COSTOS GEOTERMICA


Los proyectos geotérmicos suelen tener altos costos de inversión iniciales debido a  la necesidad de perforar pozos y construir plantas de energía, y los costos operacionales relativamente bajos. Los costos operativos varían dependiendo de la capacidad de la planta, los pozos de restauración (pozos nuevos para reemplazar los pozos fallidos y restaurar la pérdida de producción o la capacidad de inyección) y / o los requisitos de pozos de inyección, y la composición química de los fluidos geotérmicos. Sin costes de combustible, los costos de operación para plantas geotérmica son predecibles en comparación con las plantas de generación basadas en combustión que están sujetas a fluctuaciones en los precios de mercado del combustible. En esta sección se describirán los factores fundamentales que afectan al costo nivelados de electricidad (LCOE) de las plantas de energía geotérmica, los costos de inversión iniciales, los costos de financiamiento (intereses de la deuda y las tasas de renta variable), los impuestos, los costos de mantenimiento y operación (O&M), los costes de desmantelamiento, la capacidad de planta y la vida económica de la inversión. En esta sección se incluyen también los costos históricos y las proyecciones futuras, los costos de inversión y los costos nivelados de calor (LCOH) para los usos directos de energía geotérmica adicional a la producción eléctrica.


Los costos estimados para instalaciones geotérmicas pueden variar ampliamente (desde un 20% a 25%, sin incluir las subvenciones y los incentivos) entre países (por ejemplo, entre Indonesia, EE.UU. y Japón). Los sistemas geotérmicos mejorados, en adelante EGS, se espera que tengan mayor inversión el maquinaria comparado con sus costos de optación que los proyectos hidrotermales de alta temperatura. Dado que no hay plantas de EGS comerciales en operación, los costos estimados están sujetos a mayores incertidumbres.


Costos de Inversión


Los costos de inversión de un proyecto geotérmico-eléctrico se compone de los siguientes costos: (a) la exploración y los recursos de confirmación, (b) la perforación de pozos de producción e inyección, (c) las instalaciones de superficie e infraestructura, y (d) la planta de energía. Los costos de los componentes y factores que influyen en ellas suelen ser independientes entre sí, y cada componente se describe en el texto que sigue, incluyendo su impacto en los costos totales de inversión.


El primer componente (a) incluye la adquisición de arrendamiento, lo que permite, la prospección (geología y geofísica) y la perforación de pozos de exploración y de pruebas. La perforación de pozos de exploración en áreas verdes se informa que tiene un índice de éxito del orden de 50% a 60%, y la primera exploración de pozos de un 25% (Hance, 2005), aunque otras fuentes (GTP, 2008) reducen el porcentaje de éxito a un 20% a 25%. Los costos de confirmación se ven afectados por los parámetros del pozo (sobre todo la profundidad y diámetro), propiedades de las rocas, la productividad, la disponibilidad de equipo de perforación, los retrasos en los permisos o arrendamiento de tierras y las tasas de interés. Este componente representa entre el 10% y el 15% del coste total de inversión (Bromley et al., 2010) pero para proyectos de expansión puede ser tan baja como del 1 al 3%.


La perforación de pozos de producción e inyección ( b) tiene una porcentaje de éxito de 60 a 90% (Hance, 2005; GTP, 2008). Dentro de los factores que influyen en el costo incluyen también la productividad (permeabilidad y temperatura), profundidades de los pozos, disponibilidad de equipos, diseño vertical o direccional, circulaciones especiales de fluidos, tiempos especiales de perforación, el número de pozos y las condiciones financieras en un contrato de perforación (Hance de 2005;. Tester et al, 2006). Este componente (b) representa 20% a 35% de la inversión total (Bromley et al., 2010).


Las instalaciones de superficie y componentes de infraestructura (c) incluyen las instalaciones para la obtención de vapor y el procesamiento de salmuera: separadores, bombas, tuberías y las carreteras. Las instalaciones para obtención de vapor tienen menores costos desde que la manipulación de la salmuera no es necesaria. Factores que influyen en este componente son los depósitos de los fluidos químicos, los precios de las materias primas (acero, cemento), la topografía, accesibilidad, estabilidad de taludes, la productividad media y distribución del pozo (tuberías, diámetro y longitud), y los parámetros de los fluidos (presión, temperatura, la química) (Hance, 2005). Las instalaciones de superficie y los costos de infraestructura, constituyen 10% a 20% de la inversión (Bromley et al., 2010) aunque en algunos casos, estos costos podrían ser menores al 10%, dependiendo del tamaño de la planta y la ubicación.


Los componentes de potencia de la planta (d) incluyen las turbinas, generadores, condensadores, subestación eléctrica, red de conexión, lavadores de vapor y los sistemas de reducción de contaminación. El diseño de planta de energía y los costos de construcción dependen del tipo (flash, vapor seco, binario o híbrido), la ubicación, el tamaño (una mayor cantidad de unidades  y mayor tamaño de la planta es más barato por unidad de producción), las entalpía del fluido (temperatura de recursos) y química, el tipo de ciclo de enfriamiento utilizado (agua o aire de refrigeración) y las disponibilidad de agua para enfriamiento si se utiliza agua. Este componente varía entre 40% y 81% de la inversión (Hance de 2005;. Bromley et al, 2010).


Algunos de los costos de inversión históricos y actuales para proyectos típicos de energía geotérmica se muestran en la figura 7.5.1. Por condensación de las plantas flash de energía, el rango estimado de costos (2009) en todo el mundo se estima en 1.780 a 3.560 USD/kW, y para las plantas de ciclo binario 2.130 a 5.200 USD/kW (Bromley et al., 2010).




Un factor adicional que afecta el costo de inversión de un  proyecto geotérmico-eléctrico es el tipo de proyecto: los proyectos de expansión de instalaciones pueden costar desde 10 hasta 15% menos que un proyecto en áreas verdes, ya que launa vez que las inversiones en infraestructura, exploración e investigación   se han hecho, ya se ha aprendido de la perforación y la producción inicial en los  pozos (Stefansson, 2002; Hance, 2005).


La mayoría de los proyectos geotérmicos se financian con dos tipos diferentes de capital con diferentes tasas de retorno: el patrimonio y los intereses de la deuda. Las tasas de renta variable puede ser hasta un 20%, mientras que las tasas de intereses de la deuda son más bajos (6 a 8%). La estructura de capital de la energía geotérmica-eléctrica de proyectos que comúnmente se compone de 55 a 70% de la deuda y de 30 a 45% de patrimonio, pero en los EE.UU., los prestamistas de la deuda por lo general requieren demostrar un 25% de la capacidad de los recursos antes de prestar dinero. Por lo tanto, las primeras fases del proyecto a menudo tienen que ser financiados por el patrimonio, debido al mayor riesgo de fracaso en estas fases (Hance, 2005). Riesgos reales y percibidos juegan un papel importante en la fijación de las tasas de renta variable y en la determinación de la disponibilidad de financiación de la deuda de interés.


Desde la década de 1980 hasta alrededor de 2003-2004, los costos de inversión se mantuvieron estables o incluso han disminuido (Kagel, 2006; Mansure y Blankenship, 2008). Desde entonces, los costos del proyecto han aumentado (figura 7.5.1) debido a los aumentos en el costo de la ingeniería, los productos básicos como el acero y el cemento, y en particular las tasas de perforación de los equipos de perforación. Esta tendencia de los costos no es exclusivo de la geotérmica y se refleja en la mayoría de los otros sectores de energía.


Costos de operación y mantenimiento


Los costos de operación y mantenimiento están constituidos por una porción fija y otra variable, directamente relacionadas con la fase de producción de electricidad. Los costos anuales de O&M incluyen el campo de operación (mano de obra y equipamiento), la operación de los pozos, trabajo sobre los pozos y el mantenimientos de las instalaciones. Para las plantas geotérmicas, un factor adicional es el costo de restauración de pozos, es decir, los pozos nuevos para reemplazar los pozos fallidos y restaurar la pérdida de capacidad de producción o de inyección. Los costos de estos pozos son generalmente más bajos que las de los pozos originales, y su tasa de éxito es mayor.


Cada planta de energía geotérmica tiene costos O&M específicos que dependen de la calidad y el diseño de la planta, las características del recurso, regulaciones ambientales y la eficiencia del operador. El factor que mas afecta a estos costos es la extensión del trabajo y los requerimientos de la restauración de pozos los que pueden variar ampliamente en distintas instalaciones y por lo general aumentan con el tiempo (Hance, 2005). Para los EE.UU., los costos de O&M, incluyendo las restauración de pozos, se han calculado para estar entre 19 y 23 USD/MWh (Lovekin, 2000; Owens, 2002), y Hance (2005) propuso un costo promedio de los EE.UU. de 25 USD/kWh. En términos de capacidad instalada, los costos de O&M actuales oscilan entre 152 y 187 USD/kW por año, dependiendo del tamaño de la planta de energía. En Nueva Zelanda, los costos de O&M van desde 10 a 14 USD/MWh de 20 a 50 MW de capacidad instalada (Barnett y Quinlivan, 2009), que son equivalentes a 83 a 117 USD/kW por año.


Parámetros de rendimiento


Uno de los parámetros de rendimiento importante es la vida útil de la central eléctrica. El tiempo previsto de vida útil de las plantas de energía geotérmica alrededor del mundo es de 25 a 30, aunque existen excepciones que han estado en operación por más de 30 años, tales como las unidades 1 y 2 de Cerro Prieto en México , Eagle Rock y "Cobb Creek in The Geysers" en EE.UU., y Mak-A y Tiwi-A en Filipinas. Estos periodos permiten la recuperación de la inversión, permitiendo la renovación o reemplazo de plantas superficiales viejas al final de su tiempo de vida, pero no es equivalente a la vida útil del yacimiento geotérmico, que suele ser más largo, por ejemplo, Larderello, The Geysers, Wairakei, Olkaria y Cerro Prieto, entre otros. En algunos embalses, sin embargo, la posibilidad de degradación de los recursos a través del tiempo es uno de los varios factores que afectan la economía de la operación continua de la planta.


Otro parámetro de rendimiento es el factor de planta (FP). La evolución media del factor de planta en todo el mundo para la  plantas de energía geotérmica a partir de 1995 se presentan en el tabla 7.5.1, calculado a partir de la capacidad instalada y la generación media anual según lo informado en las actualizaciones de los distintos países reunidos por Bertani (2010). Para el año 2008, en todo el mundo la capacidad instalada era 10.310 MW, con un FP promedio de 74,5%. Este promedio varía significativamente en todo el mundo y según cada instalación. Por ejemplo, el promedio anual bruto del FP en 2008 para México fue de 84% (datos de Gutiérrez Negrín et al., 2010), mientras que para los EE.UU. era 62% (Lund et al., 2010b) y en Indonesia era 78% (Darma et al, 2010).




El factor de plante promedio a nivel mundial aumentó significativamente entre 1995 y 2000, con un aumento menor en la última década. Este menor incremento puede explicarse en parte por la degradación de la productividad de los recursos (temperatura, flujo, entalpía o combinación de éstos) en instalaciones geotérmicas operadas durante décadas, aunque la perforación para restauración puede compensar este efecto. La explicación complementaria es que en la última década algunas turbinas geotérmicas operativas han superado su vida útil económica, por lo que requieren largos periodos de parada para mantenimiento o sustitución. Por ejemplo, de las 48 unidades de energía geotérmica-eléctrica mayores a 55 MW que operan en el mundo en 2009, 13 (27%) había estado en funcionamiento durante 27 años o más (Bertani, 2010). Además, 15 nuevas plantas de energía, con una capacidad combinada de 456 MW , comenzaron a operar durante el año 2008, pero su generación contribuyó sólo una parte del año (Bertani, 2010, Cuadro X). Los FP típicos para las nuevas centrales eléctricas geotérmicas son más del 90% (Hance, 2005; DiPippo, 2008; Bertani, 2010).


Costos nivelados de la energía


El actual LCOE para las instalaciones geotérmicas (incluido el coste de inversión para la planta de exploración, perforación, factor de planta y costos de O &M) se muestran en la figura 7.5.2.





El LCOE se presenta como una función del FP, el costo de la inversión y las tasas de descuento (3, 7 y 10%), suponiendo una vida de 27,5 años y el uso de los valores para la inversión en todo el mundo, y costos de O&M mostrados en la figura 7.5.1 para el 2009 (Bromley et al., 2010). Como era de esperar, las principales conclusiones de la figura es que el LCOE es proporcional al coste de la inversión y la tasa de descuento, e inversamente proporcional a la FP, asumiendo el mismo promedio de costos de O&M. Cuando bajan los costos de O&M se puede lograr, como es el caso actualmente en Nueva Zelanda (Barnett y Quinlivan, 2009), un resultado de LCOE que sería proporcionalmente más bajo. Para proyectos en áreas verdes, el LCOE para plantas flash de condensación en la actualidad oscila entre 49 a 72 USD/MWh y, para plantas de ciclo binario, los rangos de la LCOE de 53 a 92 USD/MWh, con un FP de 74,5%, un tiempo de vida económica útil de 27,5 años y una tasa de descuento del 7% utilizando los costes de inversión de menores y mayor es respectivamente. El logro de un 90% promedio de vida, el FP en nuevas plantas de energía puede conducir a una reducción aproximada del LCOE en 17% (figura 7.5.2). La gama completa de las estimaciones de LCOE, teniendo en cuenta las variaciones en la vida de la planta, los costos de operación y mantenimiento, costos de inversión, tasas de descuento y factores de planta, puede variar de 31 a 130 USD/MWh para plantas flash de condensación y de 33 a 170 USD/MWh para las plantas binarias.


No existen datos reales de LCOE existen para Los sistemas geotérmicos mejorados (EGS), pero algunas proyecciones se han realizado utilizando diferentes modelos en varios casos con diversas temperaturas y profundidades. Estas proyecciones no incluyen las reducciones de costos proyectados por el futuro aprendizaje y la mejora de la tecnología, y todas las estimaciones para los EGS implican mayores incertidumbres que para los recursos convencionales hidrotermales. Los valeres de LCOE obtenidos por el "Massachusetts Institute of Technology" modelan un costos de 100 a 175 USD/MWh para recursos EGS de alta calidad (250 ° C a 330 ° C, en pozos de 5 km de profundidad), suponiendo una base actual de productividad de 20 kg/s por pozo. Otro modelo para un proyecto hipotético de EGS en Europa considera dos pozos de 4 km de profundidad, con temperatura del depósito de 125°C a 165°C, entre 33 y 69 kg/s de velocidad de flujo y una unidad de potencia de 1,6 MW binaria que funcionan con un factor de planta anual del 86%, y obtiene los valores de LCOE de 300 a 370 USD/MWh (Huenges y Frick, 2010).


Evolución de los costes futuros


Las perspectivas de mejoras técnicas indican que existe un potencial de reducción de costos en el corto y largo plazo para que tanto la tecnología geotérmica convencional y los EGS. Además, los costos futuros de electricidad geotérmica tienden a variar ampliamente debido a que el futuro despliegue incluirá un porcentaje creciente de los tipos de desarrollo no convencionales, tales como los EGS, como se mencionó anteriormente.


Las siguientes estimaciones se basan en la reducción de costos posibles debido a cambios de diseño y avances técnicos, basándose únicamente en el conocimiento experto de la cadena de valor del proceso geotérmico. Los estudios publicados sobre la curva de aprendizaje para la energía geotérmica son limitadas, por lo que el otro enfoque importante para predecir los costos futuros, la extrapolación de las tasas según aprendizaje histórico, no se persigue aquí.


Las avances tecnológicos que pueden tener el mayor impacto en los LCOE en el corto plazo son los siguientes: (a) las mejoras de ingeniería en el diseño y la estimulación de yacimientos geotérmicos, y (b) mejoras en los materiales, operación y mantenimiento. Estos cambios aumentarán las tasas de extracción de energía y guiaran hacia un mejor rendimiento de la planta y periodos menos frecuentes y más cortos de mantenimiento, todo lo cual resultará en un mejor FP. Con el tiempo, las plantas más eficientes (con FP de 90 y 95%) se espera que reemplacen las antiguas aún en funcionamiento, lo que aumenta la media de la FP de un 80% a un 95% (Fridleifsson et al., 2008). En consecuencia, el promedio mundial del FP para el año 2020 se prevé que sea 80%, y podría ser un 85% en 2030 y hasta el 90% en 2050.


Importantes mejoras en las técnicas de perforación se espera que reduzcan los costos de perforación. Reducciones de costes de perforación debido a la creciente experiencia se basa también en las curvas de aprendizaje históricas de perforación de petróleo profundo y gas (Tester et al., 2006). Dado que los costos de perforación representan por lo menos entre el 20 y el 35% del costo total de la inversión como vimos anteriormente, y también repercute en el costo de O&M debido al costo de los pozos de restauración, un menor LCOE se puede esperar de las disminución de costos de perforación. Por otra parte, una tasa de éxito creciente para la exploración, desarrollo y pozos de restauración también es previsible. Sin embargo, estas reducciones son poco probables que se logren en un corto plazo, y no se incluyeron en las proyecciones de reducción de LCOE para el año 2020. Otras mejoras en la exploración, las instalaciones de superficie, los materiales y las plantas de energía son probables, y debieran conducir a la reducción de costes.


En base a estas premisas, se calcularon los potenciales LCOE para el año 2020. Para proyectos en áreas verdes se prevé que tengan un promedio mundial proyectado de LCOE para plantas flash de condensación con una distribución de costos de inversión que oscila entre 45 y 66 USD/MWh y para plantas de ciclo binario una oscilación de 49 a 86 USD/MWh, con un FP de 80% , ciclo de vida de 27,5 años de vida y la tasa de descuento del 7%. Por lo tanto, una promedio global de reducción de LCOE de alrededor del 7% se espera para plantas de energía geotérmica flash y binarias para el año 2020.


Para proyecciones de costos futuros para los EGS, un análisis de sensibilidad de las variables del modelo fue llevado a cabo en Australia obteniendo en el corto plazo las estimaciones para el LCOE de entre 92 y 110 AU$/MWh, que equivalen a 63 y 75 USD/MWh, que son ligeramente superiores a las estimaciones comparables de Credit Suisse (Cooper et al., 2010). Otro modelo (Sanyal et al., 2007) sugirió que el LCOE de los EGS se reducirá con el aumento del volumen estimulado y la replicación de las unidades de EGS, con el aumento de la tasa real de bombeo de un pozo, y con la reducción de la tasa de enfriamiento del fluido producido (LCOE aumenta aproximadamente 4,5 USD/MWh por cada grado Celsius de refrigeración adicional por año), que a su vez se puede lograr mediante la mejora de la eficiencia de la estimulación de fracturas muy próximas entre sí (Sanyal, 2010). Tester (2006) sugiere que una mejora de cuatro veces en la productividad a 80 kg/s por pozo para el año 2030 sería posible y que las proyecciones de los valores LCOE sería de entre 36 a 52 USD/MWh para recursos EGS de alta temperatura, y para configuraciones geológicas de baja temperatura (180°C a 220°C, a un profundidad de 5 a 7 km. de los pozos)  el LCOE también se convertiría en más viable económicamente alrededor de 59 a 92 USD/MWh.