La planta de demostración geotérmica de Klaipėda es una planta de calefacción geotérmica en Klaipėda , Lituania , construida a fines de la década de 1990 y principios de la década de 2000. Fue la primera planta de calefacción geotérmica en la región del mar Báltico . [1] Su propósito era reducir las emisiones de dióxido de carbono , dióxido de azufre , óxido de nitrógeno y partículas en el área, así como reducir la dependencia de Lituania de fuentes de energía extranjeras. La planta suministra calefacción urbana a la ciudad. La construcción fue financiada por un préstamo del Banco Mundial (US$5,9 millones) y una subvención del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (US$6,9 millones). La empresa estatal danesa Dansk Olie og Naturgas (ahora Ørsted ) brindó apoyo técnico y Enterprise Geoterma actuó como agencia implementadora. El costo total de la planta fue de US$19,5 millones. [2] Desde 2017 se encuentra cerrada debido a problemas financieros y técnicos.
Después de declarar su independencia de la Unión Soviética, los Estados bálticos de Lituania y Letonia se quedaron con un sector energético que dependía en gran medida de fuentes de gas, petróleo y combustible nuclear importados. [3] [4] En 1996, cuando se evaluó el proyecto de la planta, las fuentes de energía domésticas cubrían solo el 2% de la demanda de calor de Lituania. [1] Los estados comenzaron a considerar proyectos de energía renovable como respuesta. Entre 1992 y 1994, el Gobierno de Dinamarca financió un estudio del potencial geotérmico en Lituania y Letonia llamado Proyecto de Energía Geotérmica del Báltico . Se analizaron los acuíferos regionales dentro de los estratos Devónico y Cámbrico junto con las necesidades energéticas y el potencial geotérmico de 12 áreas urbanas: Klaipėda, Palanga , Šiauliai , Šilalė , Šilutė , Gargždai , Radviliškis y Joniškis en Lituania, y Liepāja , Riga , Jūrmala y Jelgava en Letonia. Sobre la base de los resultados de este proyecto y otras investigaciones, se eligió Klaipėda como lugar piloto. [5] El Banco Mundial había estimado que la planta reduciría las emisiones anuales de dióxido de carbono (CO 2 ) en 47.800 toneladas y óxidos de nitrógeno (NO X ) en 1 tonelada si reemplazaba el gas natural como combustible, y reduciría las emisiones de CO 2 en 51.940 toneladas, NO X en 11 toneladas y dióxido de azufre en 1.160 toneladas por año si además reemplazaba el fueloil pesado . Según esta estimación, la planta satisfaría aproximadamente el 10% de la demanda de calor de la ciudad. [1]
El potencial para el calentamiento geotérmico utilizando el acuífero fuente surge del cinturón tectónico de Gotland y de la interfaz del cinturón de fallas de Polotsk – Kurzeme en el área, lo que genera anomalías térmicas. [6]
La planta utiliza agua a 38 °C (100 °F) de un pozo perforado en un acuífero devónico a unos 1.100 metros (3.600 pies) por debajo de la superficie. El calor se extrae mediante una bomba de calor de absorción y circula en un circuito cerrado. Luego contribuye al sistema de calefacción urbana existente. [7]
Durante su construcción surgieron dificultades cuando el yeso obstruyó los filtros del pozo, pero estos problemas se superaron y en 2004 la Comisión Estatal confirmó una capacidad de planta de 35 MWt , de los cuales la geotermia constituyó 13,6 MWt. Se produjeron 103.000 MWh de calor en 2001, aumentando a 215.000 MWh en 2003. [5]
La empresa Geoterma atravesó dificultades financieras y estuvo cerca de la quiebra en 2007. La compañía planeó reconstruir la planta durante 2008, posiblemente añadiendo capacidad de generación eléctrica. [8]
La producción anual aumentó de 100 MW th en 2001 a su máximo de 230 MW th , antes de disminuir a 10 MW th en 2008. Aumentó a 120 MW th en 2010, luego disminuyó gradualmente antes de que la planta se cerrara en 2017 debido a un entorno económico desfavorable y problemas con la inyección de agua geotérmica usada. La reconstrucción planificada de la planta geotérmica se consideró como la única manera de resolver los problemas de inyección y reiniciar la operación de la planta, aunque trabajos recientes han demostrado que el diseño deficiente del pozo inyector era más probablemente la causa raíz y que la remediación podría ser más fácil y más barata de lo que se pensaba anteriormente. [9] [10]
