Начало см. в журнале СОК №12/2021
Исландия
С 1969 года Исландия постепенно увеличивала применение геотермальной энергии для централизованного теплоснабжения и отопления помещений, сельского хозяйства, аквакультуры, лёгкой промышленности и многих других видов прямого использования, а также для производства электроэнергии. Геотермальная энергия в настоящее время обеспечивает 62% производства энергии в стране.
ГеоЭС «Крафла» (Krafl a) мощностью 60 МВт задействует 33 скважины и считается крупнейшей электростанцией в Исландии. Она способна производить 500 ГВт·ч электроэнергии в год
Установленная мощность электроэнергетического сегмента Исландии составляет 663 МВт (5245 ГВт·ч/год), а к 2020 году прогнозировалась выработка на уровне 755 МВт (около 6010 ГВт·ч/год) на восьми объектах, расположенных на трёх вулканических хребтах, пересекающих всю страну. Действующие на данный момент в стране ГеоЭС и их установленные мощности: «Крафла» (Krafla, 60 МВт), «Сварсенги» (Svartsengi, 76,4 МВт), «Бьярнарфлаг» (Bjarnarflag, 5 МВт), «Несъявеллир» (Nesjavellir, 120 МВт), «Рейкьянес» (Reykjanes, 100 МВт), «Хедлисхейди» (Hellisheiði, 303 МВт), «Тайстарейкир» (Þeistareykir, 90 МВт) и «Флудир» (Flúðir, 0,6 МВт) [2].
Комбинированная ГеоТЭЦ «Несъявеллир» (Nesjavellir) в районе Хенгилл (Hengill), Исландия
Особое значение для периода, рассматриваемого в отчёте WGC 2020, имеет ГеоЭС «Тейстарейкир», которая была построена в 2016–2017 годах. Электроэнергия вырабатывается двумя одноконтурными энергоблоками мощностью 45 МВт. Температура термальной воды составляет примерно 178°C, расход — около 560 т/ч, передача в энергосистему — 738 ГВт·ч/год.
ГеоЭС «Тейстарейкир» (Þeistareykir) установленной мощностью 2×45 МВт
Что касается будущего расширения использования геотермальной энергии, то Исландия недавно заключила контракт на приобретение новейших энергомодулей Climeon Heat Power Unit производства шведской компании Climeon. Эти энергомодули, используя принципы органического цикла Ренкина (ORC), работают при низких температурах теплоносителя (от 80 до 150°C) и при компактных размерах (2,1×2,2×3 м) генерируют 150 кВт электроэнергии. Они будут установлены на нескольких площадках, первая из них во Флудире, где вода при 116°C в настоящее время используется для выработки 0,6 МВт, а отработанная вода при 76°C направляется каскадом в систему централизованного теплоснабжения.
Ежегодно в Исландии бурятся от четырёх до восьми высокотемпературных скважин, что является свидетельством постоянной интенсификации использования геотермальной энергии. Особый интерес вызвало бурение глубокой скважины на вулканическом поле Рейкьянес (Reykjanes) в рамках Исландского проекта глубокого бурения (IDDP). Скважина была начата в августе 2016 года и завершена в январе 2017-го. Были зарегистрированы температуры выше 500°C и наличие проницаемости на глубинах 3–4 км. На время создания отчёта скважина ещё не прошла эксплуатационные испытания.
В период 2015–2019 годов, как и ранее, правительство Исландии и несколько частных исландских компаний активно «продвигали» геотермальную энергетику в «Обители Снежной королевы» и во всём мире. Исландские консалтинговые и буровые фирмы играют ключевую роль в множестве проектов в развивающихся странах на всех континентах, кроме арктических и антарктических областей.
Индонезия
Индонезия обладает самым большим геотермальным потенциалом в мире — ожидается, что с более чем 300 объектов будет получено 29 ГВт мощности. С 2015 по 2018 годы были введены в эксплуатацию три новых проекта, в результате чего общая установленная мощность увеличилась на 465 МВт до 1948,5 МВт.
110-мегаваттная ГеоЭС «Сарулла» (Sarulla) в провинции Северная Суматра, Индонезия
Кроме того, были завершены работы по увеличению мощности на следующих объектах: в 2016 году — «Лахендонг» (Lahendong, 40 МВт), «Улубелу» (Ulubelu, 55 МВт) и «Сарулла» (Sarulla, 110 МВт); в 2017 году — «Улубелу» (55 МВт) и «Сарулла» (110 МВт); в 2018 году — «Караха» (Karaha, 30 МВт) и «Сарулла» (110 МВт). К концу 2018 года в стране вырабатывалось 14,01 ГВт·ч/год электричества [3].
В 2019 году ввели в эксплуатацию следующие новые электростанции: «Лумут Балай» (Lumut Balai) мощностью 55 МВт, блоки №1 и №2 «Сорик Мерапи» (Sorik Merapi) мощностью 20 и 30 МВт, соответственно, блок «Сокория» (Sokoria) мощностью 5 МВт и блок №1 «Муара Лабох» (Muara Laboh) мощностью 80 МВт, суммарно 190 МВт. Таким образом, к декабрю 2019 года общая установленная мощность составляла 2138,5 МВт. В период с 2015 по 2018 годы было пробурено 187 скважин на 23 отдельных участках.
Несмотря на все усилия правительства Индонезии по ускорению освоения геотермальной энергии, амбициозные целевые показатели установленной мощности, поставленные в 2015 году, не были достигнуты, и скорость разработки проектов фактически замедлилась с 2017 года. Целевой показатель правительства Индонезии по установленной мощности к 2020 году составлял 2289 МВт и 7 ГВт на период до 2025 года. Однако непривлекательные цифры прибыли, высокие предполагаемые риски, связанные с соглашениями о закупке электроэнергии, а также значительные экологические и социальные проблемы делают достижение этого показателя маловероятным.
Италия
Производство геотермальной энергии в Италии и вообще во всём мире началось в городе Лардерелло (Larderello), область Тоскана, в 1904 году. По состоянию на 2018 год насчитывалось 37 электростанций, расположенных на трёх основных геотермальных месторождениях: Лардерелло, гора Амиата (Amiata) и Травале-Радикондоли (Travale-Radicondoli). Общая установленная мощность составляет 915,5 МВт, чистая выработка с использованием более 500 скважин равна 807 МВт, а валовой отпуск электроэнергии в сеть достигает 6105 ГВт·ч/год. Геотермальная энергия составляет всего 2,1% от национальных потребностей в электроэнергии, но обеспечивает более 30% электроэнергии, необходимой для Тосканы [4].
В период с 2015 по 2019 годы было пробурено 28 скважин, в том числе 14 подпиточных и две новых скважины обратной закачки, отремонтировано 16 скважин на участках Лардерелло и Травале-Радикондоли. С 2015 года не было построено ни одной новой электростанции, но $263 млн было потрачено на разработку, капитальный ремонт и усовершенствование месторождений, особенно в отношении борьбы с неконденсируемыми газами. Все эти средства были инвестированы частным сектором.
Единственный новый строящийся геотермальный объект в Италии — станция «Монтеротондо-2″ (Monterotondo 2) мощностью 20 МВт. Геологоразведочные работы были успешно завершены в 2018 году, а предварительное бурение велось по состоянию на август 2019 года. Эта геотермальная установка планировалась к запуску в 2020 году. В целом рост использования всех возобновляемых источников энергии в Италии прогнозируется небольшой, в первую очередь из-за низких цен на электроэнергию и сокращения так называемых «базовых поощрительных сборов». Кроме того, геотермальные электростанции не имеют права на получение льгот, доступных для других ВИЭ.
Деятельность, осуществляемая итальянской транснациональной компанией Enel Green Power (EGP) с 2015 года, сосредоточена в основном в районах Лардерелло и Травале-Радикондоли и направлена на оптимизацию управления месторождениями с целью снижения и контроля естественного падения выработки электроэнергии. Однако следует отметить, что местные жители уже препятствовали развитию геотермального проекта в районе горы Амиата, где можно было бы продолжить разработку глубокого коллектора с высоким потенциалом.
Япония
В период с 2000 по 2012 годы в Японии было относительно мало геотермальных разработок. Затем на добычу геотермальных ресурсов был введён льготный тариф, и темпы строительства генерирующих блоков резко возросли, так что к 2018 году их было 69 по сравнению с 20-ю в 2000-м.
Большинство этих новых станций были небольшими — от 100 кВт до 5 МВт, в среднем около 500 кВт. Соответственно, совокупное увеличение мощности составило всего 24,4 МВт. Поскольку несколько блоков были довольно старыми и неэффективными, они были выведены из эксплуатации, и мощность снизилась на 68,2 МВт. Далее, в 2019 году, началось строительство двух крупных электростанций в Васабизаве (Wasabizawa, 46,2 МВт) и Мацуо-Хатимантай (Matsuo-Hachimantai, 7,5 МВт), чтобы увеличить мощность на 53,7 МВт. К 2020 году общая установленная мощность в Японии составит 550 МВт, валовая выработка — 2409 ГВт·ч в год, а полезная выходная мощность электростанций около 275 МВт [6].
ГеоЭС «Васабизава» (Wasabizawa) установленной мощностью 46 МВт, Япония
Есть три причины столь медленных темпов развития геотермии в Японии: суровые нормативные акты, ограничивающие реализацию проектов, связанных с бурением недр, в национальных парках; высокие риски и затраты, связанные с такими проектами; отрицательное отношение японцев, проживающих вблизи термальных источников и высказывающих опасения, что на состояние горячих ванн негативно повлияют буровые работы и тем более работа ГеоЭС. Правительство Японии знает об этих препятствиях и пытается их преодолеть, чтобы оптимально использовать превосходный геотермальный потенциал страны.
Кения
Рост геотермальных мощностей Кении в период с 2015 по 2019 годы был одним из самых быстрых в мире. Всего установлено 218 МВт, поступающих от станций «Орпауэр-4″ (Orpower 4, 45 МВт) и «Олкариа V» (Olkaria V, 173,2 МВт). Их общая установленная мощность равна 865 МВт, что составляет 29% от суммарной выработки по стране. К настоящему времени в отдельных частях рифтовых зон пробурено более 380 скважин.
ГеоЭС «Олкария-4» (Olkaria IV) мощностью 140 МВт в округе Наку´ру (Nakuru), Кения
Правительство Кении планирует обеспечить к 2030 году передачу 5 ГВт в энергосети, и, поскольку государственное финансирование в настоящее время ограничено, правительство Кении лицензировало 13 независимых производителей энергии (IPP) на исследование 12 новых месторождений, потребовав от них осуществления бурения в течение трёх ближайших лет [7].
Все геотермальные разработки Кении, кроме двух, были выполнены при государственном финансировании. Остальные две были оплачены из частных источников за счёт собственных средств предпринимателей и банковских кредитов.
Для повышения нормы прибыли, как в государственном, так и в частном секторах, стало обычным использование устьевых генераторов. На сегодняшний день установлено 15 таких небольших блоков, таким образом, первоначальный срок получения дохода сократился с 36 месяцев до примерно шести.
Недавний быстрый рост геотермальной энергетики в Кении был обеспечен прогрессивной государственной политикой, поддерживающей частные инвестиции. Положения нового «Закона об энергетике» (The Energy Act) от 2019 года прояснили рынок электроэнергии с точки зрения защиты окружающей среды, доли прибыли бизнес-сообществ и местных администраций округов от геотермальной генерации, приоритета диспетчеризации, и увеличили налоговые льготы, доступные разработчикам. Такие стимулы включают освобождение от пошлин на оборудование, связанное с геотермальными проектами, налоговые каникулы для корпораций и «письма поддержки» (letters of support) от кенийского правительства, которые действуют как политическая гарантия. Частным инвесторам также разрешено репатриировать всю или часть прибыли, полученной от подобных рискованных предприятий.
В дополнение к 865 МВт мощности 2019 года в стадии строительства находятся ещё 188 МВт, а 140 МВт были профинансированы, но пока не строятся. Таким образом, к 2020 году в Кении общая установленная мощность генерации могла бы составить 1193 МВт при валовой выработке 9930 ГВт·ч/год [7].
Мексика
Общая установленная мощность пяти освоенных геотермальных месторождений в Мексике в 2019 году составила 1005,8 МВт. Чистая мощность, доступная электросетям, по всем пяти проектам достигла 947,8 МВт (5375 ГВт·ч/год). Установленная мощность снизилась на 1,1% по сравнению с показателем 2015 года, но передача энергии в сеть увеличилась на 13% благодаря высокой эффективности новых блоков [8].
Геотермальная электроэнергия в Мексике вырабатывается с 1982 года, когда были установлены первые блоки в Серро-Прието (Cerro Prieto) и Лос-Азуфрес (Los Azufres). Хотя на месторождении Серро-Прието максимальная мощность достигала 720 МВт, теперь установленная мощность равна 570 МВт. На месторождении Лос-Азуфрес вырабатывается 270,5 МВт. Предприятие в Лос-Хумерос (Los Humeros), введённое в эксплуатацию в 1990 году, даёт 119,8 МВт, а построенное в 2002 году в Лас-Трес-Виргенес (Las Tres Virgenes) может вырабатывать 10 МВт. Новейшее, осваиваемое с 2015 года месторождение Домо-де-Сан-Педро (Domo de San Pedro) имеет мощность 35,5 МВт.
ГеоЭС в Мексике (слева направо и вниз): Cerro Prieto, Los Humeros, de San Pedro, Los Azufres III
Несмотря на увеличение мощности, поставляемой в сеть с 2015 года, годовые коэффициенты мощности на всех пяти месторождениях довольно низкие, хотя они варьируются от одного месторождения к другому. Например, в 2018 году девять электростанций, работающих в Серро-Прието, произвели 3251,2 ГВт·ч, что соответствует среднегодовому коэффициенту использования мощности 65,1%.
Однако в том же году при общей выработке 1441,1 ГВт·ч восемь действующих станций в Лос-Азуфресе достигли коэффициента использования установленной мощности 74,8%, что является самым высоким показателем в стране. Самый низкий коэффициент был на месторождении Лас-Трес-Виргенес (в среднем 54,3% в год). КИУМ нового месторождения Домо-де-Сан-Педро, разрабатываемого Dragon Group, составил 56,7%, а выработка электроэнергии, поставляемой в энергосистему, составила 126,6 ГВт·ч в год.
ГеоЭС Los Humeros III (25 МВт)
За последние пять лет в эксплуатацию были введены следующие электростанции: в 2015 году блок №17 Лос-Азуфрес (50 МВт), блок №1 Домо-де-Сан-Педро (5 МВт, противодавление) и блок №2 Домо-де-Сан-Педро (5 МВт, противодавление); в 2016-м — блок №3 Домо-де-Сан-Педро (25,5 МВт), в 2019-м — блок №18 Лос-Азуфрес (26,5 МВт). Таким образом, в период 2015–2019 годов в общей сложности в энергосистему было добавлено 112 МВт энергии.
С 2015 года Федеральной комиссии по электроснабжению (CFE) передано 13 перспективных участков для изучения и разработки. Компании частного сектора также получили ещё 13 концессий. Если на некоторых или на всех этих площадках будет достигнут прогресс, Министерство энергетики Мексики прогнозирует, что к 2030 году будет вырабатываться 1670 МВт геотермальной электроэнергии.
В период с 2015 по 2019 годы в масштабах страны было потрачено $55,9 млн на исследования и разработки, включая разведочное бурение, и $313,3 млн на обустройство месторождений. В сумме это составляет $369,2 млн при среднегодовых инвестициях в $73,8 млн. Результаты на 11,8% превышают оценочные цифры за предыдущий пятилетний период. Следует отметить увеличение инвестиций частного сектора, которые достигли более 22% от общей суммы или около $82,44 млн. Это более чем в четыре раза выше, чем инвестиции частного сектора за период 2010–2014 годов, когда они составляли около $16,5 млн.
Новая Зеландия
В Новой Зеландии в секторе геотермальной электроэнергетики с 2015 года после периода быстрого роста в предыдущие десять лет наблюдается период консолидации. Две электростанции недавно введены в эксплуатацию или строятся. В сентябре 2018 года около города Каверау (Kawerau) заработала электростанция «Те Ахи О Мауи» (Te Ahi O Maui) мощностью 25 МВт, а ГеоЭС мощностью 31,5 МВт в Нгаве (Ngāwha) находится на начальной стадии строительства. В Новой Зеландии вырабатывается более 1032 МВт (7474 ГВт·ч/год) установленной мощности геотермальной электроэнергии, что составляет около 18% электроэнергии в национальной системе, в которой всё больше доминируют возобновляемые источники энергии.
ГеоЭС «Каверау» (Kawerau, 100 МВт) около горы Каверау на Северном острове Новой Зеландии
По всей Новой Зеландии выявлено 129 геотермальных зон, из которых 14 находятся в диапазоне температур 70–140°C, семь — в диапазоне 140–220°C и 15 — более 220°C. Большинство высокотемпературных полей расположено в вулканической зоне Таупо (Taupō), которая простирается от вулкана Вакаари (Whakaari) в заливе Пленти (Plenty) на юго-запад до горы Руапеху (Ruapehu).
ГеоЭС «Вайракей» (Wairakei, 181 МВт)
За последние пять лет для выработки электроэнергии было пробурено всего семь скважин: три добывающие и четыре нагнетательные. В стадии строительства находится объект на 31,5 МВт, так что к 2020 году общая установленная мощность должна составить примерно 1064 МВт, обеспечивая передачу около 7728 ГВт·ч/год энергии в национальную электросеть [9].
Министерство иностранных дел и торговли Новой Зеландии (MFAT) управляет программой помощи развитию зарубежных стран и использует геотермальный опыт Новой Зеландии для поддержки стран-партнёров. За последние пять лет MFAT оказал поддержку Индонезии, Восточной Африке, Карибскому региону, в основном островам Сент-Винсент и Доминика, а также архипелагу Вануату.
Почти все геотермальные разработки Новой Зеландии осуществлялись частными или полугосударственными структурами, что отличается от сценария, который осуществляется в других 25 странах, производящих сейчас геотермальную электроэнергию. Новозеландское правительство играло важную финансовую роль в Международной геотермальной школе (IGS); однако, как и в случаях с городами Пиза (Италия) и Рино (штат Невада, США), эта поддержка была прекращена, и для продолжения деятельности IGS потребовался поиск других источников финансирования.
Никарагуа
В Никарагуа геотермальные исследования начались в 1960-х годах, и впечатляющий геотермальный потенциал страны оценивается примерно в 1,1 ГВт, но на сегодняшний день используется лишь минимальная его часть, покрывающая примерно 10% национальной потребности в электроэнергии. Существуют пять геотермальных зон, но только на двух из них есть электростанции: Момотомбо (Momotombo, 77 МВт) и Сан-Хасинто-Тизате (San Jacinto-Tizate, 82 МВт). Со времени WGC 2010 были запущены блоки 2×36 МВт в Сан-Хасинто-Тизате [10]. Общая установленная мощность составляет 159 МВт, а энергия, поставляемая в сеть, исчисляется величиной 492 ГВт·ч/год.
ГеоЭС Никарагуа: «Момотомбо» (77 МВт) [вверху] и «Сан-Хасинто-Тизат» (82 МВт)
Геологическая служба Никарагуа и исландские исследователи провели разведку района Касита — Сан-Кристобаль (Casita, San Cristobal) на севере страны (пробурены четыре скважины), а также Масая (Masaya), Апоя (Apoya) и Манагуа Чилтепе (Managua Chiltepe), где пробурены три скважины, и Момбачо (Mombacho) в центральной части страны с многообещающими результатами, однако развитие этих перспективных зон было отложено из-за политических проблем. Соответственно, запланированное финансирование от Всемирного банка было приостановлено до разрешения ситуации.
Пáпуа — Новая Гвинея
В Пáпуа — Новой Гвинее имеется 55 известных геотермальных месторождений, которые были идентифицированы и зарегистрированы [11]. На сегодняшний день разработан только один участок на острове Лихир (Lihir). Геологическое картирование, отбор проб из горячих источников и геохимический анализ были выполнены в семи регионах, что определило перспективные зоны: Таласи (Talasea), Хоскинс (Hoskins), Вау-Булоло (Wau Bulolo) и Кайриру (Kairiru), Манус (Manus), Фергюссон (Fergusson) и остров Фени (Feni). Эти участки в той или иной степени были обследованы частными организациями и федеральным Управлением по минеральным ресурсам (MRA).
В 2003 году на острове Лихир была построена электростанция с противодавлением мощностью 6 МВт (брутто). Предприятие было построено в чрезвычайно горячей вулканической кальдере Луиза (Luise), которая уже разрабатывалась на предмет содержания в ней эпитермального золота. В 2005 году была добавлена импульсная установка мощностью 30 МВт, а в 2007 году — на 20 МВт. В 2009 году электростанция мощностью 6 МВт была выведена из эксплуатации, поэтому текущая установленная мощность составляет 50 МВт (брутто). Однако из-за снижения давления на устье скважины, вызванного отказом от закачки отработанных рассолов, сейчас станция вырабатывает около 15–18 МВт и обеспечивает только 15% растущей потребности острова Лихир в электроэнергии. В первые годы геотермальная энергетика обеспечивала потребности местных предприятий в энергии на 50% и значительно улучшала их экономичность. Несмотря на упомянутые выше потери электроэнергии и проникновения солёной воды, объект по-прежнему эксплуатируется австралийской компанией Newcrest Mining, Ltd.
Остров Лихир (Lihir) и ГеоСЭ «Лихир» мощностью 50 МВт, Пáпуа — Новая Гвинея
По обобщённым подсчётам исследователей, общий потенциал геотермальной энергии в Пáпуа — Новой Гвинее может составлять 3–4 ГВт, однако планы по развитию геотермальной энергетики на следующие пять-десять лет правительством пока не объявлены. Принятие «Национальной энергетической политики на 2017–2027 годы» должно стать позитивным шагом, поскольку её положения включают директивы по своевременному составлению правил и положений геотермальной отрасли. Наличие таких документов должно стимулировать инвестиции в геотермальную энергетику со стороны правительства, международных кредитных организаций и частного сектора. Финансирование ускоренного развития геотермальной энергетики в основном осуществляется Всемирным банком и правительством Исландии.
Другие препятствия на пути разработки геотермальной энергии, которые необходимо преодолевать в каждом конкретном случае, включают сложную и весьма пересечённую топографию, малое количество опытных пользователей среди преимущественно сельского населения (за исключением горнодобывающих предприятий). В Пáпуа — Новой Гвинее затруднено общение с населением, в основном неграмотном, состоящим примерно из 700 племён и использующим 800 различных языков, имеются социально-культурные проблемы, связанные с землевладением и сопряжёнными с ним матриархальными традициями, ограниченным числом дорог и систем передачи и распределения, а также затруднённым доступом к некоторым из наиболее перспективных вулканических зон.
Филиппины
Хотя Филиппины являются третьим по величине производителем геотермальной энергии (после США и Индонезии), за последние пять лет только одна электростанция мощностью 12 МВт на энергоблоке №2 «Майбарара» (Maibarara) была введена в эксплуатацию в 2018 году.
ГеоЭС «Майбарара» (Maibarara, 12 МВт) — ведущий геотермальный проект в Филиппинах
В настоящее время в стране действуют семь геотермальных месторождений. Их общая установленная мощность составляет 1918 МВт, они передают в сеть 1770 ГВт·ч/год электроэнергии. Это покрывает около 11% энергопотребностей страны. В стадии разведки находятся 18 перспективных площадей, и в 2021–2026 годах ожидается добавление около 91 МВт. Было подсчитано, что потенциал освоения геотермальных ресурсов Филиппин составляет около 4024 МВт [12].
Чтобы темпы ввода в эксплуатацию филиппинских геотермальных электростанций увеличились, правительству необходимо развивать и согласовывать с инвесторами «геотермальную» политику для устранения рисков и других проблем. Текущие оценки месторождений и предварительные геологоразведочные работы при поддержке правительства важны, но в дальнейшем по-прежнему требуется соответствующая финансовая и регулирующая политика государства.
Португалия
Высокотемпературные геотермальные ресурсы, используемые на сегодняшний день в Португалии, расположены на Азорских островах (Açores) — архипелаге из девяти островов, лежащем в Атлантическом океане вдоль тройного стыка литосферных плит и называемом «Южной Исландией» из-за необыкновенно высокой геотермальной активности.
ГеоЭС «Пико Альто» (Pico Alto) установленной мощностью 4 МВт (брутто), Азорские острова
Все геотермальные месторождения Азорских островов впервые были разработаны в 1980 году на участках Рибьера-Гранде (Ribiera Grande) и Пико-Вермельо (Pico Vermelho) на острове Сан-Мигель (São Miguel), а затем производство было расширено за счёт включения месторождения Пико-Альто (Pico Alto) на острове Терсьера (Terciera), где в апреле 2017 года сдана в эксплуатацию электростанция на цикле Ренкина мощностью 4 МВт (брутто) и 3 МВт (нетто). Это единственная новая электростанция, построенная за период 2015–2019 годов.
Текущие планы заключались в увеличении мощности электростанции в Рибьера-Гранде с 27,8 МВт до примерно 30 МВт к 2020 году. Таким образом, производство энергии должно было составить около 183 ГВт·ч/год.
В 2020 году на Азорах началось бурение восьми скважин для увеличения мощности существующих ГеоЭС до 12,5 МВт. Заказчик — EDA Renováveis S.A., подрядчик — Iceland Drilling Co.
Предоставленные данные [13] показывают, что текущая общая установленная мощность на Азорских островах равна 33 МВт, рабочая — 26 МВт. Выработка энергии составляет 216 ГВт·ч/год. Выделены средства ещё на 10 МВт, но строительство пока не начато. Общие инвестиции в производство и использование электроэнергии с 2015 года достигли $12,5 млн. При этом половина из них поступила из государственной казны, а другая — средства частного сектора. За этот период было затрачено около 185 человеко-лет, но новых скважин пробурено не было.
Российская Федерация
Россия исследует и разрабатывает свои геотермальные ресурсы с 1950-х годов. Текущая установленная «геотермальная» мощность составляет около 82 МВт, при этом в будущем планируется добавить около 12 МВт. Поставляемая энергия оценивается в 440 ГВт·ч/год [14]. В период с 2015 по 2019 годы новых ГеоЭС построено не было, и ни мощность, ни вклад геотермальной энергии не изменились.
Паужетская ГеоЭС (12 МВт) расположена на Камбальском месторождении парогидротерм в пос. Паужетка около вулканов Кошелева и Камбального (юго-запад Камчатского полуострова)
Самые крупные и качественные геотермальные ресурсы в России находятся в дальневосточной части страны. Камчатка и Курильские острова обладают наибольшим потенциалом с расчётной генерирующей мощностью до 2000 МВт. С середины 1950-х годов на Камчатских геотермальных месторождениях проводятся геофизические исследования и бурение. На сегодняшний день пробурено 385 скважин на глубину от 170 до 1800 м, в том числе 44 скважины, которые производят двухфазные жидкости с температурами на устье более 160°C. В 1966 году в южной части Камчатки была введена в эксплуатацию Паужетская геотермальная электростанция. В настоящее время она вырабатывает самую дешёвую электроэнергию в регионе. Оценочный потенциал этого геотермального месторождения составляет 50 МВт на срок до 30 лет.
В настоящее время на Камчатке успешно работают три геотермальные электростанции: 12 и 50 МВт на Верхне-Мутновском и Мутновском месторождениях, соответственно, и 11 МВт на Паужетском месторождении. На Курильских островах (Кунашир и Итуруп) есть две небольшие ГеоЭС мощностью 3,6 МВт каждая. В ближайшем будущем запланировано строительство Паужетской бинарной электростанции мощностью около 2,5 МВт и расширение Мутновской ГеоЭС с целью выработки дополнительных 12 МВт.
Мутновская ГеоЭС (50 МВт) — крупнейшая в России. Расположена в Елизовском районе Камчатского края, к северо-востоку от Мутновской сопки, на высоте около 800 м над уровнем моря
Россия обладает огромными запасами геотермального тепла, энергия которого может быть в 8–12 раз больше, чем потенциал углеводородных запасов страны. При оптимальном освоении геотермальные ресурсы могут радикально изменить энергетический баланс страны.
Тайвань
В Тайване геотермальные ресурсы изучаются с 1970-х годов, итогом чего явилось строительство двух небольших электростанций в 1980-х. Одна ГеоЭС в местности Циншуй (Qingshui) мощностью 3 МВт была построена в 1981 году и выведена из эксплуатации в 1993-м, а вторая мощностью 0,26 МВт в районе Тучэн (Toucheng) была построена в 1985 году и выведена из эксплуатации в 1994-м. Причинами закрытия станций были отсутствие обратной закачки, солеотложение, устаревшее оборудование и малый масштаб проектов, а также чрезмерные эксплуатационные расходы, высокие риски бурения и ограниченные данные о подземных геологических коллекторах.
ГеоЭС «Циншуй» (Qingshui) мощностью 3 МВт
В 2019 году была построена новая установка мощностью 0,3 МВт с выработкой 0,256 ГВт·ч/год в Циншуэй. В дальнейшем было профинансировано её расширение до 4,2 МВт, и в настоящее время станция находится в стадии строительства. Соответственно, установленная мощность, вырабатываемая в Тайване за счёт геотермальных ресурсов, к 2020 году составила 4,5 МВт, а вклад в энергосистему — около 0,35 ГВт·ч/год.
Предприятия ещё на 12 МВт планируется построить на трёх площадках в 2021–2022 годах, и профинансировано строительство электростанций общей мощностью 150 МВт на пяти месторождениях. К последним относятся: город Нью-Тайбэй (New Taipei, 100 МВт), округ Илан (Ilan, 29 МВт), округ Хуалянь (Hualien, 3 МВт), округ Тайдун (Taitung, 15 МВт) и округ Наньто (Nantoo, 3 МВт) [15].
С 2014 по 2019 годы Тайвань потратил около $12,5 млн на исследования и разработку геотермальных месторождений. Полевые работы включали бурение шести скважин, все они были предназначены для подтверждения наличия качественных ресурсов для электрогенерации. Общественный вклад в эту работу составил от 75 до 100%, остальная часть была профинансирована частным сектором.
Турция
С момента начала геотермальной разведки в Турции в 1960-х годах было выявлено 460 перспективных месторождений. По состоянию на июнь 2019 года на 27 из них построено 56 ГеоЭС с текущей общей установленной мощностью 1549 МВт, что обеспечивает выработку 8168 ГВт·ч/год.
Гидротермальный потенциал страны оценивается в 4,5 ГВт по цене $0,1 за 1 кВт·ч с десятилетней гарантией закупочной цены [16]. Значительное внимание уделяется разведке ресурсов для применения «усовершенствованных геотермальных систем»* (EGS). Скважины пробурены до глубины 4,5 км, где были зарегистрированы температуры выше 295°C. Потенциал добычи при помощи EGS оценивается примерно в 20 ГВт при цене $0,15 за 1 кВт·ч с 15-летней гарантией цены.
* Подробнее об «усовершенствованных геотермальных системах» (Enhanced Geothermal System, EGS) см. [1], стр. 69.
Установленная мощность ГеоЭС «Памукорен» (Pamukören) в Турции достигла 144,5 МВт
Интересной характеристикой турецких ресурсов является наличие в них (по всей стране) значительного количества углекислого газа, который образуется на глубине в результате взаимодействия между карбонатными пластами-коллекторами и термальными водами. С момента начала широкомасштабного бурения давление CO2 снизилось. Вследствие этого возникла необходимость в использовании большого количества скважинных насосов, поскольку CO2, будучи отрицательным фактором для выработки электроэнергии, способствует выходу артезианских вод, которые в некоторых районах Турции разливаются в бутылки.
С 2015 года было пробурено 200 добывающих и 90 нагнетательных скважин, в результате чего выработка электроэнергии увеличилась с 721 до 1549 МВт. Сейчас в Турции строится предприятие на 48 МВт (около 253 ГВт·ч/год) и выделены средства на строительство станций ещё приблизительно на 332 МВт с перспективой выработки около 1751 ГВт·ч/год.
С 2015 по 2019 годы в Турции инвестиции в исследования составили $2,3 млрд, а в разработку месторождений и бурение — $1,2 млрд, то есть на общую сумму $3,3 млрд. Частный сектор профинансировал 90% этой суммы, а оставшиеся 10% покрыли государственные источники.
Соединённые Штаты Америки
Хотя США лидируют в мире по производству геотермальной энергии с общей установленной мощностью в 2019 году около 3,7 ГВт (18,4 ТВт·ч/год), в период 2015–2019 годов новые геотермальные месторождения не разрабатывались. Вместо этого произошла значительная перестройка, консолидация, совместное размещение с другими видами возобновляемой энергии, делался акцент на повышение производительности в жарком климате за счёт объединения систем воздушного и водяного охлаждения и расширение существующих месторождений. Эту тенденцию можно объяснить продолжающейся и усиливающейся конкуренцией со стороны недорогих возобновляемых источников энергии, таких как солнце и ветер, а также природного газа, что усугубило истечение срока действия ранее существовавших местных и федеральных налоговых льгот. Несмотря на эти «нетехнические» ограничения, объём геотермальной энергии, произведённой за последние пять лет, вырос на 7–10% благодаря мерам, описанным выше.
ГеоЭС Sonoma Calpine 3 (78 МВт) и Hudson Ranch I (55 МВт) в штате Калифорния, США
Геотермальная электроэнергия вырабатывается в основном в Калифорнии (2683 МВт) и Неваде (795 МВт), а остальная энергия поступает от электростанций на Гавайях, в штатах Аляска, Айдахо, Нью-Мексико, Орегон и Юта. Геологоразведочные работы проводились в семи западных и южных штатах, но новых электростанций построено не было. Предоставленные данные показали, что общая установленная мощность составила 3806 МВт в 2018 году (16 ТВт·ч/год), а запланированный прирост выработки к 2023 году не менее 111 МВт (примерно 40 МВт в год). Геотермальная энергия в США в настоящее время составляет около 2% от всех ВИЭ и обеспечивает около 0,4% общей национальной выработки электроэнергии [17].
Министерство энергетики США (DoE) профинансировало многочисленные программы на низовом уровне, посвящённые различным темам, связанным с повышением темпов освоения геотермальной энергии. Эти государственные программы посвящены как «обычным» гидротермальным ресурсам, так и перспективным ресурсам EGS, и являются весьма широкомасштабными и новаторскими.
Американские специалисты в области геотермальной энергетики являются членами и участниками Новозеландской кооперации (NZC), осуществляющей исследования способов извлечении минералов из термальных вод и прямого использования геотермальной энергии, а также изучения сверхкритических геотермальных систем, и консорциума Geothermica, которая занимается предоставлением финансовых средств и передачей геотермальных технологий с участием членов 18 научно-исследовательских организаций из 14 стран. Наконец, геотермальное сообщество США участвует в деятельности Международной энергетической ассоциации (International Energy Association, IEA), Международного партнёрства по геотермальным технологиям (IPGT) и Глобального геотермального альянса (GGA).
Другие страны, планирующие освоение геотермальной энергии
Доминика (Dominica)
Геотермальные ресурсы тропического острова Доминика, расположенного в восточной части Карибского моря, более 30 лет изучаются представителями ООН, агентствами правительств США и Франции, а также специалистами международных кредитных организаций. Большой объём научных данных был собран в нескольких перспективных районах, и в 2013 году правительство Доминики при поддержке европейского Банка многостороннего развития (MDB) спонсировало бурение трёх небольших разведочных скважин в районе Уоттон-Вэйвен (Wotton Waven). В этих скважинах были зарегистрированы температуры выше 235°C, и в период с 2014 по 2015 годы была пробурена первая из трёх запланированных эксплуатационных скважин с аналогичными температурами, обнаруженными на глубине чуть более 1,5 км.
Геотермальный проект на острове Доминика оценивается в 7 МВт
В октябре 2019 года скважина WW-P1 в Лаудате (Laudat) была вновь открыта после остановки на пять лет. Газообразный сероводород был удалён, прошли двухнедельные испытания. На начальном этапе планировалось построить электростанцию мощностью 7 МВт (2×3,5 МВт). В настоящее время проект находится под контролем специально созданной госкомпании Dominica Geothermal Development, которая готова потратить $50 млн из национальных фондов. Техническая помощь была предоставлена компанией Jacobs New Zealand, Ltd., и Французским агентством развития (AFdD). Завершена оценка воздействия ГеоЭС на окружающую среду и социальную сферу, исследованы маршруты трубопроводов отбора и закачки, и ожидалось, что электростанция будет запущена уже в 2021 году.
Монтсеррат (Montserrat)
Геотермальный потенциал острова Монтсеррат (архипелаг Малые Антильские острова в Карибском море) был изучен до и после извержения вулкана Суфриер-Хиллз (Soufriere Hills) в 1995 году, что привело к бурению двух разведочных скважин глубиной более 2350 м компанией Icelandic Drilling по контракту с Министерством международного развития Великобритании (DFID). Была зафиксирована температура 298°C, и в 2019 году осуществили разработку третьей скважины Mon-3, чтобы иметь две добывающие и одну нагнетательную скважину, необходимые для обслуживания ГеоЭС мощностью от 2,5 до 3,5 МВт. Бурение Mon-3 столкнулось со значительными трудностями, и от неё пришлось отказаться до достижения проектной глубины.
Участок скважины Mon-1 на острове Монтсеррат в 2016 году
Несмотря на это, в планах правительства Монтсеррат по-прежнему находится строительство геотермальной электростанции с использованием пара, полученного из скважин Mon-1 и Mon-2, пробуренных до 2015 года.
Ожидается, что этот объект будет обеспечивать текущие и будущие потребности жителей острова в электроэнергии. Стоимость проекта оценивается в $20 млн.
Невис (Nevis)
В 2008 году на острове Невис, принадлежащем к группе Малых Антильских островов в Карибском море, компания West Indies Power Co. (WIP) пробурила три разведочные скважины небольшого диаметра на расстоянии примерно 3,7 км друг от друга на глубину от 782 до 1134 м в районах Спринг-Хилл (Spring Hill), Джессапс (Jessups) и Гамильтон Эстейт (Hamilton Estates). Во всех трёх скважинах температура превышала 225°C, и было произведено значительное количество пара. Геотермометрические прогнозы предполагают, что пластовая температура составляет не менее 260°C.
В ноябре 2013 года компания Nevis Renewable Energy Int. (NREI) была выбрана администрацией острова Невис в качестве разработчика ресурсов вместо WIP. В 2018 году NREI заключила контракт с геотермальной компанией DOSECC из города Солт-Лейк-Сити (штат Юта, США) на бурение скважины малого диаметра на бывшем участке «Гамильтон Эстейт». Тестирование скважины №4 показало, что породы имеют высокую проницаемость и температуру 256°C, а термальные воды обладают и другими характеристиками, подходящими для использования в качестве «топлива» для электростанции.
В 2020 году на о. Невис было анонсировано строительство ГеоЭС мощностью 10 МВт
Начиная с 2019 года NREI планирует определить источники финансирования, а затем построить сетевую электростанцию мощностью 9 МВт для выработки электроэнергии для бытовых нужд, а также, если это будет возможно, экспортировать электричество на близлежащий остров Сент-Китс (St. Kitts).
Сент-Китс (St. Kitts)
Несмотря на дымящиеся фумаролы, в избытке обнаруженные в кратере горы Лиамуига (Liamuiga), геотермальные признаки на Сент-Китсе (также остров из группы Малых Антильских островов) выражены менее чётко, чем на других островах Карибского моря. В 2017 и 2018 годах французской компанией, базирующейся в Гваделупе, проводились исследования поверхности острова. Данная работа, финансируемая Карибским банком развития (CDB) и Карибским сообществом (CARI-COM), выявила потенциал геотермальных ресурсов, способных обеспечить выработку 18–35 МВт электроэнергии.
Вид на остров Невис с острова Сент-Китс
Федерация Сент-Китс и Невис получит от Европейского союза €5 млн на развитие сектора возобновляемых источников энергии и энергоэффективных технологий, хотя по состоянию на конец 2019 года ни одна компания не объявила о каких-либо планах относительно дальнейших геотермальных работ.
Сент-Люсия (St. Lucia)
В 2015 и 2016 годах при финансовой поддержке Всемирного банка и правительства Новой Зеландии было проведено комплексное научное исследование впадины (по одной из теорий, это древняя кальдера) Квалибу (Qualibou) на острове Сент-Люсия в Карибском море.
Геотермальный потенциал острова Санта-Люсия — около 30 МВт
Были произведены геологическое картирование, отбор геохимических проб, гравиметрическая, аэромагнитная, магнитотеллурическая и аудиомагнитотеллурическая съёмки, а также съёмка по технологии лазерного 3D-сканирования LIDAR. Интерпретация результатов этой работы показала наличие двух перспективных участков во впадине и ещё одного южнее. В настоящее время в рекомендуемых областях планируется бурение минимум трёх скважин малого диаметра. Целью является обнаружение химически малоактивных, но достаточно горячих и обильных геотермальных ресурсов, чтобы обеспечить производство около 30 МВт электроэнергии после 2020 года.
Правительство Сент-Люсии сотрудничает со Всемирным банком при оценке их позиции в отношении существующего меморандума о взаимопонимании. Оно также ведёт переговоры с опытной международной девелоперской компанией по вопросам эксплуатационного бурения и проектирования, строительства и эксплуатации электростанции.
Сент-Винсент (St. Vincent)
В ноябре 2018 года компании Saint Vincent Geothermal Co., Ltd., Reykjavik Geothermal и Iceland Drilling Co. подписали контракт на бурение четырёх скважин на острове Сент-Винсент в Карибском море в надежде подтвердить наличие геотермальных ресурсов, указанных в ходе предыдущих исследований. В 2021 или 2022 году планируется ввод в эксплуатацию ГеоЭС мощностью около 10 МВт, которая поможет островному государству Сент-Винсент и Гренадины сэкономить примерно 140 тыс. баррелей сырой нефти. Текущие работы финансируются Карибским банком (CDB) и Межамериканским банком развития (IADB). Компании Jacobs New Zealand, Ltd., и Mannivit of Iceland будут основными инженерными консультантами по проекту.
На острове Сент-Винсент осуществляется строительство ГеоЭС 10 МВт
В мае 2019 года полноразмерная геотермальная буровая установка была перемещена на площадку на Бамбуковом хребте (Bamboo Range) недалеко от сезонной речки Рабакка (Rabacca) в северо-центральной части острова, к югу от вулкана Суфриер (Soufriere). Первая скважина (скважина №1) пробурена на глубину около 2,7 км и прогрета перед испытанием. Сообщается, что проницаемость во время бурения была незначительной. В августе, сентябре и октябре 2019 года за 83 дня была пробурена вторая скважина (скважина №3) глубиной около 2,8 км. Первоначальные измерения показали температуру около 215°C и выше. Текущие планы предусматривали завершение бурения к декабрю 2019 года, ремонт скважины №1 к февралю 2020 года, начало испытаний скважины в марте 2020 года и поиск проектировщика электростанции в августе или сентябре 2020 года, с началом строительства станции в 2021 году.
Канада
Канадская геотермальная энергетика имеет несколько проблем, напрямую влияющих на развитие отрасли. Во-первых, отсутствует политика поддержки и программы финансирования на ранних этапах, как на местном, так и на федеральном уровнях. Кроме того, несколько территориальных юридических организаций не смогли разработать нормативно-правовую базу для использования геотермальной энергии. Это создаёт неопределённость для инвесторов и затрудняет разработчикам продвижение проектов после фазы разведки. Чтобы изменить эту ситуацию, были предприняты некоторые инициативы. К ним относятся создание Канадской национальной базы данных по геотермальной энергии (CNGD), картографирование благоприятных геотермальных ресурсов на уровне провинций и территорий, программы повышения энергетической грамотности населения и усилия Канадской ассоциации геотермальной промышленности (CanGEA) по обеспечению местной и федеральной поддержки геотермальной индустрии.
В настоящее время на различных стадиях находятся восемь проектов по производству геотермальной энергии: от получения разрешений до проведения наземных геологических исследований, бурения скважин и строительства демонстрационных объектов. Эта работа проводится в провинциях Британская Колумбия (три проекта) и Альберта (два), на Северо-Западных (Northwest) территориях, территории Юкон (Yukon) и в Саскачеване (Saskatchewan) — по одному проекту.
В провинции Саскачеван около города Эстеван будет построена ГеоЭС минимум за $ 50 млн
Провинция Британская Колумбия обладает одним из самых качественных геотермальных ресурсов в Канаде. Проекты по производству электроэнергии и/или тепла представляют собой для сельских и удалённых сообществ путь к достижению энергетической безопасности и независимости. В настоящее время компания Borealis GeoPower разрабатывает два проекта в Британской Колумбии: проект «Каноэ Рич» (Canoe Reach) в 30 км к югу от города Валемаунт (Valemount) и проект «Лакелсе» (Lakelse) в 10 км к югу от города Террас (Terrace). В рамках проекта «Каноэ Рич» планируется создать «особую геотермальную экономическую зону» (GeoHeat Park), где местные предприятия будут использовать геотермальное тепло, а производство электроэнергии составит вторую фазу проекта. Проект «Лакелсе» также может включать создание GeoHeat Park и ГеоЭС мощностью 15 МВт [18].
В настоящее время в провинции Альберта реализуются два демонстрационных проекта: проект, финансируемый компанией Alberta Innovates, на нефтяном месторождении «Свон Хиллз» (Swan Hills), в рамках которого рассматривается возможность производства 3–5 МВт электроэнергии с использованием совместно добываемых жидкостей; проект, осуществляемый компанией E3 Metals Corp., в рамках которого геотермальная энергия будет использоваться на предприятии по добыче лития из нефти. Кроме того, компания Terrapin Geothermics и два партнёра получили национальное финансирование в размере $25 млн на планируемый проект «Альберта-1″ мощностью 5 МВт, который будет генерировать тепловую и электрическую энергию.
Наконец, в провинции Саскачеван разработчик геотермального проекта в городе Эстеван (Estevan) подписал в ноябре 2018 года соглашение о покупке электроэнергии с правительством провинции. Проект в Эстеване может стать первым геотермальным объектом по производству электроэнергии в Канаде, обеспечивая передачу 5 МВт электроэнергии в энергосеть и вырабатывая тепло для возделывания агрокультур в теплицах.
Греция
В 1970-х годах в Греции на острове Милос (Milos) в Эгейском море была построена электростанция мощностью 2 МВт, однако она была остановлена из-за чрезмерного солеотложения и непопулярности среди жителей. Бурение на скалистом острове Нисирос (Nisyros) в том же десятилетии показало очень высокие температуры (более 320°C), но с исключительно агрессивным химическим составом термальных вод. Соответственно, в настоящее время в Греции нет электростанций, работающих на геотермальных ресурсах.
Геотермальный потенциал островов Милос, Нисирос, Лесбос и др. оценивается в сотни МВт
В 2018 году компания Public Power Corp. провела международный тендер на разработку высокотемпературных ресурсов, которые, как известно, в достатке имеются на островах Лесбос (Lesbos), Метана (Methana), Нисирос и островном комплексе Милос-Кимолос (Milos-Kimolos). Компания Helector S. A. выиграла право на партнёрство с PPC, и, возможно, в будущем может начаться реализация проектов на территориях Лесбоса и/или Метаны. Национальный план энергетики и климата от 2019 года прогнозирует, что геотермальная энергия составит 100 МВт к 2030 году и 300 МВт к 2040-му [19].
Иран
В Иране весьма велик потенциал развития геотермии для ресурсов с низкими, умеренными и высокими температурами. Температуры термальных источников колеблются от 20 до 80°C. Перспективными считаются площади в 14 регионах страны [20]. Среди них район Сабалан (Sabalan), по-видимому, обладает лучшими ресурсами, при этом месторождение Мешгиншехр (Meshginshahr) в настоящее время имеет приоритет для строительства геотермальной электростанции. Завершены наземные геологоразведочные работы, бурение и оценка ресурсов. Численное моделирование коллектора и ТЭО проекта показывают, что доказана перспективность строительства электростанции мощностью 5 МВт на месторождении площадью 5 к м². Возможно дальнейшее расширение площади месторождения до приблизительно 20 к м², и в этом случае может быть достигнута общая установленная мощность около 250 МВт.
Экспериментальные скважины на геотермальном поле Мешгиншехр (Meshginshahr) в Иране
В период с 2015 по 2019 годы было пробурено 13 скважин для проектов геотермальной электроэнергетики, на что израсходовали $22 млн, предоставленных государством. К 2020 году общие установленные геотермальные мощности Ирана, как ожидается, вырастут до 5 МВт, обеспечивая 35 ГВт·ч электроэнергии в год для энергосети в северной части страны.
Эквадор
В ноябре 2017 года на горном участке Чачимбиро (Chachimbiro) была пробурена первая глубокая геотермальная разведочная скважина в Эквадоре PEC-1. Узкая скважина диаметром 6⅛″ расположена на возвышенности 3460 м и достигла глубины 1978 м, где была зафиксирована температура 235°C. Работы проводились с использованием грантов и помощи японского концерна JICA для Национальной электрической компании (CELEC). Последующий этап, который будет финансироваться JICA в счёт государственного займа, может включать бурение пяти дополнительных скважин для подтверждения ресурсов и установку устьевого блока мощностью 5 МВт. Если эта фаза проекта будет успешной, будет рассмотрена возможность расширения до 50 МВт.
Участок Чачимбиро — первая из 11-ти перспективных площадок, завершивших этап предварительного технико-экономического обоснования успешным бурением глубокой разведочной скважины. Три других высокотемпературных участка, а именно Чакана-Яманко (Chacana-Jamanco), Чакана-Качияку (Chacana-Cachiyacu) и Туфиньо-Чилес (Tufiño-Chiles), а также один низкотемпературный участок Чалпатан (Chalpatán) всё ещё находятся на подготовительной стадии глубокого бурения.
Остальные шесть перспективных объектов — вулканические зоны Чалупас (Chalupas), Гуапан (Guapán), Чимборасо (Chimborazo), Чакана-Оякачи (Chacana-Oyacachi), Баньос-де-Куэнка (Baños de Cuenca) и Альседо (Alcedo). Все они ожидают государственного финансирования для завершения предварительных технико-экономических обоснований и выявления участков для размещения глубоких разведочных скважин [21].
С 2015 по 2019 годы 111 человеко-лет работы были предприняты сотрудниками правительства Эквадора, национальной энергетической компании, университетов и организаций, предоставляющих иностранную помощь. На геотермальные работы было потрачено в общей сложности около $22,57 млн, из которых 30% поступило из государственных источников, а 70% — от частного сектора.
Выводы
Хотя количество стран, которые используют геотермальную энергию для производства электричества, всё ещё невелико по сравнению со странами, которые применяют свои тепловые ресурсы напрямую (для централизованного отопления, сельского хозяйства, аквакультуры и лёгкой промышленности), можно отметить, что к «мировому геотермальному движению» присоединяются всё новые страны. С 2015 года ими стали Бельгия, Чили, Хорватия, Гондурас и Венгрия. Кроме того, в течение нового десятилетия, начавшегося в 2020 году, освоение или значительное увеличение мощности геотермальной энергетики будет доступно в Аргентине, Австралии, Канаде, Китае, Доминике, Эквадоре, Греции, Иране, Тайване, на островах Монтсеррат, Невис, Сент-Люсия и Сент-Винсент.
В настоящее время ведутся исследования и в нескольких африканских странах, прилегающих к Восточно-Африканской рифтовой зоне (Танзания, Уганда, Руанда и Малави). Первоначальные попытки освоения геотермальной энергии могут быть относительно небольшими (менее 20 МВт), но геотермальный энергоресурс может обеспечивать значительную часть национального спроса на электрическую энергию и способствовать растущей международной тенденции перехода к «зелёной» энергетике.
Страны с наибольшей общей установленной мощностью используемых геотермальных ресурсов (в порядке убывания): США, Индонезия, Филиппины, Турция, Новая Зеландия, Мексика, Италия, Кения, Япония и Коста-Рика. В Индонезии расположены четыре крупнейшие в мире электростанции, самая большая из которых — «Гунунг Салак» (Gunung Salak) — имеет мощность 375 МВт. При объявленных темпах, согласно которым Индонезия планирует развивать бóльшую часть своих очень значительных геотермальных ресурсов, вполне возможно, что она сможет превзойти США и стать лидером мирового рынка примерно к 2027 году.
Очень обнадёживает документальное подтверждение значительного роста общих установленных мощностей в Турции (1074 МВт), Индонезии (998 МВт), Кении (599 МВт), США (234 МВт), Исландии (73 МВт), Новой Зеландии (59 МВт), Китае (19,5 МВт) и Германии (16 МВт).
Также за последние пять лет возросло внимание к возможностям инновационных технологий «усовершенствованных геотермальных систем» (EGS), что позволит задействовать огромные тепловые ресурсы геологических формаций с низкой естественной проницаемостью. Эта работа продолжается в США, Исландии, Великобритании, Германии, Китае, Португалии и Нидерландах.
Следует отметить, что в настоящее время высокорисковые начальные фазы проектов с использованием геотермальных ресурсов финансируются правительствами, полугосударственными организациями и международными кредитными организациями, а не частным сектором. Турция, Филиппины и США, похоже, являются единственными исключениями из этой тенденции. Привлечение госсредств на ранней стадии позволяет снизить риски, осознаваемые частниками. После того, как предполагаемые ресурсы будут разведаны, охарактеризованы и предварительно определены их масштабы, перспективное развитие может быть передано в частный сектор для подтверждения, разработки, добычи и бурения нагнетательных скважин, а также проектирования и строительства электростанций вместе с завершением всех необходимых работ и для передачи генерируемой энергии в национальные энергосети. Судя по комментариям, сделанным в нескольких докладах для WGC 2020, вполне вероятно, что эта тенденция развития геотермальной энергетики продолжится в следующем десятилетии из-за глобальной экономической и политической неопределённости, которая негативно влияет на желание большинства частных инвесторов стать пионерами отрасли.
Рис. 1. Изменение установленной мощности за период 2010–2025 годов (рис. 2 из [1])
На рис. 1 представлено процентное изменение установленной мощности мировых ГеоЭС за каждый пятилетний период, начиная с 2010 года. При взгляде на рис. 1 становится очевидным, что прогнозные цифры роста геотермальной электроэнергетики на 18,5% в период между 2020 и 2025 годами ниже темпов роста около 25%, зафиксированных за последние десять лет. Считается, что это в первую очередь связано с конкуренцией со стороны солнечной и ветровой энергии и установок на природном газе, которые имеют более низкие риски, меньшие удельные затраты на киловатт-час и малые сроки окупаемости. Также можно посетовать на медленные темпы внедрения законов, правил и положений «геотермальной» политики в некоторых странах.
Свою роль играют и бюрократические проволочки, которые значительно увеличивают время, затраты и риски, необходимые для получения доступа к земельным участкам, смягчения воздействия на частную собственность местных жителей, преодоления экологических, социально-культурных и других препятствий. Глобальная и локальная бюрократия во многих странах значительно увеличивает сроки получения всех необходимых разрешений на разведку, разработку, строительство и ввод в эксплуатацию всех компонентов геотермального месторождения, электростанций и объектов электропередачи. Последнее может увеличить время, необходимое для завершения геотермального проекта, до нескольких лет по сравнению с одним годом или даже несколькими месяцами, которые обычно требуются для строительства и эксплуатации ветряных и солнечных электростанций.
Будем надеяться, что описанная выше ситуация будет преодолена или, по крайней мере, изменится к лучшему, и темпы роста геотермальной энергетики в международном масштабе смогут вернуться к своим прошлым высоким уровням.
