El mercado europeo de calefacción geotérmica, en un momento dominado por solo un puñado de países, experimentará un parche morado en los próximos años a medida que los gobiernos se esfuercen por encontrar una alternativa asequible a la costosa calefacción a gas, según muestra la investigación de Rystad Energy.

Se proyecta que la capacidad instalada total supere los 6,2 gigavatios térmicos (GWt) en 2030, un aumento del 58% con respecto al total actual de 3,9 GWt, desarrollos que se espera que cuesten aproximadamente $7400 millones.

Una fuente renovable y confiable de calefacción, la tecnología geotérmica ha existido durante décadas, pero su apogeo puede estar a la vuelta de la esquina. Debido a sus altos costos de desarrollo en comparación con otras fuentes de energía y los riesgos que rodean las condiciones del subsuelo y las tasas de éxito de la perforación, la adopción generalizada ha sido relativamente limitada hasta la fecha. 

Una afluencia reciente de nuevos jugadores en el mercado geotérmico, muchos de los cuales provienen de la industria del petróleo y el gas, está viendo a las empresas impulsar proyectos piloto destinados a resolver los desafíos de la industria.

“La energía geotérmica es una fuente prácticamente ilimitada de energía constante que podría desempeñar un papel crucial para abordar la seguridad energética y la asequibilidad en las próximas décadas", dijo Daniel Holmedal, analista sénior de Rystad Energy.

"A medida que los países europeos se mueven para descarbonizar su combinación de energía y buscan fuentes seguras de calefacción para los meses de invierno a la luz de las tensiones geopolíticas, las inversiones en proyectos geotérmicos se dispararán", agregó Holmedal.

La calefacción geotérmica tiene una larga historia en Europa, con la industria liderada históricamente por Islandia, Francia y Hungría. Sin embargo, desde 2010, 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.

Preocupada por la inseguridad energética a la luz de la repentina caída en los flujos de gas ruso, Alemania está invirtiendo dinero en proyectos geotérmicos y se espera que gaste más de US$ 1.500 millones para 2030.

En los últimos 10 años, la capacidad instalada en el país se ha duplicado de 200 megavatios térmica (MWt) en 2012 a 400 MWt en la actualidad. Para 2030, se prevé que la capacidad se duplique nuevamente y se acerque a los 850 MWt. El único país que instalará más capacidad entre 2022 y 2030 será Holanda, que tendrá más de 1 GWt de capacidad para finales de la década, gastando 1.100 millones de dólares en el proceso.

También se espera que los países que fueron los primeros en adoptar la calefacción geotérmica, como Islandia, Francia y Hungría, aumenten la capacidad de sus instalaciones, pero a un ritmo más lento. 

El Reino Unido llega un poco tarde a la fiesta, con más enfoque en proyectos de energía geotérmica y solo 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 del Reino Unido gaste más de US$ 470 millones en calefacción geotérmica a finales de la década.

ÉXITO DE PERFORACIÓN, COSTOS DE DESARROLLO SIGUEN SIENDO UNA PREOCUPACIÓN
Sin embargo, no todo son buenas noticias para la industria, ya que persisten los desafíos relacionados con las tasas de éxito de perforación y el costo de desarrollar proyectos a gran escala. 

La red de calefacción es generalmente el componente de costo más importante para los proyectos de calefacción urbana geotérmica. 

Dado que las redes de calefacción se instalan a nivel local, estas redes suelen estar financiadas por las autoridades locales o ya se han construido. Para el análisis, los expertos de Rystad exluyeron el gasto en estas redes. Después de esa exclusión, el costo de perforación se convierte en el factor clave de los costos del proyecto.

Según las temperaturas del subsuelo en la ubicación del proyecto, las profundidades de los pozos oscilan entre un par de cientos de metros y un par de miles de metros. La longitud de perforación promedio para los proyectos de calefacción de distrito geotérmicos europeos es de alrededor de 2000 metros, pero algunos proyectos ultra profundos recientes, incluidos los del Reino Unido y Finlandia, han superado los 5.000 metros. 

La contribución de los costos de perforación a los costos totales del proyecto tiende a disminuir a medida que los proyectos crecen, pero la profundidad del pozo 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 la madurez de la industria en ese país en particular. Por ejemplo, las tasas de éxito en Alemania y Hungría a menudo superan el 90%, pero tasas similares en los Países Bajos descienden hasta el 70%. Esto se puede atribuir en gran medida a que la industria geotérmica holandesa está en pañales en comparación con sus vecinos.

Analizar el costo nivelado de calefacción (LCOH) para proyectos geotérmicos en comparación con otras fuentes es un punto de referencia útil al evaluar su validez a largo plazo. LCOH es el costo de producir 1 megavatio hora (MWh) de energía térmica en dólares estadounidenses. 

El número se calcula descontando el gasto en dólares y la generación en MWh para cada año de vida útil de la planta a un valor actual y dividiendo el costo total descontado por la generación total descontada. Según los proyectos de la base de datos de Rystad, se supone una vida útil de 35 años y una tasa de descuento del 7,5%.

El LCOH de los proyectos geotérmicos puede variar ampliamente, afectado por el tamaño del proyecto, la profundidad del pozo y la temperatura a nivel del suelo: una ubicación más fría ejerce más presión sobre el sistema y tendrá un costo nivelado más bajo durante su vida útil. El LCOH ponderado por capacidad promedio para Europa (excluyendo Islandia) es de US$ 39. 

Sin embargo, el costo nivelado varía ampliamente entre países. Francia tiene uno de los costos promedio más bajos ponderados por capacidad por proyecto en alrededor de US$ 26 por MWh, mientras que el LCOH de Suiza registra US$ 64 por MWh.