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May 15, 2023

El proyecto de energía de West Kern convertiría un depósito de petróleo agotado en un almacenamiento geotérmico sintético

Premier Resource Management LLC, con sede en Bakersfield, propone construir un

Premier Resource Management LLC, con sede en Bakersfield, propone construir una instalación de almacenamiento de energía geotérmica de 10 megavatios y $ 100 millones en el oeste de Kern, y luego expandirla para generar 400 megavatios a un costo de $ 1.8 mil millones.

Los yacimientos petrolíferos heredados de Western Kern han ganado un nuevo interés recientemente como un lugar para enterrar el dióxido de carbono. Pero, ¿qué hay de usar también las amplias formaciones geológicas subterráneas del área para almacenar energía para la red eléctrica estatal?

Una empresa de Bakersfield está trabajando con científicos federales para desarrollar una planta en Antelope Hills que usaría espejos parabólicos para enfocar la luz solar en el agua subterránea que se inyectaría caliente en un depósito subterráneo. Más tarde, cuando se necesita energía, el vapor del agua caliente haría funcionar una turbina conectada a una subestación eléctrica cercana.

Un proyecto de demostración inicial de $ 100 millones planeado para debutar no antes de 2025 produciría 10 megavatios de energía eléctrica durante cinco horas todas las noches. Si todo va bien, podría crecer a 400 megavatios a un costo de $1.8 mil millones.

El proyecto de Premier Resource Management LLC podría representar una innovación novedosa en la combinación energética cada vez más diversa de Kern. El Laboratorio Nacional de Energía Renovable, uno de varios socios en el proyecto, señala que proyectos de energía geotérmica similares han funcionado en los Estados Unidos y Europa durante décadas, pero ninguno ha desplegado un depósito de petróleo y gas agotado.

La compañía dice que el proyecto desplazaría a las plantas de energía "pico" alimentadas por petróleo con un proceso cerrado de cero emisiones que utiliza agua subterránea salobre ya existente y genera un desperdicio mínimo. Si el concepto se expandiera a los campos petroleros de California, dice, la tecnología podría soportar una parte significativa de la energía del estado durante los momentos de máxima demanda.

"Creemos que los campos petroleros podrían cumplir aproximadamente la mitad de los objetivos de almacenamiento de energía de larga duración de California para 2045, con 45 gigavatios de potencial solo en el lado oeste (de Kern)", dijo por correo electrónico Mike Umbro, socio de desarrollo corporativo de Premier.

Existen algunas limitaciones: se necesitarían unos 15 meses para calentar el depósito lo suficiente como para generar energía de manera eficiente. Además, si se ejecutara sin parar durante 40 días, la operación tardaría meses en recalentarse.

Una publicación del 9 de marzo de NREL en su sitio web destacó su asociación en el proyecto, junto con la Oficina de Tecnologías Geotérmicas del Departamento de Energía de EE. UU., el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley y el Laboratorio Nacional de Idaho. Dijo que el trabajo ayudaría con la descarbonización del sector eléctrico al tiempo que apoyaría la diversidad, la equidad y la inclusión "si se adopta en las comunidades más afectadas por las altas facturas de calefacción y refrigeración".

"La utilización de este recurso no solo promoverá un ahorro de costos significativo", dijo NREL en la publicación, "sino que también alentará a las industrias de petróleo y gas a participar en la transición a una economía energética descarbonizada al aprovechar el capital y los activos existentes".

La principal funcionaria de permisos de energía del gobierno del condado de Kern, Lorelei Oviatt, dijo por correo electrónico que no tenía solicitudes para el proyecto y se abstuvo de comentar.

Premier dijo que sus mayores preocupaciones sobre permisos radican en la principal agencia reguladora de petróleo del estado, la División de Gestión de Energía Geológica de California, cuyas revisiones de proyectos se han desacelerado en los últimos tiempos. El proyecto propuesto requeriría exenciones de acuíferos y permisos de inyección subterránea.

La empresa quiere instalar 37 pozos geotérmicos, un panel solar de 60 acres y una serie de tanques para separar y limpiar el agua. Se estima que la planta duraría más de 50 años. El plan es conectarlo a una subestación cercana y una línea de transmisión de energía propiedad de Pacific Gas and Electric Co.

Unbro señaló que Premier comenzó a recaudar dinero en 2020 y continúa buscando apoyo financiero estatal y federal.

“Hay muchos inversionistas privados que buscan proyectos de energía limpia, particularmente con las acciones climáticas de California avanzando a un ritmo sorprendente”, escribió.

El almacenamiento de energía ha demostrado ser un elemento complicado pero fundamental para cumplir con los objetivos de energía renovable de California. Cuando la energía solar y eólica se desconecta y la demanda aún alcanza su punto máximo, el estado quiere algo más que baterías para mantener las luces encendidas. Otras formas de almacenamiento a gran escala, como el aire comprimido y la energía hidráulica bombeada, que se han propuesto localmente, vienen con etiquetas de precios elevados y conjuntos únicos de pros y contras.

La energía geotérmica ha utilizado tradicionalmente el vapor de las rocas calientes para hacer funcionar las turbinas. Si bien queda mucha capacidad por explotar, según estimaciones federales, existen inconvenientes como emisiones no deseadas y capacidades de transferencia limitadas.

Resource dice que un beneficio del llamado almacenamiento de energía geotérmica, o GeoTES, como propone la compañía, es que puede almacenar un calor inmenso que puede transferirse a la generación de electricidad a una tasa prácticamente ilimitada.

Espera completar estudios ambientales y planificar la mitigación este año mientras comienza un proceso de exención de acuíferos y permisos de inyección que espera terminar el próximo año.

Se puede contactar al editor de negocios John Cox por teléfono al 661-395-7404.

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