Jason Czapla atravessa um antigo leito de lago no centro do sul da Califórnia. O solo ferve aos nossos pés enquanto pequenos vulcões de lama expelem montes de lama quente e sulfurosa. O Mar Salton brilha à distância, chamando quando a temperatura matinal se aproxima de 106 graus Fahrenheit.
Tudo neste lugar, a cerca de 160 quilômetros da fronteira mexicana, parece que está prestes a queimar. Mas, para Czapla, um ex-engenheiro de petróleo, há poucos lugares onde ele gostaria de estar.
“É a tempestade perfeita em termos de um projeto de energia renovável”, diz o engenheiro-chefe da Controlled Thermal Resources, vestido com uma camisa pólo branca e óculos escuros esportivos que escondem a empolgação em seus olhos azuis. “Este é o melhor recurso do mundo.”
A Czapla é responsável por uma parcela de 7.380 acres de propriedade da Controlled Thermal Resources (CTR). É um pedaço de deserto árido que termina abruptamente no grande mar salino a leste de San Diego. Para um engenheiro geotérmico, é o paraíso.
Michael Coren / Quartz
Dois quilômetros abaixo da superfície está um caldeirão de água quente rica em minerais, onde as temperaturas podem ultrapassar 390 ° C. À medida que o Mar Salton recua, surgem oportunidades para transformar isso em energia e lucro. Se a Califórnia aprovar sua licença, a CTR começará a operar seu projeto Hell’s Kitchen Lithium and Power em 2023, uma das primeiras novas usinas geotérmicas dos EUA em quase uma década.
E quase certamente não será o último. Embora as margens do Mar Salton já abriguem 10 usinas geotérmicas, a maioria delas construída na década de 1980, geologia, política e demanda de energia se alinharam para fazer do Hell’s Kitchen, e projetos semelhantes, um grande investimento. mais uma vez.
Na última década, a Califórnia investiu bilhões de dólares em suas metas de energia renovável. Ela aumentou a energia eólica e solar além das expectativas, enquanto praticamente ignorava as usinas geotérmicas, apesar de possuir os campos geotérmicos mais produtivos dos EUA. Hoje, a energia eólica e solar fornecem mais de 86% de Capacidade renovável da Califórnia, enquanto as fontes geotérmicas fornecem aproximadamente a mesma quantidade de duas décadas atrás.
Mas em um mundo com limitações climáticas, a geotérmica, a “renovável esquecida”, tem uma segunda chance.
Tiro subterrâneo
No núcleo de ferro da Terra está uma fornalha nuclear. Graças principalmente à decadência da radioatividade que sobrou do nascimento do planeta, as temperaturas no centro da Terra, 4.000 milhas abaixo da superfície, excedem as da superfície do Sol (6.000 ° C ou 10.800 ° F). Com o tempo, esse calor migra para cima. A rocha derretida conhecida como magma se move para mais perto da superfície, carregando um calor enorme.
Quanto mais fundo você vai, mais quente fica. Pesquisadores da Southern Methodist University estimam que, a uma profundidade de 10 quilômetros, as temperaturas sob grande parte do oeste dos Estados Unidos excedem 300 ° C, bem acima do que as usinas geotérmicas precisam para gerar eletricidade. Muito disso, em teoria, está ao alcance de brocas, as mais profundas das quais foram escavadas a 12 quilômetros de profundidade, principalmente em missões científicas.
MIT
O MIT calculou a quantidade de energia extraível abaixo dos EUA em 2006. Sua melhor estimativa, 200.000 exajoules, era tão grande que mesmo a liberação de 2% poderia suprir 2.000 vezes as necessidades de energia primária de todo o país, sem nenhuma melhoria tecnológica na tecnologia de perfuração.
Tudo o que precisamos fazer é tocá-lo.
Essa era a esperança quando a indústria geotérmica começou. Em 1960, a primeira planta geotérmica comercial nos Estados Unidos foi inaugurada em The Geysers, no norte da Califórnia. A turbina de 11 megawatts, extraindo vapor de formações naturais, logo inspirou outras fábricas no Havaí, Utah, Nevada e, claro, no Mar Salton da Califórnia, um foco de atividade inicial.
Enquanto as primeiras usinas geotérmicas drenavam seus reservatórios de vapor ou água e, portanto, de seu potencial de geração, um novo projeto na década de 1980, conhecido como “usinas binárias”, permitiu aos operadores extrair calor, mantendo o potencial de geração. O tamanho médio da planta era pequeno (cerca de 5 megawatts, apenas 3% do tamanho da planta média a carvão dos EUA), mas a capacidade cresceu rapidamente à medida que o Congresso apoiava a tecnologia em meio ao crise do petróleo dos anos 1970.
Apesar de seu enorme potencial, a opção geotérmica para os Estados Unidos foi amplamente ignorada.
Então tudo pareceu perder força. Os preços do carvão caíram, deixando a geotérmica menos competitiva. O financiamento federal ficou para trás. Em 1980, o DOE solicitou $ 111 milhões para geotérmica, mas recebeu apenas $ 15 milhões. Entre 2006 e 2019, os EUA gastaram apenas US $ 1 bilhão em tecnologia geotérmica, cerca de um décimo do que foi gasto em combustíveis fósseis e um terço do investimento em energia solar. “Apesar de seu enorme potencial”, dizem os pesquisadores do MIT, “a opção geotérmica para os Estados Unidos foi amplamente ignorada”.
Hoje, a geotérmica desempenha um papel menor na indústria de energia dos EUA, fornecendo apenas 0,4% da eletricidade do país em 2019. Até mesmo a Califórnia, lar dos maiores recursos geotérmicos de qualquer estado , gera apenas 5,5% da energia elétrica do estado a partir do recurso.
Mas a revolução da energia renovável, que antes desprezava a geotérmica, agora a torna essencial. A energia eólica e solar, por mais barata que possa ter se tornado, não pode gerar eletricidade o tempo todo. Mesmo se combinado com armazenamento de energia, como baterias, não pode fornecer eletricidade por tempo suficiente durante os períodos de pico.
Uma breve interrupção do fornecimento de energia pode causar o colapso da rede. Portanto, à medida que mais painéis solares e turbinas eólicas são instalados em porões de negócios, os operadores da rede devem encontrar maneiras de garantir eletricidade constante, mesmo que o pico de demanda ocorra apenas algumas vezes por ano. Para estados como a Califórnia em transição para uma rede elétrica 100% limpa, encontrar um suprimento de elétrons 24 horas por dia assumiu uma nova urgência.
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Um sistema fraturado
Em 14 de agosto de 2020, a rede da Califórnia estava à beira do colapso. O dia mais quente de agosto em mais de três décadas significava que a demanda estava ultrapassando rapidamente a oferta. Milhares de megawatts de energia solar e eólica ficaram fora do ar quando a noite caiu e os ventos pararam. As usinas de gás natural não acenderam como esperado. As importações de eletricidade de estados vizinhos diminuíram em meio à onda de calor.
Para evitar o colapso da rede elétrica da Califórnia, os operadores da sala de controle da CAISO, a operadora de sistema independente da Califórnia que gerencia a rede elétrica do estado, discavam desesperadamente em megawatts, ligando os telefones para garantir a energia em modo de espera. Os operadores pediram à Marinha dos Estados Unidos para desconectar os navios da costa e a Tesla devolveu a energia à sua fábrica.
Não foi suficiente.
Naquela noite, a Califórnia sofreu seus primeiros apagões contínuos em quase 20 anos. Dois milhões de pessoas viram sua queda de energia, e o estado por pouco evitou um desastre ainda pior.
O que aconteceu em 14 de agosto é totalmente inaceitável. Vamos construir a rede elétrica mais confiável do país.
A quase catástrofe chamou a atenção de legisladores que viram a instabilidade da rede como uma ameaça à economia do estado e às metas de descarbonização. Todo o sistema, ao que parecia, era mais frágil do que se acreditava anteriormente. “O que aconteceu em 14 de agosto é totalmente inaceitável”, disse David Hochschild, da Comissão de Energia da Califórnia. “Vamos construir a rede elétrica mais confiável do país. À medida que avançamos em direção à energia limpa, um dos princípios orientadores daqui para frente é a diversidade das energias renováveis. “
A Califórnia pretende gerar 60% de sua eletricidade a partir de fontes renováveis até 2030 e eliminar todas as emissões de gases de efeito estufa até 2045. Para cumprir esse objetivo, sua rede precisa de muito mais energia livre de carbono do que é disponível mediante solicitação. Duas opções comuns, nuclear e hidrelétrica, enfrentam forte oposição política. Poucos locais de barragem permanecem. A última usina nuclear da Califórnia, a Diablo Canyon de 2.240 MW, será fechada em 2025 (a segunda, a Usina Nuclear de San Onofre, foi fechada em 2013).
Isso forçou o estado a construir mais usinas de gás natural ou baterias de íon-lítio para garantir um abastecimento constante. Também não é ideal. As usinas a gás significam décadas de emissões mais altas, enquanto as baterias ainda não conseguem fornecer energia por mais de algumas horas. Isso complica os planos da Califórnia. Apesar de solicitar 3.300 megawatts de nova capacidade de energia, a Comissão de Serviços Públicos (PUC) atrasou o fechamento de quatro usinas de gás natural em 2019 para permitir tempo para que mais geração e armazenamento entrem em ação.
As concessionárias não estavam priorizando a carga básica de baixo carbono até agora. “A geotérmica preenche uma lacuna crítica na conclusão da transição energética”, diz Jesse Jenkins, um engenheiro de sistemas de energia da Universidade de Princeton, que estima que um dia poderá exceder a capacidade nuclear e hidrelétrica. “O potencial técnico não é realmente o problema. É a questão econômica ”.
Mostre-me o dinheiro
A Controlled Thermal Resources acredita que sabe como ganhar dinheiro. Depois de anos consumindo energia solar e eólica barata, as concessionárias estão lutando para fortalecer a confiabilidade de seus sistemas de energia sem aumentar as emissões.
Historicamente, a geotérmica parecia a opção mais cara. A energia geotérmica pode custar cerca de US $ 140 por megawatt-hora, o dobro do preço da energia eólica onshore e quase cinco vezes mais do que a solar, de acordo com a Comissão de Energia da Califórnia. Em 2017, a Berkshire Hathaway de Warren Buffet, que detém os direitos de grande parte do campo geotérmico de Salton Sea, finalmente abandonou uma licença para uma usina de 215 MW depois de anos de luta para encontrar compradores para sua eletricidade.
Geotérmico é realmente o mais barato quando as externalidades são adicionadas.
Mas esse cálculo ignorou algo fundamental: eólica e solar não podem fornecer energia de carga de base. A melhor maneira de calcular o custo das concessionárias é medir o preço de adicionar um determinado megawatt à rede. Os elétrons que podem ser ativados ou desativados valem mais do que aqueles que não podem. Usando esta abordagem, diz a Administração de Informação de Energia dos Estados Unidos, a nova capacidade geotérmica em 2025 deve custar apenas US $ 37 por megawatt-hora, mais barato do que quase todas as fontes, exceto solar PV (US $ 36 por MWh).
“Geotérmico é realmente o mais barato quando você adiciona as externalidades”, disse Dennis Kaspereit, vice-presidente do Grupo de Recursos Geotérmicos. De repente, novos acordos geotérmicos estão sendo assinados, apesar dos preços baixos recordes para vento, solar e gás natural. Os produtores de energia geotérmica anunciaram três acordos na Califórnia em 2020, e o maior, um acordo de 25 anos e 40 megawatts avaliado em $ 627 milhões (pdf), é para o projeto Hell’s Kitchen da CTR.
E essa receita é apenas a cereja do bolo, diz Czapla da CTR. A empresa espera fazer ainda mais extraindo minerais. Depois que o CTR bombeia salmoura quente para gerar eletricidade, ele extrairá o lítio, absorvendo o mineral como uma esponja por meio de um processo químico desenvolvido por uma startup, Lilac Solutions, apoiada pela Breakthrough Energy Ventures de Bill Gates. A água é bombeada de volta para o subsolo para o mesmo reservatório. A demanda por lítio, crítica para baterias de carros elétricos, deve crescer dez vezes até 2030.
Michael Coren / Quartz
Embora a hora de usinas geotérmicas lucrativas para a Califórnia finalmente tenha chegado, nem todos os lugares têm a mesma sorte do Mar Salton. O local está localizado em um acidente geológico: há mais de 5 milhões de anos, uma rachadura na falha de San Andreas foi lentamente preenchida com camadas de lodo e sedimentos. Este bolo de casamento de rocha porosa fica sobre uma câmara de magma em brasa, criando a salmoura quente e salgada certa para girar turbinas e extrair minerais.
Como os engenheiros não podem esperar milhões de anos por outro Salton Sea para gerar energia limpa, eles vêm trabalhando há décadas em maneiras de fazer isso sozinhos. Eles estão finalmente tendo sucesso.
DIY geotérmica
Em 1974, a busca pela criação de campos geotérmicos artificiais (pdf) começou oficialmente quando o laboratório de Los Alamos patenteou um método para construir reservatórios geotérmicos em rocha quente e seca. Eles o chamaram de Enhanced Geothermal System (EGS). Apenas três anos depois, os engenheiros estavam perfurando e detonando abaixo de Fenton Hill, Novo México, estabelecendo as bases para todos os esforços de EGS a seguir.
Acontece que a criação de novos campos geotérmicos requer a combinação perfeita de rocha e calor. Felizmente, essas condições existem em quase qualquer lugar, se você estiver disposto a perfurar. Para cada quilômetro de profundidade na crosta terrestre, as temperaturas sobem cerca de 25 ° C. “Se você conseguir encontrar uma maneira de aproveitar isso, poderá obter uma quantidade fenomenal de energia”, disse Will Fleckenstein, professor de engenharia que estuda perfuração não convencional em a Escola de Minas do Colorado. “Está essencialmente em todo lugar.”
Quando os engenheiros de Fenton Hill perfuraram cerca de 1 quilômetro abaixo, fraturaram formações rochosas, injetaram água e a coletaram novamente, eles imitaram o processo natural de extração de vapor em formações ricas em água como o Mar Salton. Por nove meses, o sistema alimentou uma modesta turbina geológica de 60 kW que nunca havia produzido eletricidade antes.
Os primeiros esforços no Reino Unido, Japão e França, atormentados por vazamentos de água e fraturas inadequadas, lutaram para reproduzir o feito. Somente no final da década de 1990, quando engenheiros australianos perfuraram rochas ainda mais profundas com fraturas horizontais existentes, que o EGS parecia viável. Desde então, os pesquisadores criaram com sucesso enormes reservatórios de EGS. Projetos em Desert Peak, Nevada (2013), Raft River, Idaho (2011) e Soultz-sous-Forets, França (2010) agora fornecem um fluxo controlado de água superaquecida que gera eletricidade a preços próximos aos preços comerciais. E os campos geotérmicos existentes estão vendo um aumento na produção usando essas técnicas.
Invest seguiu esses projetos de demonstração. A divisão geotérmica do DOE viu seu orçamento exceder US $ 1 bilhão pela primeira vez este ano. Os Estados Unidos comprometeram cerca de US $ 200 milhões até 2024 para comercializar tecnologia EGS por meio de seu programa Observatório Frontier para Pesquisa em Energia Geotérmica (FORGE).
O investimento privado começou a aumentar cedo. No primeiro semestre de 2020, os investimentos geotérmicos globais ultrapassaram US $ 675 milhões, seis vezes mais que no ano anterior, de acordo com a Bloomberg New Energy Finance (os investimentos em energias renováveis em geral aumentaram apenas 5% durante esse período). Em cinco anos, a capacidade global de produção geotérmica deve aumentar de 16 gigawatts para 24 GW, de acordo com a Rystad Energy.
Tanto a CTR quanto seus concorrentes se beneficiarão se puderem comercializar essa tecnologia. Mas o Breakthrough Institute, um grupo de pesquisa ambiental, argumenta que não é suficiente garantir o papel da energia geotérmica na matriz de energia renovável. A indústria precisa de projetos muito maiores, e muito mais, para percorrer a curva de experiência, a queda acentuada nos preços que a energia eólica e solar desfrutam à medida que sua indústria se torna global. “Precisamos de cinco ou dez projetos FORGE para construir o suficiente sobre desenvolvimentos tecnológicos e falhar, inovar, ter sucesso e demonstrar, reduzindo custos ao longo do caminho”, argumenta. “A energia geotérmica não é limitada por recursos potenciais, mas pelo custo da tecnologia para recuperá-lo. “
O sucesso da geotérmica provavelmente refletirá a história dos combustíveis fósseis que está prestes a substituir, especialmente o gás natural. O boom do petróleo de xisto nos EUA, que fez dos EUA um dos maiores produtores de petróleo do mundo, só teve sucesso depois de décadas de financiamento federal que ajudou a aperfeiçoar técnicas de perfuração não convencionais e fraturamento hidráulico. Quando os custos caíram o suficiente para que as empresas se beneficiassem, o setor decolou. No ano passado, o óleo não convencional representou 63% da produção nacional total.
A tecnologia geotérmica de hoje está em um lugar semelhante. A mudança de energia geotérmica convencional para energia geotérmica melhorada requer apoio público que reduza custos e incentive mais eletricidade livre de carbono. Presumindo que o custo da perfuração de calor não convencional diminua (como aconteceu com o petróleo), o potencial prático da energia geotérmica poderia aumentar por um fator de 10, estima o DOE. Sem esse apoio, a indústria poderia permanecer um ator marginal, expandindo-se para alguns estados com fortes políticas de energia renovável e reservatórios de fácil acesso, mas nunca se tornando os recursos universais que seus proponentes imaginam.
Esses tipos de riscos de política são o motivo pelo qual a Controlled Thermal Resources está fazendo uma afirmação nos EUA “Nossa intenção era originalmente fazer parte da indústria geotérmica emergente que se desenvolveria na Austrália”, diz Czapla. Mas a Austrália viu quatro primeiros-ministros passarem pelo ciclo em apenas cinco anos, encerrando um governo conservador que apoiou a indústria de combustíveis fósseis e abandonou os principais esforços climáticos. “Todos os compromissos de apoio ao desenvolvimento de energias renováveis desapareceram”, diz Czapla. “Cerca de duas dúzias de empresas de capital aberto na Austrália para desenvolvimento geotérmico não estão mais listadas.”
Sem um lar acolhedor, a CTR percorreu o mundo em busca de um lugar para se estabelecer. A Califórnia ofereceu um paraíso: ricos reservatórios geotérmicos, grandes cidades, muitas linhas de transmissão e uma meta legislativa para eliminar as emissões que garantiram décadas de demanda.
“Aqui”, acrescenta Czapla, “não há risco político”. Tudo o que a empresa precisa agora, diz ele, é tempo.
