Rozvaha o potenciálu geotermální energie je součástí cyklu článků o vývoji a možnostech světové a hlavně české elektroenergetiky. V předchozích částech série byly rozebrány možnosti některých jednotlivých nízkoemisních zdrojů (větrných, jaderných, fotovoltaických, vodních a možností akumulace), různých cest, které se dají pro přechod k nízkoemisní elektroenergetice využít a scénáře, kterými se bude ubírat elektroenergetika v Česku.
Geotermální energie je tepelná energie, která vzniká v nitru Země. Zahřívá podzemní horniny a vody na různou teplotu v závislosti na hloubce a geologických poměrech v daném místě. Geotermální energie se využívá buď přímo při vytápění nebo chlazení, průmyslových procesech, rekreaci a lázeňství, nebo k výrobě elektrické energie.
Vysokoteplotní zdroje s teplotou hornin a podzemní vody nebo páry výrazně nad 100 °C (v některých případech až přes 300 °C) se primárně používají k výrobě elektřiny, popř. v průmyslových procesech vyžadujících takto vysoké teploty. Zbytkové teplo se může využít pro vytápění.
Zdroje s nižší teplotou slouží k přímému využívání geotermální energie a jsou dvojího typu. První typ představuje velmi nízké teploty v rozsahu od průměrné roční teploty povrchu v daném místě až do přibližně 30 °C. Je založen na extrakci tepla z podzemní vody a půdy nebo horniny o relativně stabilní teplotě v malých hloubkách (zhruba do hloubky 400 m). K využití tohoto tepla se nejčastěji používají tepelná čerpadla, která zvedají teplotu na úroveň potřebnou pro vytápění. V případě chlazení se tato oblast malých hloubek a relativně nízkých teplot využívá jako chladič.
Druhý typ přímého zdroje využívá nízké až středně vysoké teploty v rozsahu od 30 °C až přes 100 °C většinou z hloubky pod 400 m.
Geotermální elektrárny
Nejdříve se podívejme na výrobu elektřiny v geotermálních elektrárnách. V tomto případě jde o tepelnou elektrárnu využívající teplo z nitra Země. Dominantně se využívají hydrotermální systémy, u kterých se čerpá horká voda přirozeně se vyskytující v podzemí. Ta se vyskytuje zejména v dostatečně porézních horninách plošně i hloubkově rozsáhlých sedimentárních pánví. Hydrotermální systémy s nejvyššími teplotami se nacházejí na konvergentních okrajích litosférických desek, v riftových zónách nebo v oblastech horkých plášťových skvrn. Geografický rozsah těchto oblastí je tak značně omezen. Výhodou tohoto systému je jednoduchost, právě proto ve světě dominuje. Největší využívané hydrotermální pole je The Geysers v Údolí Napa v severní Kalifornii nedaleko San Francisca. Bylo objeveno v roce 1847. V současné době je tam 22 elektráren s celkovým výkonem 1517 MWe s ročním koeficientem využití zhruba 63 %.
Vzhledem k omezenému výskytu podmínek vhodných k výrobě elektrické energie s využitím hydrotermálních systémů se v sedmdesátých letech 20. století objevil koncept výroby elektřiny z tepla suchých hornin (Hot Dry Rock System, HDR). HDR elektrárny jsou založeny na využití tepla extrahovaného z horkých hornin bez dostatečných zásob podzemní vody, které se nacházejí v hloubce ještě dostupné pro vrtnou techniku. Za tu bývá v současnosti považována hloubka okolo 5 km. Nejčastěji uvažovaná konfigurace pro získávání geotermálního tepla pro HDR elektrárnu je jeden vtlačovací a dva čerpací vrty, vrtané často z jedné platformy, kdy čerpací vrty se ve spodní části rozbíhají na opačné strany tak, aby jejich dno bylo od dna vtlačovacího vrtu vzdáleno několik set metrů. Předpokládá se, že hydraulickou stimulací, kdy je pod velkým tlakem vháněna voda do nejspodnější části vtlačovacího vrtu dojde ke zvýšení hydraulické propustnosti podél přirozeně se vyskytujících puklin a zlomů. Poté je potřeba nasměrovat čerpací vrty tak, aby byly přes takto stimulovaný systém puklin a zlomů hydraulicky propojeny s vtlačovacím vrtem. Pro účinnost takto vytvořeného tepelného výměníku v hornině je rozhodující velikost zlomových ploch, po kterých voda cirkuluje mezi vtlačovacím a čerpacím vrtem. Pokud by hydraulická stimulace nevedla k dostatečnému propojení vrtů, předpokládá se hydraulické štěpení založené na podobném principu jako hydraulická stimulace.
V poslední době se vedle termínu teplo suchých hornin (HDR) zavedly i termíny jako stimulované geotermální systémy (EGS - Enhanced Geothermal Systems), teplo rozpraskaných hornin (HFR – Hot Fractured Rock) a teplo vlhkých hornin (HWR - Hot-Wet-Rock), které vystihují jemné odlišnosti geologických formací potenciálně vhodných pro vybudování podzemního tepelného výměníku, ale v zásadě se jedná o stále stejný koncept využití tepla uloženého v horkých horninách s malou hydraulickou propustností.
Zatím se však jedná pouze o testovací a prototypové projekty, jejichž výsledky jsou zatím sporné. První prototypový projekt o výkonu 1,5 MWe začal pracovat v roce 2010 v Soultz-sous-Forêts v Alsasku ve Francii. Nedávno se zavřel projekt Cooper Basin na severu Jižní Austrálie. Realizovaly se vrty do hloubky 5 km a podařilo se získávat horkou vodu a v malém měřítku produkovat i elektřinu. Ukázalo se však, že by průmyslové pokračování projektu nebylo ekonomicky udržitelné, tak došlo k jeho ukončení. I další projekty ve světě se příliš neposunuly k realizaci komerční elektrárny. Hlavní výzvou zůstává stále zlepšení ekonomických parametrů. Rizikem jsou v tomto případě i zemětřesení, které mohou takové projekty provázet. Novou nadějí je právě zahájený projekt vybudování prototypové elektrárny s výkonem 3 MWe v Cornwallu ve Velké Británii. Realizace vrtu o hloubce 4,5 km byla zahájena v roce 2018.
Geotermální elektrárny využívají buď systém suché nebo mokré páry nebo horkovodní systém. Teplota jak suché tak mokré páry musí být minimálně 180°C. Elektrárny pracující se suchou párou mají výkon v intervalu 35 MWe – 120 MWe, nejčastěji 55 – 60 MWe a patří k nejlevnějším a nejjednodušším geotermálním elektrárnám. Na tomto principu fungovala i nejstarší geotermální elektrárna v Lardelleru v Itálii, která začala pracovat už v roce 1913 a měla výkon 250 kWe. Téměř půl století byla jedinou na světě.
U elektráren pracujících s mokrou párou je situace komplikována přítomností kapalné vody. V tomto případě se většinou čerpá voda, která je v podzemí pod vysokým tlakem. Při poklesu tlaku na povrchu se pak přeměňuje na páru. Tyto elektrárny mají výkon v intervalu 5 MWe – 100 MWe, nejčastěji však okolo 20 MWe.
K výrobě elektřiny je v současnosti možné využít i horkovodní systémy s teplotou v rozmezí 73 – 200°C, pokud se použije turbína s binárním cyklem, kde voda přicházející z vrtu předává teplo tekutině s nižším bodem varu, jejíž pára pak pohání turbínu. Využívají se buď Rankinův organický cyklus, nebo systém Kalina. Binární elektrárny mají nejčastěji výkon od několika stovek kWe po první MWe. Jejich zavedení podstatně rozšířilo počet lokalit, kde je možné zemské teplo využít k výrobě elektřiny.
Účinnost přeměny extrahovaného zemského tepla na elektřinu činí v celosvětovém průměru zhruba 12%. Silně závisí na teplotě dostupné vody nebo páry. Nejvyšší, kolem 20%, je u systémů s horkou párou. S klesající teplotou geotermálního zdroje účinnost klesá. Při teplotě 200 °C dosahuje účinnost konverze 17% a při 150 °C necelých 13%. Binární systém s teplotou 73 °C provozovaný na Aljašce má účinnost přeměny kolem 1%.
Současný stav geotermálních elektráren ve světě
Instalovaný výkon všech geotermálních elektráren ve světě dosáhl podle nejnovějšího přehledu ke konci roku 2015 hodnoty 12 729 MWe s průměrným ročním přírůstkem 350 MWe mezi roky 2010 - 2015. Koeficient využití výkonu se pohyboval kolem 70%. Geotermální elektrárny provozovalo 25 států. Na prvním místě byly Spojené státy americké s výkonem 3450 MWe, následovány Filipínami s 1980 MWe, Indonésií s 1340 MWe, Mexikem s 1058 MWe, Novým Zélandem s 1005 MWe a Itálií s 916 MWe. Itálie v Evropě suverénně vede, následována s odstupem Islandem s 665 MWe. Pokud nepočítáme Rusko s 82 MWe na Kamčatce a Portugalsko s 29 MWe na Azorských ostrovech, vyráběly v Evropě v roce 2015 geotermální elektřinu již jen Francie s 16 MWe (z toho ale 15 MWe na ostrově Quadeloupe), Německo s 27 MWe, Rakousko s 1 MWe a Rumunsko s 0.1 MWe. S výjimkou popsaného případu ve Francii využívají všechny geotermální elektrárny hydrotermální systém. Tak je tomu i u dvou nejnovějších geotermálních elektráren v Evropě uvedených do provozu v letech 2017 – 2018 v Maďarsku (3 MWe) a Chorvatsku (10 MWe). Toto využití je v případě vhodných geologických podmínek mnohem jednodušší.
V celosvětovém měřítku se geotermální elektrárny podílely v roce 2015 na výrobě elektřiny necelou polovinou procenta. Prognóza pro rok 2020 založená na připravovaných/rozpracovaných projektech předpovídá celkový instalovaný výkon 21 000 MWe. Optimistický scénář rozvoje geotermálních elektráren očekává pro rok 2050 výkon 140 000 MWe a asi 8% podíl na celosvětové výrobě elektřiny.
Geotermální elektrárny v České republice
V České republice není v současnosti (konec roku 2018) v provozu žádná geotermální elektrárna, ani se žádná nestaví. Nenaplnil se tedy scénář vývoje výroby elektrické energie z geotermálních zdrojů uveřejněný ve Zprávě první Nezávislé energetické komise (NEK I, 2008), který předpokládal zprovoznění první geotermální elektrárny v České republice v roce 2011 a roční produkci v roce 2018 ve výši 0.29 TWh, ani upravený scénář z Národního akčního plánu pro energii z obnovitelných zdrojů Ministerstva průmyslu a obchodu ČR z konce roku 2015, který očekával spuštění první geotermální elektrárny v roce 2018 a roční výrobu v tomto roce 0.04 TWh. Je téměř jisté, že žádná geotermální elektrárna nebude provozována ani v roce 2020, pro který posledně zmiňovaný scénář počítal s roční produkcí 0.111 TWh a instalovaným výkonem 15 MWe. Zatím se podařilo realizovat testovací vrt do hloubky 2,1 km v Litoměřicích, který měl koncovou teplotu 63˚C, v Liberci se zkušební vrt hloubil také. Vrt v Litoměřicích bude využívat nové výzkumné centrum RINGEN, které se začalo budovat.
Hlavním důvodem tohoto stavu je skutečnost, že v geologických podmínkách České republiky připadá v úvahu jedině geotermální elektrárna, která bude využívat teplo suchých hornin, tj. HDR systém, z hloubek kolem 5 km, kde lze v příznivých lokalitách očekávat teplotu 140 - 160 °C. Geotermální elektrárny tohoto typu se realizovaly ve světě nejvýše dvě již zmíněné, ve Francii s výkonem 1.5 MWe a v Austrálii s výkonem 1 MWe, která však už byla uzavřena. Jedná se o technologicky i investičně velmi náročné projekty. Vybudování HDR elektrárny je technologicky mnohem náročnější než vybudování elektrárny využívající přirozený hydrotermální systém.
Zejména vytvoření dostatečně výkonného a pro cirkulující vodu dostatečně prostupného hlubinného tepelného výměníku bude vždy spojeno s jistým stupněm rizika (nedostatečná hydraulická propustnost, nechtěné vytvoření tepelného zkratu mezi vtlačovacím a čerpacím vrtem, indukovaná seismicita), které odrazuje potenciální investory. Navíc, podle studie P. Heidingera s kolegy z roku 2006, je k ziskovosti investice do HDR elektrárny s jedním vtlačovacím a dvěma čerpacími vrty do hloubky 5 km, životností 20 let a počáteční teplotou a výkonem 200 °C, respektive 7 MWe, nutné prodávat vyráběnou elektřinu za 3 – 4 Kč/kWh.
Ve srovnání s výrobou elektřiny z větru a slunečního záření je hlavní výhodou geotermálních elektráren jejich nezávislost na povětrnostních podmínkách a denní době. Nevýhodou jsou naopak velké investiční náklady na jejich vybudování a snižování jejich „konkurenceschopnosti“ ve světle snižujících se nákladů ostatních obnovitelných zdrojů. Z těchto důvodů se zdá nereálně optimistická i prognóza roční výroby elektrické energie z geotermálních zdrojů (NEK I, 2008) pro léta 2030 a 2050, totiž 1.6 TWh, respektive 10 TWh. Realistická prognóza by mohla počítat s vybudováním 10 geotermálních elektráren o celkovém výkonu 30 MWe a jejich roční produkcí (při koeficientu využití výkonu 70%) kolem 0.3 TWh, což jsou zlomky procenta celkové roční výroby elektřiny v Česku.
Přímé využití geotermální energie
Ke konci roku 2014 byl celkový instalovaný výkon přímého využití geotermální energie ve světě 70 885 MWt a oproti roku 2010 se zvýšil o 46%. Geotermální energie byla tímto způsobem využívána v 82 zemích světa a celkové množství energie získané v roce 2014 dosáhlo 165 TWh. Nejvíce energie bylo využito v tepelných čerpadlech (55%), v přímém ohřevu bazénů včetně balneologie (20%), pro vytápění budov (15%, z toho většina, 89%, pro centrální zásobování teplem), pro skleníky a vyhřívání otevřených prostor (5%) a zbylých 5% pro ostatní účely (akvakultury, průmyslové procesy, tání sněhu, sušení, atd.).
Pořadí států v přímém využití geotermální energie vede Čína (48 TWh/rok), následovaná USA (21 TWh/rok), Švédskem (14 TWh/rok), Tureckem (13 TWh/rok) a Islandem (7 TWh/rok). V přepočtu na počet obyvatel bezkonkurenčně vede Island následovaný Švédskem, Finskem, Novým Zélandem a Norskem. Čísla jsou převzata z přehledu J. W. Lunda a T. L. Boyda v časopise Geothermics v roce 2016.
Největší rozmach prožívá využití geotermální energie jako zdroje tepla pro tepelná čerpadla. Využití zemského tepla k tomuto účelu vzrostlo mezi lety 2010 a 2015 celosvětově o 52% a získaná energie činila 91 TWh/rok. Je to dáno zejména schopností tepelných čerpadel odebírat zemské teplo i z hloubek těsně pod povrchem, v podstatě bez ohledu na geologické podmínky i teploty, které v místě využití pod povrchem panují. Dva nejčastěji používané způsoby odebírání zemského tepla pro tepelná čerpadla jsou svislé tepelné výměníky v 50 – 150 m hlubokých vrtech a půdní plošné výměníky sestávající z trubek uložených ve výkopech 1 - 2 m pod povrchem. V přepočtu na počet obyvatel je vůdčí zemí ve využití tepelných čerpadel Švédsko. V roce 2015 bylo v této zemi provozováno 500 tisíc tepelných čerpadel napojených na podzemní tepelné výměníky a roční objem získaného geotermálního tepla dosáhl 14 TWh. Tepelnými čerpadly tohoto typu je ve Švédsku vytápěna pětina domů.
Odhad počtu tepelných čerpadel napojených na podzemní tepelné výměníky (čerpadla typu země-voda) ke konci roku 2012 byl pro Českou republiku 18 tisíc. Podstatně více tepelných čerpadel, 28 tis., využívalo ke stejnému datu teplo venkovního vzduchu (čerpadla typu vzduch-voda). Podle šetření Ministerstva průmyslu a obchodu se roční dodávky tepelných čerpadel země-voda na český trh pohybují v posledních letech okolo 1.5 tisíce a jejich počet stagnuje, zatímco dodávky čerpadel vzduch – voda rostou a v roce 2017 dosáhly téměř 14 tisíc. Počet čerpadel země-voda ke konci roku 2017 lze odhadnout na 26 tisíc a roční sumu získaného geotermálního tepla na 0.7 TWh. Ve srovnání s již zmíněným Švédskem je to při srovnatelném počtu obyvatel propastný rozdíl - počet instalací v Česku je dvacetkrát menší. Systém s největším výkonem tepelných čerpadel, 2 x 3.28 MWt, je provozován v Děčíně, využívá geotermální vodu o teplotě 30 °C proudící ze zvodně v hloubce 550 m v množství 54 l/s a slouží jako centrální zdroj tepla pro pravobřežní část města. Jedna z největších instalací zemních tepelných čerpadel v ČR bude budova ČSOB v Praze-Radlicích. Základem systému, který bude pracovat v bivalentním režimu vytápění a chlazení, je 179 vrtů hlubokých 150 m. Výkon tepelných čerpadel bude 1300 kW pro vytápění a 1220 kW pro chlazení.
Z hlediska spotřeby primárních zdrojů energie je výhodnost použití tepelných čerpadel k vytápění objektů podmíněna jejich topným faktorem, tj. poměrem mezi tepelnou energií dodávanou do vytápěného objektu a energií spotřebovanou na pohon tepelného čerpadla. Průměrná hodnota topného faktoru v současnosti provozovaných systémů země – voda je odhadována na 3.5. V případě zdaleka nejrozšířenějšího, tj. elektrického pohonu tepelných čerpadel to znamená, že 71% tepla dodávaného do objektu pochází z geotermálního výměníku a 29% z elektřiny spotřebované na pohon. Pokud tepelné čerpadlo nahrazuje elektrický kotel s účinností 100%, je úspora primární energie těchto 71%. V případě, že nahrazuje kotel na fosilní paliva, je při vyčíslení úspory potřeba vzít v úvahu účinnost tepelných elektráren i kotle. Pokud budeme pro jednoduchost předpokládat, že účinnost elektráren je 1/3 a účinnost kotle leží v intervalu 80% (kotle spalující uhlí) až 100% (plynové kondenzační kotle), činí při jejich náhradě tepelným čerpadlem úspora primární energie 14% - 31%. Úspora primární energie by byla ještě výraznější, pokud by tepelné čerpadlo bylo poháněno např. plynovým spalovacím motorem. Za předpokladu účinnosti plynového motoru 35%, který pohání tepelné čerpadlo s topným faktorem 3.5 a který současně funguje jako kotel s účinností 50%, je celkové využití tepla spalin 3.5 x 35 + 50 = 172.5%. Úspora primární energie oproti kotlům s účinností 80% – 100% činí v takovém případě 42% - 54%. Tepelná čerpadla tohoto typu na trhu jsou, ale jejich rozšíření je značně omezené.
Během provozu svislého výměníku se významněji (až o několik stupňů Celsia) prochladí jen bezprostřední okolí vrtu (v okruhu do 5 - 10 m) pod hloubkou pronikání sezónních změn z povrchu (prvních 10 - 15 m) a vytvoří se pseudo-ustálený stav, kdy teplota okolní horniny klesá z roku na rok jen nepatrně, výkonnost systému prakticky neklesá a lze jej provozovat dlouhodobě.
Zcela jednoznačně ve prospěch úspory primárních zdrojů vyznívá využití svislých, mělkých vrtů k chlazení. Vzhledem k podpovrchovým teplotám v České republice, nejčastěji v rozmezí 9 – 13 °C v intervalu hloubek 20 - 100 m pod povrchem, je možné i přímé chlazení. Využívání správně dimenzovaných svislých mělkých vrtů v létě k chlazení a v zimě k vytápění výrazně zlepšuje účinnost systému a prodlužuje jeho životnost. Podzemní tepelné výměníky využívané v létě k chlazení se většinou nepovažují za využívání geotermální energie. Jejich využití však vede k výrazným úsporám energie spotřebované na klimatizaci.
Přímé využití geotermální energie bez použití tepelných čerpadel bude v Česku podobně jako u geotermálních elektráren v rozhodující míře záviset na vytvoření podzemních tepelných výměníků, neboť hydrotermální zdroje jsou značně omezené a mělké, tedy na relativně nízké teplotě. Ve srovnání s obtížemi spojenými s budováním geotermálních elektráren typu HDR se ale zdá využití geotermálního tepla k vytápění schůdnější v tom, že podzemní výměníky by mohly být umístěny v menší hloubce. Teplota potřebná k přímému vytápění nebo přípravě teplé vody, 60 – 80 oC, je na některých místech v Česku již v hloubce 2 km a prakticky všude v hloubce do 3 km. Technická náročnost a riziko neúspěchu při vytváření podzemního výměníku v těchto hloubkách by mohly být menší vzhledem k nižším tlakům a obecně většímu počtu trhlin ve srovnání s hloubkami přicházejícími v úvahu pro geotermální elektrárny.
V případě, že se v ČR podaří realizovat nějaké geotermální elektrárny, pak vzhledem k jejich nízké účinnosti konverze tepelné energie na elektrickou, 10 – 15%, bude u každé elektrárny, zřejmě o typickém výkonu několik MWe, k dispozici tepelný výkon desítek MWt, který by se dal využít k vytápění. Podobně jako u nevyužitého odpadního tepla již existujících uhelných a jaderných elektráren ale vyvstává otázka, zda jednotlivá města a obce by měly o takový způsob vytápění zájem a pokud ano, zda bude v jejich silách vybudovat potřebnou infrastrukturu.
Závěr
Jak je vidět, v oblastech s vhodnými geologickými podmínkami je možné již nyní velmi efektivně využívat geotermální energii pro vytápění a řadu dalších aplikací s potřebou teplé vody i pro produkci elektřiny. Jako příklad může sloužit například Island. Takových vhodných lokalit je však značně omezené množství.
V České republice se intenzivně rozvíjí využívání tepelných čerpadel. Možnosti v této oblasti mají i velký potenciál v budoucnosti. I když v jejich případě efektivita a ekologičnost silně závisí na tom, jak byla vyrobena elektřina, kterou spotřebovávají.
Na druhé straně lze těžko předpokládat, že by příspěvek geotermálních elektráren začal být u nás v následujících letech i desetiletích znatelný. Taková změna předpokládá technologický zlom ve světě, na který by se dalo navázat. A ten se zatím spíše nedá očekávat. V každém případě by však bylo dobré být na něj připraven a Česko by mělo prototypový projekt, třeba právě v Litoměřicích, uskutečnit. I když jeho přínos bude spíše vědecký a technologický.
Poznámka: Text je přípravou na publikaci o energetice připravovanou pro nakladatelství Akademia.
Psáno pro servery Oenergetice a Osel.