño de la década de 1980, conocido como «centrales binarias», permitió a los operadores extraer el calor y mantener la capacidad de generación. El tamaño medio de las centrales era pequeño (unos 5 megavatios, apenas el 3 % del tamaño de una central de carbón estadounidense promedio), pero la capacidad creció rápidamente, ya que el Congreso respaldó esta tecnología durante la crisis del petróleo de la década de 1970.
A pesar de su enorme potencial, la opción geotérmica para Estados Unidos ha sido ignorada en gran medida.
Michael J. Coren
Luego, todo pareció perder impulso. Los precios del carbón cayeron y la energía geotérmica perdió competitividad. La financiación federal se quedó rezagada. En 1980, el Departamento de Energía de EE. UU. solicitó 111 millones de dólares para energía geotérmica, pero recibió solo 15 millones de dólares. Entre 2006 y 2019, EE. UU. gastó solo 1.000 millones de dólares en tecnología geotérmica, aproximadamente una décima parte de lo gastado en combustibles fósiles y un tercio de la inversión en energía solar. «A pesar de su enorme potencial», afirman investigadores del MIT, «la opción geotérmica para Estados Unidos ha sido ignorada en gran medida».
Hoy, la energía geotérmica es un actor menor en la industria energética de EE. UU. y suministró apenas el 0,4 % de la electricidad del país en 2019. Incluso California, que alberga los mayores recursos geotérmicos de cualquier estado, genera solo el 5,5 % de la electricidad del estado a partir de este recurso.
Pero la revolución de las energías renovables, que antes menospreciaba la energía geotérmica, ahora la está volviendo esencial. La energía eólica y la solar, por baratas que sean, no pueden generar electricidad en todo momento. Ni siquiera combinadas con almacenamiento de energía, como las baterías, pueden suministrar electricidad durante suficiente tiempo en los períodos de máxima demanda.
Una breve interrupción del suministro energético puede provocar el colapso de una red eléctrica. Por eso, a medida que se instalan más paneles solares y turbinas eólicas de bajo costo, los operadores de la red deben encontrar formas de garantizar un suministro eléctrico estable, aunque la demanda máxima solo se produzca unas pocas veces al año. Para estados como California, que están pasando a una red eléctrica 100 % limpia, encontrar un suministro continuo de electricidad se ha vuelto más urgente.
Un sistema fracturado
El 14 de agosto de 2020, la red eléctrica de California estuvo a punto de colapsar. El día de agosto más caluroso en más de tres décadas hizo que la demanda superara rápidamente la oferta. Miles de megavatios de energía solar y eólica dejaron de estar disponibles al anochecer y al amainar el viento. Las centrales de gas natural no se pusieron en marcha como se esperaba. Las importaciones de electricidad de los estados vecinos disminuyeron durante la ola de calor.
Para evitar el colapso de la red eléctrica de California, los operadores de la sala de control de CAISO, el Operador Independiente del Sistema de California, que gestiona la red eléctrica estatal, llamaban desesperadamente para conseguir megavatios y asegurar energía de reserva. Los operadores pidieron a la Armada de EE. UU. que desconectara los barcos del suministro eléctrico en tierra, y Tesla redujo el suministro eléctrico a su fábrica.
No fue suficiente.
Esa noche, California sufrió sus primeros apagones rotativos en casi 20 años. Dos millones de personas se quedaron sin electricidad, y el estado evitó por poco un desastre aún peor.
Lo que ocurrió el 14 de agosto es totalmente inaceptable. Vamos a construir la red eléctrica más fiable del país.
Michael J. Coren
La catástrofe que estuvo a punto de ocurrir captó la atención de los responsables políticos, que vieron en la inestabilidad de la red una amenaza para la economía del estado y sus objetivos de descarbonización. Al parecer, todo el sistema era más frágil de lo que se creía. «Lo que ocurrió el 14 de agosto es totalmente inaceptable», afirma David Hochschild, de la Comisión de Energía de California. «Vamos a construir la red eléctrica más fiable del país. A medida que avancemos hacia la energía limpia, uno de los principios que nos guiarán será la diversidad de las energías renovables».
California aspira a generar el 60 % de su electricidad a partir de fuentes renovables para 2030 y a eliminar todas las emisiones de gases de efecto invernadero para 2045. Para alcanzar ese objetivo, su red necesita mucha más energía libre de carbono que esté disponible a demanda. Dos opciones habituales —la energía nuclear y la hidroeléctrica— afrontan una fuerte oposición política. Quedan pocos emplazamientos para construir presas. La última central nuclear de California, Diablo Canyon, de 2.240 MW, se desmantelará en 2025 (la segunda, la central nuclear de San Onofre, cerró en 2013).
Esto ha obligado al estado a construir más centrales de gas natural o baterías de iones de litio para garantizar un suministro estable. Ninguna opción es ideal. Las centrales de gas implican décadas de mayores emisiones, mientras que las baterías todavía no pueden suministrar energía durante más que unas pocas horas. Esto ha complicado los planes de California. A pesar de haber encargado 3.300 megavatios de nueva capacidad eléctrica, la Comisión de Servicios Públicos (PUC) aplazó en 2019 el cierre de cuatro centrales de gas natural para dar tiempo a que entraran en servicio más instalaciones de generación y almacenamiento.
Hasta ahora, las compañías eléctricas no daban prioridad a la generación de base con bajas emisiones de carbono. «La energía geotérmica cubre una carencia esencial para completar la transición energética», afirma Jesse Jenkins, ingeniero de sistemas energéticos de la Universidad de Princeton, quien calcula que algún día podría superar la capacidad de la energía nuclear y la hidroeléctrica. «La cuestión no es realmente el potencial técnico, sino el económico».
Hablemos de dinero
Controlled Thermal Resources cree saber cómo ganar dinero. Tras años de consumir energía solar y eólica barata, las compañías eléctricas se apresuran a reforzar la fiabilidad de sus sistemas eléctricos sin aumentar las emisiones.
Históricamente, la energía geotérmica parecía la opción más cara. La energía geotérmica puede costar unos 140 dólares por megavatio-hora, el doble que la energía eólica terrestre y casi cinco veces más que la solar, según la Comisión de Energía de California. En 2017, Berkshire Hathaway, de Warren Buffett, que posee derechos sobre gran parte del campo geotérmico del mar de Salton, finalmente renunció a un permiso para una central de 215 MW, tras años de dificultades para encontrar compradores para su electricidad.
En realidad, la geotérmica es la opción más barata cuando se incluyen las externalidades.
Michael J. Coren
Pero ese cálculo pasaba por alto algo fundamental: la energía eólica y la solar no pueden proporcionar energía de base. Una forma más adecuada de calcular el costo para las compañías eléctricas es medir el precio de añadir un megavatio concreto a la red. La electricidad que se puede activar o desactivar vale más que la que no se puede controlar. Con este enfoque, la Administración de Información Energética de EE. UU. afirma que la nueva capacidad geotérmica en 2025 debería costar apenas 37 dólares por megavatio-hora, menos que casi todas las demás fuentes, salvo la energía solar fotovoltaica (36 dólares por MWh).
«En realidad, la geotérmica es la opción más barata cuando se incluyen las externalidades», afirma Dennis Kaspereit, vicepresidente de Geothermal Resource Group. De repente, se están firmando nuevos acuerdos geotérmicos, pese a los precios mínimos históricos de la energía eólica, solar y del gas natural. Los productores de energía geotérmica anunciaron tres acuerdos en California en 2020; el mayor —un contrato de 25 años y 40 megavatios, valorado en 627 millones de dólares (PDF)— corresponde al proyecto Hell’s Kitchen de CTR.
Y esos ingresos son solo la guinda del pastel, afirma Czapla, de CTR. La empresa espera ganar aún más mediante la extracción de minerales. Después de bombear salmuera caliente para generar electricidad, CTR extraerá litio y absorberá el mineral como una esponja mediante un proceso químico desarrollado por la empresa emergente Lilac Solutions, respaldada por Breakthrough Energy Ventures, de Bill Gates. El agua se bombea de nuevo bajo tierra, al mismo yacimiento. Se prevé que la demanda de litio, esencial para las baterías de los coches eléctricos, se multiplique por 10 para 2030.
Aunque por fin parece haber llegado a California el momento de las centrales geotérmicas rentables, no todos los lugares tienen tanta suerte como el mar de Salton. El emplazamiento se encuentra sobre una peculiaridad geológica: hace más de 5 millones de años, una grieta sobre la falla de San Andrés se fue llenando lentamente de capas de limo y sedimentos. Esta roca porosa, dispuesta como un pastel de bodas, se encuentra justo sobre una cámara de magma al rojo vivo, que crea la salmuera caliente y salada adecuada para hacer girar turbinas y extraer minerales.
Como los ingenieros no pueden esperar millones de años a que se forme otro mar de Salton para generar energía limpia, llevan décadas buscando formas de hacerlo por su cuenta. Por fin lo están logrando.
Geotermia por cuenta propia
En 1974, la búsqueda para crear campos geotérmicos artificiales comenzó oficialmente cuando el laboratorio de Los Álamos patentó un método para construir yacimientos geotérmicos en roca caliente y seca. Lo llamaron Sistema Geotérmico Mejorado (EGS). Apenas tres años después, los ingenieros perforaban y fracturaban el subsuelo de Fenton Hill, Nuevo México, sentando las bases para todos los proyectos EGS posteriores.
Resulta que crear nuevos campos geotérmicos requiere la combinación adecuada de roca y calor. Por suerte, esas condiciones existen prácticamente en todas partes, si se está dispuesto a perforar. Por cada kilómetro de profundidad en la corteza terrestre, la temperatura aumenta unos 25 °C. «Si se encuentra la manera de aprovecharlo, se puede obtener una cantidad fenomenal de energía», afirma Will Fleckenstein, profesor de ingeniería que estudia la perforación no convencional en la Escuela de Minas de Colorado. «Está prácticamente en todas partes».
Cuando los ingenieros de Fenton Hill perforaron aproximadamente un kilómetro, fracturaron las formaciones rocosas, inyectaron agua y la recogieron de nuevo, imitaron el proceso natural de extracción de vapor en formaciones ricas en agua, como la del mar de Salton. Durante nueve meses, el sistema alimentó una modesta turbina de 60 kW utilizando una formación geológica que nunca antes había producido electricidad.
Los primeros intentos en el Reino Unido, Japón y Francia, afectados por pérdidas de agua y fracturas insuficientes, no lograron reproducir el resultado. El EGS no pareció viable hasta finales de la década de 1990, cuando ingenieros australianos perforaron roca aún más profunda que ya presentaba fracturas horizontales. Desde entonces, los investigadores han creado con éxito enormes yacimientos EGS. Los proyectos de Desert Peak, Nevada (2013), Raft River, Idaho (2011), y Soultz-sous-Forets, Francia (2010), ahora suministran un flujo controlado de agua sobrecalentada que genera electricidad a precios cercanos a los comerciales. Estas técnicas también están aumentando la producción de campos geotérmicos existentes.
La inversión ha seguido a estos proyectos de demostración. El presupuesto de la división geotérmica del Departamento de Energía de EE. UU. superó los 1.000 millones de dólares por primera vez este año. EE. UU. ha destinado unos 200 millones de dólares hasta 2024 para comercializar la tecnología EGS a través de su Observatorio de Frontera para la Investigación en Energía Geotérmica (programa FORGE).
La inversión privada ha empezado a crecer ante esta perspectiva. En el primer semestre de 2020, las inversiones geotérmicas mundiales superaron los 675 millones de dólares, seis veces más que el año anterior, según Bloomberg New Energy Finance (las inversiones en energías renovables en general aumentaron solo un 5% durante ese período). Según Rystad Energy, se prevé que en cinco años la capacidad mundial de producción geotérmica aumente de 16 gigavatios a 24 GW.
Tanto CTR como sus competidores pueden beneficiarse si logran comercializar esta tecnología. Sin embargo, el Breakthrough Institute, un grupo de investigación ambiental, sostiene que no basta con asegurar el lugar de la energía geotérmica en la combinación de energías renovables. La industria necesita proyectos mucho más grandes, y muchos más, para recorrer la curva de experiencia, la pronunciada caída de precios de la que disfrutaron la energía eólica y la solar cuando sus industrias se expandieron por todo el mundo. «Necesitamos cinco o diez proyectos FORGE para aprovechar suficientemente los avances tecnológicos y poder fracasar, innovar, tener éxito y demostrar, reduciendo los costos en el proceso», sostiene. «La energía geotérmica no está limitada por los recursos potenciales, sino por el costo de la tecnología necesaria para extraerla».
Es probable que el éxito de la energía geotérmica siga una trayectoria similar a la de los combustibles fósiles que está llamada a sustituir, en particular el gas natural. El auge del petróleo de esquisto en EE. UU., que convirtió al país en uno de los mayores productores de petróleo del mundo, solo se produjo después de que décadas de financiación federal ayudaran a perfeccionar las técnicas de perforación no convencional y fracturación hidráulica. Cuando los costos bajaron lo suficiente para que las empresas obtuvieran ganancias, la industria despegó. El año pasado, el petróleo no convencional representó el 63% de la producción nacional total.
La tecnología geotérmica actual se encuentra en una situación similar. Pasar de la geotermia convencional a la geotermia mejorada requiere apoyo público que reduzca los costos e incentive una mayor producción de electricidad libre de carbono. Según las estimaciones del DOE, si disminuye el costo de la perforación no convencional para obtener calor (como ocurrió con el petróleo), el potencial práctico de la energía geotérmica podría multiplicarse por 10. Sin este apoyo, la industria podría seguir siendo un actor marginal, con expansión en unos pocos estados que cuentan con políticas sólidas a favor de las energías renovables y yacimientos fácilmente accesibles, pero sin llegar nunca a convertirse en el recurso universal que imaginan sus defensores.
Ese tipo de riesgos políticos es la razón por la que Controlled Thermal Resources decidió establecerse en EE. UU. «Nuestra intención original era formar parte de la industria geotérmica emergente que se iba a desarrollar en Australia», dice Czapla. Pero Australia tuvo cuatro primeros ministros en apenas cinco años y acabó con un gobierno conservador que apoyaba a la industria de los combustibles fósiles y abandonó importantes iniciativas climáticas. «Desaparecieron todos los compromisos de apoyar el desarrollo de las energías renovables», dice Czapla. «Unas dos docenas de empresas que cotizaban públicamente en Australia para desarrollar la energía geotérmica ya no cotizan».
Sin un lugar que les diera la bienvenida, CTR recorrió el mundo en busca de dónde establecerse. California ofrecía un refugio: ricos yacimientos geotérmicos, grandes ciudades, numerosas líneas de transmisión y un objetivo legislativo de eliminar las emisiones que garantizaba décadas de demanda.
«Aquí», añade Czapla, «no hay riesgo político». Ahora, dice, lo único que necesita la empresa es tiempo.
