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May 15, 2023

Le projet énergétique de West Kern transformerait un réservoir de pétrole épuisé en stockage géothermique synthétique

Premier Resource Management LLC, basé à Bakersfield, propose de construire un

Premier Resource Management LLC, basé à Bakersfield, propose de construire une installation de stockage d'énergie géothermique de 10 mégawatts et 100 millions de dollars dans l'ouest de Kern, puis de l'agrandir pour générer 400 mégawatts pour un coût de 1,8 milliard de dollars.

Les anciens champs pétrolifères de Western Kern ont récemment suscité un nouvel intérêt en tant que lieu d'enfouissement du dioxyde de carbone. Mais qu'en est-il également de l'utilisation des vastes formations géologiques souterraines de la région pour stocker de l'énergie pour le réseau électrique de l'État ?

Une entreprise de Bakersfield travaille avec des scientifiques fédéraux pour développer une usine à Antelope Hills qui utiliserait des miroirs paraboliques pour concentrer la lumière du soleil sur les eaux souterraines qui seraient injectées à chaud dans un réservoir souterrain. Plus tard, lorsque l'électricité est nécessaire, la vapeur de l'eau chaude ferait fonctionner une turbine connectée à une sous-station électrique à proximité.

Un premier projet de démonstration de 100 millions de dollars dont le lancement est prévu au plus tôt en 2025 produirait 10 mégawatts d'électricité pendant cinq heures par nuit. Si tout se passe bien, elle pourrait atteindre 400 mégawatts pour un coût de 1,8 milliard de dollars.

Le projet de Premier Resource Management LLC pourrait représenter une nouvelle innovation dans le mix énergétique de plus en plus diversifié de Kern. Le National Renewable Energy Laboratory, l'un des nombreux partenaires du projet, note que des projets d'énergie géothermique similaires ont fonctionné aux États-Unis et en Europe pendant des décennies, mais aucun n'a déployé un réservoir de pétrole et de gaz épuisé.

La société affirme que le projet remplacerait les centrales électriques «de pointe» alimentées au pétrole par un processus fermé à zéro émission qui utilise les eaux souterraines saumâtres déjà en place et crée un minimum de déchets. Si le concept était étendu à l'ensemble des champs pétrolifères de Californie, dit-il, la technologie pourrait assumer une part importante du pouvoir de l'État pendant les périodes de pointe de la demande.

"Nous pensons que les champs pétrolifères pourraient atteindre environ la moitié des objectifs de stockage d'énergie de longue durée de la Californie en 2045 - avec un potentiel de 45 gigawatts rien que sur le côté ouest (de Kern)", a déclaré par e-mail Mike Umbro, partenaire de développement d'entreprise chez Premier.

Il y a certaines limites : il faudrait environ 15 mois pour chauffer suffisamment le réservoir pour produire de l'électricité de manière efficace. De plus, s'il fonctionnait sans arrêt pendant 40 jours, l'opération prendrait des mois à se réchauffer.

Un article du 9 mars de NREL sur son site Web a mis en lumière son partenariat sur le projet, avec le bureau des technologies géothermiques du département américain de l'énergie, le laboratoire national Lawrence Berkeley et le laboratoire national de l'Idaho. Il a déclaré que le travail contribuerait à la décarbonisation du secteur de l'électricité tout en soutenant la diversité, l'équité et l'inclusion "s'il est adopté dans les communautés les plus touchées par les factures élevées de chauffage et de refroidissement".

"Non seulement l'utilisation de cette ressource favorisera des économies de coûts importantes", a déclaré NREL dans le message, "mais elle encouragera également les industries pétrolières et gazières à participer à la transition vers une économie énergétique décarbonée en tirant parti des capitaux et des actifs existants".

Lorelei Oviatt, la plus haute responsable des autorisations énergétiques du gouvernement du comté de Kern, a déclaré par e-mail qu'elle n'avait aucune candidature pour le projet et a retenu tout commentaire.

Le Premier ministre a déclaré que ses principales préoccupations en matière de permis concernaient la principale agence de réglementation pétrolière de l'État, la California Geologic Energy Management Division, dont les examens de projets, selon lui, ont ralenti ces derniers temps. Le projet tel que proposé nécessiterait des exemptions d'aquifères et des permis d'injection souterraine.

L'entreprise souhaite installer 37 puits géothermiques, un panneau solaire de 60 acres et une série de réservoirs pour séparer et nettoyer l'eau. Il estime que l'usine durerait plus de 50 ans. Le plan est de le connecter à une sous-station et à une ligne de transport d'électricité à proximité appartenant à Pacific Gas and Electric Co.

Unbro a noté que Premier avait commencé à collecter des fonds en 2020 et continuait de rechercher un soutien financier des États et du gouvernement fédéral.

"Il existe de nombreux investisseurs privés à la recherche de projets d'énergie propre, en particulier avec les actions climatiques de la Californie qui évoluent à un rythme incroyable", a-t-il écrit.

Le stockage d'énergie s'est avéré être un élément délicat mais essentiel pour atteindre les objectifs d'énergie renouvelable de la Californie. Lorsque l'énergie solaire et éolienne se déconnecte avec une demande toujours à son maximum, l'État veut plus que de simples batteries pour garder les lumières allumées. D'autres formes de stockage à grande échelle, comme l'air comprimé et l'hydroélectricité pompée - qui ont toutes deux été proposées localement - s'accompagnent de prix élevés et d'un ensemble unique d'avantages et d'inconvénients.

L'énergie géothermique utilise traditionnellement la vapeur des roches chaudes pour faire fonctionner les turbines. Bien qu'il reste encore beaucoup de capacité à exploiter, selon les estimations fédérales, il existe des inconvénients tels que des émissions indésirables et des capacités de transfert limitées.

Selon Resource, l'un des avantages du soi-disant stockage d'énergie géothermique, ou GeoTES, comme le propose la société, est qu'il peut stocker une chaleur immense qui peut être transférée à la production d'électricité à un taux pratiquement illimité.

Il prévoit terminer les études environnementales et planifier l'atténuation cette année tout en entamant un processus d'exemption d'aquifère et d'autorisation d'injection qu'il espère terminer l'année prochaine.

Le rédacteur en chef John Cox peut être joint par téléphone au 661-395-7404.

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