potencial geotermico de la provincia de granada. tomo i

Agencia Provincial de la Energía – Universidad de Granada

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TOMO I: MEMORIA DEL ESTUDIO GEOTÉRMICO DE LA PROVINCIA DE GRANADA

REDACCIÓN: Noviembre 2011

MÁSTER: Geología aplicada a la Obra Civil y los Recursos Hídricos

TUTORES: Antonio Azor Pérez / José Luis Callejas

ALUMNO: Emmanuel Segura Zamora

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1

1.1 Prólogo ....................................................................................................... 1

1.2 Antecedentes .............................................................................................. 1

1.3 Objeto y ámbito del estudio ........................................................................ 2

2 LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN EL CONTEXTO DE LA CRISIS ENERGÉTICA GLOBAL: PRODUCCIÓN MUNDIAL, OBJETIVOS DE LA PLANIFICACIÓN EUROPEA, ESPAÑOLA Y ANDALUZA.................................................................................................. 3

2.1 Producción mundial .................................................................................... 5

2.2 Objetivos de la planificación europea, española y andaluza ....................... 8

2.2.1 Objetivos para Europa ..................................................................................... 8

2.2.2 Objetivos para España .................................................................................. 10

2.2.3 Objetivos para Andalucía .............................................................................. 16

3 USOS DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA. ESTADO DE LAS TECNOLOGÍAS Y CONCEPTOS GENERALES ........................................... 21

3.1 Uso geotermo-eléctrico ............................................................................. 24

3.2 Aplicaciones de uso directo ...................................................................... 33

3.3 Utilización en cascada .............................................................................. 34

3.4 Estado de las tecnologías y conceptos generales..................................... 35

4 ESTADO ACTUAL DEL CONOCIMIENTO EN ESPAÑA............................... 44

4.1 Evolución del uso geotermo-eléctrico ....................................................... 45

4.2 Evolución del uso térmico (calor directo) .................................................. 47

5 LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ANDALUCÍA Y GRANADA. ...................... 51

6 ANÁLISIS DE LAS POSIBILIDADES DE APROVECHAMIENTO GEOTÉRMICO EN GRANADA................................. 54

6.1 Marco geológico ....................................................................................... 54

6.1.1 Rocas almacén ............................................................................................. 57

6.1.2 Rocas sello ................................................................................................... 57

6.1.3 Accidentes relacionados con las manifestaciones termales .......................... 58

6.2 Integración de Áreas de potencial y Sistemas hidro-geotérmicos según las diversas comarcas y autores estudiados ............................................. 60

6.2.1 Conclusiones Geotérmicas: Hipótesis, Anomalías de gradiente y Manifestaciones termales .............................................................................. 71

6.3 Preselección de zonas adecuadas para la prospección y exploración ...... 77

6.3.1 Comarcas de la Vega de Granada, Alhama de Granada y Loja .................... 78

Sistema Hidro-geotérmico del Nevado-Filábride (o de Baños de Lanjarón) ................ 78

Sistema Hidro-geotérmico Multicapa del Alpujárride ................................................... 78

Sistema Hidrogeotérmico del Maláguide s. str. y Unidades afines .............................. 80

Sistema Hidrogeotérmico del Subbético Medio ........................................................... 81

Sistema Hidrogeotérmico del Tortoniense inferior (Calcarenitas y Conglomerados Marinos) .............................................................................. 82

6.3.2 Comarcas de Lanjarón y del Valle de Lecrín ................................................. 82

Sistema Hidrogeotérmico del Nevado-Filábride .......................................................... 82


6.3.3 Comarcas de Guadix, Baza y de Huéscar ..................................................... 83

Sistema Hidro-geotérmico del Nevado-Filábride ......................................................... 83

Sistema Hidrogeotérmico del Maláguide s. str. y Unidades afines. ............................. 83

Sistema Hidrogeotérmico del Tortoniense inferior (Calcarenitas y Conglomerados Marinos) .............................................................................. 83

6.3.4 Comarca de la Costa Tropical ....................................................................... 84


6.3.5 Comarca de Los Montes ............................................................................... 84

Sistema Hidrogeotérmico del Subbético Medio ........................................................... 84

6.4 Propuesta de proyecto piloto .................................................................... 84

6.5 Análisis de viabilidad técnico-económica .................................................. 87

6.5.1 Estimación de los costes de desarrollo de una serie de proyectos conceptuales de energía geotérmica ............................................................. 92

6.5.2 Analizar los proyectos conceptuales utilizando un modelo financiero ............ 93

6.5.3 Identificar el nivel de la retribución apropiado para proyectos conceptuales que sean económicamente viables. ......................................... 97

7 CONCLUSIONES ....................................................................................... 100

7.1 Coste, tarifas, sostenibilidad e impacto medio ambiental de los usos directos ................................................................................................... 100

7.2 Generación de energía y sismicidad ....................................................... 102

8 AGRADECIMIENTOS ................................................................................. 104

9 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................... 1

9.1 Bibliografía básica: ..................................................................................... 1

9.2 Bibliografía complementaria: ...................................................................... 3

9.3 Bibiografía Web: ......................................................................................... 4

MÁSTER: Geología aplicada a la Obra Civil y los Recursos Hídricos TRABAJO: Energía Geotérmica de Granada AUTOR: Emmanuel Segura Zamora

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MEMORIA

1 Introducción

1.1 Prólogo

Las energías renovables forman parte de nuestro mundo y son una fuente de discusión permanente en el ámbito de la industria, de la evolución económica, y

por lo tanto tienen ligazón con el empleo.

Se sabe que no hay una única solución mágica que nos permita prescindir de los combustibles fósiles a los que estamos tan acostumbrados y de los que sabemos dos aspectos relevantes: por un lado la incidencia ambiental (contribuyen al efecto invernadero favoreciendo el cambio climático) y por otro

lado los riesgos de suministro (incertidumbres a causa de la inestabilidad política de los países productores y la volatilidad de los precios).

El propósito de este documento es: conseguir una buena comprensión de los beneficios sociales, ambientales y económicos que puede aportar la energía

geotérmica.

1.2 Antecedentes

El presente documento constituye el Estudio Geotérmico realizado para el

Máster de Geología Aplicada a la obra civil y los Recursos hídricos en el marco de la asignatura Trabajo fin de Máster.

La zona en estudio es la provincia de Granada, en la cual se prevé un gran desarrollo de la energía geotérmica.

El estudio geotérmico se ha realizado conforme a la diversa documentación granadina (APEGR, UGR), andaluza (AAE), española (IGME, GEOPLAT, APPA), europea (EGEC) e internacional (IGA; Código Geotérmico Australiano, Norma de Nueva Zelanda NZS 2403:1991 “Pozos Geotermales Profundos”)

recopilada desde 1979 a 2011.

El informe que a continuación se presenta recoge los siguientes aspectos:

· Concepto de la geotermia.

· Usos de la energía geotérmica

· Estratigrafía y características geotérmicas de los recursos.

· Nivel freático.

· Preselección de almacenes geotérmicos.

· Parámetros para el cálculo de los recursos y reservas.


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· Profundidad de perforación recomendable.

· Sismicidad inducida.

1.3 Objeto y ámbito del estudio

En especial el presente estudio tiene por objeto:

· Recopilar, sistematizar y difundir la información y resultados geotérmicos disponibles.

· Esclarecer los distintos tipos o usos de la energía geotérmica y su viabilidad técnico-económica.

· Profundizar en el conocimiento para conseguir una buena compresión de los beneficios de la energía geotérmica, que incluyen aspectos

socioeconómicos tales como el desarrollo regional, la atracción de capital (extranjero), las oportunidades de exportación y la creación de empleo.

· Detallar los distintos elementos constitutivos de un sistema geotérmico.

· Enumerar y comparar los modelos de usos de la energía geotérmica.

· Exponer el estado del conocimiento del recurso geotérmico desde el nivel mundial al local (Granada).

· Zonificar las posibles áreas con potencialidad geotérmica en base a datos recopilados.

· Ubicar un teórico sondeo geotérmico en Granada capital.

El ámbito del estudio:

· El estudio es de aplicación a toda la provincia de Granada, y en particular a las zonas preseleccionadas por su potencialidad geotérmica.

· El presente estudio es de aplicación a todos los sectores, instalaciones

y procesos generadores o transformadores de energía geotérmica y a los sujetos que desarrollen actividades destinadas al suministro de energía eléctrica de generación geotérmica.


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2 La energía geotérmica en el contexto de la crisis energética global: producción mundial, objetivos de la planificación europea, española y andaluza

En España se experimenta un creciente desarrollo y aplicación de tecnologías sostenibles de alta eficiencia energética, como lo es la energía geotérmica. Por

otra parte, la promoción de las fuentes de energía renovable reduce la dependencia de las importaciones energéticas exteriores de los combustibles fósiles, finitos y desigualmente distribuidos en el mundo.

Es tras la crisis energética (la primera crisis del petróleo) de los años setenta (a partir de 1973) cuando el interés por esta fuente renovable de energía se

desarrolla en todo el mundo, es decir, se produce la gran expansión en la generación de electricidad con energía geotérmica, incorporándose sucesivamente Japón, Islandia y El Salvador (1975), Indonesia, Kenia, Turquía y Filipinas (1980), Nicaragua (1985), Costa Rica (1995), Guatemala (2000), etc.

Entre 1975 y 1995, el crecimiento medio de la electricidad geotérmica alcanza el 9% anual, mientras los usos directos crecen un 6% anual, lo que supone unas altas tasas en comparación con las de otras fuentes de energía.

Figura Nº 1.- Histórico anual de los precios (en dólares) de petróleo crudo desde 1966 hasta la actualidad. Los precios están ajustados para la inflación a abril de 2011. Fuente: Oficina

de Estadísticas Laborales de EE.UU.

¿Puede el precio de la energía geotérmica fluctuar como el precio del petróleo y el gas?

La respuesta es no. La energía geotérmica actúa como un estabilizador de

precios, que compensa la dependencia de los países de los mercados de energía de combustibles fósiles, altamente volátiles. Tales precios, de los combustibles fósiles, no se ajustan a la oferta y la demanda en un mercado libre, sino que están determinados también por las condiciones del entorno político.

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Nominal Inflacción Ajustada


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Esto se debe a que la energía geotérmica no necesita combustible para funcionar y, además, se basa en una fuente constante de combustible gratis. La geotermia es intensiva en capital, por lo que todo el “combustible” es esencialmente pagado por adelantado. Con todo, una vez que el proyecto de

energía se construye, la mayoría de sus costos de producción de energía se conocen y pocos parámetros de mercado se pueden modificar.

Para algunos de estos países, la producción geotermo-eléctrica representa una fracción importante de su producción eléctrica total (año 2000):

País

Evolución de la producción geotermo-eléctrica

MWe % de capacidad eléctrica instalada

1982/83 1999/00 2009/10 2000 2010

EE.UU. 936 2,228 3,086 0.45% 0.3 %

Filipinas 570 1,909 1,904 16.2% 27 %

Italia 440 785 843 1.0% 1.9 %

México 180 755 958 2.2% 3 %

Nicaragua 35 70 88 17.0% 10 %

El Salvador 95 161 204 15.4% 14 %

Islandia 41 170 575 13.0% 17.2 %

Costa Rica - 143 166 7.8% 13 %

Kenia 30 45 167 5.3% 11.2 %

Nueva Zelanda 202 437 628 5.1% 10 %

Indonesia 30 590 1,197 3.0% 3.7 %

Japón 175 547 536 0.2% 0.1 %

Total 2,734 7,840 10,352 100% 100 %

TABLA 1. Evolución de la producción geotermo-eléctrica en relación a la producción eléctrica global. Fuente IGME - Geothermal Energy Association - Geothermal Resources

Council (GRC).

La energía geotérmica ocupa un lugar privilegiado entre las fuentes de energía

renovable gracias a su carácter gestionable. Gracias a su independencia de las condiciones climáticas puede utilizarse todo el año, las 24 horas del día, a un precio de producción relativamente constante y con un factor de capacidad muy elevado (tiene la mejor eficiencia de todas las tecnologías energéticas con una

disponibilidad del 100 %), ya que está disponible todo el día -a diferencia de la energía solar y eólica- (siempre y cuando el recurso se maneje razonablemente). La geotermia profunda es una fuente limpia, sostenible, fiable, altamente eficiente y viable tanto para calefacción directa, refrigeración y suministro de

energía eléctrica como para aplicaciones de cogeneración.


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La geotermia está considerada como una energía renovable, pues constituye una fuente inagotable de recursos energéticos, ya que su potencial es inagotable en términos humanos, comparable a la del sol. También, se le asigna carácter renovable en función de la baja agresión al entorno que supone su recuperación.

Considerando toda la superficie de la Tierra, la potencia geotérmica total que nos llega desde el interior, según el IGME, es de 4,2x1012 J ó 4,2 TJ (Terajulios). Se trata de una cantidad inmensa de energía, pero sólo una fracción de ella puede ser utilizada por la humanidad. Hasta ahora la utilización de esta energía ha estado limitada a áreas en las cuales las condiciones geológicas permiten un

transporte (agua en la fase líquida o vapor) para transferir el calor desde zonas calientes profundas hasta cerca de la superficie, dando origen a los recursos geotérmicos “naturales”.

Recursos geotérmicos

Muffler y

Cataldi (1978)

Hochstein (1990)

Benderitter y Cormy (1990)

Nicholson (1993)

Axelsson y Gunnlaugsson

(2000)

Barbier (2002)

Baja entalpía (ºC)

<90 <125 <100 =150 =190 <100

Media entalpía (ºC)

90-150 125-225 100-200 - - 100-150

Alta entalpía (ºC)

>150 >225 >200 >150 >190 >150

TABLA 2. Clasificación de los recursos geotérmicos según varios autores en función de la temperatura del mismo. Fuente: modificado IGME.

2.1 Producción mundial

Los primeros intentos de producción de electricidad con energía geotérmica (a partir del vapor geotérmico) comienzan con los experimentos en Italia, del Príncipe Gionori Conti entre 1904 y 1905 en la zona de Larderello. En 1911 se

construye en el conocido como Valle del Diablo (así denominado por el aspecto del paisaje dominado por el vapor humeante en toda la zona) la primera planta de producción de energía eléctrica mediante geotermia del mundo. La primera planta comercial (250 kWe) se construye en 1913. En 1950 se alcanzan los 300

MWe en Italia, en el yacimiento de Landarello. Así continuó durante varias décadas, siendo Larderello uno de los pocos lugares del mundo en el que la geotermia servía para la producción de electricidad. Su éxito demostró el importante valor industrial de la energía geotérmica y marcó el comienzo de una

forma de explotación que se ha desarrollado de forma significativa en el mundo

En 1958 comienza la producción geotermo-eléctrica en Nueva Zelanda, con el yacimiento de Wairakei, en 1959 en México, yacimiento de Pathe y en 1960 en Estados Unidos con el yacimiento de The Geysers.


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La generación de energía eléctrica en Larderello comenzaría rápidamente su desarrollo comercial. Cabe destacar que Italia posee los principales yacimientos geotérmicos de alta temperatura dentro de la Unión Europea. En 2002, un siglo después de instalar su primera planta, presenta una potencia instalada de 790

MW (más del 96 % del total de la Unión Europea: 822,1 MW), distribuidas en tres zonas: Larderello (543 MW), Travale Radicondoli (160 MW) y Monte Amiata (88 MW).

País

GWh/año

Electricidad Uso directo

2004 2009 2004 2009

USA 17,840 16,603 8,678 15,710

Filipinas 9,419 10,311 - 11

México 6,282 7,047 537 1,118

Indonesia 6,085 9,600 - 11.8

Italia 5,340 5,520 2,099 2,762

Japón 3,467 3,064 1,434 7,139

Nueva Zelanda 2,774 4,055 1,969 2,654

Islandia 1,406 4,597 6,615 6,768

Costa Rica 1,145 1,131 - 5.8

Kenya 1,088 1,430 - 35.2

El Salvador 967 1,422 - -

Turquía 89 490 5,451 10,247

Total 55,902 65,270 26,783 46,462

TABLA 3. Principales países productores de energía geotérmica en 2004 y 2009 (GWh/año). Fuente: International Energy Agency (IEA) y International Geothermal

Association (IGA); 1000 GW·h=3.6 PJ.

Figura Nº 2.- Distribución mundial de generación de energía geotérmica instalada por continentes. Fuente: Bertani, R.


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Como los sistemas geotérmicos se forman preferentemente en los bordes entre placas tectónicas, donde también suelen ocurrir fenómenos de vulcanismo y sismicidad, los países ubicados en o cerca de esos sitios son los que poseen más recursos geotérmicos.

Una gran cantidad de países utiliza la geotermia de manera directa para diversas aplicaciones (calefacción, balnearios, deshidratación de vegetales, invernaderos, secado de madera, bombas de calor, etc.), pero sólo 24 países, hasta la fecha, la emplean de manera indirecta para generar energía eléctrica (véase Tabla 4.).

Clasificación País MW

1. Estados Unidos 3,093.5

2. Filipinas 1,904.0

3. Indonesia 1,197.3

4. México 958.0

5. Italia 842.5

6. Nueva Zelanda 628.0

7. Islandia 574.6

8. Japón 536.0

9. El Salvador 204.4

10. Kenia 167.0

11. Costa Rica 165.5

12. Nicaragua 87.5

13. Rusia 81.9

14. Turquía 81.6

15. Papúa-Nueva Guinea (Isla Lihir) 56.0

16. Guatemala 52.0

17. Portugal (Islas Azores) 28.5

18. China (incluye Tibet) 24.2

19. Francia (Isla Guadalupe y Alsacia) 16.2

20. Alemania 8.1

21. Etiopía 7.3

22. Austria 1.4

23. Australia 1.1

24. Tailandia 0.3

TOTAL 10,716.9

TABLA 4. Clasificación de los 24 países con mayor capacidad geotermo-eléctrica instalada, a Mayo de 2010. Fuente: Congreso Geotérmico Mundial 2010.

Esos países tienen una capacidad geotermo-eléctrica instalada total de más de

10 mil megavatios, estando ahora México en cuarto lugar, como se observa en


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la tabla siguiente que incluye datos a mayo de 2010, de acuerdo con lo informado en el pasado Congreso Geotérmico Mundial 2010, celebrado en Bali, Indonesia. La importancia de los usos térmicos, 48 % de la energía final consumida en Europa en 2007, ha sido tradicionalmente obviada frente a la

generación eléctrica con fuentes renovables.

2.2 Objetivos de la planificación europea, española y andaluza

2.2.1 Objetivos para Europa

En 2007 el Consejo Europeo de Jefes de Estado y Gobierno, decidió establecer objetivos obligatorios para la U.E. en materia de energías renovables. Así, en su “Plan de Acción 2007-2009. Políticas Energéticas para Europa”, establece como

objetivo que el aprovechamiento de renovables represente el 12% de la energía primaria en el año 2010 y el 20% en el año 2020.

El 10 de enero de 2007, la Comisión Europea publicó un "paquete energético", incluyendo un programa de energía renovable. En la actualidad, la Comisión

Europea prepara un plan para dividir esta cuota de energía renovable en cada Estado miembro. En este sentido, una nueva directiva se está preparando para fomentar las energías renovables en todos los sectores, y por la eventual sustitución de las directivas existentes sobre las FER de la electricidad y los

biocombustibles de los años 2009-2010. El Consejo Europeo de Energía Renovable, con la ayuda de EGEC, publicó Hoja de Ruta Tecnológica de Energías Renovables. Dentro de este documento, para el desarrollo de energía geotérmica en Europa, la hoja de ruta que se propuso se muestra en la Tabla 5.

Tipo de energía

2000 Eurostat

2004 Eurostat

Crecimiento anual en intervalo

2000-2004

Proyección 2010


2004-2010

Proyección


2010-2020

Eólica 13.2 GW

33.6 GW

26.3 80 GW 15.6 180 GW 8.5

Hidroeléctrica 93 GW 107.5 GW

3.7 113 GW 0.8 120 GW 0.6

Fotovoltaica 0.18 GWp

0.86 GWp 47.8 8 GWp 45.0 52 GWp 20.6

Biomasa 9.5

GWe 13.1 GWe 8.6 25 GWe 11.2 50 GWe 7.2

Geotérmica 0.6 GW 0.66 GW

2.4 1 GW 7.2 2 GW 7.2

TABLA 5. Hoja de ruta con las proyecciones de capacidad instalada de energía renovable. Fuente: EGEC.

Para alcanzar los objetivos en el sector de la geotermia, además de los

incentivos económicos, se requieren la investigación y el desarrollo técnico. La evolución tecnológica se puede esperar en ambos sectores, energía y calor, y para aumentar el potencial geotérmico utilizable, la mejora de la eficiencia, y


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disminución de la instalación y el coste operativo. En el sector de la energía geotérmica, las principales novedades se puede esperar en relación con:

· La mejora de la eficiencia de conversión para plantas de energía geotérmica, adaptado a las temperaturas de los reservorios en el hotel,

para las turbinas convencionales, así como para la ORC, Kalina, etc

· La demostración exitosa de bienes y servicios ambientales (sistemas geotérmicos mejorados) en los sitios clave como Soultzsous-Forêts, Francia, y la difusión de la tecnología a otros sitios y regiones

· Aumento de la eficiencia global de la geotérmica de cogeneración

· Mejora de los métodos de exploración, las tecnologías de instalación y los componentes del sistema (bombas, tuberías, turbinas, etc).

Escenario (MWe) 2014 2016 2018 2020

Tendencial 25 75 150 250

Objetivo 50 150 300 500

Optimista 100 300 600 1,000

TABLA 6. Evolución estimada de la Energía geotérmica en el sector eléctrico según otra hoja de ruta del sector de energías renovables en España. Fuente: modificado APPA (Junio

2010) y REPAP 2020.

El desarrollo futuro de la calefacción geotérmica y el sector de refrigeración está obligado a conseguir:

· Mejora de la evaluación del sitio (incluidos los sistemas SIG), la exploración y instalación, también para los sistemas poca profundidad, y la difusión de experiencias exitosas de algunos países de la UE en su conjunto

· Mayor incremento de la eficiencia de las bombas de calor de fuente terrestre, optimizado sistema de conceptos, la aplicación de sistemas control avanzado, mejora de componentes y materiales (compresores, refrigerantes, tuberías, etc.)

· Construcción de nuevas redes de calefacción urbana, y optimización de las redes existentes y las plantas, en particular, en el este / sureste de Europa y Turquía

· Mayor aplicación y los conceptos innovadores de la energía geotérmica en la agricultura, la acuicultura, procesos industriales de secado, etc.

· Demostración de la absorción de nuevas aplicaciones como los de deshielo y fusión de la nieve en las carreteras, pistas de aeropuertos,

etc., la desalinización de agua marina, y de refrigeración geotérmica.


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También el desarrollo de carácter no técnico tiene suma importancia, que comprende la claridad administrativa y jurídica, la infraestructura adecuada en forma de máquinas y mano de obra cualificada, la información al público, etc. Para el marco jurídico y normativo, un proceso ha sido iniciado en el año 2005

de la comunidad geotérmica y geológica; esta acción es conocida como el "Proceso de Kistelek", tras la pequeña ciudad húngara del Sur en la primera reunión se llevó a cabo (véase la "Declaración Kistelek", para su descarga en www.egec.org) En la actualidad la actividad continúa mediante un proyecto respaldado por la UE llamado GTR-H (Goodman, 2007).

2.2.2 Objetivos para España

El 17 de Diciembre de 2008 el Parlamento Europeo aprobó una propuesta de

Directiva de Fomento del Uso de Energía procedente de Fuentes Renovables. En esta propuesta ya se incluía la geotermia como una de esas fuentes y, en particular la energía geotérmica capturada por bombas de calor. Esta propuesta de Directiva se convierte definitivamente el 23 de Abril de 2009 en la Directiva

2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo al fomento del uso de energías procedentes de fuentes renovables. En ella se establece como objetivo obligatorio para España que las renovables presenten el 20% del consumo de energía final en el año 2020.

Figura Nº 3.- Evolución de la producción eléctrica en España en TWh (1980-2009). Fuente EIA (U.S. Energy Information Administration).

En España, actualmente se está elaborando una Ley de Eficiencia Energética y

Energías Renovables (fase de Anteproyecto) y el IDAE ha finalizado los trabajos para la elaboración de un Plan de Energías Renovables para su aplicación en el

período 2011-2020, que responde a los objetivos y requerimientos de la Directiva antes mencionada. El anteproyecto de la ley de EE y EERR comprende, resumidamente, los siguientes objetivos:

---- Centrales térmicas: Combustible fósil

---- Hidroeléctrica

---- Nuclear

---- Otras fuentes renovables


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1) El fomento del ahorro y la eficiencia energética, con criterios de sostenibilidad medioambiental, social y económica, 2) La promoción de la energía procedente de fuentes renovables como medio necesario para el desarrollo económico sostenible, 3) La reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEIs),

4) La seguridad del abastecimiento energético, mediante políticas públicas, proporcionar certeza a los inversores privados, alentar el desarrollo de energías renovables (I+D+i) y crear un mercado de la eficiencia energética, y 5) La supresión gradual de las barreras de tipo reglamentario.

Además hace mención expresa a la geotermia en el citado anteproyecto:

· En el artículo 3.i). se define la energía geotérmica como un tipo de energía procedente de fuente renovable.

· “Artículo 58. Evaluación del potencial de la geotermia. El Gobierno

pondrá en marcha instrumentos para fomentar e incentivar los trabajos de exploración e investigación del subsuelo para el conocimiento del recurso geotérmico y fomentar su aprovechamiento de alta, baja y muy baja temperatura.”

· Se comenta en el artículo 63.5. para calefacción y refrigeración urbana.

· Y en la Disposición final segunda, se modifica la Ley 22/1973 de Minas (y su otra modificación de la Ley 54/1980). ”Los recursos geotérmicos en

los que el nivel térmico del fluido sea inferior a 25 ºC y no conlleven trabajos cuya profundidad sobrepase los 50 metros tendrán, a todos los efectos de su tramitación, la consideración de recursos de la Sección B).”

Figura Nº 4.- Evolución en el consumo de Energía Primaria de España. Fuente: SEE (Secretaría de Estado de Energía, 2009) e INE (Instituto Nacional de Estadística, 2010).

El anterior Plan de Energías Renovables en España 2005-2010 establecía unos objetivos por áreas que permitieran alcanzar, en el año 2010, el objetivo de que las fuentes de energías renovables cubrieran como mínimo el 12 % de la demanda total de energía primaria. En este Plan la geotermia no estaba

considerada ni presentaba ningún objetivo específico para el año 2010.


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El actual Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020 se encuentra elaborado con fecha de 30 de junio de 2010, por lo que tanto el escenario como los objetivos para cada una de las tecnologías renovables durante este periodo ya se han revisado. Para la formación del escenario del

mapa energético en 2020, se ha tenido en cuenta la evolución del consumo de energía en España, el alza de los precios del petróleo en relación a los mismos en la década de los noventa y la intensificación sustancial de los planes de ahorro y eficiencia energética. Las conclusiones principales del informe notificado a la Comisión Europea son las siguientes:

· En una primera valoración, la aportación de las energías renovables al consumo final bruto de energía sería del 22.7 % en 2020 -frente a un objetivo para España del 20 % en 2020- , equivalente a unos excedentes

de energía renovable de aproximadamente de 2.7 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Tep).

· Como valoración intermedia, se prevé que en el año 2012 la participación de las energías renovables sea del 15.5 % (frente al valor orientativo

previsto en la trayectoria indicativa del 11.0 %) y en 2016 del 18.8 % (frente a al 13.8 % previsto en la trayectoria).

· El mayor desarrollo de las fuentes renovables en España corresponde a las áreas de generación eléctrica, con una previsión de la contribución de

las energías renovables a la generación bruta de electricidad del 42.3 % en 2020.

Consumo Final de Energías Renovables (en kTep) 2008 2012 2016 2020

Energías renovables para generación eléctrica 5,342 8,477 10,682 13,495

Energías renovables para calefacción/refrigeración 3,633 3,955 4,740 5,618

Energías renovables en transporte 601 2,073 2,786 3,500

Total en Renovables en kTep 9,576 14,504 18,208 22,613

Total en Renovables según Directiva 10,687 14,505 17,983 22,382

Consumo de Energía Final (en kTep) 2008 2012 2016 2020

Consumo de energía bruta final 101,918 93,321 95,826 98,677

% Energías Renovables/Energía Final 10.5 % 15.5 % 18.8 % 22.7 %

TABLA 7. Previsión de consumo español de Renovables y su aportación en la Energía Final (Metodología Comisión Europea). Fuente: PANER 2011-2020.

La situación de crisis energética que se vive actualmente a escala mundial, la

exigencia de una drástica reducción en las emisiones de CO2 y los avances tecnológicos hace necesario localizar nuevas fuentes alternativas de energía,


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respetuosas con el medio ambiente, lo que ha hecho que se vuelva a pensar en la energía geotérmica como un vector importante en el aprovisionamiento energético para el futuro.

El objetivo de la UE para una aportación del 20 % de las fuentes de energía

renovable para el 2020 es factible tanto técnica como económicamente*, ayudando a solucionar los graves problemas de cambio climático y degradación ambiental, así como de seguridad del abastecimiento. Pero para alcanzar estos objetivos es importante velar por que todos los Estados miembros tomen las medidas necesarias para aumentar la cuota de las energías renovables en su

combinación energética.

*Programa de trabajo de la energía renovable. Las energías renovables en el siglo XXI: construcción de un futuro más sostenible. Bruselas, 10.1.2007, COM(2006) 848-final.

Lo que se pretende es crear un verdadero mercado interior en el que puedan prosperar las tecnologías renovables. Este plan proporcionará al sector la certidumbre y la estabilidad que necesita para decidir sobre sus inversiones, dando a la vez a los Estados miembros la flexibilidad que necesitan para apoyar

el plan según sus circunstancias nacionales.

El crecimiento de las energías renovables previsto en el sector de calefacción refrigeración para el 2020 duplica las cifras actuales. En estas previsiones destaca un crecimiento muy importante para la energía geotérmica con bomba

de calor. Para alcanzar estos objetivos la UE dispone de unos instrumentos financiación de investigación y desarrollo, así como de innovación y competitividad, de gran interés para el sector de las energías renovables en general, y de la energía geotérmica en particular.

La geotermia, por su carácter renovable y como energía de base por su capacidad de suministro permanente y su elevado potencial, se plantea como una opción con fuerte impulso y elevadas garantías. En la Unión Europea, el crecimiento de las energías renovables previsto en el sector calefacción y

refrigeración para el año 2020 duplica las cifras actuales. En estas previsiones destaca un crecimiento muy importante para la energía geotérmica con bomba de calor.

Según el propio IDAE, el actual Plan (PANER 2011-2020) contempla y presenta

un impulso a la investigación, desarrollo e innovación. Refuerza las fuentes consideradas más maduras y consolidadas, pero al mismo tiempo incorpora otras menos conocidas y desarrolladas como la geotermia.

La energía geotérmica profunda cuenta en España con un importante potencial.

Las estimaciones realizadas calculan que, contando con un marco regulatorio y financiero favorable, se puedan alcanzar una potencia instalada en el año 2020 de 1,000 MW eléctricos ó MWe y 300 MW térmicos ó MWt. Las previsiones al 2030 elevan estas cifras a 3,000 MWe y 1,000 MWt.


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Los aspectos clave que permitirán el desarrollo de la energía geotérmica en nuestro país en los escenarios planteados son:

· Fomento de la energía geotérmica mediante su inclusión en el nuevo Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020

(tras un largo período de ausencia) y con la adopción de las medidas reguladoras precisas y la definición de programas de demostración (véanse Tablas 8. y 9.)

· Actualización y gestión permanente del conocimiento del potencial

geotérmico español.

· Desarrollo de programas de I+D+I adaptados a las particularidades del sector en España, que potencien la capacidad innovadora propiciando la reducción significativa de los costes de generación y el incremento de la

eficiencia de los sistemas.

· Desarrollo de un modelo formativo y de certificación en los diferentes ámbitos de la geotermia.

Finalmente, la estimación de la contribución total (capacidad instalada, generación bruta de electricidad) previsible para la tecnología de energía renovable geotérmica encaminada al cumplimiento de los objetivos vinculantes para 2020 se ha realizado a partir del año 2018 como fecha más probable para

su implantación en España.

Año 2018 2019 2020

Potencia instalada / Energía producida MW GWh MW GWh MW GWh

Energía geotérmica 10 60 30 180 50 300

TABLA 8. Estimación de la contribución total (capacidad instalada, generación bruta de electricidad) para la energía geotérmica. Fuente: PANER 2011-2020.

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2.2.3 Objetivos para Andalucía

En Andalucía el presente Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética 2007-2013 (PASENER) profundiza en la senda iniciada por el PLEAN 2003-2006 en materia

de energías renovables y ahorro y eficiencia energética. Este PASENER establece varias medidas de fomento e incorporación de tecnologías de generación con energías renovables en los distintos programas de actuación establecidas, dirigidas a alcanzar los objetivos estratégicos marcados en el

nuevo modelo energético andaluz.

Resumidamente, persiguen la aproximación a un nuevo modelo energético que dé respuesta a las necesidades de abastecimiento de energía de la sociedad andaluza sin generar desequilibrios ambientales (entre patrimonio natural y

cambio climático), económicos (impulsando el crecimiento mediante distintas fuentes de energía con elevados niveles de seguridad y calidad) y sociales (contribuir a la cohesión en el territorio a través de una “nueva cultura

energética”), en el contexto de un desarrollo sostenible (autoabastecimiento

energético distribuido y eficiente) para Andalucía.

Figura Nº 5.- Evolución del consumo de energía primaria, por fuentes, en Andalucía. Fuente: CEIYC.

En este marco, podría jugar un papel importante el potencial de energía geotérmica disponible y el desarrollo de la energía renovable basada en esta tecnología. El futuro desarrollo de esta tecnología pasa por el abaratamiento de los costes de perforación con nuevas técnicas de sondeo. Dentro de las

opciones que se están considerando, los yacimientos profundos hidrotérmicos (con ciclo binario tipo ORC ó Kalina) y los petrotérmicos (en roca seca caliente –HDR- con inyección de n-pentano a presión) están consideradas las más adecuadas.

Además, de contemplar las diferentes energías renovables considera el uso combinado de ellas (por ejemplo, solar térmica – geotérmica) con el fin de contrarrestar el considerable crecimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero -GEI-. Entre el año 1990 y el año 2004, según Plan Andaluz de

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Consumo de energía primaria por fuentes (Ktep)

Carbón

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Energías renovables


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Acción por el Clima 2007 - 2012: Programa de Mitigación, se habían incrementado en un 67.2 % (por encima de la media nacional, que fue de 52.9 %), representando el 14.5 % del total de las emisiones asociadas al territorio nacional. Las emisiones producidas por el sector energético andaluz crecieron el

92 % en el mismo período, y cerca de un tercio de las emisiones de GEIs se deben al sector energético, englobando este sector las actividades de producción y transformación de energía y extracción y distribución de combustibles fósiles.

Figura Nº 6.- Evolución del consumo de energías primarias renovables frente al saldo de energía eléctrica (positivo importación, negativo exportación), en Andalucía. Fuente: CEIYC.

Las acciones dirigidas a alcanzar los objetivos estratégicos formulados en el presente Plan se han dividido teniendo en cuenta cuatro áreas, estableciéndose

cuatro programas de actuación denominados «La Energía de los Ciudadanos», «Competitividad Energética», «Energía y Administración» e «Infraestructuras Energéticas». Dentro del programa Competitividad Energética, existe la Línea de actuación «Fomento de la innovación e investigación en el ámbito energético»

con Referencia “ME26” la Medida “Desarrollo del Centro Tecnológico Avanzado

de Energías Renovables – CTAER”, con el objetivo de trabajar en proyectos

innovadores energéticos, tales como: eólica off-shore, mareomotriz, geotérmica, uso de nuevos materiales, generación, almacenamiento y uso de hidrógeno, etc.

en la provincia de Almería.

El objetivo final, mediante las hipótesis adoptadas en el plan, da como resultado la instalación de las tecnologías renovables que se traduce en un aporte de

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Consumo de energías primarias renovables VS saldo eléctrico (Ktep)

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Saldo de ener. eléctrica


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energía primaria procedente de fuentes renovables cifrado en 4,282 kTep en 2013, pero no contempla ni un kTep de procedencia geotérmica.

Renovables 2050 es un estudio elaborado por Greenpeace sobre el potencial de las energías renovables en la España peninsular. Ofrece información sobre

prácticamente todas las fuentes de energía renovables y hace una mención especial al sector de la geotermia. En Andalucía, para geotermia HDR, se establece un techo de potencia de 390 MWe y un techo de generación de 3.1 TW·h/año (solo siendo superada por las comunidades de Castilla-La Mancha y Castilla y León).

En este contexto la Agencia Andaluza de la Energía (AAE), de la CONSEJERÍA DE INNOVACIÓN, CIENCIA Y EMPRESA, acometió el objetivo de conocer en detalle el posible recurso geotérmico en Andalucía, de cara a estudiar una futura planificación de proyectos, instalaciones, etc. Con tal finalidad, en junio de 2009,

la AAE contrató los servicios de la empresa Tecnología y Recursos de la Tierra, S.A. para la realización de un estudio del “Potencial Geotérmico de Andalucía”.

Figura Nº 7.- Mapa de zonas de interés geotérmico de Andalucía. Fuente: AAE (Dic. 2009).

Resumidamente, el citado estudio tenía como objetivos:

· Exponer el estado de conocimiento del recurso geotérmico en las

provincias Andaluzas, desde el punto de vista de los estudios realizados anteriormente.

· Realizar una zonificación de las posibles áreas con potencialidad

geotérmica en base a los datos recopilados (ver Fig. Nº7).

Por consiguiente, la documentación contenida en él ha establecido la base para el desarrollo del presente estudio.


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Finalmente, en este contexto la Agencia provincial de la Energía de Granada (APEGR), de la Diputación de Granada (a través del Área de Promoción Económica y Empleo), como ente instrumental para el desarrollo de las acciones en materia de política energética ha elaborado:

Plan energético provincial, cuyas directrices sobre las que se elabora son las siguientes:

· Detección de los recursos endógenos naturales.

· Valorización de los recursos.

· Establecimiento del ámbito de aplicación práctica de estos recursos en proyectos energéticos concretos.

· Puesta en marcha de la red de agentes energéticos comarcales.

Plan provincial de Protección del Clima 20-11, en cuya Línea “Producción 20” se plantea el desarrollo de proyectos de iniciativa municipal orientados al aprovechamiento de los recursos energéticos renovables, como la energía eólica, biomasa, geotérmica, solar, etc. Durante el periodo 2008-2011 se

beneficiarán mediante varios programas un total de 30 municipios de la provincia granadina, con una inversión de 642,755.00 € y algunos de los resultados

obtenidos son la realización de estudios de potencialidad, la puesta en marcha de calderas de biomasa, instalaciones de geotermia y de energía solar térmica,

entre otros. Un ejemplo de programa es desarrollado a través del Plan de sostenibilidad energética de la provincia de Granada (PLASER): con la realización de un estudio del potencial para la producción de energías a partir de fuentes renovables existentes en la provincia de Granada (con inversión de

150,000.00 €) en el que se ha cuantificado el potencial de energía geotérmica y energía eólica.

Y el Atlas de las Energías Renovables y la Eficiencia Energética en los Municipios Granadinos. En el cual se indica que el grado de autoabastecimiento

energético de la Unión Europea alcanza el 45.2 %, frente al 23 % de España y el 10.4 % de Andalucía. Además, incluye un apartado específico y una serie de mapas de energías renovables entre los que destaca la importancia del potencial geotérmico de baja entalpía de la provincia. En este apartado se concluye que sólo existen estimaciones de la temperatura de base de 80 ºC a 130 °C

(mediante geotermómetros), aunque sin sondeos que lo ratifiquen, el potencial de este tipo de recurso de media a baja es inmenso.


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Figura Nº 8.- Potencial geotérmico de muy baja entalpía, en seco. Conductividad térmica λ en seco (W/m·K) y Potencia específica de extracción (W/m). Fuente: Atlas de las Energías

Renovables (2011).

Brevemente, comentar que en España la energía geotérmica se engloba en los recursos geológicos de interés energético (Sección D. de la Ley 22/1973 de Minas, modificada por la Ley 54/1980, de 5 de noviembre). Por lo que se trata de

un Recurso Minero el cual se tramita mediante: permiso de investigación y concesión de explotación, delimitados por cuadrículas mineras, con un periodo limitado de vigencia. La competencia de autorización y concesión es por parte de las Comunidades Autónomas, por lo que existe una gran heterogeneidad de

las normas, duplicando las administraciones competentes, lo cual supone otra barrera para los inversores. Además, para el otorgamiento de la concesión necesitará de las siguientes partes:

· Proyecto (Memoria descriptiva, Presupuesto, Planos y Anexos)

· Declaraciones de Impacto Ambiental (EIA)

· Plan de Restauración

· Plan de labores

· Directores facultativos


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3 Usos de la energía geotérmica. Estado de las tecnologías y conceptos generales

Es un hecho conocido que en el subsuelo la temperatura aumenta con la profundidad, es decir, existe un gradiente geotérmico o flujo constante de calor desde el interior de la tierra hasta su superficie. El flujo de calor (mW/m2) se

calcula multiplicando el gradiente geotérmico (ºC/m ó ºC/km) por la conductividad térmica (W/m·ºC) de las rocas.

Siendo éste gradiente un promedio de ~3 a 4 ºC por cada 100 m de profundidad (y flujo de calor medio de 60 mW/m2). Sin embargo, es también conocido que en

determinadas regiones muy delimitadas y específicas de la Tierra el flujo de calor es anormalmente elevado, llegando a alcanzar valores de entre diez y veinte veces el flujo medio citado. Estas áreas con flujo elevado coinciden siempre con zonas de existencia de fenómenos geológicos singulares: actividad

sísmica elevada, orogenia y formación de cordilleras en épocas geológicas recientes, actividad volcánica actual o muy reciente, abundancia de manifestaciones termales, como geysers, solfataras, etc. Es decir, estas regiones se sitúan sobre áreas geológicamente activas de la corteza terrestre.

Resumidamente, el calor parte de intrusiones magmáticas situadas a profundidades de entre 7 y 15 km o bien -en los lugares en que la corteza terrestre tiene menor espesor- del manto mismo.

Figura Nº 9.- Gradiente geotérmico medio 3.3 ºC / 100 m y gradiente geotérmico anómalo

de 10 ºC / 100 m. Fuente: IDAE-IGME, 2008.

Todos ellos son distintas formas de liberación de la energía interna de la Tierra, y tiene su explicación en la tectónica de placas que rige la estructura de la

corteza de la Tierra y su relación con el manto.

El flujo de calor ocasionado en estas áreas anómalas da lugar a gradientes geotérmicos con valor de 15 - 30 ºC cada 100 metros, por lo que a profundidades del orden de 2 km se pueden encontrar temperaturas de 200 -

300 ºC. Se distinguen tres tipos de energía geotérmica: de alta, media y baja temperatura dependiendo de la tipología del yacimiento geotérmico.


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Concepto de geotermia:

El Consejo Europeo de la Energía Geotérmica (EGEC) define la geotermia como “Energía almacenada en forma de calor por debajo de la superficie de la Tierra”.

Esta definición engloba el calor almacenado en el subsuelo y aguas

subterráneas, cualquiera que sea su temperatura.

Figura Nº 10.- Flujo de calor en España (mW/m2). Fuente: Albert (1979).

Los usos de la energía geotérmica dependen del tipo de recurso, el cual está en función de si el líquido en el depósito natural es de convección suficientemente rápido como para establecer un gradiente de temperatura no lineal con la

profundidad; es decir, en función de la temperatura y la permeabilidad. Si hay una buena permeabilidad vertical (a través de una falla) es probable que permita los flujos ascendentes y descendentes creando flujos de producción. Podemos encontrar básicamente distintos tipos de campos geotérmicos dependiendo de la

temperatura a la que sale el agua:

· Yacimientos de muy baja temperatura: A partir de los 15 ºC, se usa para climatización de edificios, generalmente, con bomba de calor.

· Yacimientos de baja temperatura: Los fluidos se calientan a temperaturas comprendidas entre 20 y 60 - 90 ºC. Esta energía se utiliza para necesidades domésticas, urbanas, agrícolas, industriales y

climatización de edificios. A veces llamados recursos hidrotermales de


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baja entalpía cuando se trata de acuíferos calientes asociados a cuencas sedimentarias. Se localizan a lo largo de toda la península ibérica.

· Yacimientos de temperatura media: Los fluidos de los acuíferos están a temperaturas menos elevadas, normalmente entre 70 - 90 y 150 ºC. Por consiguiente, la conversión vapor-electricidad se realiza a un menor

rendimiento y debe utilizarse como intermediario un fluido volátil (fluido de intercambio. Se pueden explotar estos recursos con pequeñas centrales eléctricas. Su uso más racional es utilizar directamente la energía térmica en procesos de calefacción y de refrigeración (por absorción).

· Yacimientos de alta temperatura y presión (alta entalpía): Existen en las

zonas activas de la corteza. Su temperatura está comprendida entre 150 y 400 ºC. Se produce vapor en la superficie que, conducido a unas turbinas, genera electricidad. En España están presentes en zonas de vulcanismo activo como las Islas Canarias.

Recursos geotérmicos Temperaturas Tecnología Aplicación

Someros Muy baja Entalpía

5 - 25 °C Utiliza bomba de Calor

Usos directos

Climatización

Convencionales o Hidrogeotérmicos

Baja entalpía

25 - 50 °C Puede precisar bomba de calor

Usos directos

50 - 100 °C Usos directos

Media entalpía 100 - 150 °C Ciclos binarios

Electricidad

Procesos

Alta entalpía >150 °C Electricidad

No convencionales o Petrotérmicos

EGS-HDR >150 °C Ciclos binarios Electricidad

Supercríticos >300 °C Electricidad

Hidrógeno

TABLA 10. Clasificación de los recursos geotérmicos en función de la temperatura del mismo. Fuente: modificado Manual de Geotermia (IGME-IDAE, 2008).

Fluido geotérmico: agua y vapor

En primer lugar, es necesario estudiar qué proporciones podemos encontrar de agua y vapor en el interior de la Tierra. Para ello, es interesante estudiar en la curva de la Fig. Nº11 el comportamiento del agua sometida a gran presión y temperatura en las citadas profundidades terrestres.


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Figura Nº 11.- Condiciones de profundidad – temperatura los recursos geotérmicos españoles frente a la evolución del punto de evaporación del agua con la presión. Fuente:

modificado IGME y New Zealand Standards (NZS 2403:1991)

Esta curva refleja el punto de ebullición del agua en función de la profundidad y

de la temperatura que el efecto del gradiente geotérmico produce.

Según se puede apreciar en ella, a unos tres km de profundidad, con una presión próxima a los 200 x 105 N/m2 ó 200 bar, el agua permanece líquida hasta el entorno de los 350 ºC - 400 ºC. Cuando se perfora un sondeo hasta esa

profundidad y se extrae el agua, en parte por depresión (flujo artesiano) y en parte por bombeo, el agua va perdiendo su presión de confinamiento, por lo cual baja su punto de ebullición, convirtiéndose en vapor.

3.1 Uso geotermo-eléctrico

Es el uso que aprovecha el calor geotérmico para generar electricidad mediante el empleo de las plantas o centrales geotérmicas. Lo pueden hacer aprovechando directamente el vapor retenido en las capas internas de la tierra, o

bien utilizando un fluido intermediario (o de trabajo) para que se vaporice. Requiere yacimientos de temperatura media – alta. Dependiendo de las características del recurso geotérmico, la generación de electricidad se realiza mediante turbinas de vapor convencionales (ciclo Rankine) y plantas de ciclo

binario (ORC y Kalina). Existen tres tipos principales de plantas para generar energía eléctrica procedente de los recursos geotérmicos, en función de las


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características y naturaleza del fluido geotermal disponible y la profundidad del mismo:

Figura Nº 12.- Rango de potencia y temperaturas características del reservorio para la generación de energía eléctrica en las plantas de admisión directa de vapor seco (dry steam),

las plantas Flash (simples o múltiples) de vapor húmedo, y las plantas binarias de ciclo de agua caliente ORC y Kalina. Fuente: modificado Clauser, C., 2006.

· Plantas de vapor seco (o de Ciclo directo sin condensación): el

fluido que llega a la superficie, proveniente de las fracturas del suelo, es

vapor en estado de saturación o bien ligeramente recalentado (predomina el vapor seco); este vapor sobrecalentado (a 180 ºC-185 ºC y 0.8 MPa-0.9 MPa) a presiones superiores a la atmosférica (0.1 MPa) se dirige directamente a una turbina que acciona un generador para

producir electricidad donde escapa a la atmósfera. Este es el ciclo más simple y más barato en cuanto a costo de planta. Estas unidades pueden llegar a consumir doble cantidad de vapor por kilovatio producido que las unidades con condensación. Se suelen usar como

plantas pilotos, o bien para pequeños suministros locales a partir de pozos de producción aislados e incluso como pequeñas centrales de punta.

Las Centrales de ciclo directo sin condensación requieren alrededor de 15 kg - 25 kg de vapor por kWe·h de electricidad generada (Barbier, E., 2002). Su uso es obligado cuando el contenido en gases no

condensables es superior al 50 % en peso o, por lo general, cuando el contenido total de gases no condensables excede del 10 % al 15 % en peso, debido al alto costo que representaría la separación de gases en

R134a

“plantas de vapor seco”

“plantas flash”

“plantas binarias”


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los condensadores, ya que su eliminación del condensador consume energía y reduce la eficiencia de la planta.

Figura Nº 13.- Esquema de planta de energía con vapor seco. Fuente: Manual de Geotermia IGME-IDAE (2008).

El rendimiento termodinámico de este tipo de instalaciones es pequeño, si se los compara con los obtenidos por una central térmica convencional. La causa fundamental es la diferencia de presiones a la

entrada de la turbina. En una central geotérmica la presión máxima suele ser del orden de 0,9 MPa mientras que en una central convencional dicha presión puede elevarse hasta 17,5 MPa. Este vapor tiene la más alta entalpía (contenido energético), por lo general cerca de 2,8 MJ·kg-1.

Campos de vapor seco son menos comunes que los campos de vapor

húmedo, pero la mitad de la energía geotermo-eléctrica producida en todo el mundo se genera en seis campos dominados por el vapor en Lardarello y Monte Amiata en Italia, The Geysers (California) en los EE.UU.; Matsukawa en Japón; y Kamojang y Darajat en Indonesia. Con

menos del 10 %, sin embargo, los reservorios dominados por vapor son mucho menos frecuentes que los reservorios dominados por el agua que representan el 60 %, mientras que el restante 30 % son reservorios de producción de agua caliente (Barbier, E. 2002). Control del flujo de

vapor a las fluctuaciones de la demanda de electricidad es más fácil que en las plantas flash de vapor, donde se requiere un flujo continuo en los pozos.

· Plantas flash (o de Ciclo directo con condensación): el fluido que

llega a la superficie es una mezcla vapor-líquido a una presión que depende del pozo y de la temperatura del estado de saturación, por lo

que previamente el fluido se dirige a unos separadores vapor/agua, desde donde la fracción de vapor resultante se conduce a la turbina para producir electricidad y la líquida se rechaza/reinyecta. Éste es el más común de los ciclos utilizados en caso de vapor-líquido, tal como

ocurre en Larderello (Italia), The Geysers (USA) y Matsukawa (Japón). En las plantas con condensación, el vapor, después de pasar por las turbinas, es condensado y enfriado en torres de refrigeración


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convencionales extrayéndose los gases contenidos en el vapor hacia la atmósfera. La condensación del vapor de agua a la salida de la turbina crea un vacío de alrededor de 150 hPa (menos del 15 % de la presión atmosférica), maximizando así la caída de presión en la turbina y, por lo

tanto, la potencia de salida. Así, las plantas de condensación requieren sustancialmente (es decir, alrededor del 50 %) menos vapor que las sin condensación, sólo 6 kg - 10 kg de vapor por kWe h generado.

Las capacidades para unidades de turbina típica oscilan entre los 20 MWe y los 120 MWe, pero están disponibles unidades modulares de generación estándar de 20 MWe (Barbier, E. 2002).

Figura Nº 14.- Esquema de planta de energía con Flash. Fuente: Manual de Geotermia

IGME-IDAE (2008).

Los campos de vapor húmedo caliente se explotan generalmente

mediante Ciclo semidirecto con Flash simple o múltiples etapas y con condensación. Este ciclo es el utilizado en las centrales geotermoeléctricas más abundantes. Cuando un pozo penetra dentro de un reservorio, el agua a presión fluye hacia el pozo, porque la presión

pozo, en general, es menor que la presión del yacimiento. Como resultado de la caída de presión, una cierta fracción de agua líquida evapora y el pozo co-produce de agua caliente y vapor, con el agua como la fase dominante. El agua producida a menudo contiene una gran

carga de minerales disueltos (10-3 – 10-1 kg de mineral por kg de fluido, en algunos campos de hasta 0.35 kg kg-1), principalmente cloruros, bicarbonatos, sulfatos, boratos, fluoruros y sílice (Barbier, E. 2002). Esto puede causar incrustación severa en las tuberías y las plantas. Debido a

su gran carga de minerales disueltos (6,600 t/h en Cerro Prieto, México), tienen que ser reinyectados, preferiblemente en los márgenes del reservorio.

Por lo tanto, los separadores se utilizan en todas las instalaciones de la explotación de reservorios vapor húmedo para la separación de vapor de agua. De hecho la primera operación que se realiza es la separación

de las fases vapor y agua líquida. El vapor (155 ºC-165 ºC y 0.5 MPa - 0.6 MPa) se envía a la turbina de alta presión o a la zona de alta de turbinas multietapas. El agua caliente separada es sometida a flashing,


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con separación de vapor a baja presión que se envía a turbinas de baja presión o a la zona de baja de las turbinas multietapas. Esta operación puede ser repetida tantas veces como lo permita la entalpía del agua separada. Las plantas de vapor húmedo con Ciclo flash doble y triple

existen en Wairakei (Nueva Zelanda, isla norte) y en Imperial Valley, EE.UU., respectivamente. Hay que señalar que los sistemas de dos etapas incrementan el rendimiento de los sistemas de una etapa en casi un 40 %, sin embargo, el incremento del rendimiento sería mucho menor si se añadiese una tercera etapa de expansión.

Figura Nº 15.- Planta de energía con condensación Flash Doble, para la producción de calor de los campos de vapor húmedo Fuente: Clauser, C., 2006.

Las unidades de turbo-generador disponibles en el mercado se

encuentran de unos pocos cientos de kilovatios (kWe) hasta 130 MWe de potencia, aunque comúnmente en el rango de 10 MWe - 55 MWe, pero también se utilizan las unidades modulares estándar de generación de 20 MWe,. La eficiencia de una turbina de vapor aumenta con la

temperatura y la presión del vapor y, aunque en menor grado, con la capacidad de la planta.

Este tipo de ciclos semidirectos también se pueden llevar a cabo sin ningún flashing con lo que el agua procedente del separador es eliminada directamente, produciendo electricidad únicamente con el vapor procedente de la primera separación, aunque desaprovechando

gran cantidad de energía. En España sólo sería aplicable en las Islas Canarias. En las centrales de ciclo combinado de vapor flash utilizan el calor de la fase líquida geotérmica separada en plantas de ciclo binario para producir energía adicional antes de la re-inyección.


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· Plantas de ciclo binario (o indirecto con condensación):

Las unidades de generación de energía eléctrica mediante ciclos

binarios constituyen el grupo de más rápido crecimiento de las plantas de energía geotérmica, ya que son capaces de utilizar los recursos de baja a media temperatura, que son más frecuentes. Es decir, se adopta esta tecnología cuando la temperatura del recurso geotérmico no es

demasiado alta (entre 74 – 150 °C) o el fluido geotérmico (en el que domina la fase agua) tiene una elevada salinidad o la naturaleza corrosiva del vapor es tal que impide su paso directo a las turbinas. Este es el tipo de recurso que se da en la España peninsular. Se basan en

evitar el uso directo del fluido geotermal y utilizar un fluido secundario (en otro circuito) mediante intercambiadores de calor para vaporizar dicho fluido secundario y mover una turbina. Cuando el fluido geotérmico tiene suficiente entalpía (>200 kcal/kg ó 837 KJ/kg), se puede utilizar como fluido binario agua (ciclo Rankine).

Figura Nº 16.- Esquema de planta de Ciclo binario. Fuente: Manual de Geotermia IGME-IDAE (2008).

Sin embargo, cuando el fluido geotérmico tiene menor entalpía (yacimientos de baja a media temperatura), se usa como fluido binario

alguno con bajo punto de ebullición inferior al del agua a presión atmosférica, normalmente de carácter orgánico (ciclo ORC), como hidrocarburos (isopentanos, isobutanos, isopropanos, etc.), hidrocarburos halogenados (freones, frigen, etc.), aceites con base de

silicio o amoniaco (ciclo Kalina). Será necesario que tenga un comportamiento termodinámico mejor que el agua, es decir, bajo punto de ebullición y alta presión de vapor a bajas temperaturas. El fluido secundario trabaja de acuerdo con el ciclo convencional Rankine. La generación de energía a partir de fuentes de media entalpía (<150 ºC)

sólo es económicamente viable si se utiliza uno de los dos procesos binarios, el ORC (Ciclo de Rankine Orgánico) o el proceso Kalina. El fluido geotermal (del circuito primario) entrega el calor al fluido de trabajo (del circuito secundario) a través de un intercambiador de calor,

y este fluido es calentado y vaporizado. Este vapor acciona la turbina y posteriormente es enfriado y condensado en un condensador. Tal


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condensador es refrigerado por agua o aire más frío y se recicla hacia el intercambiador mediante una bomba, iniciando de nuevo el ciclo del fluido.

Las plantas de ciclo binario requieren 400 kg·kW-1·h-1 de agua caliente a partir de recursos de entalpía baja-a-media (74 °C - 150 °C). La salmuera enfriada puede descargarse en superficie o reinyectarse en el

reservorio, sin flashing, lo que minimiza problemas de incrustación (Barbier, E. 2002). Las plantas de ciclo binario se construyen generalmente en unidades modulares de pequeño tamaño, las cuales pueden ser interconectadas para constituir plantas eléctricas de decenas de megavatios. Un tamaño de la unidad típica es de 1 MWe - 3

MWe y las capacidades más comunes de planta son 55, 30, 15, 5 MWe o menos. La potencia nominal de unidades de la turbina/generador de energía geotérmica tiende a ser menor que en las centrales térmicas convencionales.

En los años 1990 se desarrollo un nuevo ciclo de trabajo, denominado ciclo Kalina, el cual es más eficiente que los ciclos convencionales de

Rankine (1.6 a 1.9 mayor), pero de un diseño más complejo. Este ciclo utiliza como fluido secundario una mezcla de agua y amoniaco, el cual se expande (en condiciones de sobrecalentamiento) a través de las turbinas de alta presión y después es recalentado antes de accionar las turbinas de baja presión.

Ejemplos de energía eléctrica producida en campos de vapor húmedos

son: Cerro Prieto, Los Azufres y Los Humeros en México; Momotombo en Nicaragua; Ahuachapán-Chipilapa en El Salvador; Miravalles en Costa Rica, Zunil en Guatemala; Wairakei, Ohaki y Kawerau en Nueva Zelanda, Imperial Valley y Salton Sea, en el Coso, y la Casa Diablo

(California), Puna (Hawaii), el lago Soda, Steamboat Springs y Hot Springs Brady (Nevada), Cove Fort (Utah) en los EE.UU.; Dieng y Salak en Indonesia; Mak-Ban , Tiwi, Tongonan, Palinpinon, y el hombre Bac en las Filipinas; Pauzhetskaya y Mutnovsky en Rusia, fang en Tailandia;

Kakkonda, Hatchobaru, y Mori en Japón; Olkaria en Kenia; Krafla en Islandia, Azores, en Portugal; Kizildere en Turquía; Latera en Italia, Milos en Grecia.

La energía recuperable en este tipo de yacimientos es muy superior a la que se recupera en los campos de vapor dominante.

En los tres tipos de plantas, el vapor condensado y el fluido remanente

geotérmico se vuelven a reinyectar en el almacén geotérmico para volver a reanudar el ciclo. Sin embargo, la tecnología de plantas de energía binaria ha convertido en la forma más rentable y fiable para convertir grandes cantidades de los recursos geotérmicos de bajas-medias temperaturas en energía eléctrica,


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y es bien sabido que grandes reservorios de baja-media temperatura existen a una profundidad accesible casi en cualquier parte del mundo.

Esto amplía el espectro de lugares adecuados para la producción de energía geotérmica de manera significativa. Esto hace posible la producción

descentralizada de energía geotérmica con tamaños variables en el orden de 0.1 MWe - 100 MWe y económicamente atractiva en muchas regiones remotas o menos desarrolladas del mundo, sino también en regiones de baja entalpía de los países desarrollados, donde financiera promover incentivos tecnologías de producción de energía de baja emisión de CO2.

Las características como la salinidad del fluido y los elementos disueltos en el fluido, etc., influyen decisivamente en las características tecnológicas del equipamiento necesario en la central. Las dificultades, en cuanto a costes y rendimientos, que este tipo de plantas tenían hace años, están hoy

absolutamente superadas con el desarrollo de nuevos ciclos (ciclo binario Kalina, etc.).

En la actualidad, la investigación geotérmica se concentra en la localización de estructuras favorables para el desarrollo de yacimientos geotérmicos de alta

temperatura para la producción de electricidad, aun sin la existencia de fluido o con muy baja permeabilidad. Son los llamados yacimientos geotérmicos de “Roca Caliente Seca” (HDR) o Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS).

La Roca Caliente Seca (HDR) o yacimientos geotérmicos mejorados son

sistemas artificiales de ingeniería, en contraste con los yacimientos geotérmicos naturales de vapor caliente o húmedo. Mientras que los sistemas naturales se limitan a las regiones de menor espesor cortical o con actividad geodinámica (límites de las placas, las cordilleras oceánicas, zonas de subducción, volcanes

activos), los sistemas de ingeniería no se limitan en su distribución: En principio, se puede establecer en todos los lugares con la temperatura de roca lo suficientemente alta, porque la falta o insuficiencia de permeabilidad hidráulica es creada artificialmente por fracturamiento hidráulico de la roca en profundidad.

De esta manera, cualquier volumen conveniente de roca caliente seca en la corteza terrestre, accesible (y asequible) en profundidad, puede convertirse en una ingeniería HDR o reservorio geotérmico mejorado.

Una central geotérmica basada en esta tecnología funcionaría de la siguiente

manera: primeramente hay que perforar hasta la roca caliente seca, por lo general 2 - 3 pozos, (profundidad aproximada entre 3,000-5,000 m) y después inyectar agua en el/los pozo/s de inyección para romper aún más las grietas creadas y para aumentar el tamaño de las fisuras.

El agua, que se introduce a presión, se calienta en su viaje hacia las profundidades (del reservorio HDR que actúa como un intercambiador de calor) hasta llegar a los 200 °C y a través de los pozos de producción se bombea hasta la superficie en forma de vapor o agua caliente. Ya sobre el terreno, con un


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separador vapor-agua, se extrae el vapor que hace funcionar el grupo turbogenerador para la producción de electricidad. Después de este proceso, el agua se vuelve a inyectar por un circuito cerrado a las profundidades y todo vuelve a empezar desde el principio.

Distintos conceptos para la generación de diferentes tipos de intercambiadores de calor del subsuelo se han propuesto y estudiado, y diversas combinaciones de estos tres tipos básicos son posibles, tales como:

Figura Nº 17.- Diferentes tipos de sistemas de sub-superficie del intercambiador de calor en la HDR y los sistemas geotérmicos mejorados. Fuente: Clauser, 2006.

· Individuales y múltiples en forma de moneda, grietas verticales, como el

primer sistema de HDR en Fenton Hill, o el sistema creado en Falkenberg, Alemania ó Los Alamos, Nuevo México, EE.UU. (Fig. 17a);

· Redes de micro-grietas, fisuras y fracturas, como los sistemas en Rosemanowes, Reino Unido, Hijiori, Japón, y Ogachi, Japón (Fig. 17b);

· Los sistemas de reactivación, interconectado a gran escala fracturas y fallas, como Soultz-sous-Forêts, Francia, y Fjällbacka, Suecia (Fig. 17c).

Actualmente se encuentran en la nueva frontera y pueden ofrecer una forma

económica para la generación de energía geotérmica en los lugares donde el calor es proporcionado por la naturaleza, no en forma conjunta con reservorios permeables y suficientes líquidos adecuados. Para los parámetros clave de una instalación de HDR, Clauser y otros (2006) especifican los siguientes requisitos

mínimos para un éxito comercial:


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· La producción de caudal: 50 L·s-1 - 100 L·s-1;

· Las pérdidas de flujo: <10 % del flujo de inyección o <10 L·s-1;

· Resistencia al flujo, es decir: (Presión de inyección - Presión de

producción) / Velocidad de flujo de producción: <100 kPa·s·L-1;

· La superficie efectiva de intercambio de calor:> 5 km2 - 10 km2;

· Volumen de la roca de acceso:> 0,2 km3.

Los sistemas con estas características, desarrollados por dos pozos de 5 km de

profundidad alrededor de 1 km de distancia, proporcionarán una potencia térmica de 50 MWt - 100 MWt que corresponde a una potencia eléctrica de 5 MWe - 10 MWe impartida durante un tiempo de operación de 20 años como mínimo (Clauser y otros, 2006).

3.2 Aplicaciones de uso directo

Los recursos geotérmicos de alta temperatura, necesarios para la producción de electricidad, son escasos en comparación con los recursos de media y baja

temperatura, por lo que existen otras aplicaciones para el aprovechamiento de la energía geotérmica que se pueden denominar de utilización directa (véase Tabla 11.).

TABLA 11. Principales usos de la energía geotérmica en función de la temperatura. Fuente: modificado Llopis, G. y Rodríguez, V.(2008).


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Son las que utilizan la energía como calefacción ambiente o para la producción de agua caliente para usos industriales (evaporación, secado, esterilización, destilación, lavado, descongelación y extracción de sales, producción de papel y reciclado, procesamiento de celulosa, tratamientos textiles, industria alimenticia,

pasteurización de leche, extracción de productos químicos, recuperación de productos petrolíferos, extracción de CO2, bebidas carbonatadas, etc.), agrícolas, acuícola o residenciales para balnearios. Requieren yacimientos de temperatura baja - media.

Parece que hay un gran potencial para el desarrollo de la explotación geotérmica

directa de baja a moderada entalpía en Europa, que no está siendo explotado lo suficiente, debido a limitaciones financieras y el bajo precio de las fuentes de energía de la competencia.

Teniendo en cuenta la conservación del medio ambiente, y como los suministros

de gas y petróleo disminuyen, el uso de la energía geotérmica en la agricultura puede convertirse en una solución muy atractiva, y que ya ha sido probada en algunos países europeos. Por lo tanto, el futuro inmediato de la energía geotérmica para la agroindustria consiste en esbozar las ventajas de una

energía respetuosa del medio ambiente, y la vinculación de su aplicación a tecnologías de bajo costo, sobre todo cuando el recurso y la demanda son coincidentes. En el Anejo 3. se desarrolla un conjunto de usos directos desarrollados en distintos países y que podrían ser de aplicación en el nuestro.

3.3 Utilización en cascada

La utilización de los recursos geotérmicos, tal como se ha visto, está condicionada por el nivel térmico del fluido. Frecuentemente se utilizan

aprovechando la energía disponible tras haber sido ya utilizada, beneficiándose de los distintos niveles térmicos requeridos para los diferentes usos. En este modo de explotación "en cascada", equivale a seguir extrayendo energía de los fluidos tras la producción eléctrica. Por ejemplo el fluido desechado aún caliente

(más de 100 °C) puede ser aprovechado para el enlatado de comida, extracción de sales y posteriormente para refrigeración, y calefacción de viviendas. Tras este segundo uso, el fluido puede ser aprovechado para otros usos con menores requerimientos de temperatura (calefacción de invernaderos, etc.), hasta que

finalmente, ya a una temperatura menor de 50 °C, sean usados en albercas para recreación o en criaderos de peces (véase Fig. Nº18).

La viabilidad económica de proyectos agrícolas geotérmicos está influenciada principalmente por los costes de inversión altos en el desarrollo y la finalización

de los recursos geotérmicos. Los proyectos pequeños con un solo usuario normalmente no permiten el adecuado diseño y terminación de los sistemas de calefacción, lo que puede dar lugar a complicaciones en la explotación y mantenimiento.


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En cambio, proyectos de mayor envergadura que consisten en diferentes tipos de usuarios, permiten la introducción del uso “en cascada” de la diferencia de temperatura en la explotación, y la combinación de diferentes esquemas de carga diaria y anual de calor. De esta manera, la influencia negativa de los altos

costos de inversión inicial se reducen al mínimo, y la ventaja de suministro de calor de forma gratuita se aprovecha plenamente, dando lugar a la competencia y se utiliza a veces precios muy competitivos del calor. Buenos ejemplos son el sistema de calefacción urbana en Kocani (Macedonia), donde está suministra el calor geotérmico, a un precio más bajo que cualquier otra alternativa posible

(combustibles fósiles o de otras energías renovables), y el sistema de calefacción urbana en Reykjavik (Islandia), donde el calor está suministrado a los invernaderos con el precio más bajo disponible en el mercado.

Figura Nº 18.- Esquema de aprovechamiento de la energía en cascada. Fuente: IGME

En la gestión eficiente de la producción y el consumo de energías de fuentes renovables solar o geotérmica, energías residuales, y energías de generación y microgeneración distribuida, cobran especial importancia como componentes de la red los dispositivos que permiten la acumulación, el almacenamiento y el uso

de energías de media y baja potencia. En varios países como Nueva Zelanda y Francia se implementa ya la utilización "en cascada" por ser económicamente más rentable.

3.4 Estado de las tecnologías y conceptos generales

Una gran diferencia entre la energía geotérmica y otras energías renovables es que la geotermia requiere una estrategia de búsqueda que se debe al carácter de recurso mineral que, como otros recursos energéticos, posee, si bien con la característica de la renovabilidad que los otros recursos no poseen. La

localización y evaluación de yacimientos geotérmicos requiere la aplicación de diversas técnicas, gran parte de ellas adaptadas de la investigación de


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hidrocarburos, aunque también de la investigación hidrogeológica y de recursos minerales.

Etapas Fases Objetivos Área Duración

(años)

Investigación

Reconocimiento

Caracterización general de regiones geotérmicas,

modelo general de funcionamiento,

priorización y propuesta de actuaciones

Nacional 10,000 – 100,000

Km2

3 – 4

Pre-viabilidad

Selección de zonas y áreas, estimación

potencial, modelo de campo y delimitación de

puntos de interés

Regional 500 – 2,000

Km2 4 - 5

Viabilidad

Confirmación y adecuación del modelo de

campo, evaluación del yacimiento, diseño

modelo de explotación, valoración económica

detallada

Yacimiento

10 – 100 Km2

2 - 3

Explotación

Desarrollo y explotación

Actualización de información y evaluación

precisa del modelo Local 25 - 30

Renovación o Desmantelamiento

Retorno a fase de exploración o

restauración de los terrenos

Local 2 – 3

TABLA 12. Fases en el desarrollo de un recurso geotérmico. Fuente AGEG

En 2008 la industria geotérmica de Australia, formó el Comité del Código

Geotérmico o Grupo de Australia de Energía Geotérmica (AGEG). Gracias a dicho comité se diseñó el Código Geotérmico, basándose en gran medida en el Código JORC para recursos minerales (elaborado y revisado por lo menos 20 años y resultó ser muy robusto). Este código geotérmico fue creado para producir y mantener una metodología para estimar, cuantificar y evaluar la

información de los recursos y reservas geotérmicos que promueva la transparencia, la coherencia y la confianza. Además, este código ha sido aceptado por la Asociación Geotérmica Internacional (IGA). La metodología será:

· Proporcionar una base que sea satisfactoria para los inversores, accionistas y a los mercados de capital, tales como la Bolsa de Valores de Australia, de la misma manera que existen códigos reconocidos de

yacimientos de minerales y petróleo. Los enfoques de los códigos


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minerales y petróleo se aplican aquí para energía geotérmica, y en términos generales incluyen una clasificación de dos dimensiones sobre la base de:

o la definición de forma fiable de la información de los recursos

físicos y

o la extraibilidad comercial de los recursos.

· Ser aplicable a cualquier tipo de proyecto geotérmico que pueda llevarse a cabo incluyendo los campos geotérmicos convencionales (naturales),

todas las formas de generación de energía geotérmica y los usos directos pero no las bombas de calor.

Figura Nº 19.- Relación entre resultados de exploración, los recursos geotérmicos y reservas geotérmicas. Fuente: The Geothermal Reporting Code. Second Ed. (2010).

El "Código Geotérmico” de Australia abarca un conjunto mínimo de requisitos obligatorios para la notificación pública de Recursos geotérmicos y las estimaciones de Reservas. El régimen de clasificación de los recursos de energía geotérmica en el Código geotérmica se ilustra en la Fig. Nº19.

El Código Geotérmico reconoce tres niveles de recursos geotérmicos (inferidos, indicados y medidos) en base a los crecientes niveles de conocimiento geológico y la confianza, que afectan directamente a la evaluación de la probabilidad de ocurrencia. Las reservas geotérmicas son adicionalmente estimadas a partir de

recursos geotérmicos por la consideración y aplicación de los "Factores de Modificación" que afectan directamente la probabilidad de entrega comercial. Tales "Factores de Modificación" se definen como el término que incluyen la


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recuperación de energía y la conversión, producción, economía, marketing, medio ambiente, aspectos social y legal, el acceso a la tierra y los factores de regulación (ver Fig. Nº20).

Las "Reservas" se definen como la parte del recurso que es comercialmente

extraíbles y los "Recursos" como el componente que es aún sub-comercial. Es decir, las reservas son una parte de los recursos y se basan en la confianza que se pueda tener en la estimación de los recursos geotérmicos subterráneos pero también en la consideración de otros factores técnicos, socioeconómicos, financieros, legales aplicables a los procesos que pueden hacer viable o no la

explotación y la comercialización del recurso.

Se reconocen dos categorías de Reserva geotérmica (probable y probada) en base en la confianza tanto en la estimación del recurso geotérmico subyacente como en los factores de modificación.

Figura Nº 20.- Comparación de las dimensiones de los recursos y las reservas. Fuente: modificado de APPA (2010).

La distinción clave reside en que las reservas geotérmicas es la energía estimada comercialmente recuperable ahora, mientras que los recursos geotérmicos requieren una inversión previa de trabajo antes de poder ser

clasificadas como reservas geotérmicas.

Como resultado de todo lo expuesto anteriormente, las reservas serán en realidad un pequeño fragmento del recurso original, como demuestra la Fig. Nº20. Cabe señalar que los cálculos de los recursos y de las reservas son

siempre estimaciones y por tanto no pueden ser considerados nunca como valores exactos.

Entendiendo este código como un documento vivo que evoluciona con el tiempo como la aplicación práctica de los avances técnicos. Este documento se centra

en la generación de electricidad solamente mediante recursos hidrotérmicos y petrotérmicos, y no considera de manera explícita los usos directos del calor.

Grado de conocimiento geológico

Factibilidad de recuperación

RESERVAS

RECURSOS

Accesibilidad creciente


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Durante las distintas fases de la etapa investigadora se utilizan diferentes técnicas de prospección que permiten alcanzar el mayor grado de fiabilidad de las posteriores actuaciones, como se observa en los objetivos de la Tabla 13.

Técnicas Objetivos Pruebas

Geológicas Confirmar las condiciones geológicas del yacimiento: foco de

calor, almacén y cobertera

Fotointerpretación

Tectónica

Estratigrafía

Volcanología

Sismología

Petrografía

Datación absoluta

Geoquímicas Confirmar la existencia de fluidos geotérmicos y definir sus

características físico-químicas

Hidroquímica

Geotermometría química

Técnicas isotópicas

Geoquímica de gases y volátiles

Estudio de depósitos y alteraciones hidrotermales

Geofísicas Delimitar geométricamente el yacimiento geotérmico y definir sus

características térmicas (temperatura y flujo de calor)

Geofísica estructural:

Teledetección

Gravimetría

Magnetismo

Sísmica 2D (perfiles verticales)

Geofísica de detalle:

Eléctrica

Electromagnética

Magnetotelúricos

Microsismicidad

Polarización espontánea

Sísmica 3D

Termometrías y medidas de flujo

Sondeos exploratorios

Confirmar todos los datos previos y evaluar el yacimiento geotérmico

Perforación

Diagrafías eléctricas

Ensayos en testigos (porosidad y permeabilidad)

Pruebas de presión

Ensayos de producción e interferencias

TABLA 13. Técnicas habituales en la prospección de un recurso geotérmico. Fuente: The Geothermal Reporting Code. Second Ed. (2010).

En el caso de recursos geotérmicos de baja (y media) temperatura localizados

en grandes cuencas sedimentarias con gradientes normales, las técnicas de investigación difieren notablemente ya que básicamente se trata de una recopilación de información de subsuelo, dado que se trata de acuíferos calientes profundos normalmente sin manifestaciones en superficie. El empleo

de técnicas de investigación sofisticadas (y costosas) debe ser cuidadosamente


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valorado ya que puede no verse compensado con el valor económico del producto que se pretende obtener.

Los recursos geotérmicos y reservas geotérmicas sólo deben informarse en unidades de energía térmica recuperable (in situ o “heat in place”), es decir,

como petajulios (PJt) o megavatios térmicos años (MWt·año) en relación a las temperaturas de base y de corte definidas. Si la energía térmica se prevé que se convierta en electricidad, entonces puede indicarse una estimación de la energía eléctrica por recuperar, además, con unidades de PJe o MWe·año. En todos los casos el subíndice "térmica" / "th" / “t” o "eléctrica" / "e" debe utilizarse para

distinguir energía térmica de eléctrica convertida y toda energía recuperada y deben señalarse por separado y claramente los factores de conversión utilizados en las aproximaciones a la cifra de energía.

Reservas Geotérmicas deben estar asociadas con un plan de desarrollo

identificado para todo o parte del recurso geotérmico. Por ejemplo, las reservas geotérmicas que se transforman en energía eléctrica, además, pueden indicarse como la tasa neta de generación de la vida del proyecto (por ejemplo “x” MWe

por “y” años) o la producción neta total sobre la vida del proyecto (por ejemplo,

GWe·h). En el caso de proyectos avanzados con un historial de producción donde la evaluación se basa en la simulación de yacimientos y la extracción de la energía dinámica se expresa como una tasa de energía (MWe o MWt) durante un período de tiempo definido, la energía térmica recuperable no necesita

declararse, dándose claros criterios establecidos para la eventual terminación del proyecto.

Se utiliza el término “Campo o Depósito o Potencial geotérmico” como descriptor

informal cualitativo de una acumulación de energía térmica de la corteza de la

Tierra. Se puede aplicar a calor contenido en la roca y / o líquido. No tiene connotaciones en cuanto a la permeabilidad o la capacidad de recuperación de la energía. Un depósito geotérmico no implica necesariamente la existencia de un Recurso geotérmico o la Reserva geotérmica y las cantidades cuantitativas

de la energía no deben informarse en su contra.

En el Anejo 7 (Tablas) se reproducen varias tablas de Clasificación, Control y Guía de Recursos y Reservas (Fuente: Código de Informe Geotérmico. Segunda Ed. Nov. 2010). Dichas tablas sólo deben utilizarse como una guía para la

preparación de informes sobre los resultados de exploración, los recursos geotérmicos y reservas geotérmicas. En el Anejo 6 (Glosario) se ha incluido un conjunto de definiciones formales de recurso geotérmico y reserva geotérmica, entre otras.

¿Cómo la investigación de la energía geotérmica se diferencia de la investigación del petróleo o de los minerales?

Como recursos móviles las reservas de petróleo tienen muchas características similares a sus equivalentes en energía geotérmica, pero los recursos


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geotérmicos están sujetos a una variedad de procesos termodinámicos en la extracción. Los recursos minerales en general tienen una mayor variabilidad y menos continuidad y por lo tanto requieren una mayor densidad de muestreo para asegurar la magnitud de los recursos contenidos.

Recursos de energía geotérmica en los sistemas hidrotermales convectivos más difieren tanto de los recursos minerales y de petróleo por ser renovables a través de la recarga, aunque por lo general a un ritmo más lento que la energía se extrae. La tasa de esta recarga puede variar significativamente de un sistema a otro, y se puede estimular a un mayor o menor grado por la producción.

A diferencia de la mayoría de los minerales y del petróleo que tienen un valor en dólares definidos internacionalmente, los precios de la energía eléctrica pueden variar en un orden de magnitud de un lugar a otro, tanto por fuentes físicas alternativas de suministro y por las políticas de regulación. Por lo tanto el valor

de los recursos geotérmicos no se puede definir como un número único de aplicación internacional para ciertos "criterios de la minería". Es muy específico de la región y del país.

Por otra parte, en el caso de la generación de electricidad, la "ley de corte" tiene

que tener en cuenta las limitaciones prácticas y económicas del proceso de conversión. Es perfectamente factible técnicamente el generar energía a partir de un fluido a 100 °C o menos, pero sólo es económico para hacerlo en unos pocos lugares. Alguna consideración también tiene que tener en cuenta la

escala del proyecto propuesto, ya que hay economías en proyectos de energía geotérmica, que tienen que basarse en un número limitado de pozos.

Los proyectos de energía geotérmica que son el motor principal en la economía son generalmente ajustadas para aprovechar al máximo un recurso en un

período de alrededor de 20 a 35 años que se relaciona con la vida de los pozos y de la planta de conversión de energía, con un margen adecuado para las contingencias. Por tanto, es importante señalar las reservas en cuanto a la tasa de extracción.

Vida de un proyecto geotérmico

En profundidad, los diseños modernos de doblete (de las zonas conocidas) incluyen dos pozos perforados o sondeos que pueden ser verticales en su totalidad o, lo más habitual, al menos uno de ellos se desvía a partir de cierta

profundidad, es decir, con desviación desde una plataforma de perforación única. De este modo, en profundidad, en la zona donde se localiza el yacimiento geotérmico, los sondeos se encuentran distanciados de forma muy notable. Los espaciamientos en el fondo de pozo están diseñados para asegurar un mínimo

de veinte años antes que ocurra el período de enfriamiento del pozo de producción. Mediante las aplicaciones de simulación matemática se calculan las condiciones del yacimiento, la distancia a la que deben quedar situados en profundidad los puntos de extracción e inyección, de tal modo que el avance del


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llamado frente frío producido por la inyección del fluido no alcance al punto de extracción en la vida del doblete (estimada en unos 20-25 años) de modo significativo y que éste sea inferior a 1°C al final de dicho periodo.

Figura Nº 21.- Avance del frente frío desde el pozo de inyección hacia el pozo de

extracción, vista en planta. Fuente IGME.

Figura Nº 22.- Evolución de las temperaturas en el pozo de producción, para una temperatura de inyección de 35 ºC, y temperatura base de 82 ºC. Fuente: IGME.

La profundidad de los pozos (desviados) de 2,000 a 3,500 m no son poco comunes, a menudo situadas en zonas sensibles, entornos urbanos densamente poblados, que requieren equipos de trabajo pesado, silenciosos (hasta 350 toneladas cargas de anclaje, con motor eléctrico diesel).

En ocasiones tienen lugar restricciones medioambientales similares aplicables a las operaciones periódicas de mantenimiento de pozo (reparación de pozos) en lugares paisajísticos. Los pozos de producción / inyección revestidos de fibra de vidrio, el primero terminado en 1995, son un material de solución a la corrosión

de la cubierta de acero. Las líneas de inhibición química de fondo de pozo


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continuo son otra alternativa para vencer la corrosión y defectos de escala en entornos termoquímicos hostiles.

La producción de fluido geotérmico es sostenida generalmente por una bomba de elevación artificial, es decir, la unidad sumergible, de velocidad variable,

conjuntos bien de tipo eléctrico o bien de eje compuesto (incluido). Cada vez que la producción de flujo libre puede ser sustituida, la baja presión en cabeza de pozo y el posterior escape de los gases de solución requiere la instalación de la unidad de reducción / desgasificación. Para combatir la corrosión y facilitar la limpieza periódica, los intercambiadores de calor geotérmico necesitan ajustarse

al diseño y fabricación en placa de titanio.


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4 Estado actual del conocimiento en España

En España, la energía geotérmica fue ampliamente estudiada por parte del Instituto Geológico y Minero de España (IGME) durante los años setenta y ochenta hasta el comienzo de los 90 del pasado siglo XX, época en la que se

plantearon ambiciosos proyectos basados en el aprovechamiento térmico del recurso para uso directo: calefacción.

La existencia de numerosas fuentes termales a lo largo de la variada geografía de España es la señal evidente de la potencialidad que el subsuelo español

posee en cuanto a recursos de energía geotérmica. La investigación de los recursos geotérmicos resultó en la realización del Inventario General de Manifestaciones Geotérmicas en el que se llevó a cabo un reconocimiento general, geológico y geoquímico, de los indicios termales existentes en todo su

territorio. Esto puso de manifiesto el elevado nivel de recursos geotérmicos de alta, media y baja entalpía como en recursos someros basados en el aprovechamiento de la temperatura del agua subterránea en muy amplias zonas del territorio, como en el uso del calor del subsuelo, en cualquier zona del

territorio. Algunos de estos proyectos no salieron adelante por distintos motivos, principalmente económicos, y el desarrollo del área geotérmica acabó paralizándose.

Posteriormente, se realizó una selección de las áreas de mayor interés

geotérmico, basada en criterios geológicos y en el resultado del reconocimiento antes citado. Cada una de las áreas seleccionadas ha sido investigada, en mayor o menor intensidad dependiendo de su potencial geotérmico, a lo largo de las décadas posteriores mediante la realización de Estudios de detalle, utilizando para ello técnicas geológicas, geofísicas, geoquímicas, etc. Una estimación muy

preliminar del IGME sobre el potencial previsible cifraba en España en 600 kTep/año la energía que podría ser puesta en explotación en unos 10 años si se daban las condiciones adecuadas para su fomento.

A partir de los trabajos de los años 70 y 80 llevados a cabo por diversas

entidades y, principalmente el Instituto Geológico y Minero de España (IGME), más recientemente por la Plataforma Tecnológica Española de Geotermia (Geoplat), se reconocen diversas zonas con potencialidad geotérmica que se incluyen en el Anejo Nº1 Planos (Véase PLANOS Nº1.1 y 1.2. respectivamente).

Finalmente, mediante perforaciones profundas, ha sido posible evaluar el potencial geotérmico de las áreas más importantes que se sitúan en el sureste (Granada, Almería y Murcia), en el nordeste (Barcelona, Gerona y Tarragona), en el noroeste (Orense, Pontevedra y Lugo) y en el centro de la península

ibérica (Madrid). Otras áreas de menor entidad situadas en Albacete, Lérida, León, Burgos y Mallorca también han sido investigadas. Las zonas clave incluyen las Islas Canarias, con potencial para el desarrollo de geotermia de alta-media temperatura, las grandes cuencas sedimentarias de la Península


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Ibérica, con capacidad de desarrollar sistemas geotérmicos en sedimentos profundos y sus acuíferos asociados, y zonas de fracturas profundas por las que circulan fluidos a gran temperatura y que pueden ser susceptibles de desarrollar sistemas geotérmicos estimulados.

En lo que llevamos de siglo XXI, el máximo interés se sitúa en los yacimientos geotérmicos profundos, con escasa o incluso nula permeabilidad, pero que pueden ser aprovechados para la producción de electricidad tras la estimulación del yacimiento. La búsqueda de este tipo de yacimientos y su investigación requieren una fuerte dotación económica ya que precisa tecnologías altamente

sofisticadas y de elevado riesgo. Sin embargo, los datos económicos de los proyectos actualmente en desarrollo en países como Francia y Alemania, nos permiten contemplar el futuro de la energía geotérmica en España con gran esperanza.

4.1 Evolución del uso geotermo-eléctrico

Según el actual PANER, la evolución prevista para la entrada en explotación de aprovechamientos geotérmicos de producción de electricidad ha tenido en

consideración los recursos existentes en España para estas aplicaciones, derivados del estudio del potencial geotérmico realizado dentro del marco del Plan de Energías Renovables, las zonas que han sido solicitadas para exploración e investigación geotérmica, así como la complejidad administrativa

que supone el aprovechamiento de un recurso minero, energético y renovable.

La tramitación de permisos y las fases de investigación previas al desarrollo y ejecución del proyecto (reconocimiento, prefactibilidad y factibilidad del terreno) necesarios para abordar un proyecto de estas características requiere un plazo

estimado de 5 años antes del inicio del mismo y luego otros 2 - 3 de período de ejecución.

Actualmente, existe una iniciativa para desarrollar un proyecto para producción de electricidad con geotermia de alta temperatura en Tenerife, que actualmente

ha superado la fase de exploración y acaba de comenzar su fase de investigación.

Las perspectivas futuras para España pasan fundamentalmente por el desarrollo de dos tipos de proyectos de geotermia en función del recurso geotérmico

disponible: los proyectos de EGS o geotermia estimulada, y los proyectos vinculados a acuíferos en cuencas sedimentarias profundas (Ciclos binarios). Además, nuestro país cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos geotérmicos en los sistemas volcánicos activos de Canarias.

La tecnología de geotermia estimulada (EGS) se encuentra en estos momentos en fase de demostración mediante la realización de varios proyectos piloto a nivel mundial. En España se espera que el avance tecnológico permita en los últimos años del horizonte temporal de este PANER la puesta en marcha de


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plantas de demostración en áreas donde actualmente ya se están llevando a cabo actividades de exploración.

Además de la geotermia estimulada EGS, en la península Ibérica el mayor potencial geotérmico está asociado a acuíferos calientes en cuencas

sedimentarias profundas y áreas de basamento fracturado con gradientes geotérmicos anómalos. Este tipo de instalaciones cuenta con distintas referencias en Europa, tanto en explotación como en desarrollo y, si se concreta la viabilidad de los proyectos actualmente en fase de exploración en nuestro país, podría esperarse la puesta en marcha de plantas de demostración de este

tipo a partir de 2018, según las previsiones de la Tabla 8.

Figura Nº 23.- Distribución de temperatura a una profundidad de 5000 m. Fuente SHELL.

Los algunos de los recursos citados podrían ser objeto de uso para generación de energía eléctrica en el caso de encontrar temperaturas y caudales suficientes (generalmente por encima de 140 ºC y más de 30 l/s. En el campo de los

acuíferos de media-alta entalpía, las perspectivas son muy favorables ya que la tecnología desarrollada para sistemas estimulados permitirá un mayor aprovechamiento de estos recursos. El marco geológico español es propicio al desarrollo de proyectos de geotermia estimulada (EGS). De hecho se han


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iniciado ya algunos estudios en diferentes zonas favorables y evaluar el potencial final de los recursos paso previo imprescindible a la toma de decisión de ir adelante con la fase de desarrollo de los mismos.

Yacimiento o almacén Área geotérmica

Baja temperatura

T < 100 ºC

Almacenes sedimentarios

profundos

Cuenca del Tajo: Madrid

Cuenca del Duero: León, Burgos y Valladolid

Área Prebética e Ibérica: Albacete y Cuenca

Zonas intramontañosas y volcánicas

Galicia: zonas de Orense y Pontevedra

Depresiones catalanas: Vallés, Penedés, La Selva y Ampurdán

Depresiones internas de las Cordilleras Béticas: Granada, Guadix, Baza, Cartagena, Mula, Mallorca

Canarias: isla de Gran Canaria

Media temperatura 100 ºC < T < 150 ºC

Cordilleras Béticas: Murcia, Almería, Granada

Cataluña: Vallés, Penedés, La Selva y Olot

Galicia: áreas de Orense y Pontevedra

Pirineo Oriental: zona de Jaca-Sabiñánigo

Alta temperatura T > 150 ºC Islas Canarias: Tenerife, Lanzarote y La Palma

TABLA 14. Principales áreas geotérmicas en España. Fuente: García de la Noceda, C., 2008.

4.2 Evolución del uso térmico (calor directo)

Para analizar la evolución de la geotermia para usos térmicos, se ha separado en dos tipos de aplicaciones:

Energía geotérmica, excluyendo el calor geotérmico de temperatura baja en aplicaciones de bomba de calor

En este caso, la potencia actual instalada de geotermia se trata de aplicaciones de usos directos, correspondientes a balnearios e invernaderos, realizadas en los años ochenta. Las estimaciones futuras indican que este tipo de aplicaciones no va crecer a los largo del periodo del estudio, por lo que se mantiene

constante su cuantía. Por otro lado, se estima que a partir del año 2015 podrían ir entrando en marcha varios proyectos de district heating geotérmicos (GDH), que actualmente están en fases de exploración e investigación y tramitando las autorizaciones administrativas necesarias.

Son actualmente explotados de forma sólo parcial y en pequeña intensidad. Así, se utiliza energía geotérmica para calefacción y suministro de agua caliente en edificios de balnearios en Lugo, Arnedillo (Rioja), Fitero (Navarra), Montbrió del


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Camp (Tarragona), Archena (Murcia) y Sierra Alhamilla (Almería). En Orense y Lérida se utiliza energía geotérmica para calefacción de otros tipos de edificios (viviendas, colegios). La aplicación para calefacción de recintos agrícolas (invernaderos) se ha desarrollado también en puntos de Montbrió del Camp

(Tarragona), Cartagena y Mazarrón (Murcia) y Zújar (Granada) con una superficie total superior a 100,000 m2.

Localidad Tipo

Temperatura (ºC) Capacidad Utilización anual

Entrada Salida (MWt) Energía

Factor de Capacidad (TJ/año)

Lérida E 58 25 1.24 26.11 0.66

Arnedillo E+B 50 30 0.92 21.10 0.73

Fitero E+B 52 30 0.73 14.50 0.63

Lugo E+B 44 25 0.32 5.01 0.50

Ourense E 75 30 0.94 23.74 0.80

Archena E+B 48 25 0.96 18.20 0.60

Sierra Alhamilla E+B 52 30 0.74 14.51 0.62

Montbrió E+B 42 18 1.50 31.65 0.67

Montbrió I 78 25 1.33 20.97 0.50

Cartagena I 38 18 12.55 158.26 0.40

Zújar I 45 20 1.05 13.19 0.40

Total 22.28 347.24

TABLA 15. Áreas de utilización de la energía geotérmica para calor directo en España. E: Calefacción de espacios particulares (no incluye bombas de calor); B: Baño y natación

(incluye balneología o SPA); I: Calefacción de invernaderos y suelos. Fuente: Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, 2008.

Convenio de Colaboración IDAE-CAM-PETRATHERM

Red geotérmica Geomadrid es el proyecto geotérmico de calor directo español, realizado por la empresa australiana Petratherm España S.L., situado a 40 km al

NE de Madrid (cerca de la Universidad Autónoma) con una potencia instalada de 8 a 10 MWt y una inversión total de 11 M€. Pudiendo suministrar calefacción

urbana y ACS a 5,000 viviendas unifamiliares cuando esté finalizado (Estudio de Impacto Ambiental de julio de 2010). El perfil geológico-geotérmico, el de

temperatura, junto con los parámetros del sistema se exponen a continuación:


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Figura Nº 24.- Perfil geológico-geotérmico de la Cuenca de Madrid (sedimentos terciarios), al NW los granitos del Sistema Central. Fuente: IGME - Petratherm España S.L.

Figura Nº 25.- Perfil de temperatura (ºC) y presión (bares) con la profundidad (m) en la inspección del pozo Geomadrid 1. Fuente: Petratherm España S.L.


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· Pozo de explotación Geomadrid 1: 1,982 m de profundidad y 75 – 78 ºC de temperatura

· Pozo de inyección Geomadrid 3: 2,080 m de profundidad

· Profundidad del almacén: 1,500 – 2,000 m.

· Caudal de la bomba: 55,56 l/s (200 m3/h)

· Energía generada: 45,000 MWt/año

· Red de distribución de 2 Km

· Ahorro de 5,000 Tep/año y disminución de 10,000 T/año de CO2

· Periodo de vida útil: 25 años

· Recuperación de inversión: 12 a 15 años


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5 La energía geotérmica en Andalucía y Granada.

En la España peninsular hay dos tipos de entornos hidrotermales que tienen características similares y que se clasifican según su origen geológico. Se trata de los sistemas de la cordillera Alpina (incluyen la Cordillera Bética, la Cordillera

Costero-Catalana y la cadena de los Pirineos) y las cuencas terciarias (son las del Duero al noroeste, del Ebro al nordeste, del Tajo en el centro, y del Guadalquivir al suroeste de España).

Cordillera Bética

La Cordillera Bética está situada en el sur de España y contiene varias cuencas

entre montañas, incluyendo las de Granada, Lanjarón, Guadix-Baza, Almería, Mula, Mazarrón, Cartagena, Guadalentín, y Lluchmajor. En la Cordillera Bética se han identificado recursos hidrotermales de baja entalpía. Según el mapa de

distribución de las áreas geotérmicas de España (Haenel & Staroste, 1998), la superficie total de cuencas de la Cordillera Bética que presentan flujos de calor anómalos es de 11,000 km2. Gracias a los estudios más recientes sobre la estructura térmica del Arco de Gibraltar (Soto, J.I y otros, 2008) se conoce la

temperatura anómala de la Cordillera Bética. Esto se debe una litosfera relativamente débil y delgada (en relación con la corteza gruesa) dando lugar a los llamados “orógenos calientes” con flujo de calor superior a la media.

Figura Nº 26.- Mapa regional de flujo de calor (mW/m2) del Arco de Gibraltar. Fuente: Soto, J.I y otros, 2008.


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En la Figura Nº26, los círculos pequeños muestran la ubicación de los sitios de medición del flujo de calor Polyak et al. [1996] (en negro), Fernández et al. [1998a] (en amarillo), Rimi et al. [1998] y Rimi [1999] (en gris-violeta), y Pollack et al. [1993] (en blanco). AI, Isla de Alborán, SAB, Sur de la Cuenca de Alborán,

WAB, Oeste de la Cuenca de Alborán. Área enmarcada límita la región donde el patrón de flujo de calor y los resultados de modelado térmico son más limitados (± 5 mW/m2;. de acuerdo con Fernández et al [1998a]).

Estas cuencas están típicamente llenas de sedimentos terciarios (neógenos en la mayor parte de los casos) encima de formaciones de yacimientos de

carbonato (formaciones alóctonas de excelente permeabilidad) que actúan como basamentos pre-terciarios. Los yacimientos de carbonato generalmente se dan a profundidades de entre 1,000 y 2,000 m, mientras los acuíferos sedimentarios calientes en las cuencas más meridionales superan los 3,000 m de profundidad.

Estos acuíferos parecen ser estructuralmente complejos y altamente permeables. Además de las consideraciones ya efectuadas respecto a su posición estructural compleja, flujos anómalos, volcanismo neógeno-cuaternario asociado, notable actividad sísmica y abundantes indicios de tectónica

cuaternaria (fallas activas), las manifestaciones geotérmicas en forma de agua caliente son muy numerosas gracias a las cuales se han determinado algunos de los siguientes parámetros:

Parámetro Peor de los casos

Caso más probable

Mejor de los casos Unidad

Temperatura media del recurso 100 125 150 ºC

Temperatura de corte (cut-off)

80 80 80 ºC

Temperatura de base 40 40 40 ºC

Profundidad hasta el techo del recurso 1.5 2 3 Km

Superficie 550 2,200 11,000 Km2

Potencia del recurso 0.2 0.4 0.6 Km

Volumen del recurso 110 880 6,600 Km3

Porosidad 5 10 15 %

Densidad de la roca 2,300 2,500 2,650 Kg/m3

Calor específico de la roca 0.8 0.9 0.92 KJ/Kg

ºC

TABLA 16. Parámetros para la evaluación del calor almacenado en la Cordillera Bética, hidrotermal. Fuente: APPA (2010).

Las temperaturas de las aguas de los manantiales generalmente son de un

termalismo moderado, con temperaturas máximas medidas entre 40 ºC y 50 ºC y los cálculos de geotermometría química no revelan por lo general temperaturas


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de almacén superiores a los 80 - 100 °C, aunque las temperaturas en las partes más profundas de la cuenca pueden alcanzar 100 ºC – 150 ºC, por lo que, existe cierto potencial hidrotermal profundo para la generación de energía eléctrica. La salinidad oscila generalmente entre 2,000-3,000 mg/L (Haenel & Staroste, 1998).

Se estima que la base del principal acuífero hidrotermal se encuentra a una profundidad de aproximadamente 3,500 m y que tiene una potencia variable comprendida entre 200 m y 600 m.

Cuando se profundiza en su estudio geotérmico se observa que es tónica general en toda la zona que las referidas aguas termales presenten circuitos de

tránsito relativamente poco profundos, que no suelen llegar nunca al basamento preterciario de la depresión. Si a este hecho se le añade la gran profusión de pozos que, a pocos centenares de metros de profundidad, sacan agua caliente, deberá concluirse que la zona no debe descartarse como de posible media

entalpía.

En resumen puede concluirse que:

· El anómalo flujo regional condiciona que el agua a varios centenares de

metros ya posea una termalidad media (gradientes de 0.3 a 0.6 °C/10 m, recuérdense Figuras Nº9 y 11). Esta agua es la que se capta en muchos pozos de riego y la que surge en forma de manantiales termales en las depresiones o en sus bordes.

· Las potentes coberteras sedimentarias de las depresiones impiden, salvo contadas excepciones, que el agua de sus basamentos preterciarios, a la vez potenciales excelentes acuíferos, llegue a la superficie en forma de manifestación geotérmica.

· Los basamentos preterciarios alóctonos constituyen excelentes esperanzas de yacimientos de entalpía media, dado que sus rellenos suprayacentes ya presentan anomalías térmicas de relativa importancia.

A pesar de que, como se ha referido, los indicios superficiales no parecen ser

válidos para detectar la presencia de alta entalpía en profundidad, ésta no se descarta, pero el agua caliente susceptible de ser captada y analizada por métodos normales es mucho más superficial. De existir alta entalpía, los yacimientos podrían ser altamente prometedores debido a las excelentes

características hidráulicas de los alóctonos que constituyen los basamentos pre-terciarios y que serían los objetivos geotérmicos principales.

Según la previsión del IGME de 1984 del potencial geotérmico del subsuelo español (Potencial de Energía Geotérmica en España, 1984) se establecía que

para las Cordilleras Béticas en baja y media entalpía (con temperaturas entre 60 – 140 ºC y profundidades entre 400 – 2,500 m) se podía sustituir entre 70,000 – 100,000 Tep/año, solo quedando por encima la Cordillera Pirenaica (baja y media entalpía) y las Islas Canarias (en media y alta entalpía).


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6 Análisis de las posibilidades de aprovechamiento geotérmico en Granada

Previamente, y para no engrosar más esta memoria, se desea advertir como introducción general a este capítulo que el contenido hidro-geotermia de la provincia de Granada se puede consultar en el Anejo 4, especialmente en lo

referente a datos cuantitativos (alimentación, descargas, niveles piezométricos, recursos, balances, reservas y características hidráulicas fundamentalmente) pretende exponer toda la información recopilada junto con las referencias hidrogeológicas, geoquímicas, geotermométricas, etc. en el marco de la base

geológica.

Se trata de un análisis de los distintos almacenes o acuíferos presentes en la zona de estudio (agrupado según los sistemas hidrogeológicos definidos en los mismos) que, en principio, puedan tener interés geotérmico, debido,

principalmente, a la profundidad relativamente grande alcanzada por los citados almacenes.

Este enfoque hidrogeológico de los problemas que, en cualquier estudio geotérmico resulta útil y necesario, aunque en modo alguno excluyente, viene a

ser aún más imprescindible en la presente zona de estudio donde, por diversos conductos (geología, geoquímica, geotermometría, etc.) parece poder excluirse la existencia de una verdadera alta entalpía (no así la media o incluso media-alta entalpía, con temperaturas de hasta 150 ºC), así como la noción de “provincia

geotérmica” ligada a fenómenos más o menos locales relacionados, a su vez,

con posibles cámaras magmáticas así mismo locales.

Además de la temperatura, también deberá tenerse en cuenta una serie de factores a la hora de considerar el potencial de un recurso y la viabilidad de su

desarrollo. Entre estos factores se encuentran la permeabilidad, las características químicas del yacimiento y la proximidad de la red eléctrica. Una revisión detallada de cada área de prospección está fuera del alcance de este estudio, pero según este informe se considerarán algunas regiones como las

más favorables para el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica.

6.1 Marco geológico

El conjunto de la Cordillera Bético-Rifeña se organizan en tres dominios corticales mayores (Fig. Nº27): (1) las coberteras sedimentarias del paleomargen del sur de Iberia y Magrebí, formadas por rocas sedimentarias Mesozoicas y Terciarias; (2) las Unidades del Surco de los Flyschs, que

comprenden mantos con rocas de edad Cretácico superior y Mioceno inferior; y (3) el Dominio Cortical de Alborán, constituido fundamentalmente por un apilamiento de mantos de rocas metamórficas pre-Miocenas que se organizan


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en tres complejos, en sentido ascendente: Nevado-Filábride, Alpujárride y Maláguide.

En la figura Nº27, para la Cuenca del Mar de Alborán se muestran las estructuras de edad Mioceno inferior a Cuaternario y los principales depocentros

sedimentarios (tomado de Comas et al., 1999). CSA: Cuenca Sur de Alborán, CEA: Cuenca Este de Alborán, COA: Cuenca Oeste de Alborán, CSB: Cuenca Sur Balear, CY: Cuenca de Yusuf.

Figura Nº 27.- Mapa estructural de Béticas-Rif y de los principales dominios geológicos implicados en el orógeno. Fuente: IGME.

La zona objeto de estudio se encuentra enclavada dentro de las Cordilleras Béticas las cuales forman, junto con las Cordilleras del Rif del norte de África, el segmento más occidental del orógeno alpino mediterráneo. Estas dos cordilleras, separadas en la actualidad por la cuenca neógena de Alborán, se

localizan entre dos zócalos hercínicos, el Ibérico al norte y el Africano al sur.

Las Cordilleras Béticas se formaron como consecuencia del régimen compresivo que comenzó a finales del Cretácico y en ellas se pueden distinguir distintos dominios o zonas siendo las más importantes, ordenadas de norte a sur, las

Zonas Externas y las Zonas Internas. Estas zonas, separadas y diferenciadas por un contacto tectónico, presentan además un origen paleogeográfico distinto.

En la siguiente figura puede observarse el encuadre geológico general de la zona:


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Figura Nº 28.- Encuadre geológico regional. Fuente: IGME.

Las Zonas internas se subdividen a su vez en:

Zona Circumbética: Materiales situados entre las Zonas Externas ibérica y africana, ocupando un amplio surco, cuyo espacio fue invadido por la Zona

Bética a partir del Eoceno medio. Es muy probable que se desarrollase sobre una corteza prácticamente oceánica.

En base a las características de sedimentación se distinguen varios dominios:

· Complejo de Alta Cadena

· Complejo Predorsaliano

· Complejo Dorsaliano

Zona Bética (s.s.): Caracterizada por estructura en mantos de corrimiento y

metamorfismo. Tradicionalmente se distinguen tres dominios, que en orden ascendente, según su posición tectónica actual son:

· Complejo Nevado-Filábride

· Complejo Alpujárride

· Complejo Malaguide

Los materiales del Complejo Alpujárride, de edad paleozoica y triásica, son principalmente materiales metamórficos como cuarcitas, micaesquistos, filitas y pizarras, y están dispuestos según una estructura de mantos de cabalgamientos

producto de una tectónica de compresión alpídica. En la zona de estudio la distribución geométrica de estos mantos suele ser, salvo accidentes post-mantos y salvo que falte uno o varios mantos:


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· Manto de Lújar

· Manto de Cástaras

· Manto de Alcázar

· Manto de Murtas

· Manto de Adra

6.1.1 Rocas almacén

Todas las rocas almacén que poseen cierto interés geotérmico, en la zona de estudio, son de tipo carbonatado. Las principales rocas almacén pertenecen al Triásico medio superior y Jurásico (Lías inferior), salvo en el caso de los

“mármoles conglomeráticos” (Eoceno ?) del Nevado-Filábride. No obstante, localmente, también pueden tener interés geotérmico los depósitos del Tortoniense inferior.

En el Jurásico hay que resaltar por sus buenas características hidrogeológicas

en general, las dolomías y calizas del Lías inferior tanto de las Unidades afines al Maláguide en s. str. (el Jurásico de este último se encuentra casi totalmente erosionado por lo cual no se hace mención del mismo) como del Subbético en sentido amplio (Subbético Medio y Meridional).

El resto del Jurásico, el Cretácico, el Eoceno inferior y medio, los terrenos desde el Eoceno superior al Aquitaniense incluido, así como los depósitos Inter-Mantos Subbéticos (Burdigaliense inferior y Burdigaliense superior-Langhiense) son fundamentalmente impermeables por la gran abundancia de margas que todos

incluyen.

En los “Terrenos de Fosa o Cobertera”, sólo cabe destacar como posibles

almacenes las calcarenitas y conglomerados del Tortoniense inferior que se encuentran casi en la base del relleno Mio-Plio-Cuaternario de la Depresión de

Granada.

6.1.2 Rocas sello

Las rocas sello presentes en la zona de estudio consisten bien en formaciones de esquistos y/o filitas con cuarcitas del Alpujárride (cuando se trata de almacenes en el substrato Nevado-Filábride o dentro del propio Alpujárride) o de grauwacas o cuarcitas más arcillas (a techo del Alpujárride o base del Maláguide) o bien en potentes formaciones de margas, en el caso del Jurásico,

Cretácico, Paleógeno y Mioceno inferior del Subbético y Unidades afines al Maláguide, a menudo con intercalaciones de calizas y/o areniscas en bancos lo suficientemente delgados y separados entre sí, como para mantener el carácter impermeable del conjunto de la formación o incluso margas y limos (en el

Neógeno-Cuaternario de los terrenos Post-Mantos).


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El “Paleozoico y Permo-Trías del Nevado-Filábride” constituyen un conjunto

impermeable potente (5,000 m mínimo) y continuo situado al muro del sistema hidrogeotérmico más profundo de la zona de estudio.

El “Permo-Trías al menos del Manto de Lújar (Alpujárride inferior)”, constituye el

muro impermeable de las dolomías y calizas del mismo manto, a la vez que el techo impermeable del acuífero del acuífero geotérmico Nevado-Filábride.

El “Palezoico y Permo-Trías del Manto del Trevenque (Alpujárride intermedio)”

constituyen el techo impermeable del Alpujárride inferior, a la vez que el muro impermeable de las dolomías, mármoles dolomíticos y calizas del propio Manto

del Trevenque.

El “Paleozoico y Permo-Trías del Manto de los Guajares (Alpujárride superior)”

constituyen el techo impermeable del Alpujárride intermedio, a la vez que le muro impermeable del almacén albergado en los Mármoles del propio Manto de

los Guajares.

El “Paleozoico y Permo-Trías del Manto del Maláguide s. str. y Unidades afines al Maláguide“ constituyen el techo impermeable del Alpujárride superior, a la vez que el muro impermeable de las dolomías y calizas del Lías inferior del propio

Manto citado.

El “Trías del Subbético en sentido amplio” (Subbético Medio y Meridional)

constituyen el muro impermeable de las dolomías y calizas liásicas del propio Subbético, a la vez que el techo impermeable de las unidades afines al

Maláguide s. str. (en la medida en que, eventualmente, el Subbético se encuentra retrocabalgando a estas últimas).

Por último, el “Mioceno margoso-limoso” conforma el sello fundamental, a techo,

de los acuíferos de mayor interés geotérmico de la zona de estudio, situados en

el substrato. Este mioceno constituye, a la vez, el techo y muro impermeables del acuífero geotérmico albergado en su seno, correspondiente a las calcarenitas y conglomerados del Tortoniense inferior.

6.1.3 Accidentes relacionados con las manifestaciones termales

Del estudio geológico e hidrogeológico de la zona se deduce que existe prácticamente siempre una correlación entre la presencia de manifestaciones

termales y la de accidentes tectónicos generalmente de gran magnitud (principalmente cuando se trata de manifestaciones con temperatura de surgencia alta).

Así, los Baños de Alicún de las Torres (acuífero Subbético) están perfectamente

alineados con el gran accidente de desgarre de Cádiz-Alicante (o Bullas-Crevillente) de dirección ENE-OSO y que separa en profundidad, la zona Bética s. str. de las Zonas Subbética y Prebélica. Otros ejemplos de alineación con este mismo accidente, fuera de la zona de estudio, son los Baños de Zújar, Mula,

Archena y Fortuna.


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Los baños de Graena (acuíferos Alpujárride y/o Nevado-Filábride) están relacionados con fallas de desgarre de dirección NNO-SSE (directriz Guadiana Menor o Río Segura, Valle de Lecrín, etc.) tan corrientes en las Cordilleras Béticas. Otras manifestaciones relacionadas con accidentes de esta misma

directriz, fuera de la zona de estudio, son los Baños de Archena.

Figura Nº 29.- Mapa del termalismo de la Depresión de Granada y su entorno en relación con la sismotectónica. Fuente: IGME-ENADIMSA (1984).

Las manifestaciones termales de Sierra Elvira están relacionadas con accidentes de directriz parecida a la de los Baños de Graena y, por otro lado, muy probablemente también con discontinuidades (posibles fallas de gravedad)

detectadas por gravimetría (ver Fig.Nº29) de directriz aproximadamente bética (paralelas al accidente de Cádiz-Alicante).

Los Baños de Alhama de Granada están relacionados con un muy probable accidente de borde de la Depresión de Granada que limita a Sierra Gorda por el


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Este, de la misma directriz (NO-SE) (Sierra Elvira o Valle de Lecrín) ya señalada anteriormente y, a la vez, con otra falla de gravedad Este-Oeste, asimismo constituyente del borde meridional de la citada Depresión, de modo que dicha manifestación termal quedaría situada así en el cruce de ambos accidentes.

Los Baños de La Malá están claramente en relación con la presencia de un semi-“horst” del substrato Alpujárride delimitado dentro de la Depresión de

Granada, por una falla de gravedad situada al Sur del balneario y de dirección Este-Oeste, es decir paralela a la que constituye el borde meridional de la misma depresión y que se acaba de citar.

Las manifestaciones termales del Valle de Lecrín se sitúan, análogamente a los Baños de Alhama de Granada, en el cruce de fallas NO-SE (directriz Valle de Lecrín) con otras E-O (probablemente en relación con la génesis de la subcuenca o entrante de Albuñuelas).

Los Baños de Lanjarón están ubicados, desde una perspectiva regional en el cruce del “lineamiento del borde occidental de Sierra Nevada” de dirección NNE-SSO con el corredor tectónico del borde Norte de Sierra Tejeda y las Alpujarras de dirección E-O y, desde un punto de vista más local alineados en la Falla del

Río Salado (NNO-SSE). Otra manifestación relacionada con una falla de la misma directriz que el lineamiento occidental de Sierra Nevada, pero fuera de la Zona de estudio, es la de Baños de Fuensanta (Murcia).

Por último, la ubicación del fenómeno termal de las Fuentes de Albuñol no

necesita fundamentarse en la presencia de una determinada falla (sin desechar, por eso, su existencia) sino que constituiría simplemente la lógica descarga natural del sistema hidrogeotérmico albergado en las calizas y dolomías del Manto de Lújar (Alpujárride inferior), cuya precisa situación es coherente

hidrogeológicamente por constituir uno de los pocos puntos de esa zona donde afloran dichos materiales permeables y a la vez, el de menos altitud topográfica de todos ellos (otra cuestión aparte de la situación es la explicación del por qué del fenómeno termal en sí, pero esto principalmente se debe al fenómeno del

sistema multicapa del Alpujárride , constituido por tres sistemas hidrogeotérmicos superpuestos entre sí).

6.2 Integración de Áreas de potencial y Sistemas hidro-geotérmicos según las diversas comarcas y autores estudiados

A continuación se presentan las zonas potenciales de especial interés para el sector geotérmico dentro de las Cordilleras Béticas, que como tales han sido

utilizadas en el desarrollo de los proyectos conceptuales presentados en el siguiente capítulo:

· El anómalo flujo en la zona de Lanjarón (Tª de base 130 ºC).

· Cuenca de la Depresión de Granada (Tª de base 90 ºC).


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· Depresión de Guadix (Tª de base 90 ºC).

· Depresión de Baza (Tª de base 80 ºC).

· Zona del Prebélico Meridional (Tª de base 80 ºC).

· Área de Albuñol (Tª de base 80 ºC).

Figura Nº 30.- Propuesta de zonas de potencial geotérmico con la temperatura de base

estimada y el inventario de puntos termales. Zonas Azules: Zonas de población. Puntos rojos: Puntos termales, el tamaño de los puntos depende de la temperatura del foco termal. Fuente: Guía Geotérmica de la provincia de Granada, Agencia Provincial de la Energía de Granada.

Descripción de las Áreas de potencial geotérmico por comarcas granadinas:

Aunque los datos existentes acerca del flujo calorífico se refieren principalmente

a las áreas ajenas a la provincia granadina, se puede asegurar que los valores calculados para España son superiores en prácticamente la totalidad de la superficie a la media europea, y especialmente en el área mediterránea.

Tales datos permiten albergar esperanzas acerca de la existencia de campos geotérmicos de más alta entalpía, ligados a sistemas de los que no se conozcan manifestaciones superficiales. En este sentido se puede agregar que las características geológicas de la provincia de Granada no descartan a priori la

existencia de almacenes geotérmicos a mayor profundidad y temperatura, ligados sobre todo a los materiales permeables de las unidades de las Zonas


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Internas; la identificación de tales estructuras favorables requeriría, sin embargo, un importante esfuerzo de investigación.

Es decir, que ya con la información disponible, bien la contrastada como la estimada, la provincia se encuadra en media entalpía y así lo corroboran las

manifestaciones superficiales. A efectos de dividir la provincia en áreas para su estudio, se ha considerado la propuesta del Atlas Hidrogeológico de Andalucía que considera las siguientes zonas, que corresponden a las depresiones interiores de las Cordilleras Béticas, Prebético y Nevado – Filábride.

Figura Nº 31.- Integración de Áreas de potencial y Sistemas hidro-geotérmicos según las diversas comarcas y autores estudiados. Fuente: elaboración propia.

En todas ellas las temperaturas de equilibrio calculadas son del orden de 90 ºC, salvo en la zona de Sierra Nevada – Lanjarón que se estiman en 130 ºC. Las profundidades de los almacenes geotérmicos van desde los 500 m en adelante, a profundidades de 1,000, 1,500, 2,000 y 2,500 m., además de los posibles

ligados a los zócalos, alrededor de 4,000 m. Pero en general no se conocen datos exactos de estos almacenes geotérmicos, salvo las perforaciones sobre 500 metros en la Depresión de Granada.


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Las aguas termales conocidas en la provincia de Granada representan manifestaciones superficiales de acuíferos poco profundos, que además sufrirán mezclas en su ascensión con otras aguas más frías.

I. Comarca de la Costa Tropical

· Área de Albuñol. Con distinta extensión entre 90, 180 y 700 km2 según el

autor considerado (AAE incluye parte de Almería). Ligada al dominio Alpujárride a profundidades superiores a los 2,000 m. el almacén

geotérmico puede estar a temperatura de equilibrio de unos 80 ºC. Estimaciones: 60 - 70 ºC a 1,000 - 1,500 m. Materiales asociados: Dolomías y calizas del Trías Alpujárride.

· Sistema hidro-geotérmico Alpujárride.

II. Comarca de la Alpujarra granadina

· Área de Sierra Nevada-Lanjarón. Presenta una extensión entre 20 y 100

km2 según autores. Ligada al dominio Nevado-Alpujárride a profundidades superiores a los 2,500 m, el almacén geotérmico puede estar a temperatura de equilibrio de unos 110 a 130 ºC. Estimaciones: 100 - 120 ºC a 1,000 - 1,500 m. Materiales asociados: Mármoles del

Trías medio-superior Nevado-Filábride.

· Sistema hidro-geotérmico Nevado-Filábride


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III. Comarca del Valle de Lecrín

· Área de Sierra Nevada-Lanjarón. Presenta una extensión entre 17, 65 y 83 km2 según autores y sistemas hidro-geotérmicos. Ligada al dominio

Nevado-Alpujárride a profundidades superiores a los 2,500 m, el almacén geotérmico puede estar a temperatura de equilibrio de unos 110 a 130 ºC. Estimaciones: 100 - 120 ºC a 1,000 - 1,500 m. Materiales asociados: Mármoles del Trías medio-superior Nevado-Filábride.

· Sistema hidro-geotérmicos: Nevado-Filábride (17 km2) y Alpujárride (65 – 83 km2)

IV. Comarca de Alhama de Granada

· Área de la Depresión de Granada. Ligado a dos dominios subbéticos a

profundidades de 1,000 a 1,500 metros y temperatura de equilibrio de 80 – 90 ºC, al Maláguide por encima de los 1,500 m. y temperatura de equilibrio entre los 50 y 60 ºC y al circumbético, a profundidades

superiores a 2,000 m. y temperaturas de equilibrio entre los 80 y 90 ºC., calcarenitas bioclásticas y conglomerados marinos de Tortoniense inferior de 1,000 m. de espesor y una temperatura de 45 ºC.

Los posibles almacenes geotérmicos asociados a los materiales de

relleno se encuentran únicamente en las calcarenitas bioclásticas y conglomerados marinos de Tortoniense inferior, formaciones que presentan espesor de 100 m, y que en el entorno de la capital se encontrarían a unos 1,000 m de profundidad y con unas temperaturas de

unos 45 ºC. En la zona norte de la Depresión se localizaría el almacén geotérmico albergado en las dolomías y calizas del Subbético.

Sin embargo, la falta de datos precisos limita la zona favorable al entorno de Sierra Elvira, donde se podrá captar dicho almacén a profundidades

del orden de 1,000 m, con temperaturas de unos 50º C y salinidades moderadamente elevadas. El almacén asociado a las dolomías y calizas del dominio Maláguide podría ser captado a profundidades de 1.500 m al norte de la ciudad de Granada con temperaturas del orden de los 65 ºC,

mientras que en el área más al noroeste se situarían a más de 3,000 m de profundidad. Las calizas y dolomías triásicas del Alpujárride forman un sistema multicapa constituido por tres mantos diferentes, que constituyen


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el principal almacén geotérmico de la depresión situado al sur del límite entre las zonas Interna y Externa. Bajo la ciudad de Granada, se situaría a una profundidad media de 2,000 – 2,500 m el manto superior y más de 3,000 – 3,500 m el inferior, en la zona donde el espesor del relleno se

considera menos potente.

Como zona de gran interés, por su menor profundidad, cabe considerar el entorno del afloramiento Alpujárride de La Malahá. El almacén geotérmico más profundo se sitúa en los mármoles del Nevado – Filábride, con potencia inferior a los 150 m y presentes en la Depresión

de Granada a profundidades superiores a los 4,000 m. Materiales asociados:

o Calizas y dolomías del Lías inferior Subbético.

o Calizas y dolomías del Lías inferior Circumbético.

o Dolomías y calizas del Trías Alpujárride.

· Sistemas hidro-geotérmicos: Subbético (200 a 388 km2), Afines al Maláguide (66 km2), Alpujárride (135 km2) y Post-mantos (170 km2).

V. Comarca de Loja

· Área de la Depresión de Granada. Presenta una extensión entre 142 a

780 km2 según autores. Ligado a dos dominios subbéticos a profundidades de 1,000 a 1,500 metros y temperatura de equilibrio de 80

- 90ºC. En la zona norte de la Depresión se localizaría el almacén geotérmico albergado en las dolomías y calizas del Subbético. Materiales asociados:

o Calizas y dolomías del Lías inferior Subbético

· Sistema hidro-geotérmico del Subbético.


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VI. Comarca de la Vega de Granada

· Área de la Depresión de Granada. Ligado a dos dominios subbéticos a

profundidades de 1,000 a 1,500 metros y temperatura de equilibrio de 80 – 90 ºC, al Maláguide por encima de los 1,500 m. y temperatura de equilibrio entre los 50 y 60 ºC y al circumbético, a profundidades

superiores a 2000 m. y temperaturas de equilibrio entre los 80 y 90 ºC., calcarenitas bioclásticas y conglomerados marinos de Tortoniense inferior de 1,000 m. de espesor y una temperatura de 45 ºC.

Los posibles almacenes geotérmicos asociados a los materiales de

relleno se encuentran únicamente en las calcarenitas bioclásticas y conglomerados marinos de Tortoniense inferior, formaciones que presentan espesor de 100 m, y que en el entorno de la capital se encontrarían a unos 1,000 m de profundidad y con unas temperaturas de

unos 45 ºC. En la zona norte de la Depresión se localizaría el almacén geotérmico albergado en las dolomías y calizas del Subbético. Sin embargo, la falta de datos precisos limita la zona favorable al entorno de Sierra Elvira, donde se podrá captar dicho almacén a profundidades del

orden de 1,000 m, con temperaturas de unos 50 ºC y salinidades moderadamente elevadas.

El almacén asociado a las dolomías y calizas del dominio Maláguide podría ser captado a profundidades de 1,500 m al norte de la ciudad de

Granada con temperaturas del orden de los 65 ºC, mientras que en el


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área más al noroeste se situarían a más de 3,000 m de profundidad. Las calizas y dolomías triásicas del Alpujárride forman un sistema multicapa constituido por tres mantos diferentes, que constituyen el principal almacén geotérmico de la depresión situado al sur del límite entre las

zonas Interna y Externa.

Bajo la ciudad de Granada, se situaría a una profundidad media de 2,000 – 2,500 m el manto superior y más de 3,000 – 3,500 m el inferior, en la zona donde el espesor del relleno se considera menos potente. Como zona de gran interés, por su menor profundidad, cabe considerar el

entorno del afloramiento Alpujárride de La Malahá. El almacén geotérmico más profundo se sitúa en los mármoles del Nevado – Filábride, con potencia inferior a los 150 m y presentes en la Depresión de Granada a profundidades superiores a los 4,000 m. Materiales

asociados:




· Sistema hidro-geotérmicos: Subbético (260 a 350 km2), Alpujárride (435 km2), Post-mantos (370 km2) y Afines al Maláguide (157 km2).

VII. Comarca de Los Montes, con dos áreas geotérmicas

· Área de la Depresión de Granada. Presenta una extensión entre 2 a 330

km2 según autores. Ligado a dos dominios subbéticos a profundidades de 1,000 a 1,500 metros y temperatura de equilibrio de 80 - 90ºC. En la


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zona norte de la Depresión se localizaría el almacén geotérmico albergado en las dolomías y calizas del Subbético. Materiales asociados:


· Área de la Depresión de Guadix. Presenta una extensión entre 77, 256 y

763 km2 según autores. Ligada al dominio subbético a profundidades de 1,000 o 1,500 m puede tener temperaturas de equilibrio de 80º - 90 ºC. Materiales asociados:


· Sistema hidro-geotérmico del Subbético (256 Km2).

VIII. Comarca de Guadix

· Área de la Depresión de Guadix. Presenta una extensión entre 538 y

1,216 km2 según autores. Ligada al dominio Alpujárride y a profundidades superiores a los 2,000 m, el almacén geotérmico a temperatura de equilibrio de unos 80 ºC y dominio subbético a profundidades de 1,000 o 1,500 m puede tener temperaturas de equilibrio

de 80º - 90 ºC. También tiene interés como depresiones miocuaternarias, a profundidades de 500 a 100 m. y con temperaturas de equilibrio de 50 a 70 ºC. Materiales asociados:

o Calizas y dolomías del Lías inferior Circumbético

o Dolomías y calizas del Trías Alpujárride

o Calcarenitas del Tortoniense

· Sistemas hidro-geotérmicos: Subbético (114 km2), Alpujárride (210 km2), Afines al Maláguide (45 km2) y Nevado-Filábride (119 km2).


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IX. Comarca de Baza

· Área de la Depresión de Baza. Presenta una extensión entre 685 a 954 km2 según autores. Ligada la zona de la depresión meridional al circumbético como zona más interesante, y a profundidades superiores a

2,000m. La temperatura de equilibrio puede ser de 80ºC a 90ºC y, en dominio subbético, a profundidades de 1,000 a 1,500 m, donde la temperatura de equilibrio puede ser también de 80ºC a 90ºC. Igualmente que en la zona de Guadix, también tiene interés como depresiones

miocuaternarias, a profundidades de 500 a 100 m. y con temperaturas de equilibrio de 50 a 70 ºC. Materiales asociados:



o Calcarenitas del Tortoniense.

· Sistema hidro-geotérmico: Subbético, Alpujárride, Afines al Maláguide y Nevado-Filábride (94? Km2).


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X. Comarca de Huéscar, con dos áreas geotérmicas

· Depresión de Baza. Presenta una extensión entre 160 y 495 km2 según

autores. Ligada la zona de la depresión meridional al circumbético como zona más interesante, y a profundidades superiores a 2000m. La temperatura de equilibrio puede ser de 80ºC a 90ºC y, en dominio subbético, a profundidades de 1000 a 1500 m.

· Prebético Meridional (Norte Granada). 986 a 1,000 km2 Ligada como su nombre indica al dominio Prebélico y a profundidades superiores a los 2000 m con una temperatura de equilibrio de 70 a 80ºC. Estimaciones: 50 - 60 ºC a 1,000 - 1,500 m. Materiales asociados:

o Dolomías del Lías-Dogger del Prebético

· Sistema hidro-geotérmico Subbético (? Km2)

El conjunto de datos geológicos, hidrogeológicos, geofísicos, geoquímicos,

geotermométricos, etc., que se posee actualmente sobre la zona de estudio apoyan la idea de la existencia de flujos de calor más o menos importantes pero, en cualquier caso, de carácter regional (es decir, ligados a fenómenos de ámbito geográfico muy extenso y, a la vez, continuo) y no local, por cual el concepto de

“provincia geotérmica” hay que relacionarlo más bien, en este caso, con el


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sistema hidrogeotérmico, es decir un sistema hidrogeológico “en profundidad”

definido, como cualquier otro sistema de ese tipo, por sus límites hidrogeológicos y regido por una dinámica parecida (alimentación, descarga, recursos, reservas, etc.) si bien destacando su carácter geotérmico esencial, que

estaría constituido por los mecanismos de adquisición y transporte de calor en profundidad.

Aparte, y como idea general que viene a apoyar lo expresado más arriba, cabe adelantar el hecho, comprobado en otras zonas (Campo de Cartagena, Almería,

etc.) de las Cordilleras Béticas con problemas parecidos a los de la presente, como los gradientes geotérmicos más o menos fuertemente anómalos y de carácter local detectados en áreas diversas, siempre pueden explicarse utilizando razonamientos pura y simplemente hidrogeológicos (generalmente

transporte de agua caliente a través de fallas, desde acuíferos profundos hasta otros más superficiales).

Y, por último, las diversas anomalías geoquímicas, aunque no provengan propiamente del almacén o acuífero sino que tengan un origen más profundo,

éste parece ser en cualquier caso, también de carácter regional, por lo que el acuífero se las apropia y distribuye en profundidad de tal modo que le conjunto formado por un mismo tipo de anomalías (o superposición de anomalías) geoquímicas detectadas en superficie, puede relacionarse más o menos

exactamente con la extensión y distribución espacial de un determinado sistema hidrogeotérmico en profundidad.

6.2.1 Conclusiones Geotérmicas: Hipótesis, Anomalías de gradiente y Manifestaciones termales


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En base a la experiencia directa obtenida en otros estudios de observación e interpretación puntual de las distintas anomalías geotérmicas en las diversas áreas de las Cordilleras Béticas (por ejemplo, Campo de Cartagena, Depresión de Almería, Cuenca de Mula, etc.), donde se posee un mayor cúmulo de datos

(geoquímicos, geofísicos, etc.), de interés geotérmico, se puede avanzar, a título de hipótesis, las siguientes conclusiones de carácter general, es decir con aplicación sobre un ámbito regional amplio que en este caso estaría constituido por las Cordilleras Béticas.

1. En la Zona Bética s. str. (incluyendo la “Zona Límite”) el zócalo ha

reaccionado a los esfuerzos plegándose juntamente con la cobertera post-paleozoica, al contrario de lo que ocurre en las Zonas Externas (Subbético y Prebético) donde existe un zócalo rígido insolidario respecto a una cobertera despegada a nivel del Trías.

2. El hecho anterior está en relación con la existencia de una microplaca tectónica (Placa de Alborán), diferenciada entre las grandes Placas Africana e Ibérica (o Europea). La placa de Alborán coincidiría grosso modo, con las denominadas Zonas Internas Bético-Rifeñas (incluyendo el

actual Mar Mediterráneo, situado entre ambas). Sin entrar en el origen último de los esfuerzos principales, en la práctica, ocurre como si la “patria” de estos últimos estuviera ubicada en las citadas Zonas Internas

(dado lo inadecuado del término, es preferible utilizar la denominación de

Zona Bética s. str.) de tal modo que la Placa de Alborán habría tenido (sobre todo desde el Eoceno superior y hasta la actualidad) una beligerancia tectónica mucho más acusada que las otras dos (Africana y Europea), a medida que se desplazaba de Este a Oeste, apretándose

como una cuña contra el Arco de Gibraltar. En lo que se refiere a las Cordilleras Béticas, el límite lateral entre ambas placas (Alborán e Ibérica o Europea) estaría constituido por el Accidente de Bullas-Crevillente que actuaría a modo de desgarre dextroso.

3. La mayor actividad tectónica de la Zona Bética s. str. con respecto a las Zonas Subbética y Prebética, implicaría una mayor maleabilidad (menor rigidez) de la corteza en la primera (una de cuyas consecuencias lógicas sería el plegamiento solidario del zócalo), en cuyo origen podría estar un

mayor flujo de calor (provocado, a su vez, por una mayor actividad físico-química, desintegración de elementos radiactivos, corrientes de convección, etc., a niveles más inferiores -Manto-) en el área del Bético s. str., con respecto al Subbético y Prebético.

Ello, unido a que, en la Zona Bética s. str., la cobertera postpaleozoica es en general mucho más delgada (en el Alpujárride y Nevado-Filábridde no hay sedimentos post-triásicos) que en las Zonas Subbética y Prebética o, incluso, inexistente (en una gran parte del Nevado-Filábride y, en menor

medida, en el Alpujárride, afloran directamente los esquistos del


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Paleozoico) conlleva el que (haciendo abstracción de la naturaleza litológica de los terrenos atravesados) el flujo pueda ser aún más intenso en las primeras.

A lo anterior podría añadirse el hecho de que, en general, en las Zonas

Subbética y Prebética hay una mayor proporción de rocas carbonatadas (poco conductoras) al contrario que en el Bético s. str. donde predominan materiales de mayor conductividad en general (esquistos, filitas, etc.).

Por otro lado, ésta, a priori, mayor intensidad de flujo en la Zona Bética s. str. podría, en principio, justificarlos, al parecer, mayores gradientes

observados en la misma (respecto a las zonas Subbética y Prebética) si bien y, a menudo, los gradientes altos de carácter local pueden ser explicados hipótesis hidrogeológicas más o menos simples, sin necesidad de apelar a causas de orden regional todavía no bien

fundamentadas debido a la escasez de datos geofísicos (medidas regionales de gradiente, etc.).

4. Otro enfoque explicativo, de tipo estructural, para las diferentes zonas de las Cordilleras Béticas en general y de la Zona Bética s. str. en particular,

podría ser el siguiente:

a) Las Cordilleras Béticas (haciendo abstracción de fases tectónicas menores) se han estructurado, fundamentalmente, en dos etapas: i) una etapa de compresión situada entre el final del Eoceno

medio y la mitad del Mioceno Medio; y ii) otra etapa de distensión desde el Mioceno medio al Cuaternario, (la etapa de compresión actual existente desde el Cuaternario medio, lo que hace es reafirmar, mediante pliegues de fondo de gran radio, muchas de

las estructuras de compresión anteriores).

b) Mediante la etapa de compresión, el terreno queda estructurado en amplios anticlinorios y sinclinorios alternantes. Dado que los anticlinorios son fuertemente atacados por la erosión (así se

muestran la mayoría de ellos hoy día, sobre todo en lo que se refiere a la Zona Bética s. str.), disminuyendo apreciablemente, por tanto, el espesor de la cobertera, ello puede devenir (abstrayendo otros posibles fenómenos compensatorios) en un

incremento del flujo en los núcleos de los mismos. Además y, en general, en los anticlinorios, se produce una “extensión” (y

consiguiente adelgazamiento) de la corteza debido a la fracturación (por ejemplo, anticlinal de Sierra Almagrera, con

sondeos geotérmicos en una red de fallas profundas), mientras que en los sinclinorios, se manifiesta una “acumulación” (con

engrosamiento) de materia, todo lo cual favorece la hipótesis anterior.


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c) Mediante la etapa de distensión, por fallas normales o de gravedad, se crean zonas “distendidas” (“graben” o fosas) con

adelgazamiento de la corteza separadas por “horst” intermedios

que, lógicamente, quedan engrosados (aunque puedan no

cambiar en espesor absoluto si el comportamiento ante los esfuerzos es rígido) por relación a los anteriores; por lo mismo dicho anteriormente, la disminución del espesor de la corteza en las áreas de distensión o fosas que coinciden, por otro lado, con las cuencas post-mantos 2, (Depresiones Interiores), puede

conducir a priori a un mayor valor relativo del flujo de calor en estas últimas. Esa disminución del espesor está probablemente, a su vez, en relación con el hecho de que la inmensa mayoría de las manifestaciones volcánicas relativamente recientes (desde el

Mioceno superior al Pliocuaternario) de las Cordilleras Béticas, se encuentran emplazadas en la Zona Bética s. str. y, dentro de estas últimas, sobre y entre los sedimentos post-mantos 2 (es decir, en general, dentro del perímetro de estas cuencas). Y,

además, es importante tener en cuenta que la presencia, en las cuencas post-mantos, de una potente cobertera generalmente impermeable (que suele faltar en las áreas anticlinorias) es decisiva para la existencia de yacimientos geotérmicos.

d) No obstante lo anterior, hay que advertir que, en el caso concreto de las Cordilleras Béticas, a menudo los posibles efectos de los dos fenómenos (comprensión y extensión) anteriores, se contraponen sobre el terreno (y por lo tanto, en cierto modo, se

neutralizan) dado que las cuencas post-mantos 2 (extensión) coinciden frecuentemente con áreas sinclinorias (compresión) (por ejemplo, Depresión de Almería). No obstante, también se da el caso contrario (depresión post-mantos, en la Zona Bética s.str.

y situada sobre anticlinorio; por ejemplo: Campo de Cartagena y alineación Baños de Mula-Baños de Archena), lo cual, según lo dicho más arriba, constituiría, en principio, el tipo de zona más favorable, desde el punto de vista estructural, para la prospección

geotérmica.

5. Por último, otro enfoque explicativo, de tipo hidrogeológico y carácter general, para la justificación de determinados y altos valores de gradiente que, aunque de carácter local, son frecuentes en las cuencas post-

mantos 2 (por ejemplo, alineación Baños de Mula – Baños de Archena, “horst” de Guardias Viejas – Almería, Campo de Cartagena en general, y semi “horst” de La Malá, en la Depresión de Granada), es el que sigue:

más o menos alejados de los bordes de las cuencas post-mantos,

existen áreas de mayor gradiente geotérmico que suelen coincidir con aquellas donde el substrato se encuentra estructuralmente más elevado


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(mediante “horst” u otro tipo de accidente) y que generalmente, están

delimitados en profundidad, por fallas subverticales. Pues bien, dichos gradientes anómalos podrían explicarse, en hipótesis, por la interconexión, a través de dichas fallas, entre dos acuíferos

(corrientemente se trata del mismo almacén, rotas y desniveladas sus partes entre sí por efecto de la fractura) del substrato situados a distinta profundidad; la circulación, seguramente por convección, que se produciría en el plano o superficie de la falla, permitiría la mezcla de los dos acuíferos con el consiguiente transporte de calor desde el más

profundo hasta el más superficial, el cual, gracias a este aporte de calor foráneo y “extra”, trasplantado permanentemente ahí por una vía (la falla) y una velocidad extraordinariamente rápida, impondría hacia arriba un flujo de calor y un gradiente superiores de a los normales de la zona que

le corresponderían para una profundidad determinada y relativamente pequeña.

6. Del punto anterior (5), se deduce la importancia de la Hidrogeología aplicada a la Geotermia. Es decir, un análisis de los distintos almacenes

o acuíferos presentes en las Cordilleras Béticas (agrupados según los sistemas hidrogeológicos definidos en los mismos) que, en principio, puedan tener interés geotérmico debido, principalmente, a la profundidad relativamente grande alcanzada por los citados almacenes.

Este enfoque hidrogeológico de los problemas que, en cualquier estudio geotérmico resulta útil y necesario, aunque en modo alguno excluyente, parece ser el más adecuado para las Cordilleras Béticas donde, por diversos conductos (geología, geoquímica, geotermometría, etc.) parece

poder excluirse la existencia de alta entalpía (no así la media entalpía, con temperaturas de hasta 150 ºC), así como la noción de “provincia

geotérmica” ligada a fenómenos más o menos locales relacionados, a su

vez, con posibles cámaras magmáticas asimismo locales.

El conjunto de datos geológicos, hidrogeológicos, geofísicos, geoquímicos, geotermométricos, etc., que posee actualmente sobre la zona de estudio apoyan la idea de la existencia de flujos de calor más o menos importantes pero, en cualquier caso, de carácter regional (es

decir, ligados a fenómenos de ámbito geográfico muy extenso y, a la vez, continuo) y no local, por lo cual el concepto de “provincia geotérmica” hay

que relacionarlo más bien, en este caso, con el sistema hidrogeotérmico, es decir, un sistema hidrogeológico “en profundidad” definido como

cualquier otro sistema de ese tipo, por sus límites hidrogeológicos y regido por una dinámica parecida (alimentación, descarga, recursos, reservas, etc.) si bien destacando su carácter geotérmico esencial, que estaría constituido por los mecanismos de adquisición y transporte del

calor en profundidad.


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Aparte, y como idea general que viene a apoyar lo expresado más arriba, cabe adelantar el hecho, comprobado en diversas áreas (Campo de Cartagena, Almería, Cuenca de Mula, Depresión de Granada, etc.) con problemas parecidos dentro de las Cordilleras Béticas, de que los

gradientes geotérmicos más o menos fuertemente anómalos y de carácter local detectados en áreas diversas, siempre pueden explicarse utilizando razonamientos pura y simplemente hidrogeológicos (generalmente transporte de agua caliente a través de fallas, desde acuíferos profundos hasta otros más superficiales).

Y, por último, abundando en lo anterior, otrosí cabría decir de las diversas anomalías geoquímicas, las cuales, aunque no provengan propiamente del almacén acuífero sino que tengan un origen más profundo, éste parece ser, en cualquier caso, también de carácter

regional, por lo que el acuífero se las apropia y distribuye en profundidad, de tal modo que el conjunto formado por un mismo de anomalías (superposición de anomalías) geoquímicas detectadas en superficie, puede relacionarse, más o menos exactamente, con la extensión y

distribución espacial de un determinado sistema hidrogeotérmico en profundidad.

De todo lo anterior se deduce que las principales áreas de interés geotérmico en las Cordilleras Béticas son, grosso modo, las

denominadas Depresiones o Cuencas Post-Mantos en general. En cuanto al mayor o menor interés relativo de cada una de estas últimas, depende, fundamentalmente, de la magnitud y tipo de acuíferos (en función de sus características hidráulicas, temperatura y profundidad,

principalmente) que albergue el substrato de las mismas. Lo mismo puede decirse del interés relativo de las distintas zonas dentro de una misma Depresión.

Por otro lado y, fuera de las áreas ocupadas por las Depresiones

Interiores, existen también otros sistemas hidrogeotérmicos generalmente (aunque no siempre) a menor profundidad y temperatura pero, en cambio, geométrica o hidrológicamente mejor definidos como consecuencia, lógicamente, de una más clara exposición de los

afloramientos y de los fenómenos termales relacionados con los mismos.

Por otro lado, es conveniente tener en cuenta que, a menudo, los sistemas hidrogeotérmicos del substrato de las cuencas neógenas no son más que la continuación estructural e hidrogeológica en profundidad

de los otros sistemas definidos en superficie y en el exterior de las citadas cuencas asegurando, estos últimos, la alimentación de los primeros.

Por fin, y aparte de los sistemas hidrogeotérmicos en los terrenos del

substrato en sentido amplio (es decir, en los Terrenos Pre-Mantos,


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constituyan o no, estos últimos, la base de una cuenca neógena determinada) hay que mencionar la existencia, dentro de la propia estructura interna de algunas Depresiones, de otros acuíferos con interés geotérmico, generalmente indirecto, es decir inducido por los sistemas

más profundos y calientes pertenecientes al substrato s. str.

6.3 Preselección de zonas adecuadas para la prospección y exploración

En función de las necesidades de consumo eléctrico de la provincia de Granada se han agrupado las comarcas de mayor a menor potencial del/de los sistema/s hidrogeotérmico/s disponible/s.

Figura Nº 32.- Consumos de energía eléctrica per cápita, por comarcas de Granada. Fuente:

SIMA. Diputación de Granada.

Figura Nº 33.- Posibilidad de contribución de la energía geotérmica (superficie hidrogeotérmica acumulada) por comarca en el sector eléctrico. Fuente: elaboración propia.

Alhama

1% Alpujarra

2%

Baza

3%

Costa Tropical

16%

Guadix

4%

Huéscar

1%

Loja

6%

Los Montes

2% Valle de Lecrín

2%

Vega de

Granada

63%

Consumos de energía eléctrica por comarcas de Granada

Alhama

17%

Alpujarra

2%

Baza

3%

Costa Tropical

12%

Guadix

8% Huéscar

7% Loja

17%

Los Montes

5%

Valle de Lecrín

2%

Vega de

Granada

27%

Superficie hidrogeotérmica por comarcas de Granada


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6.3.1 Comarcas de la Vega de Granada, Alhama de Granada y Loja

Sistema Hidro-geotérmico del Nevado-Filábride (o de Baños de Lanjarón)

La posibilidad de alcanzar directamente el acuífero Nevado-Filábride bajo la Depresión de Granada sería lo más adecuado para lograr una temperatura adecuada (>120 ºC a 3,900 - 4,200 m) ya que, además de tratarse del sistema

hidrogeotérmico estructuralmente más abajo entre los pertenecientes al substrato, existe el enorme espesor de Neógeno allí presente.

No obstante, cabe la posibilidad de pensar que en áreas muy restringidas y una vez alcanzado (en un teórico sondeo geotérmico menos profundo que el

anterior, alrededor de 3,600 m) el substrato bético permeable (Alpujárride superior, seguramente) puede existir cierta conexión hidrogeotérmica a través de fallas que afecten a dicho substrato y pongan en conexión el almacén Nevado-Filábride (más profundo y, por tanto, más caliente y a mayor presión) con los

acuíferos más superiores (de diferentes mantos alpujárrides).

Sistema Hidro-geotérmico Multicapa del Alpujárride

También constituyen zonas muy favorables la parte de la Depresión de Granada situada al Este y Sur-Sureste de la capital aunque aquí las dificultades topográficas y/o los importantes espesores de Neógeno a atravesar constituyen obstáculos a tener en cuenta (a ello hay que sumar el hecho que tanto en el

Valle de Lecrín como en la Depresión de Granada, después del Neógeno Post-Mantos y antes de alcanzar el Alpujárride inferior habría que atravesar el Alpujárride intermedio y, eventualmente, también el Alpujárride superior). En cuanto al resto de la Depresión de Granada no se puede, con los datos actuales,

afirmar ni negar la presencia del almacén Alpujárride inferior al Oeste del meridiano de Granada.

El área más favorable para la prospección y explotación del subsistema intermedio es el tercio meridional de la Depresión de Granada, más o menos al

Sur de una línea que pasara por el centro de Granada-capital, 2 km al Norte de La Malá y 4 km al Norte de la cabecera del pantano de los Bermejales (véase Fig Nº35).

Efectivamente, al Sur de esa línea debe encontrarse prácticamente con plena

seguridad el almacén Alpujárride intermedio (como lo atestigua el pequeño afloramiento del mismo en La Malá) directamente o casi (es bastante probable, en cualquier caso, que se interponga una cobertera más o menos potente de Alpujárride superior) bajo el Neógeno Post-Mantos, mientras que al Norte de esa línea la posibilidad de que dicho almacén exista es menor (al estar basada sólo

en una hipótesis y aunque esta última se propugne, en este trabajo, como la más posible) y, en caso afirmativo, estaría presente fundamentalmente por debajo de los materiales del Maláguide s.str. y Unidades afines (es importante aunque no descartable que también estuviera, a la vez, por encima –véanse


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Cortes Hidrogeotérmicas en el Plano 1.4.1. del Anejo 1 - tal como ocurre en la transversal de Sierra Arana y , en la parte más septentrional, aún por debajo del Subbético.

Figura Nº 34.- Previsiones sobre la columna atravesada en un sondeo geotérmico teórico situado al norte de Granada, entre la capital y Jun. Fuente: IGME-ENADIMSA (1984).


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Por otro lado, y dentro del área situada al Sur de la línea ya citada, existe un área privilegiada constituida por el semi-“horst” de La Malá, donde en un entorno

de unos 2 - 3 km en dirección N-S y de unos 6 - 8 km en dirección E-O la cobertera de Neógeno es bastante probable (según se deduce, además, por los

datos geofísicos y gravimétricos) que no supere los 1,000 m (tanto menos potente cuanto más cerca del afloramiento Alpujárride de La Mála).

En fin, el área más favorable para la prospección y explotación del subsistema superior es también el tercio meridional de la Depresión de Granada y coincide, por tanto, con el mismo área de esta zona ya indicada en la prospección del

subsistema intermedio.

Figura Nº 35.- Mapa geológico de la cobertera neógeno-cuaternaria de los alrededores de Granada. El sondeo ubicado entre el punto rojo (Jun) y la flecha. Fuente: IGME-ENADIMSA

(1984).

Sistema Hidrogeotérmico del Maláguide s. str. y Unidades afines

El área más favorable para la prospección y explotación de este sistema es el tercio central de la Depresión de Granada entendiendo por tal (Fig. Nº31 y Plano 1.3.1) el comprendido entre un límite meridional que pasara por el centro de

Granada-capital, 2 km al Norte de La Malá y 4 km al Norte de la cabecera del Pantano de Los Bermejales, y otro límite septentrional definido por una línea extendida desde 4 km al Sur de Baños de Alhama hasta el extremo occidental de Sierra Arana (junto al Río Blanco) pasando a unos 2 km al Sur de Sierra

Elvira.


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Efectivamente, en el sector comprendido entre las dos líneas acabadas de definir debe encontrarse, prácticamente con plena seguridad, el almacén jurásico de las Unidades afines al Maláguide (como puede extrapolarse, mínima y fiablemente, de la importante continuidad y presencia de los afloramientos

jurásicos de esas Unidades a lo largo del borde septentrional de la zona Bética s. str. en general y en los dos bordes –oriental y occidental- de la Depresión de Granada en particular) directamente o casi (sin que se interponga en todo caso, más que su propia cobertera estratigráfica Cretácico-Aquitaniense) bajo el Neógeno Post-Mantos, mientras que, al Norte de dicho sector, es bastante

probable que las Unidades afines al Maláguide se encuentren por debajo del Subbético en sentido amplio (Subbético meridional y/o Subbético medio) tal como es lógico esperar a juzgar por el amplio y claro retrocabalgamiento de dicho Subbético sobre la zona Bética s. str., accidente que, de forma constante,

se observa a lo largo de los sectores central y oriental de las Cordilleras Béticas y, particularmente, en los dos bordes (occidental y oriental) de la Depresión de Granada.

Por otro lado, junto al límite septentrional del sector acabado de citar,

concretamente entre 4 y 6 km al SE de Santa Fe (según una línea que uniera esta población con la de Chimeneas) existe (según se deduce por datos gravimétricos y sísmicos) un área privilegiada constituida probablemente por una zona alzada del substrato en la que, a no ser que se trate de Trías Subbético (el

cual, en ese caso, probablemente enlazaría con el Triásico de Moraleda de Zafayona), se encontrarían Unidades afines al Maláguide bajo una cobertera de Neógeno que no superaría los 1,000 m.

Sistema Hidrogeotérmico del Subbético Medio

Las áreas donde en principio sería posible la explotación hidrogeotérmica del

acuífero Subbético son áreas pertenecientes a la Depresión de Granada. En cuanto a dichas áreas pertenecientes a la Depresión de Granada, las mismas deben quedar limitadas entre una línea septentrional extendida de Deifontes a Loja y una línea meridional que vaya aproximadamente desde Baños de Alhama

hasta el extremo occidental de Sierra Arana pasando a unos 2 km al Sur de Sierra Elvira. Sin embargo, a efectos prácticos, conviene tener en cuenta dos aspectos desfavorables que son:

a) es bastante probable que al Oeste de Sierra Elvira (más concretamente,

en el triángulo de Baños de Alhama – Moraleda de Zafayona – Sierra Elvira) el Subbético esté principal y/o casi exclusivamente representado por amplias extensiones de Triásico (es decir, que el Triásico de Moraleda de Zafayona se extienda ampliamente hacia el Sur y Este bajo

Terrenos Post-Mantos) no estando presente, por tanto el acuífero Jurásico del Subbético medio; y


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b) que el resto de la zona, situada al Este-Noreste de Sierra Elvira, está constituida (según se deduce por datos geofísicos) por un área de hundimiento o gran subsidencia dentro de la Depresión de Granada por lo cual el almacén hidrogeotérmico del Jurásico Subbético alcanzaría allí

profundidades prohibitibas. De estos dos factores desfavorables citados se deduce, en fin, que el área más favorable, dentro de la Depresión de Granada, para la prospección y explotación geotérmica del Jurásico Subbético medio se reduce, con los datos actuales, a los alrededores de Sierra Elvira.

Sistema Hidrogeotérmico del Tortoniense inferior (Calcarenitas y Conglomerados Marinos)

Es obvio que el interés geotérmico de este sistema está centrado en la Depresión de Granada y, más probablemente en la parte central de la misma

(incluyendo a Granada-capital). Ahora bien, dado que actualmente se carece de un apoyo geofísico suficiente para determinar los límites hidrogeológicos laterales no se puede, rigurosamente, concretizar o delimitar áreas de mayor y menor interés dentro de esa amplia zona central (Plano 1.3.1) de la citada

Depresión.

6.3.2 Comarcas de Lanjarón y del Valle de Lecrín

Sistema Hidrogeotérmico del Nevado-Filábride

Resultan así, como áreas más interesantes, los alrededores meridionales de Lanjarón hasta el río Guadalfeo como límite sur (incluyendo la pequeña depresión de Órgiva), y el borde oriental del Valle de Lecrín entre Nigüelas y Tablate (sería de interés investigar la posiblidad que aquí se apunta, de un relación geotérmica entre alguna o algunas de las aguas del Valle de Lecrín –en

una de ellas la termometría geoquímica dio 138 ºC- con el almacén Nevado-Filábride, ya que esta última temperatura resulta muy difícil de justificar sólo en base a la presencia de acuíferos alpujárrides bajo el Valle de Lecrín; de confirmarse dicha posibilidad, la zona del Valle de Lecrín constituiría quizás un

área aún más favorable en muchos aspectos –mejores accesos, topografía más favorable, inexistencia de perímetros de protección de aguas minerales, mejores condiciones naturales del entorno para posibles aprovechamientos de la energía geotérmica, etc.- que la de Lanjarón, para una futura prospección y explotación

geotérmicas de dicho almacén).


También constituyen zonas muy favorables todo el Valle de Lecrín donde la presencia de este sistema está prácticamente asegurada (como se deduce de los datos geológicos de superficie)


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Figura Nº 36.- Mapa geológico de los afloramientos del almacén triásico carbonatado Nevado-Filábride, ilustrativo del Sistema Hidrogeotérmico del área de los Baños de Lanjarón.

Fuente: IGME-ENADIMSA (1984)

6.3.3 Comarcas de Guadix, Baza y de Huéscar

Sistema Hidro-geotérmico del Nevado-Filábride

Así pues, en principio y en lo que se refiere al área objeto de estudio (se dejan aparte las zonas meridionales de la Depresión de Guadix –Baños de Graena- y

Baza, el Valle del Almanzora y las Cuencas de Vera y Huercal Overa, cuyo estudio sería de interés por ser allí los espesores locales de Neógeno-Filábride mucho menos importantes), las Áreas más favorables para la prospección y explotación del sistema hidrogeotérmico Nevado-Filábride son aquellas zonas de

afloramiento de los materiales del substrato (generalmente Alpujárride) y próximas al borde del dominio Nevado-Filábride donde o no existe cobertera del Neógeno o esta última no es muy potente.

Sistema Hidrogeotérmico del Maláguide s. str. y Unidades afines.

Similar a la Depresión de Granada

Sistema Hidrogeotérmico del Tortoniense inferior (Calcarenitas y Conglomerados Marinos)

En la Depresión de Guadix la formación acuífera calcarenítica del Tortoniense inferior está indudablemente presente con unas características litológicas,

hidrogeotérmicas y estructurales muy parecidas a las de la Depresión de Granada.


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6.3.4 Comarca de la Costa Tropical


Las Áreas más favorables para la prospección y explotación del subsistema inferior o de Lújar están constituidas por las zonas de baja topografía próximas a la costa mediterránea entre el meridiano de Motril y el de Berja. Así se tiene las

Vegas de Motril, Rambla de Albuñol, etc., es decir, allí donde la baja cota permite acercarse más en una eventual perforación, a los afloramientos (Sierra de Lújar, “ventanas” de Albuñol, etc.) del almacén situado bajo la cobertera

impermeable del Paleozoico de los mantos superiores con objeto de poder

atravesar un menor espesor de esta última.

6.3.5 Comarca de Los Montes

Sistema Hidrogeotérmico del Subbético Medio

Las áreas donde en principio sería posible la explotación hidrogeotérmica del

acuífero Subbético son áreas donde afloran los Terrenos del Substrato. En este caso está el polígono formado por Píñar – Torre Cardela – Alamedilla – Pedro Martínez – Moreda y sus alrededores que constituye una zona donde la estructura general del sistema es extraordinariamente sencilla, suave y continua

(se trata, grosso modo, de un gran sinclinal) y en la que la presencia del almacén carbonatado del Lías inferior está asegurada a profundidad suficiente (del orden de 1,500 m) que justifique su temperatura moderadamente alta (60-70 ºC, según geotermometría química en Alicún de las Torres) y bajo una cobertera

uniforme impermeable de materiales del Jurásico medio-superior, Cretácico, Paleógeno y Aquitaniense relativamente potente (1,500 m, aproximadamente, de acuerdo con la profundidad del almacén expresada más arriba).

6.4 Propuesta de proyecto piloto

Como en el caso alemán de Unterhaching, región de Bavaria, se podría realizar

un proyecto piloto (Siemens I+S) de planta geotermal binaria de 3.4 MWe (para 10,000 hogares), el cual produce desde 21,500 a 25,500 megavatios hora de energía cada año (21,500-25,500 MWe/h, con 3.36 MWe de capacidad total) lo que supone un uso de 6,399 – 7,589 horas al año de promedio (73 – 87 % de

factor de disponibilidad, respectivamente).

En junio de 2009, la planta fue inaugurada oficialmente por el Ministro Federal de Medio Ambiente como solución innovadora y establecimiento de tendencias, para el suministro de energía. Diseñada con un coste total de 80 millones de

euros (20 M€ en perforación en el año 2007 y 32 M€ en la red de calefacción) amortizable en 20 años y las siguientes instalaciones:


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· Pozo de producción (Gt 1a), 3,350 m en vertical (3,446 m perforados), con un flujo de 150 l/s y una producción de 160 m³/h/MPa.

· Pozo de re-inyección (Gt 2), 3,580 m en vertical (3,864 m perforados), con un flujo >150 l/s y una producción de 270 m³/h/MPa

· Planta de ciclo binario de Kalina, con fluido termal a 120-132 ºC y fluido de trabajo amoniaco-agua. El rendimiento térmico y eléctrico de 38-45 MWt y 3.36 MWe, respectivamente.

· Red de calefacción distante, de 11 km y rendimiento de 30 MWt

· Tubo de conexión de los dos pozos, de 3.5 km (separados) y 350 mm de diámetro

· Bomba sumergible de alto rendimiento, de 9000 l/min ó 150 l/s

· Calefactor de redundancia (combustible fósil) para la red de calefacción.

Sólo mantener esas casas fuera de la red de calefacción se ha evitado más de

7,000 toneladas de dióxido de carbono hacia la atmósfera, y en total entre 30,000 y 35,000 toneladas al año (según Röld & Partner GbR).

Figura Nº 37.- Posible ubicación de la planta en una parcela situada junto a Camino de los Yeseros, en Granada capital junto al término municipal de Jun. Fuente: elaboración propia y

Catastro.


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Figura Nº 38.- Estructura técnica, se trata de una instalación paralela para aprovechamiento del calor de la planta de Unterhaching.

Calendario Valores característicos

1995 -

1997 Atlas municipal de calefacción

Pozo de producción:

profundidad del pozo 3.446 m

temperatura 122 ° C

2001 -

2002

Investigación geológica preliminar y estudio

de factibilidad. Decisión de una planta

geotérmica. Condición básica: Seguro de

riesgos geológicos

Pozo de inyección:

profundidad del pozo 3.864 m

temperatura 133 ° C

2004 Pozo de producción Salida de hasta 150 l / s

2006 -

2007 Pozo de inyección

Salida de calor

geotérmico: hasta 38 MW

2006 -

2007

Ampliación de la red de calefacción, por

encima de la planta baja y la planta de calor

redundante

Salida calor fósil

(pico de carga,

redundancia):

hasta 47 MW

2007 Inicio del suministro de calor geotérmico Red de calefacción

urbana (31.12.08) 28 kilometros de longitud


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Calendario Valores característicos

Capacidad de

conexión

30,4 MW (representa las

necesidades de calefacción

de aprox. 3.000 hogares)

Carga anual de

calefacción 2.008 47.000 MWh

2006 -

2008

Construcción y puesta en marcha de la

planta de Kalina

Generación de electricidad geotérmica

Salida eléctrica:: 3.4 MW (valor medio)

Generación anual de

electricidad

21,5 Mio. kWh (que

representa el consumo

anual de aprox. 6.000

hogares)

Feb.

2009

Comienzo de generación geotérmica de

electricidad

Ahorros de CO2

anuales de hasta 35.000 t

2 Junio

de

2009

Apertura oficial Inversión total (31.

Dic. 2008) aprox. 80 millones de euros

TABLA 17. Calendario y los valores característicos de la planta de Unterhaching.

6.5 Análisis de viabilidad técnico-económica

En los años 70 y 80 los trabajos llevados a cabo por diversas entidades (E.N. ADARO ó ENADIMSA) y, principalmente el Instituto Geológico y Minero de España (IGME), repartían las inversiones necesarias según la siguiente tabla:

Técnicas IGME (%)

E.N. ADARO

(%)

Recopilación, documentación, geología, hidrogeología, banco de datos 12.5 1.7

Geoquímica 12.3 1.6

Geofísica (incluyendo termometría) 23.1 9.9

Sondeos de profundidad media y pequeño diámetro. Pruebas en otros sondeos

15.0 24.6

Sondeos profundos de investigación pre-explotación 31.5 56.1

Estudios de planificación, investigación, gestión y utilización de recursos, económicos,… 5.6 6.1

TABLA 18. Distribución de inversiones según técnicas empleadas en la exploración. Fuente: IGME (1985).


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Mientras que la dotación presupuestaria para lograr una adecuada investigación y exploración de recursos en el año 1984 se cifraba en:

Actividad Recurso (Millones de Pesetas/año)

Investigación de yacimientos de baja temperatura: 40

de media-alta temperatura: 200

Evaluación de yacimientos de baja temperatura: 200

de media-alta temperatura: 180

TABLA 19. Costes estimados al año según el tipo de recurso. Fuente: IGME (1985).

En la actualidad, la viabilidad comercial de las plantas geotérmicas de generación eléctrica depende de las ayudas o nivel variable y de los costes de capital o nivel fijo. Es decir, la viabilidad depende de un nivel adecuado de ayudas o primas que estimulen el sector (en adelante Feed-in tariff o FiT), de los costes del terreno, de los costes de las perforaciones, de los costes de las

instalaciones (según la potencia del turbo-generador, superficie del intercambiador/condensador, y el tamaño de los edificios), de los costos de operación y mantenimiento, de la cantidad de energía generada y del valor de mercado de la energía.

Nivel variable Nivel fijo (costes de capital)

Ayudas de estímulo (Feed-in tariff o FiT): sistema de primas o régimen de tarifas

Tecnología de la perforación

Las políticas ambientales Tamaño de las instalaciones (costes del

terreno y edificios)

Los incentivos fiscales, opciones de financiación y seguros

El conocimiento del recurso (Tª, profundidad, permeabilidad, composición

química del agua)

Los mercados (materias primas, combustibles para maquinaria de perforación, cantidad de

energía generada y valor)

Tecnología de la central eléctrica (tipo, potencia instalada, pérdidas)

Los retrasos de tiempo Operación, mantenimiento y cierre

TABLA 20. Factores que influyen en el coste de una planta de energía geotérmica. Fuente: APPA (2010).

Sin embargo, debido a que las plantas geotérmicas requieren de grandes inversiones de capital al comienzo del proyecto, en principio están en desventaja

frente a las plantas térmicas convencionales. Las plantas térmicas alimentadas de combustibles fósiles tienen menores costes de capital, pero, a diferencia de


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las plantas geotérmicas, los costes del combustible se mantienen durante toda la vida de la planta.

Según los estudios, una planta de energía geotérmica económicamente competitiva puede costar tan bajo como 3400$ por kW instalado. Si bien el coste

de una nueva planta de energía geotérmica es mayor que la de una instalación de gas natural, comparable, a la larga las dos son similares en el tiempo. Esto se debe a que los costes de construcción de gas natural representan sólo un tercio del precio total de la instalación, mientras que el coste del combustible en una instalación de gas natural representa dos tercios del coste.

Los costes iniciales de construcción de una planta geotérmica, por el contrario, representan dos tercios o más de los costes totales. Así que aunque la inversión inicial es alta para la geotérmica, el gas natural y la geotérmica siguen siendo económicamente comparables en el largo plazo.

Las plantas geotérmicas requieren de relativamente grandes inversiones de capital, sin embargo, los costes variables son bajos y nulos los costes del combustible. Los costes de capital de una planta geotérmica de generación eléctrica se encuentra en el rango de 1.150€ a 3.000€ por kW instalado,

dependiendo de las temperaturas y composición del yacimiento y de la tecnología empleada (véase Tabla 22). Estos costes pueden decrecer con el tiempo según la tecnología se va desarrollando.

Según estimaciones, de la Comisión Energética de California (CEC) 2007, los

costes de generación están nivelados para una planta binaria de 50 MW geotérmicos en 92$ por megavatio hora y para una planta de 50 MW doble flash geotérmica en 88$ por megavatio hora, que durante toda la vida de la planta puede ser competitivo con una variedad de tecnologías, incluido el gas natural.

De acuerdo con el informe de la CEC, los costos de gas natural 101$ por megavatio hora para una central de 500 MW de ciclo combinado y 586 dólares por megavatio hora para una planta de 100 MW de ciclo simple.

En promedio, el costo para los nuevos proyectos de energía geotérmica osciló

entre 6 a 8 centavos de dólar por kilovatio hora, según un informe de 2006, incluyendo el crédito tributario de producción. Sin embargo, cabe señalar que el costo de los proyectos individuales de energía geotérmica puede variar de forma significativa basada en una serie de factores que se discuten a continuación, y

que los costos para todos los proyectos cambian en el tiempo con las condiciones económicas.

Con todo, hay que recordar que un gran impacto en el costo de energía geotérmica es la competencia local, regional, nacional y mundial de materias

primas como el acero, el cemento, y equipo de construcción. La energía geotérmica está compitiendo contra el desarrollo de otras energías renovables y no renovables, las mejoras en la construcción de edificios, carreteras e infraestructuras, y todos los otros proyectos que utilizan los mismos productos y


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servicios. Mientras que las existencias de equipos y plantas mejoran para afrontar el aumento de la demanda de estos productos y servicios, los desarrolladores de proyectos pueden esperar aumentos de costes muy por encima del nivel de inflación de fondo.

En comparación con otras tecnologías se estima que los costes de generación de energía aumentarán para el gas natural y para el carbón si se incluyen los costes ambientales. Estos costes incluyen la degradación de la tierra, las emisiones de productos químicos y tóxicos, la extinción forzada y la destrucción de animales y plantas, y el impacto en la salud de los seres humanos. Incluso

mayores costos de seguridad nacional deben tenerse en cuenta si el combustible, como el petróleo o el gas natural, se importa. Durante la vida útil de la planta, si tenemos en cuenta los costos de capital y los costos totales de combustible, los proyectos de energía geotérmica puede ser una buena

inversión.

Central eléctrica Costes de capital Costes de combustible

Ciclo combinado de gas natural 22 % 67 %

Geotérmica 65 % 0 %

TABLA 21. Porcentaje del coste normalizado de la electricidad producida a partir de la Central eléctrica. Fuente: APPA (2010).

La vida de las plantas geotérmicas se encuentra, normalmente, entre 30 y 45 años. La financiación del proyecto se estructura a menudo de tal forma que el Pay-Back (plazo o tiempo de recuperación de la inversión) sea de 15 años.

Entonces, los costos se reducen hasta un 50 – 70 %, ya que sólo se precisan cubrir los costes de operación y mantenimiento de los 15 a 30 años restantes de operación del sistema. En la Tabla 22 se muestran algunos costos de capital de plantas geotérmicas y la Tabla 23 muestra una comparación con otras fuentes

energéticas.

Tamaño de la planta Costo Recursos de alta calidad

Recursos de calidad media

Plantas pequeñas (<5MW)

Exploración 400€ – 800€ 400€ – 1,000€

Vapor 100€ – 200€ 300€ – 600€

Planta de potencia 1,100€ – 1,300€ 1,100€ – 1,400€

Total 1,600€ – 2,300€ 1,800€ – 3,000€

Plantas medias (5 - 30MW)

Exploración 250€ – 400€ 250€ – 600€

Vapor 200€ – 500€ 400€ – 700€

Planta de potencia 850€ – 1,200€ 950€ – 1,200€


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Tamaño de la planta Costo Recursos de alta calidad

Recursos de calidad media

Total 1,300€ – 2,100€ 1,600€ – 2,500€

Plantas grandes (>30MW)

Exploración 100€ – 400€ 100€ – 400€

Vapor 300€ – 450€ 400€ – 700€

Planta de potencia 750€ – 1,100€ 850€ – 1,100€

Total 1,150€ – 1,750€ 1,350€ – 2,200€

TABLA 22. Costos de capital de planta geotérmica en € por kW instalado. Fuente: APPA (2010).

Los costes de operación y mantenimiento de una planta geotérmica de generación eléctrica se encuentra en el rango de 0.0155 € a 0.045 € por KW·h,

dependiendo de cómo opere la planta. Las plantas geotérmicas normalmente operan un 90 % del tiempo. Sin embargo, podrían funcionar hasta un 97 % a un 98 % del tiempo, pero se incrementarían los costos de mantenimiento. Los altos porcentajes de operación solo se consideran cuando la energía generada se

paga a un alto precio. Los altos precios de venta de la energía producida justifican que la planta opere con factores de capacidad más altos, ya que se pueden recuperar los mayores costes de mantenimiento que se producen.

Recurso Costo de capital

Geotérmica 1,150€ – 3,000€

Hidráulica 735€ – 4,778€

Carbón 1,070€ – 1,410€

Nuclear 1,500€ – 4,000€

TABLA 23. Comparación con otras fuentes de energía. Fuente: APPA (2010).

En la Tabla 24 se indican los costos de operación y mantenimiento en función del tamaño de la planta. La economía de escala es la que origina que las plantas grandes tiendan a generar más bajos costos de operación y mantenimiento que las plantas pequeñas.

Costos de los componentes

Plantas pequeñas (<5 MW)

Plantas Medianas (5–30 MW)

Plantas grandes (>30 MW)

Vapor 0.35€ – 0.7€ 0.25€ – 0,35€ 0.15€ – 0.25€

Plantas de potencia 0.45 – 0.7 0.35 – 0.45 0.25 – 0.45

Total 0.8 – 1.4 0.6 – 0.8 0.4 – 0.7

TABLA 24. Costos de operación y mantenimiento. Fuente: APPA (2010).


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Como se muestra en la Tabla 25, los costos de operación, de 0.4–1.4 céntimos de €/kW·h, están dentro del rango de los costos de operación y mantenimiento de las plantas convencionales.

Recurso Costos de operación y mantenimiento (céntimos de €/kW·h)

Geotérmica 0.4–1.4

Hidráulica 0.7

Carbón 0.46

Nuclear 1.9

TABLA 25. Costos de operación. Fuente: APPA (2010).

Los costos de generación por kW·h de energía han disminuido desde 10 céntimos de euros, en 1980, hasta los costos medios actuales de 4 a 8 céntimos de €/kW·h. Estos costes dependen del tipo de planta. Por ejemplo, las plantas

de conversión directa generan costes alrededor de 4 a 6 céntimos de €/kW·h, mientras las plantas de ciclo binario producen la energía a costes más altos, del orden de 5 a 8 céntimos de €/kW·h. Estos costes pueden competir con las plantas térmicas de carbón que son contaminantes.

6.5.1 Estimación de los costes de desarrollo de una serie de proyectos conceptuales de energía geotérmica

El estudio ha permitido desarrollar tres descripciones de proyectos geotérmicos

de alto nivel que podrían desarrollarse en Granada entre los años 2011 y 2020. Los tres proyectos se podrían ubicar en la zona de flujo anómalo en las Comarcas: de la Vega de Granada, del Valle de Lecrín o de Lanjarón, incluyendo el proyecto de tipo EGS para reflejar la importancia que se espera

que tenga esta tecnología en la próxima década. En la tabla siguiente se presentan las principales características y costes de los tres proyectos conceptuales.

Proyecto conceptual A B C

Planta (potencia, tipo) 20 MW, binario

5 MW, binario 10 MW EGS

Recurso

Tipo Hidrotermal Hidrotermal Petrotérmico

Temperatura ºC 150 - 180 100 - 150 100 - 150


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Pozos

Profundidad m 3,600 3,600 4,000

De producción Nº 5 2 4

De inyección Nº 5 2 4

Coste de producción de los pozos por unidad M€/pozo 7.0 7.0 8.1

Estimulación de los pozos M€/pozo n/a n/a 1.0

Planta

Capacidad neta de la planta MWel neto 16.0 3.5 7.0

Factor de capacidad % 90 90 90

Salida a la red GWh 126 28 55

Opex (costes fijos de explotación)

M€/año 2.2 1.5 2.2

# makeup wells/5 años - 1.0 0.5 0.5

Opex (costes periódicos de explotación) €/5 años 7.0 3.5 4.1

Capex (costes de capital)

Pozo M€ 70 28 73

Planta M€ 46 16 23

Conexión a la red M€ 2 0.5 1

Contingencia % 10 10 10

Total M€ 129 48 106

Capex (costes de capital) específicos

M€/MWel neto 8.1 13.8 15.2

Duración del desarrollo Años 5 4 5

TABLA 26. Proyectos geotérmicos conceptuales. Fuente: APPA (2010).

6.5.2 Analizar los proyectos conceptuales utilizando un modelo financiero

Modelo financiero

La determinación de la viabilidad financiera de un proyecto implica el uso de un modelo numérico capaz de generar un conjunto de indicadores de rendimiento

financiero para seguidamente evaluar estos indicadores frente al nivel de rendimiento deseado por un inversor. Los inversores utilizan una serie de indicadores financieros para establecer y supervisar el rendimiento deseado de sus inversiones. Este rendimiento depende del riesgo del proyecto y del tipo de

inversores y sus objetivos.

El objetivo del presente estudio es identificar las medidas de apoyo que el Gobierno español podría prestar para estimular el sector geotérmico. En este


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contexto, la Tasa Interna de Retorno del Proyecto (TIR del Proyecto), que cuantifica la rentabilidad del proyecto en su conjunto en lugar de los retornos para los inversores de capital, ha sido elegida como el indicador financiero de principal interés teniendo en cuenta el papel del Gobierno como facilitador del

acceso a energía eléctrica asequible para cumplir con los compromisos nacionales e internacionales, y garantizar que las políticas vayan encaminadas hacia los objetivos deseados. Como tal, el indicador de interés primordial para este estudio será la TIR del Proyecto.

Se ha planteado el siguiente razonamiento de la APPA para determinar la

viabilidad económica y el nivel adecuado de las primas o retribuciones:

· Si la TIR del Proyecto es mayor que la tasa mínima de retorno (hurdle rate) acordada del 10 %, entonces el proyecto podrá ser considerado

como económicamente viable.

· La retribución (FiT) que resulte en una TIR de Proyecto igual a la tasa mínima de retorno de 10 % se considerará, en combinación con las medidas adecuadas para mitigar los riesgos de exploración, como el

nivel de retribución adecuado para estimular el mercado de la geotermia.

Los valores de entrada del modelo fueron propuestos por GEOT / SKM y discutidos y acordados por la APPA. Una selección de estos valores se describe a continuación.

Ratio Financiación – Fondos propios

Para reflejar el riesgo relativamente alto de los proyectos geotérmicos se ha elegido un ratio financiación – fondos propios de 60:40 y la consiguiente dificultad de acceder a préstamos.

Coste de la deuda

El coste de la deuda se fijó en un 5 % según el Banco Central Europeo o el London Interbank Offered Rate (LIBOR) del 3 % más un margen del 2 %. Aunque deberá actualizarse.

Coste de capital propio

El coste del capital del 20 % representa un enfoque de nivel intermedio para evaluar los diferentes riesgos aplicados a los proyectos conceptuales.

Estimación de los costes de perforación

Los costes de perforación son el principal componente del coste de capital

(CAPEX) especialmente para los proyectos de media entalpía y proyectos de tipo EGS. Por regla general, constituyen entre un 30 % a más del 50 % de la inversión total del proyecto. Dependiendo de la profundidad oscila entre 1 y 5

M€/pozo en fase investigación y entre 5 y 10 M€/pozo en fase producción. Por lo


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tanto la evolución de los costes de la energía geotérmica en el futuro estará íntimamente ligada a la evolución de éstos. La estimación de los costes relacionados con los proyectos conceptuales se basa en los más modernos criterios de selección de las máquinas de perforación, con un coste diario de

máquina de 27,75 k€/día (dato basado en información actual del mercado) y en

los diseños de pozos geotérmicos presentados anteriormente. Cabe señalar que todas las tarifas de perforación están sujetas a cambios repentinos en respuesta a la oferta y la demanda, por lo que existe una tolerancia de +/- 40 %.

Tipo de pozo Costes por

metro Estimación de los días necesarios para

perforar el pozo

Recurso hidrotermal de media – baja entalpía

1,940 € 70 días

Sistema geotérmico estimulado 2,025 € 78 días

TABLA 27. Precio por metro y días empleados por pozo. Fuente: APPA (2010).

La disponibilidad de las máquinas de perforación, las tarifas de contratación de los equipos de perforación, las tarifas de los servicios de perforación y de los equipos en general son altamente dependientes del precio del petróleo. En

España, las perforaciones terrestres (on shore) representan una pequeña parte del mercado europeo de perforaciones, aunque cabe señalar que existe una importante industria auxiliar en los países vecinos productores de petróleo y gas natural.

Figura Nº 39.- Número mundial de máquinas de perforación en activo en los últimos 15

años en relación al precio mensual del barril del petróleo Fuentes: Baker-Hughes 2011; Energy Information Administration (DOE), WTRG Economics.


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Como se observa, en la Figura 39, el número de máquinas de perforación decayó durante el pico de los precios del crudo en 2008, lo cual sugiere que los precios más bajos del petróleo recientes (antes y después de 2008) están

asociados a una mayor disponibilidad de máquinas de perforación y un superávit de los equipamientos y servicios asociados. Las estadísticas de previsiones tanto positivas como negativas están al alcance del público. Como consecuencia de ello, es difícil ofrecer un pronóstico sólido sobre el futuro desarrollo de los costes de los proyectos geotérmicos. Es necesario disponer de un procedimiento

de observación del mercado para poder adaptar las medidas de soporte públicas a los cambios potenciales de los costes. Además, los precios del mercado mundial del acero también afectan a los costes de construcción de pozos.

País Número de pozos Profundidad perforada total (Km)

Australia 2 6

China 1 2

Costa Rica 6 12

El Salvador 5 10

Francia 3 5

Alemania 4 12

Guatemala 5 8

Islandia 39 55

Italia 21 64

Japón 41 74

Kenia 9 22

México 59 150

Nueva Zelanda 9 25

Papua Nueva Guinea 7 4

Filipinas 28 63

Portugal 6 4

Rusia 4 10

Turquía 4 3

Estados Unidos 54 42

Total 307 571

TABLA 28. Actividad perforaciones geotérmicas en todo el mundo para proyectos de energía, desde el año 2000 a principios de 2005.


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6.5.3 Identificar el nivel de la retribución apropiado para proyectos conceptuales que sean económicamente viables.

En España, es remarcable que actualmente no se genera energía eléctrica geotérmica y que la generación de calor geotérmico en todo el país es de 20 MWt. Según la APPA, la generación de energía procedente de fuentes

renovables se promueve a través de retribuciones garantizadas (tarifa regulada) o primas (bonificación con o sin complemento de alta eficiencia). El operador de red primero pagará los costes del sistema, pudiendo seguidamente volcar estos costes en los precios al consumidor. En el caso de la energía a partir de

recursos geotérmicos los importes son:

· Para las tarifas reguladas: 73,56 €/MW·h durante los primeros 20 años y de 69,50 €/MW·h durante los años siguientes. Tarifa que está por debajo de la media de las tarifas reguladas en la UE, que asciende a 98 €/MW ·h

y comporta menos de la mitad de lo que se paga en países como Alemania y la República Checa, cuyas tarifas son de 160 €/MW ·h y de 173 €/MW·h, respectivamente.

· Para primas garantizadas, se paga adicionalmente al precio del mercado

local de energía, de 41,04 €/MW·h durante los primeros 20 años y de 32,67 €/MW·h durante los años siguientes. Similar a Alemania: 40 €/MW·h para las plantas que sean operativas antes de 2016; 30 €/MW·h

para las plantas combinadas calefacción / energía eléctrica; y 40 €/MW ·h para las plantas que utilizan recursos petrotérmicos (EGS).

· Y un complemento (especificado en el Art. 39, RD 661/2007), en proyectos geotérmicos singulares, durante los primeros 15 años de

servicio del proyecto. Sin embargo, la decisión sobre el cobro de este complemento sólo se hará después de la ejecución del proyecto y previo relleno del formulario especificado en el anexo VIII del RD 661/2007. Como consecuencia de este procedimiento se genera una incertidumbre

en los promotores de los proyectos sobre la estimación del nivel final de la tarifa.

Esta situación es considerada como un claro defecto de la actual estructura de retribuciones garantidas del régimen especial para tecnología del grupo 3. Para

los proyectos geotérmicos es fundamental contar con una base sólida para el cálculo de los ingresos de un proyecto con el fin de poder calcular la viabilidad económica del proyecto y para atraer el capital de los inversores antes del inicio del proyecto. Sería preferible disponer de una tarifa garantizada final en lugar de

dividirla en una parte fija y otra variable específica para cada proyecto.

El análisis sugiere que las tarifas requeridas para que los proyectos geotérmicos sean económicamente viables son las siguientes:

· 85 €/MW·h para proyectos que utilizan recursos de alta entalpía (en

acuíferos a > 150 ºC)


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· 370 €/MW·h para proyectos que utilizan recursos de media-baja entalpía (en acuíferos a < 150 ºC)

· Una bonificación de 40 €/MW·h para proyectos petrotérmicos (requieren agua como fluido de trabajo)

Sin embargo, la tarifa regulada no es suficiente para estimular al sector geotérmico En el mundo, varios países (incluyendo Alemania, Francia, Estados Unidos y Australia) han desarrollado esquemas de mitigación de los riesgos de exploración con el fin de resolver este problema. Los resultados obtenidos hasta

la fecha indican que estos esquemas han constituido un importante estímulo al desarrollo al sector geotérmico en los países que lo han aplicado. Un esquema orientativo de mitigación sería a través de:

· Ayudas a la perforación para proyectos íntegramente destinados a la

producción de energía térmica mediante un régimen de seguros en virtud del cual las empresas que realicen las perforaciones de exploración paguen una prima al Gobierno a cambio de que éste les abone una compensación de hasta un 70% de los costes de perforación directos, en

caso de que uno o varios pozos no cumplan con los criterios y objetivos esperados y acordados.

· El desarrollo de entre 5 y 10 proyectos de demostración con una

subvención del 50% financiada por el gobierno.

· Programas de investigación básica y mejoras en el marco regulatorio.

Tarifas para proyectos conceptuales

La tasa mínima de retorno aplicada para la TIR del Proyecto en Alemania era del

8 % en lugar de la del 10 % utilizada en este estudio. Una tasa mínima de retorno del 8 % reduciría la retribución requerida para un Proyecto de 5 MW binario (B) de 369 €/MW·h a 319 €/MW·h. Las retribuciones para los diferentes proyectos conceptuales, teniendo en cuenta una tasa mínima de retorno del

negocio (hurdle rate) del 10 %, se indican en la tabla 29.

Proyecto conceptual A

20 MW Binario

B

5 MW Binario

C

10 MW EGS

Tarifa requerida €/MW·h 191 369 370

TABLA 29. Tarifas requeridas según el tipo de proyecto geotérmico. Fuente: APPA (2010).

En España, la retribución de la energía fotovoltaica es de 340 €/MW ·h, por lo que la retribución de la energía geotérmica de media entalpía debería situarse en torno a 370 €/MW·h. Además, se propone la bonificación petrotérmica o EGS,

porque no se depende de la presencia de fluidos naturales y más del 95 % del


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potencial geotérmico en el mundo se atribuye a recursos petrotérmicos. Por los elevados costes de perforación y estimulación, junto con las incertidumbres existentes relacionadas con los proyectos petrotérmicos, requieren una retribución estándar de cómo mínimo 40 €/MW·h.

En este estudio las retribuciones del sector geotérmico se basan en la generación neta, es decir, ya descontada la energía consumida por la propia planta de la generación bruta. Si la planta no compra energía a 130 €/MW·h (precio de venta a los usos industriales en 2008, según Eurostat), la tarifa requerida se reduciría de 369 €/MW·h a 284 €/MW·h en caso del Proyecto 5MW

binario, para tasa mínima de retorno del 10 %. Si la tasa se reduce al 8 %, la tarifa de suministro sería de 249 €/MW·h.


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7 Conclusiones

7.1 Coste, tarifas, sostenibilidad e impacto medio ambiental de los usos directos

Coste

Las empresas de energía geotérmica en general, y GDH, en particular, son de capital intensivo debido a la alta infraestructura (minera - pozos geotérmicos - y de superficie – tuberías e instalaciones) y a las inversiones necesarias. Estas

son, por otra parte, compensadas por los bajos costes de funcionamiento - operación y mantenimiento -. En Europa, dependiendo de las configuraciones geotérmicas (flujos de calor altos / bajos, y fuentes encontradas poco profundas / profundas), las condiciones socio-económicas y políticas de precios (kWt·h o m3

de agua caliente) el precio de venta promedio del MWt·h para abonados a GDH varía entre 30 y 60 € / MWt·h.

Los proyectos geotérmicos requieren de una gran cantidad de capital inicial (debido mayoritariamente a los elevados costes de la exploración geofísica, el

voluminoso procesamiento de datos y, finalmente, a los costes de perforación) que no siempre pueden ser cubiertos por los recursos propios. El alto riesgo es el aspecto clave que hace que la financiación de proyectos geotérmicos sea tan compleja.

Tarifas

Los promotores que soliciten las tarifas, para garantizárselas, deberán

proporcionar información verificada por terceros sobre el correspondiente recurso (temperatura, profundidad de perforación, permeabilidad, índice de productividad, …), así como el tipo y la capacidad de la planta de energía.

Alternativamente, los promotores están obligados a proporcionar dicha

información para revisarse y determinarse el nivel de tarifa asignada. La evaluación de los niveles de las tarifas deberá tener en cuenta las oscilaciones o evolución del mercado del precio del crudo y del acero, permitiendo correcciones y adaptaciones del nivel de ayudas estableciendo unos límites superior e inferior

como umbrales junto con el actual IPC (índice de precios de consumo).

En la actualidad no existen ayudas a proyectos de uso directo del calor geotérmico. Esto sería muy recomendable desde el punto de vista medioambiental para sustituir el calor o la refrigeración generadas a partir de

combustibles fósiles por el calor residual del ciclo de producción de la energía geotérmica. Como en Alemania, una bonificación adicional por uso de calor de 30 €/MW·h en plantas combinadas de calor y electricidad (CHP) debería pagarse por encima de la tarifa básica (“Programa de incentivos de Mercado” del

Gobierno alemán).


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En ese sentido, se puede citar al pueblo alemán de Unterhaching como un ejemplo a seguir en España. El municipio de 25.000 habitantes, situado cerca de Münich, "abastece a toda su población de calefacción y agua caliente". Además, "genera electricidad en una planta de ciclo binario de 40 MW y cobra 6 millones

de euros al año por la energía producida durante las 24 horas del día" (Rafael Varea, ICOG, comunicación personal).

Sostenibilidad

La definición original de la sostenibilidad se remonta a la Comisión Bruntland (1987, reforzado en el Río de 1991 y Cumbres de Kyoto de 1997): "Satisfacer las necesidades de las generaciones presentes sin comprometer las

necesidades de las generaciones futuras". En relación con los recursos geotérmicos y, especialmente, para su utilización con fines energéticos, la sostenibilidad significa la capacidad del sistema de producción para mantener los niveles de producción durante largos períodos.

Dada una vida económica del proyecto, una longevidad del depósito (tiempo de paso de enfriamiento) y una vida útil física pozo de, digamos, treinta años, la pregunta que a menudo se plantea si existe una vida después de estos umbrales críticos y, en caso afirmativo, por cuánto tiempo. Estas cuestiones han sido

investigadas a fondo, en particular en la cuenca de París, donde la vida de la GDH se extiende más de 75 a 100 años, sin mostrar ningún signo de disminución. Es decir, mucho más allá de las expectativas de vida del proyecto, se pudo evaluar siempre la producción de pozos de inyección de forma periódica

(cada 25 - 30 años) (re) completada y perforada en lugares depósito adecuado, de acuerdo con diseños resistentes a la corrosión. Por lo tanto, los escenarios proyectados satisfacen los requisitos de sostenibilidad.

Impacto medio ambiental

Protección del medio ambiente es una de nuestras obligaciones más

importantes, cuyos objetivos fueron definidos en las Cumbres de las Naciones Unidas en Río de Janeiro (1991), Kyoto (1997) y Johannisburg (2001). Cualquier tipo de producción de energía tendrá algún impacto sobre el medio ambiente, pero el grado o la magnitud de este impacto dependerá de la tecnología

utilizada. Tanto de las principales aplicaciones de energía geotérmica, generación de energía y el uso directo, puede tener un efecto sobre el medio ambiente. Estos efectos deben ser identificados, cuantificados y, si es necesario, eliminar o disminuido, al menos, con el fin de cumplir con las regulaciones

ambientales.

Las emisiones atmosféricas de gases de efecto invernadero son cercanas a cero. Entre los beneficios indirectos no cuantificados, conocidos como factores externos, de la calefacción urbana (GDH) se debe mencionar la contribución a la

reducción significativa de las enfermedades ambientalmente provocadas (asma,


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entre otras). Este grave problema requiere una actuación comprometida de las distintas economías mundiales, que deberá basarse en un uso sostenible de los recursos a través de nuevas tecnologías y fuentes energéticas cadavez más eficientes y respetuosas con el entorno en que vivimos.

7.2 Generación de energía y sismicidad

Generación de energía

La generación de energía geotérmica crea una emisión mucho más baja de gases de efecto invernadero que la mayoría de otras tecnologías. En cualquier comparación es importante que se considere el ciclo completo de producción, es

decir, todas las fases antes, durante y después de la operación de plantas de energía. Las centrales eléctricas geotérmicas tienen las emisiones de CO2 particularmente bajas en comparación con otras tecnologías, donde se pretende la reducción de CO2, por lo que son las opciones más atractivas para la

generación de energía frente al carbón, petróleo o gas (Figura Nº40).

Figura Nº 40.- Las emisiones de gases de efecto invernadero (CO2 equivalente) de las

diferentes tecnologías de generación de energía. Fuente: Hunt, 2001.

Los efectos ambientales no pueden excluirse durante la generación de energía geotérmica. Estos serán diferentes según las características de la planta, el sitio

ocupado, el depósito y la potencia. Las plantas de energía tipo binarias (es decir, donde un sistema cerrado en el cual un fluido de trabajo empuja la turbina, no directamente el vapor o líquido geotérmico), con mucho, presentan el menor impacto ambiental, a excepción del calor residual liberado al medio (Figura

Nº41).


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Figura Nº 41.- Calor residual de los diversos sistemas de generación de energía. Fuente:

DiPippo, 1991.

Debido a su baja eficiencia de conversión, las plantas de energía geotérmica binaria liberan cantidades relativamente grandes de calor. Por lo que se recomiendan varios usos directos o “uso en cascada” de calor residual como en

la co-generación (electricidad y calor) o, o bien, la re-inyección al sistema hidrogeotérmico.

Sismicidad

Como la re-inyección se hace más frecuente (para la regeneración del fluido geotérmico), la sismicidad inducida se convierte más que nunca en un riesgo

potencial. En la re-inyección de grandes volúmenes de fluidos geotérmicos, se inyecta a presión de nuevo en el subsuelo, cambiando así las condiciones de presión de poros y el campo de esfuerzos local. La experiencia demuestra que los crecientes volúmenes de líquidos no conducen a grandes terremotos, para

los eventos más frecuentes.

La sismicidad inducida es especialmente relevante para la tecnología Hot Dry Rock (HDR), donde son creados los depósitos artificiales por fracturación hidráulica (EGS), que puede inducir terremotos de hasta una magnitud de M = 2.0 a 3.0 (Rybach, 2002). Hasta la fecha no hay ningún caso conocido de un

gran evento sísmico asociado con los proyectos de HDR (ó EGS) que causase grandes daños. De hecho, en el caso del proyecto de Basilea (Suiza), los temblores que causaron inquietud entre los habitantes de la ciudad estaban muy lejos de los umbrales para la aparición de daños. Sin embargo, esto contrasta

con un pequeño número de casos en los que la sismicidad inducida por embalses (Koyna, India), la producción de hidrocarburos (Gazli, Uzbekistán) y las actividades de eliminación de residuos (Arsenal de las Montañas Rocosas, EE.UU.), causaron daños importantes.


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Figura Nº 42.- Mapa de peligrosidad sísmica según la NCSE-02

Aunque en Granada la sismicidad de magnitud M < 4 ocurre con frecuencia casi mensual es esencial que una red de sismógrafos esté configurada para

monitorear la sismicidad local, mucho antes de que comience la reinyección / fracturación (ver Figura Nº42). En cualquier caso, los efectos deben ser controlados y documentados (a menudo durante largos períodos), medidos y, en su caso, mitigarse.

8 Agradecimientos

Por último, agradecer a todos y cada uno de los profesores/as por sus enseñanzas; en especial al coordinador y al tutor del máster. A mis compañeros/as de la Agencia provincial de la Energía de Granada, del máster y

familiares.

Desde el punto de vista científico-industrial unas palabras de agradecimiento a las instituciones IGME, IDAE, APPA, AAE, APEGR, GEOPLAT, etc…, por toda

la información, que me ha permitido tener una amplia visión de las aplicaciones

industriales del calor de la Tierra en la generación de energía.


9 Bibliografía

9.1 Bibliografía básica:

AAE, 2009. Potencial geotérmico de Andalucía. Áreas Hidraúlicas y Nuevas

Energías. Agencia Andaluza de la Energía. Consejería de Economía, Innovación y Ciencia.

APPA, 2010. Potencial Geotérmico en España y esquemas de soporte necesarios para su desarrollo. Informe interno elaborado por encargo de SKM’s /

GeoThermal Engineering GmbH para la APPA.

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