Un proyecto sueco para convertir una caverna que albergaba petróleo en una enorme bolsa de agua caliente avanza el importante papel que el almacenamiento bajo tierra de energía térmica, a diferentes escalas y temperaturas, puede jugar en un mundo que camina hacia el ‘net zero’
La energética Mälarenergi, con sede en Västerås (a unos 100 kilómetros de Estocolmo), se ha embarcado en un proyecto para convertir la gigantesca caverna que durante la década de los setenta albergó 300.000 metros cúbicos de petróleo (como reserva por si estallaba la III Guerra Mundial) en una enorme bolsa subterránea de agua caliente con la que dotar de calefacción a la ciudad sueca. Está dividida en tres cuevas, paralelas e independientes, que a mediados de los ochenta quedaron vacías de combustible fósil, pero llenas de residuos de aceite.
La caverna ya está descontaminada y limpia. “Ahora estamos en el proceso de instalar las tuberías y los intercambiadores de calor”, informa por email Lisa Granström, jefa de la unidad comercial de Calor y Energía de la empresa, que avanza que la nueva instalación estará a plena capacidad a lo largo de 2024. Para entonces, los 300.000 metros cúbicos serán de H2O, mantenida a unos 95 grados centígrados por la propia oquedad, que actúa como aislante, y con una capacidad máxima de almacenamiento de energía de 13 GWh.
Un acumulador masivo de energía
Actualmente, el agua caliente que atiende las necesidades del 98% de los hogares de Västerås se produce en calderas en una planta combinada de calor y electricidad (CHP por sus siglas en inglés) ubicada en la propia ciudad, y en la que también se genera electricidad. Sus tres combustibles básicos –residuos, madera y biomasa– provienen “de lo que la comunidad ya no quiere ni necesita”, dice Granström, evitando así el uso de petróleo, gas o carbón.
Los requerimientos de calefacción urbana suben y bajan a lo largo del año, también del día, y son mayores en invierno, y por las mañanas, “cuando todo el mundo se ducha”, según advierte Granström. Para hacer frente a estos picos funcionan dos grandes termos que guardan el agua caliente cuando la demanda decrece para usarse cuando aumenta. “Se puede decir que son como baterías que almacenan energía en forma de agua caliente”, los describe. “Son suficientes para controlar esos máximos de la mañana, y también se pueden usar durante un par de horas en caso de un mal funcionamiento en nuestra producción de cogeneración, pero no sirven para periodos más largos”, lamenta.
El acumulador masivo que ahora se construye bajo tierra solucionaría este problema y “nos permitiría una producción más sostenible”, ya que “no tendríamos que poner en marcha una caldera adicional cuando la temperatura baja en invierno o hay un fallo en el suministro”, señala Granström, que concibe el proyecto como un paso más en el camino de la compañía de ser ‘net zero’. “Estamos investigando la captura y el almacenamiento de carbono [tecnologías CAUC] para que nuestra producción no solo sea ‘net zero’ sino que genere emisiones de carbono negativas”, precisa.
Una idea parecida se ha gestado a 80 metros bajo el suelo de Mustikkamaa, una isla perteneciente a Helsinki, como parte de un proyecto de la compañía energética Helen que ya está operativo. Tienen un volumen de almacenamiento de 260.000 metros cúbicos y una capacidad energética de unos 11.500 MWh. Cuando entren en funcionamiento aprovecharán también el calor que emanan las aguas residuales, mantendrán una temperatura de entre 45 y 100 grados centígrados, y tendrán la capacidad de dar servicio de calefacción a unos 25.000 apartamentos de un dormitorio durante todo un año.
La ventajas del almacenamiento a baja temperatura
La novedad del proyecto sueco, en menor medida del finlandés, estriba en la escala y en la temperatura, según apunta Fleur Loveridge, profesora de ingeniería geoenergética en la Universidad de Leeds (Inglaterra), por correo electrónico. Porque “el almacenamiento de energía térmica a baja temperatura está ocurriendo permanentemente”, añade. Y está siendo explotado por tecnologías como las bombas de calor con fuente de tierra o los sistemas, “altamente efectivos”, que captan el calor residual de la refrigeración de los edificios.
En este punto, la investigadora cita el caso de estudio de la planta Xylem HT-BTES en Emmaboda, Suecia: se trata de una zona industrial de 330.000 metros cuadrados de extensión, con una fundición y otros focos de calor residual. Para almacenarlo y mejorar su recuperación, en 2010 se puso en marcha un sistema de 140 pozos de 150 metros de profundidad cada uno que, cuatro años después, se mantenían a una temperatura más o menos estable de 45 grados centígrados. Entre 2018 y 2021, el sistema de calefacción interno con bombas de calor que conecta los puntos calientes de las instalaciones generó 7.340 MWh, de los cuales 5.900 MWh provinieron del almacenamiento.
La propia Loveridge participa en el informe “Heat recovery and thermal energy storage potential using buried infrastructure in the UK”, publicado por ICE Publishing en 2022 con el objetivo de abordar las posibilidades que tiene cualquier instalación subterránea (léase un túnel de Metro) de convertirse en almacén y fuente aprovechable de energía térmica.
“El almacenamiento subterráneo de energía térmica es una parte esencial de nuestro sistema energético. Puede ocurrir a varias escalas y temperaturas, y necesitamos desarrollar más estos esquemas, adecuándolos a las circunstancias geográficas, condiciones geológicas o demandas”, concluye Loveridge.
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