El mercado europeo de la calefacción geotérmica, dominado en su día por un puñado de países, va a experimentar un gran auge en los próximos años, ya que los gobiernos se esfuerzan por encontrar una alternativa asequible a la costosa calefacción de gas, según un estudio de Rystad Energy.
Se prevé que la capacidad total instalada supere los 6,2 gigavatios térmicos (GWt) en 2030, lo que supone un aumento del 58% respecto al total actual de 3,9 GWt desarrollos, que se espera que cuesten unos 7.400 millones de dólares.
La tecnología geotérmica, una fuente de calefacción renovable y fiable, existe desde hace décadas, pero su apogeo puede estar muy cerca. Debido a sus elevados costos de desarrollo en comparación con otras fuentes de energía y a los riesgos relacionados con las condiciones del subsuelo y las tasas de éxito de las perforaciones, su adopción generalizada ha sido relativamente limitada hasta la fecha.
La reciente entrada de nuevos actores en el mercado geotérmico, muchos de los cuales proceden de la industria del petróleo y el gas, está haciendo que las empresas sigan adelante con proyectos piloto destinados a resolver los retos del sector.
La geotermia es una fuente prácticamente ilimitada de energía constante que podría desempeñar un papel crucial a la hora de abordar la seguridad energética y la asequibilidad en las próximas décadas.
A medida que los países europeos avanzan en la descarbonización de su mix energético y persiguen fuentes seguras de calefacción para los meses de invierno ante las tensiones geopolíticas, las inversiones en proyectos geotérmicos se dispararán, afirma Daniel Holmedal, analista senior, Rystad Energy.
Los países que apuestan por la energía geotérmica
La calefacción geotérmica tiene una larga historia en Europa, con el sector históricamente liderado por Islandia, Francia y Hungría. Desde 2010, sin embargo, más países se han unido a la acción, con Alemania y los Países Bajos mostrando planes de crecimiento hacia 2030 que los verían liderar las listas en términos de capacidad instalada.
La inseguridad energética ante la repentina caída de los flujos de gas ruso, ha llevado a Alemania a invertir dinero en proyectos geotérmicos y se espera que gaste más de 1.500 millones de dólares de aquí a 2030.
En los últimos 10 años, la capacidad instalada en el país se ha duplicado, pasando de 200 megavatios térmicos (MWt) en 2012 a 400 MWt en la actualidad. Para 2030, la capacidad se duplicará de nuevo y se acercará a los 850 MWt. El único país que instalará más capacidad entre 2022 y 2030 será Países Bajos, que tendrá más de 1 GWt de capacidad a finales de la década, gastando 1.100 millones de dólares en el proceso.
Se espera también que los países que fueron los primeros en adoptar la calefacción geotérmica, como Islandia, Francia y Hungría, aumenten sus instalaciones de capacidad, pero a un ritmo más lento.
El Reino Unido ha llegado algo tarde a la fiesta, centrándose más en proyectos de energía geotérmica y con sólo 20 MWt de capacidad de calefacción geotérmica en la actualidad, pero se espera que ese total supere los 100 MWt en 2030. Se espera que el gobierno británico gaste más de 470 millones de dólares en calefacción geotérmica para el final de la década.
Algunas preocupaciones
No todo son buenas noticias para el sector, ya que persisten los problemas relacionados con las tasas de éxito de las perforaciones y el costo de desarrollo de proyectos a gran escala.
La red de calefacción suele ser el componente de costo más importante de los proyectos de calefacción urbana geotérmica. Dado que las redes de calefacción se instalan a nivel local, éstas suelen estar financiadas por las autoridades locales o ya han sido construidas.
En el análisis de Rystad Energy se excluyó los gastos de las redes de calefacción. Tras esta exclusión, el coste de perforación se convierte en el principal factor de los costos del proyecto.
Dependiendo de las temperaturas del subsuelo en la ubicación del proyecto, la profundidad de los pozos oscila entre un par de cientos de metros y un par de miles de metros.
La longitud media de las perforaciones en los proyectos europeos de calefacción urbana geotérmica es de unos 2.000 metros, pero algunos proyectos recientes de gran profundidad, como los del Reino Unido y Finlandia, han superado los 5.000 metros. La contribución de los costes de perforación a los costes totales del proyecto tiende a disminuir a medida que los proyectos son más grandes, pero la profundidad de los pozos y las tasas de éxito de la perforación son otros dos factores importantes.
El éxito de la perforación es variable y depende en gran medida de la ubicación específica del pozo y de la madurez de la industria en ese país concreto.
Por ejemplo, los índices de éxito en Alemania y Hungría suelen superar el 90%, pero los índices similares en los Países Bajos se hunden hasta el 70%. Esto puede atribuirse en gran medida a que la industria geotérmica holandesa está en pañales en comparación con sus vecinos.
Analizar el costo nivelado de la calefacción (LCOH) de los proyectos geotérmicos en comparación con otras fuentes es un punto de referencia útil para evaluar su validez a largo plazo.
El LCOH es el costo de producir 1 megavatio hora (MWh) de energía térmica en dólares estadounidenses. La cifra se calcula descontando el gasto en dólares y la generación en MWh de cada año de la vida útil de la central a un valor actual y dividiendo el costo total descontado por la generación total descontada.
Para los proyectos de la base de datos de Rystad, establecieron una vida útil de 35 años y una tasa de descuento del 7,5%.
El costo de los proyectos geotérmicos puede variar
El LCOH de los proyectos geotérmicos puede variar mucho, ya que depende del tamaño del proyecto, de la profundidad de los pozos y de la temperatura del suelo: un lugar más frío somete al sistema a una mayor presión y tendrá un coste nivelado menor durante su vida útil.
El costo medio ponderado de la capacidad en Europa, excluida Islandia, es de 39 dólares. Sin embargo, el coste nivelado varía mucho entre países. Francia tiene uno de los costos medios ponderados por capacidad más bajos por proyecto, con unos 26 dólares por MWh, mientras que el LCOH de Suiza asciende a 64 dólares por MWh.
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