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El almacenamiento de energía térmica en reservorios de petróleo agotados entra en prueba en California para guardar calor en el subsuelo, generar electricidad y ampliar el debate sobre energía solar y campos maduros. La demostración prevé 100 kW y más de 12 horas de almacenamiento, pero aún está en fase de desarrollo antes de cualquier operación comercial.
Un reservorio de petróleo agotado puede asumir una nueva función en California: guardar calor en el subsuelo para generar electricidad después. El proyecto prevé una unidad de demostración de almacenamiento de energía térmica, con capacidad de 100 kW y previsión de proporcionar electricidad por más de 12 horas.
El 25 de julio de 2024, el Departamento de Energía de EE.UU., órgano federal responsable de políticas energéticas, publicó la selección del programa de 2023 enfocado en combustibles solares térmicos y almacenamiento de energía por calor solar concentrado. La lista oficial incluye la empresa Premier Resource Management, responsable de una demostración prevista para Bakersfield, en California.
La página del programa identifica una planta demostrativa de 100 kilovatios eléctricos, con previsión de almacenar calor en el subsuelo por más de 12 horas en reservorios de petróleo agotados. El registro también clasifica la iniciativa como proyecto en desarrollo, sin indicar operación comercial concluida.
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El sistema no usa baterías dentro de los pozos. La tecnología pretende calentar agua con energía solar, llevar ese calor hasta una formación subterránea y recuperarlo después para generar electricidad en otro momento.
Proyecto de California aún es una demostración en desarrollo
La unidad planeada no es una planta comercial lista. Integra una línea de investigaciones enfocada en el uso de la energía solar térmica concentrada, sistema que aprovecha el calor del Sol para calentar fluidos y guardar energía.
El proyecto pasa por estudios de ingeniería, análisis de riesgos, evaluación de costos, planificación de obras y etapas de licenciamiento. La construcción completa, la perforación de pozos, la instalación de los equipos solares y las pruebas de operación aparecen como fases posteriores del cronograma técnico.
Este punto evita una interpretación errónea: California no ganó una nueva fuente de energía lista para atender la red eléctrica. Lo que existe es una planta piloto, creada para mostrar si el sistema puede guardar y recuperar calor de forma controlada.
Agua calentada por el Sol debe llevar calor hasta el reservorio
El funcionamiento previsto es simple de entender. Equipos solares deben calentar agua, que será enviada a una formación subterránea por un pozo de inyección. El agua caliente quedará almacenada en el reservorio hasta el momento de ser usada.
Después, esta agua puede volver a la superficie para procesos industriales o para la generación de electricidad. El reservorio deja de ser visto solo como una estructura ligada al petróleo y pasa a ser probado como una reserva subterránea de calor.
En la práctica, el calor es la energía guardada. El agua funciona como medio de transporte, mientras que el subsuelo puede ayudar a mantener esa energía disponible por más tiempo. Esa es la base del almacenamiento de energía térmica estudiado en el proyecto.
Meta de 100 kW y más de 12 horas muestra el tamaño real de la prueba
La meta de 100 kW representa la capacidad eléctrica prevista para la unidad de demostración. Ya el período de más de 12 horas indica el tiempo de almacenamiento planeado antes de la recuperación de la energía.
Estos números no colocan el proyecto al mismo nivel de una gran planta. El objetivo es probar que el calor puede ser almacenado en un reservorio de petróleo agotado y utilizado después, incluso cuando la generación por fuentes renovables esté menor.
El Departamento de Energía de los EE.UU. describe la tecnología como una posible forma de guardar energía en períodos más largos y apoyar la red eléctrica cuando fuentes intermitentes, como solar y eólica, no entreguen suficiente energía por varias horas.
Pozos antiguos pueden tener nueva función, pero la seguridad sigue siendo esencial
Usar áreas antiguas de petróleo puede reducir la necesidad de comenzar todo desde cero en algunos casos. Aun así, cada pozo, tubería y reservorio necesita pasar por evaluación antes de recibir agua calentada y operar en una nueva actividad energética.
El programa Wells of Opportunity, iniciativa federal de reutilización de pozos, del Departamento de Energía de los EE. UU., organismo federal responsable de políticas energéticas, explica que los pozos de petróleo y gas inactivos o sin producción necesitan recibir las reparaciones necesarias antes de operar con agua de forma segura. La iniciativa trata de energía geotérmica, que aprovecha el calor natural de la Tierra.
Tras la adaptación, el agua puede ser enviada al pozo, calentarse en el subsuelo y volver a la superficie para generar electricidad o atender sistemas de calefacción y refrigeración. Este uso no es el mismo proyecto de almacenamiento térmico previsto para Bakersfield, pero ayuda a mostrar por qué la evaluación de los pozos es una etapa esencial.
El programa mencionado trabaja con energía geotérmica, que usa el calor natural del subsuelo. La prueba de California sigue otra ruta, pues pretende almacenar el calor obtenido de la energía solar. Aun así, los dos casos muestran que la condición de los pozos es decisiva para cualquier reutilización energética.
La prueba de California puede abrir discusión sobre campos maduros en Brasil
El caso norteamericano no significa que todo campo maduro brasileño pueda convertirse en reserva de energía. Cada área posee rocas, agua, presión, pozos, costos y reglas propias, lo que exige estudio antes de cualquier decisión.
La experiencia ayuda a ampliar el debate sobre cómo áreas que han perdido producción de petróleo pueden recibir otras funciones. En regiones con gran presencia de energía solar y eólica, guardar calor en el subsuelo puede ser una alternativa para usar energía captada en un horario diferente.
El mayor desafío está en probar que el sistema mantiene seguridad, controla pérdidas de calor y compensa los costos de adaptación. La unidad en California fue planeada justamente para responder a esas dudas antes de una aplicación mayor.
El proyecto californiano muestra un cambio de idea importante: un reservorio de petróleo agotado puede dejar de representar solo el fin de una actividad y pasar a ser estudiado como parte de un sistema de energía.
La meta de 100 kW por más de 12 horas aún pertenece a una demostración, pero apunta una posibilidad para el futuro del almacenamiento de energía en áreas marcadas por la producción de petróleo.
¿Ves el uso de campos de petróleo agotados para guardar energía como una oportunidad real o como una tecnología que aún necesita probar seguridad y costo? Comenta y comparte.
