Aquellos que apoyan este concepto, que aún no ha sido probado, obtuvieron el apoyo y una necesaria inyección de efectivo por parte del Departamento de Energía de los EE.UU., que recientemente subvencionó la investigación de energía geotermal con 338 millones de dólares provenientes de los fondos de estímulo. Alrededor de 16 millones de dichos fondos se compartirán entre nueve proyectos relacionados con el dióxido de carbono y dirigidos por el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley junto a otros laboratorios nacionales, además de la compañía de química combinatorial Symyx Technologies, con sede en Califo ia, y varias otras universidades de los EE.UU.
Esta es la idea: El dióxido de carbono enviado a regiones de alta temperatura a kilómetros bajo tierra es capaz de traer el calor a la superficie de forma eficiente, donde después puede utilizarse para generar electricidad. Lo más probable es que el proceso permita que una gran cantidad de dióxido de carbono permanezca bajo tierra, y por tanto fuera de la atmósfera, según señala el líder de proyecto y científico de materiales de Symyx Miroslav Petro. “Logramos secuestrar el dióxido de carbono y, al mismo tiempo, generar energía a partir de él.”
El concepto fue propuesto por primera vez como forma de mejorar los sistemas encargados de bombear agua a grandes profundidades para fracturar las rocas calientes, y después volver a subir el agua caliente a través de un segundo pozo para generar energía, y volverla a enviar tierra abajo. Hasta la fecha la tecnología ha estado fallando debido a la dificultad para fracturar la roca y extraer el calor geotermal y mantener su flujo. El proyecto Soultz-sous- Fôrets de la Unión Europea en Alsacia, Francia, el proyecto más importante de su categoría en el mundo, ha tardado 20 años en alcanzar sólo 1,5 megavatios de generación de energía (lo suficiente como para cubrir 1.500 hogares). Además el proceso ha afectado negativamente a las comunidades cercanas debido a los pequeños terremotos que provoca la agresiva fractura de la roca.
En el año 2000, el físico Donald Brown, del Laboratorio Nacional Los Alamos, propuso reemplazar el agua con dióxido de carbono supercrítico, una forma presurizada que es en parte gas, en parte líquido. El dióxido de carbono supercrítico es menos viscoso que el agua y por tanto debería fluir más libremente a través de la roca. Brown señaló que el efecto sifón debería ayudar al ciclo del dióxido de carbono, gracias a la diferencia de densidad entre el CO2 supercrítico que se bombea hacia abajo y el gas más caliente que viene hacia arriba, rebajando drásticamente las pérdidas de energía provenientes del bombeo de los fluidos. Además, señaló Brown, en vez de utilizar un recurso tan preciado como el agua dulce, este proyecto basado en el dióxido de carbono podría llegar a secuestrar una cantidad equivalente a 70 años de emisiones de CO2 desde una planta eléctrica de carbón de 500 megavatios.
Seis años más tarde, el hidrogeólogo Karsten Pruess desde el Lawrence Berkeley llevó a cabo el primer modelo detallado de la tecnología. Pruess estimó que un proyecto como el de Soultz-sous-Fôrets podría producir aproximadamente un 50 por ciento más de calor con dióxido de carbono que con agua. La mayoría de los proyectos subvencionados por el DOE están pensados para poner a prueba el optimismo de Pruess.
La cuestión más importante, según Petro, es cómo interactuará el dióxido de carbono supercrítico con las rocas y los minerales. El CO2 supercrítico también tiene una relación particularmente complicada con el agua. Por sí solo, el CO2 supercrítico no se espera que pueda disolver los minerales de las rocas—un problema de gran importancia que se da con el método basado en agua. Sin embargo, según afirma Petro, añadir una fracción de agua al CO2 supercrítico podría acabar formando un “agua de soda acídica” super disolvente.
Mientras tanto, al menos un desarrollador está buscando financiación para una demostración de campo de esta tecnología geotermal basada en dióxido de carbono. En septiembre, el desarrollador geotermal GreenFire Energy, con sede en Salt Lake City, anunció una unión empresarial con el pequeño desarrollador de petróleo Enhanced Oil Resources, para construir una planta de demostración basada en CO2 de dos megavatios cerca de la frontera entre Arizona y Nuevo México. Las compañías proponen comenzar con los pozos de perforación en 2010 para acceder a las rocas calientes por debajo de una reserva natural subterránea de dióxido de carbono. Creen que la localización del proyecto podría producir el calor suficiente como para generar hasta 800 megavatios de energía y, en el proceso, podría absorber gran parte del dióxido de carbono generado por las seis grandes plantas eléctricas de carbón de la región.
En vez de añadir CO2 a los planes de energía geotermal, el grupo de investigación de geofluidos de la Universidad de Minnesota, uno de los subvencionados por el DOE, propone añadir la extracción de energía geotermal a los planes existentes de captura y almacenaje de carbono. Martin Saar, geofísico de la Universidad de Minnesota encargado de dirigir el grupo de geofluidos, afirma que este esquema producirá un valor añadido a partir de las operaciones que ya se encargan de bombear CO2 supercrítico para su almacenaje en acuíferos salinos profundos, o en formaciones de petróleo y gas para acelerar la producción. Ese dióxido de carbono recogerá el calor de las rocas colindantes, afirma Saar, ¿así que por qué no hacer circular parte de ese calor para generar energía? Esto elimina la necesidad de fracturar rocas. Y aprovecha el equipamiento existente, así como los pozos de perforación, con lo que se reducen los costes dentro de las plantas geotermales.
Saar está investigando el modo en que el CO2 supercrítico interactúa con las rocas, los minerales y el agua. Comprender este último punto es de importancia crítica para el esquema de Minnesota, puesto que el dióxido de carbono inyectado en el acuífero salino se mezclará con el agua. Sin embargo, Saar afirma que puede que resulte menos problemático de lo que parece, puesto que los grandes volúmenes de CO2 inyectados en el acuífero salino se deberían separar para formar una capa distinta. “El CO2 supercrítico es realmente menos denso que el agua salada, por tanto dentro del acuífero se colocará por encima y justo debajo del techo de roca.”
Si el trabajo del laboratorio logra confirmar esa y otras predicciones, afirma Saar, podrían empezar a poner a prueba la tecnología geotermal basada en CO2de aquí a tres años.