Un grupo de investigadores de Laboratorio Nacional del Pacífico Noroeste, en Richland, Washington, afirman haber desarrollado un tipo de fluido extractor de calor que podría mejorar de forma dramática las condiciones económicas resultantes de producir energía renovable a partir de fuentes geotermales de baja temperatura.

Pete McGrail, miembro del laboratorio, afirma que el líquido se utiliza para absorber el calor del agua caliente que se bombea desde un punto subterráneo hasta un intercambiador de calor de una planta geotermal. Los investigadores fabricaron un tipo de nanomateriales propios hechos a partir de una serie de metales vinculados a unas moléculas orgánicas. Descubrieron que al añadir los nanomateriales a fluidos como el hexano o el pentano se mejoran significativamente las propiedades de captura de calor del líquido.

“Nuestra esperanza es que al mejorar la eficiencia tanto como creemos que podemos mejorarla, los proyectos puedan resultar económicos a profundidades más superficiales,” afirma McGrail. “Sería posible trabajar en áreas que o hoy día se consideran marginales o poco económicas.”

No existe escasez de energía geotermal bajo nuestros pies. Si se taladra lo suficientemente hondo se acaba encontrando calor. Un estudio liderado por el MIT en 2006 concluyó que los sistemas de energía geotermal tienen potencial como para proveer 100 gigavatios de potencia a los Estados Unidos de aquí a 2050, aunque esto sólo ocurrirá si se crean nuevas tecnología de taladrado y fractura de rocas, así como unos diseños de planta más avanzados, que puedan reducir los costes de desarrollo.

La mejora de las tecnologías es necesaria puesto que las plantas geotermales de hoy día generan electricidad mediante el uso de vapor o agua caliente directamente procedente de reservas naturales de altas temperaturas, tales como los campos de geisers en California. Los pozos son relativamente superficiales, el agua está a 360 grados Fahrenheit (182 Celsius) o más, y la roca es lo suficientemente porosa como para que circule el agua. El uso de recursos geotermales en localizaciones menos idóneas obliga a que se tenga que taladrar a más profundidad y a que se fracture la roca, lo cual añade una enorme cantidad de costes. También significa que hay que aprovechar al máximo los recursos caloríficos de menos temperatura, lo cual se consigue mediante el uso de plantas de ciclo binario que extraen el calor del agua subterránea y le dan un nuevo propósito, en vez de usar el agua caliente directamente para hacer girar una turbina.

En estas plantas, el agua es bombeada a un pozo de inyección que absorbe el calor de la roca caliente y se bombea de nuevo hacia arriba a través de un pozo de extracción, con temperaturas de entre 150 y 300 grados Fahrenheit (65 y 148 Celsius). Después, el agua caliente se pasa a través de un intercambiador de calor, junto a un fluido con un bajo punto de ebullición. Este fluido, que se mueve a través de su propio circuito cerrado dentro de la planta, absorbe el calor del agua y se convierte en vapor bajo altas presiones. El vapor pasa a través de una turbina, generando potencia, y después se condensa y se recicla de nuevo a través del ciclo.

McGrail y su equipo de investigación dieron con la forma de aumentar la cuota de conversión de energía al tiempo que los dos circuitos pasan a través del intercambiador de calor. En un principio, desarrollaron unos materiales propios para otro proyecto distinto con el que se pretendía mejorar la captura del dióxido de carbono emitido por las plantas de combustibles fósiles. Se dieron cuenta de que al añadir estos materiales a un fluido orgánico, se lograban unas cualidades termodinámicas excepcionales. El nuevo fluido tiene potencial como para capturar hasta un 30 por ciento más de calor a partir de un circuito cerrado de agua, y gracias a su rápida habilidad para expandirse y contraerse, se logran presiones más altas para hacer girar la turbina.

“Es uno de esos momentos en el laboratorio en el que miras los datos y dices, ‘¡wow!’” afirma McGrail. Su grupo ha recibido 1,2 millones de dólares en subvenciones por parte del programa de tecnologías geotermales del Departamento de Energía para poder construir un prototipo que demuestre las propiedades del fluido en acción.

“Con suerte lograremos montar un sistema con un circuito de prueba a finales de año. Fabricaremos una unidad totalmente funcional con un intercambiador de calor, un compresor, bombas y un sistema de turbina, para así poder ver cómo funciona todo el proceso,” afirma.

La mayor parte de los costes de la energía geotermal se dan a la hora de taladrar y preparar los pozos de producción, afirma Susan Petty, directora tecnológica de AltaRock Energy, en Seattle, una compañía desarrolladora de sistemas geotermales mejorados. “Si se consigue un 20 por ciento o más de eficiencia, es un 20 por ciento que te ahorras en los pozos,” afirma. “Es algo muy, muy significativo.”

No obstante, existen una serie de complicaciones potenciales. Ron DiPippo, profesor emérito de ingeniería mecánica en la Universidad de Massachussets Dartmouth y coautor del estudio del MIT, advierte de que el fluido vaporizado debe atravesar la turbina sin afectar al rendimiento. “Realmente hay que poner una mirada escéptica en este tipo de cosas y hacer un análisis cuidadoso de las propiedades de estos fluidos,” afirma. “Puede que por un lado logremos una ganancia, pero que tengamos que hacer un sacrificio a cambio.”

Una vez que el prototipo haya sido desarrollado, afirma McGrail, una de las prioridades será probar la forma en que los nanomateriales pasan a través de la turbina. “Aún no sabemos si esto acabará siendo un problema o no.”