Energia geotermală: cum funcționează, costuri și emisii

Energia geotermală este căldura din interiorul Pământului, întreținută de dezintegrarea lentă a izotopilor radioactivi din scoarță și manta și de căldura rămasă de la formarea planetei. În medie, temperatura crește cu circa 25-30 °C pe kilometru de adâncime (gradientul geotermic). Lângă limitele plăcilor tectonice, în arcurile vulcanice și în văile de rift, gradientul poate fi de câteva ori mai abrupt, ceea ce aduce apa de peste 200 °C la îndemâna unui foraj. Aproape toate centralele geotermale ale lumii se află în aceste zone fierbinți.

Geotermalul acoperă o felie mică, dar constantă, din electricitatea lumii. Ember și Our World in Data îl includ la „alte regenerabile”: circa 89 TWh, adică 0,3% din producția mondială în 2025. Puterea instalată este de aproximativ 15-17 GW, în funcție de sursă și de felul în care se face numărătoarea. Valoarea lui stă în felul în care funcționează, nu în mărime. Spre deosebire de fotovoltaic și eolian, o centrală geotermală produce aproape constant, zi și noapte, tot anul, ceea ce o face una dintre puținele surse regenerabile de putere fermă, de bandă.

Cum funcționează centralele geotermale

Un sistem hidrotermal convențional are nevoie de trei lucruri: căldură, rocă-rezervor permeabilă și apă care să transporte căldura. Puțurile de producție, de obicei de 1-3 km adâncime și uneori mai adânci, captează rezervorul. Pe măsură ce fluidul fierbinte urcă, presiunea scade și o parte din el se poate vaporiza brusc. La suprafață antrenează o turbină, direct sau printr-un schimbător de căldură. Fluidul folosit coboară înapoi prin alte puțuri, ceea ce elimină mineralele dizolvate și ajută la menținerea presiunii din rezervor.

Temperatura stabilește limita de bază. Fluidele geotermale sunt mult mai reci decât aburul dintr-o centrală pe cărbune sau nucleară, așa că randamentul teoretic e mic:

Centralele reale ating aproximativ 10-20% randament net de conversie la centralele flash de temperatură înaltă și 5-15% la centralele binare de temperatură joasă. Căldura e gratuită, deci randamentul mic nu adaugă cost de combustibil. Înseamnă însă mai multe puțuri și debite mai mari de fluid pe MW.

Principalele tipuri de centrale geotermale

Abur uscat

Este cea mai simplă soluție: aburul uscat din rezervor merge direct la turbină. Astfel de resurse sunt rare. Cele mai mari două sunt Larderello, în Toscana, unde s-a produs prima electricitate geotermală din lume în 1904, iar producția comercială a început în 1913, și The Geysers, în nordul Californiei, cel mai mare complex geotermal din lume. The Geysers a ajuns la un vârf de peste 1,5 GW putere instalată la sfârșitul anilor 1980. Exploatarea excesivă a scăzut apoi presiunea din rezervor, iar de la sfârșitul anilor 1990 se injectează ape uzate epurate, aduse prin conducte din Lake County și Santa Rosa, ca să-l reîncarce, menținând producția netă la aproximativ 700-900 MW.

Abur prin detentă (flash)

Centralele flash sunt alegerea cea mai frecventă pentru resursele de temperatură înaltă (peste circa 180 °C). Apa fierbinte sub presiune urcă prin puț, o parte se vaporizează brusc într-un separator, iar aburul antrenează turbina. Centralele cu dublă detentă trec saramura rămasă printr-un al doilea separator, la presiune mai mică, ca să scoată mai multă energie. Printre marile câmpuri flash se numără Wairakei în Noua Zeelandă, Olkaria în Kenya, Tiwi și Makban în Filipine, Cerro Prieto în Mexic și Hellisheiði în Islanda.

Ciclu binar

Într-o centrală cu ciclu binar, fluidul geotermal de aproximativ 100-180 °C trece printr-un schimbător de căldură și vaporizează un al doilea fluid de lucru, cu punct de fierbere scăzut (izobutan, izopentan sau un agent frigorific). Vaporii acestuia antrenează turbina într-un ciclu Rankine organic. Fluidul geotermal rămâne într-un circuit închis și este reinjectat fără să atingă atmosfera, așa că emisiile directe sunt aproape zero. Unitățile binare sunt modulare, de regulă de la câțiva MW la zeci de MW fiecare, și reprezintă majoritatea centralelor noi ca număr, mai ales în SUA, Turcia și Germania.

Sisteme geotermale stimulate (EGS)

Un sistem geotermal stimulat creează un rezervor acolo unde roca e fierbinte, dar nu destul de permeabilă. Apa este injectată la presiune mare ca să deschidă fracturi, apoi fluidul circulă între puțurile de injecție și cele de producție. În principiu, EGS ar putea aduce energia geotermală aproape oriunde, la adâncimi de 3-7 km. Progresele recente vin direct din industria petrolului și gazelor de șist: foraj orizontal, stimulare în mai multe etape și sape cu diamant policristalin. Project Red al Fervo Energy, din Nevada, a demonstrat în 2023 o pereche de puțuri orizontale la scară comercială, iar proiectul Cape Station din Utah țintește aproximativ 100 MW în prima etapă, cu extinderi planificate. Amplasamentul Utah FORGE al DOE funcționează ca laborator de teren. Soluțiile în circuit închis, care circulă fluidul prin puțuri etanșe, fără fracturare, sunt o abordare înrudită.

Utilizare directă și pompe de căldură sol-apă

Căldura geotermală se folosește și direct, ca atare, fără conversie în electricitate. Utilizarea directă include termoficarea, serele, acvacultura, băile termale și uscarea industrială. Rețeaua de termoficare geotermală din Reykjavík încălzește aproape toată regiunea capitalei, iar circa 90% din locuințele islandeze sunt încălzite geotermal. Analiza World Geothermal Congress din 2020 (Lund și Toth) a numărat peste 100 GW de capacitate termică de utilizare directă în lume, dar peste două treimi erau pompe de căldură sol-apă.

Pompele de căldură sol-apă sunt o tehnologie diferită. Nu folosesc căldură vulcanică. Folosesc solul de la mică adâncime, care rămâne aproape de temperatura medie anuală locală (circa 8-14 °C în mare parte din Europa și America de Nord), ca sursă stabilă de căldură iarna și ca receptor de căldură vara, cu un COP de regulă de 3-5. Funcționează aproape oriunde, dar au nevoie de electricitate. Poți dimensiona una cu calculatorul pentru pompă de căldură sol-apă.

Țări lider

Puterile sunt intervale rotunjite din IRENA, ThinkGeoEnergy și statisticile naționale pentru 2023-2025. Paginile țărilor: Islanda, Kenya, Statele Unite.

Randament și factor de capacitate

Puține surse egalează factorii de capacitate ai geotermalului. Media ponderată globală IRENA pentru centralele puse recent în funcțiune este peste 80%, iar câmpurile bine exploatate depășesc 90%. Parcul în ansamblu funcționează mai puțin, adesea la 70-75%, pentru că unele câmpuri vechi sunt în declin, iar unele centrale de pe piețe precum Noua Zeelandă și SUA funcționează acum flexibil, nu la putere constantă. Gestionarea rezervorului contează mult. Dacă produci mai repede decât se reîncarcă natural, presiunea scade și trebuie forate puțuri de completare la câțiva ani ca să compensezi. Calculatorul factorului de capacitate compară producția anuală cu cea a unui parc fotovoltaic sau eolian cu aceeași putere nominală.

Costuri

Forajul inițial domină economia geotermalului. Explorarea și forarea puțurilor pot reprezenta 30-50% sau mai mult din costul total al proiectului, iar fiecare puț costă câteva milioane de dolari, fără garanția că va produce. Acest risc de resursă, suportat în etapa de explorare, înainte de orice venit, este principala barieră în calea investițiilor. De aceea asigurările pentru riscul geologic și fondurile publice de explorare (ca în Kenya, Indonezia și Turcia) au contat atât de mult.

• IRENA (2024): LCOE-ul mediu ponderat global al noilor centrale geotermale a fost de circa 0,071 USD/kWh în 2023, cu proiecte individuale mult răspândite în jurul acestei cifre. Investiția este de obicei între circa 3.000 și peste 6.000 USD pe kW.
• Lazard LCOE+ (2024): geotermal nesubvenționat în SUA la aproximativ 64-106 USD/MWh.
• NREL ATB separă centralele hidrotermale flash și binare de EGS-ul de mare adâncime. EGS este mult mai scump azi, dar în scenariile avansate se proiectează o ieftinire mare.

După construcție, costurile de exploatare sunt mici și nu există risc legat de prețul combustibilului, așa că, cu renovări, o centrală poate funcționa 30-50 de ani sau mai mult. Pe MWh de producție fermă, dispecerizabilă, geotermalul se descurcă bine față de alte opțiuni cu emisii reduse. Calculatorul LCOE arată cum un factor de capacitate mare compensează o investiție mare.

Teren, apă și materiale

Teren. Raportat la energie, geotermalul are una dintre cele mai mici amprente la suprafață dintre toate sursele. O centrală și platformele de foraj ocupă câteva hectare pentru zeci de MW, iar forajul dirijat permite ca mai multe puțuri să folosească aceeași platformă. Conductele de pe câmp adaugă o amprentă liniară.

Apă. Centralele flash și cele cu abur uscat își completează de obicei apa din turnurile de răcire cu abur geotermal condensat, așa că au nevoie de puțină apă dulce din exterior, deși evaporarea poate lăsa mai puțin fluid pentru reinjectare. Centralele binare răcite cu aer folosesc foarte puțină apă. EGS are nevoie de apă pentru stimulare și pentru înlocuirea pierderilor din circulație, ceea ce poate conta în zonele aride.

Materiale. Cea mai mare parte a materialelor o reprezintă tubajul de oțel al puțurilor și cimentul, plus aliajele rezistente la coroziune pentru puțuri și schimbătoarele de căldură care lucrează cu saramuri acide sau sărate. Unele saramuri, precum cele de la Salton Sea, în California, conțin litiu recuperabil, un posibil produs secundar nou.

Emisii de CO2 pe ciclul de viață și directe

Emisiile geotermale variază mai mult decât la majoritatea surselor, pentru că unele rezervoare conțin gaze dizolvate care scapă când fluidul ajunge la suprafață. Acestea sunt în principal CO2, plus hidrogen sulfurat (H2S) și cantități mai mici de metan.

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): mediana pe ciclul de viață 38 g CO2e/kWh, interval 6-79 g.
• Emisii din exploatare: o analiză ESMAP a Băncii Mondiale din 2016, pe centrale din toată lumea, a găsit emisii directe de CO2 de la câteva grame la câteva sute de grame pe kWh, cu o medie ponderată de ordinul a 100 g. Centralele binare care reinjectează tot fluidul nu emit aproape nimic. Centralele flash din rezervoare bogate în carbonați, de exemplu în unele zone din vestul Turciei și în câteva câmpuri italiene, pot egala sau depăși producția pe gaz. (Evaluarea UNECE din 2021 nu a acoperit geotermalul.)

Reducerea emisiilor progresează. Proiectul CarbFix de la Hellisheiði, din Islanda, dizolvă CO2-ul și H2S-ul în apă și le pompează în bazalt, unde se transformă în minerale carbonatice stabile în circa doi ani. Centralele italiene folosesc unități AMIS ca să elimine H2S-ul și mercurul. Noile centrale din Turcia și Noua Zeelandă reinjectează tot mai des toate gazele necondensabile, ca practică standard.

Siguranță și impact asupra mediului

Seismicitatea indusă este riscul cel mai cunoscut. Majoritatea evenimentelor sunt microcutremure, dar unele au provocat pagube. Proiectul EGS de la Basel a declanșat un cutremur de magnitudine 3,4 în 2006 și a fost abandonat, iar o investigație a guvernului coreean a concluzionat că injectarea de fluid la un amplasament EGS din apropiere a declanșat cutremurul de magnitudine 5,4 de la Pohang din 2017. La The Geysers au loc anual mii de cutremure mici legate de injecție. Cele mai bune practici actuale combină cartarea detaliată a faliilor, monitorizarea seismică în timp real și protocoalele de tip semafor, care reduc sau opresc injecția când se depășesc anumite praguri.

Alte efecte sunt mirosul și toxicitatea H2S lângă centralele flash fără instalații de reducere; tasarea terenului (local peste 10 m la Wairakei, după decenii de exploatare fără reinjectare); eliminarea saramurilor care conțin arsen, bor sau mercur; zgomotul din timpul forajului și al testării puțurilor; posibile efecte asupra izvoarelor termale și gheizerelor valoroase pentru cultură și turism. Reinjectarea și instalațiile de reducere rezolvă majoritatea acestor probleme, iar numărul de decese pe unitatea de energie este mic.

Perspective

Timp de un secol, energia geotermală a fost limitată la locurile cu o geologie generoasă. Asta s-ar putea schimba. Raportul IEA din 2024 The Future of Geothermal Energy susține că tehnologiile de nouă generație, EGS și sistemele în circuit închis construite pe experiența de foraj din industria petrolului și gazelor, ar putea aduce geotermalul în majoritatea țărilor. Cu reduceri continue de costuri, spune raportul, geotermalul ar putea acoperi o parte importantă din creșterea cererii mondiale de electricitate până în 2050, iar costurile proiectelor de nouă generație ar putea scădea la circa 50 USD/MWh până în 2035. Studiul GeoVision al DOE a găsit și el un potențial de zeci de GW în SUA până în 2050, dacă costurile de foraj continuă să scadă. Operatorii de centre de date care caută energie curată fermă, non-stop, au devenit printre primii cumpărători.

Creșterea hidrotermală continuă în Indonezia, Kenya, Filipine, Turcia și Noua Zeelandă, iar termoficarea geotermală se extinde în Europa, inclusiv în Germania, Franța și Țările de Jos. Geotermalul completează regenerabilele variabile: o producție fermă cu emisii reduse înseamnă nevoie mai mică de stocare. Amplasamentele centralelor apar pe harta centralelor electrice din lume, iar pagina de comparație a tehnologiilor pune geotermalul față în față cu hidroenergia și cu alte surse.