Geotermální energie není automaticky bezemisní. Rozhoduje geologie i technologie

Třetí část třídílného článku se zabývá tím, jak mohou geotermální systémy produkovat a vypouštět skleníkové plyny, zejména oxid uhličitý a metan. Pozornost se soustředí na vznik a transport plynů v podloží, obtíže při stanovování emisní intenzity, možnosti reinjektáže a na několik elektráren s mimořádně vysokými naměřenými emisemi. Technické principy systémů shrnuje první část a některým možnostem jejich využití v Česku část druhá.

Obvykle neznamená vždy

Systematické přehledy emisí skleníkových plynů ukazují, že u většiny geotermálních projektů vycházejí celoživotní emise nízké. [1] U části hydrotermálních elektráren ale mohou přímé emise geogenního CO₂ a metanu dosahovat úrovně fosilní výroby a v některých případech ji i překročit. [1–5]

Rozhoduje typ podloží, technologie elektrárny a také to, zda se tekutina a plyny reinjektují. [2–5]

České strategické materiály tento tyto zásadní výjimky nereflektují. Studie z roku 2022 připisuje geotermální energii „naprosté minimum škodlivých emisí“ [7] a akční plán z roku 2025 řadí posuzované zdroje mezi bezemisní či nízkoemisní technologie [6]. U geotermie se oba dokumenty soustředí hlavně na investiční riziko, povolování a mikroseismicitu, nikoli na geogenní CO₂ a CH₄, předprovozní bilanci nebo průběžné měření. [6, 7]

U utěsněných vrtných okruhů je tato mezera méně podstatná. U projektů, které čerpají přírodní hydrotermální tekutinu, by ale mělo být složení plynů součástí průzkumu i povolování. [4]

Nejtěžší je oddělit emise elektrárny od přirozených vývěrů

Pro porovnání různých skleníkových plynů se používá potenciál globálního oteplování, GWP, který převádí jejich účinek na jednotku CO₂ ekvivalentu. Pokud jsou dostupná data, používá tento text staletý horizont GWP100 pro fosilní metan podle IPCC AR6. [8]

Zásadní metodický problém spočívá v tom, že geotermální oblasti mohou CO₂ a další plyny přirozeně uvolňovat i bez lidských zásahů. Samotné množství plynu na výstupu technologie proto neříká, o kolik provoz skutečně zvýšil emise celého území. Přirozené emise proto nelze od emisí elektrárny jednoduše odečíst. [2–4]

Těžba může přirozené vývěry snížit, zvýšit nebo přesunout. Odčerpávání tekutiny může vyčerpat část zásoby rozpuštěných plynů, změny tlaků ale zároveň mohou otevřít nové cesty pro únik. Správným měřítkem je změna celkového toku uhlíku oproti stavu bez těžby. K tomu jsou potřeba výchozí měření před zahájením provozu a opakovaný monitoring během jeho trvání. [2, 3]

Část CO₂ a metanu lze společně s geotermální vodou reinjektovat. Na některých novozélandských elektrárnách reinjektáž nekondenzovatelných plynů výrazně snížila přímé emise. [5] Klimatický přínos lze ale započítat jen tehdy, pokud plyn zůstane dlouhodobě uložen a neunikne později jinou cestou. [2, 4]

Velmi nízkých přímých emisí lze dosáhnout v hermeticky uzavřeném jednofázovém systému. Geotermální tekutina v něm předá teplo sekundárnímu médiu a vrací se do podloží bez varu a odplynění do atmosféry. Jednofázový zde znamená, že voda zůstává po celé povrchové trase kapalná. [1, 4]

Pokud tlak klesne natolik, že voda začne vřít nebo se z ní oddělí rozpuštěné plyny, mohou provozní emise vznikat i u binární elektrárny. [1, 4]

Více o různých technologických typech geotermálních systémů se můžete dozvědět v první části tohoto článku.

Srovnávání komplikuje také nedostatek jednotných dat. Ve světě neexistuje veřejný systém průběžného vykazování emisí všech geotermálních elektráren. Dostupná měření často pocházejí z jednorázových kontrol, používají se různé metody a někdy se sleduje pouze CO₂, i když významnou část dopadu může tvořit metan. [1, 4]

Lišit se může i způsob přepočtu na vyrobenou elektřinu. Emise vztažené k čisté výrobě po odečtení vlastní spotřeby elektrárny vycházejí vyšší než při použití hrubé výroby elektřiny. U kogenerace navíc záleží na tom, jak se emise rozdělí mezi elektřinu a užitečné teplo. [4]

Globální průměr neříká, jak dopadne konkrétní lokalita

Geotermální elektřina má ve většině systematických přehledů nízkou celoživotní emisní intenzitu. [1] Rozptyl naměřených hodnot je ale mimořádně široký.

Část globálních údajů navíc stojí na jednotlivých měřeních vybraných elektráren, která se následně považují za reprezentativní pro celý region nebo stát. Průměr je možná podhodnocen kvůli lokalitám bez měření, systémově nezapočítaným emisím metanu, i změnám přirozených vývěrů v okolí. [1, 4]

Globální průměr nebo medián proto nelze použít jako záruku nízkých emisí pro nový projekt. O výsledku rozhoduje konkrétní geologie a provozní řešení.

CO₂ může pocházet z karbonátů i z hlubších částí Země

Při hodnocení emisí je užitečné rozlišit tři kroky: vznik nebo původ uhlíku v podloží, jeho transport a hromadění v rezervoáru, a nakonec odplynění při výstupu vrtu nebo v technologii elektrárny. Zlom, var nebo pokles tlaku nemusí vytvářet nový CO₂ či CH₄, mohou ale rozhodnout, kolik již přítomného plynu se dostane na povrch. [4, 9–11]

V karbonátových horninách může CO₂ vznikat dvěma úzce souvisejícími cestami. Jednou je termometamorfní dekarbonace, při níž se při přeměně horniny za vysokých teplot přímo uvolňuje oxid uhličitý. Tento mechanismus se uplatňuje zejména v hlubších a teplejších částech systému, kdy se vápník nebo hořčík z původních karbonátů vážou do nově vznikajících silikátů, přičemž se karbonátový uhlík uvolňuje jako CO₂.

Druhou cestou je rozpouštění karbonátové horniny vodou. Uhlík se může z horniny převést do vody v rozpuštěných anorganických formách (zejména HCO₃⁻, CO₃²⁻) a podle vhodných chemických podmínek se následně uvolnit jako CO₂. [4, 10]

V tureckých lokalitách Kızıldere a Tekke Hamam pochází podle izotopových analýz přibližně 97 až 99 procent CO₂ z podobného vápencového zdroje. [10]

Dalším zdrojem může být magmatický nebo plášťový CO₂. Magma a chladnoucí hlubinná tělesa uvolňují plyny, které mohou po zlomech vstupovat do hydrotermálního systému. Teplo magmatické intruze zároveň může spustit dekarbonaci okolních hornin, takže jeden rezervoár může obsahovat směs plášťového a korového CO₂. [4, 10]

Jejich podíl se proto určuje pomocí izotopů uhlíku, helia a dalších geochemických ukazatelů, nikoli jen podle toho, zda se lokalita nachází poblíž sopky. [4, 10]

Metan vzniká z organické hmoty i bez ní

V sedimentárních pánvích může metan pocházet z organické hmoty. Při vyšších teplotách a vyšší zralosti organického materiálu vzniká termogenní metan a další uhlovodíky, v chladnějších anaerobních částech zvodní jej mohou vytvářet mikroorganismy. [10, 11]

Oba typy se mohou mísit s abiotickým metanem. U Kızıldere a Tekke Hamam ukazují izotopy hlavně na tepelný rozklad organické hmoty s možným menším abiotickým příspěvkem. Samotná sedimentární hornina proto vysoký obsah CH₄ neznamená. Rozhoduje množství a zralost organické hmoty, teplota i propojení se zlomovým systémem. [10, 11]

Abiotický metan, jak název napovídá, může vznikat i bez organických zbytků, například při reakcích vody s ultrabazickými horninami bohatými na železo. Oxidace železa může za vhodných podmínek vést ke vzniku molekulárního vodíku. Ten pak může reagovat s CO₂ nebo jinou formou anorganického uhlíku a vytvářet metan. [12, 13]

Povrchy některých minerálů mohou tyto reakce katalyzovat. Mechanismus je v přírodních hydrotermálních systémech doložen, jeho význam pro emise geotermálních elektráren je ale zatím málo prozkoumaný. [12, 13]

Vodík sám není skleníkovým plynem, v atmosféře však může nepřímo prodlužovat životnost metanu a podporovat vznik troposférického ozonu a stratosférické vodní páry. [14]

Zlomy plyn nevyrábějí, mohou ho ale dopravit k povrchu

Zlomy a pukliny samy CO₂ ani CH₄ nevytvářejí. Mohou však propojit hluboké zdroje plynů s rezervoárem, umožnit mísení tekutin a vytvořit cestu pro přirozený i těžbou vyvolaný únik k povrchu. [4, 10, 11]

Stejná geologická struktura tak může mít dvojí efekt: zvyšuje průtok geotermální vody a přivádí hlubší teplo, zároveň ale může transportovat plyny.

Posledním krokem je odplynění vody. S klesajícím tlakem při výstupu vrtu se snižuje rozpustnost plynů a při varu přecházejí CO₂ a CH₄ přednostně do parní fáze. Pokles tlaku v těženém rezervoáru může posunout hladinu varu do větší hloubky a vytvořit parní čepičku s vysokým obsahem nekondenzovatelných plynů. [4, 9]

Jde především o koncentraci a transport již přítomného plynu. O výsledné emisi pak rozhoduje, zda se plynná fáze vypustí do atmosféry, zachytí, nebo reinjektuje. [4, 9]

Piancastagnaio 2

Mimořádným případem emisí skleníkových plynů byla elektrárna Piancastagnaio 2 v oblasti Monte Amiata v Itálii, která byla odstavena v roce 2011. [15] Dvě měření agentury ARPAT (Regionální agentura pro ochranu životního prostředí Toskánska), zaznamenala velmi vysoké toky CO₂ i metanu. [16]

První kontrola proběhla při výkonu pod minimem stanoveným pro standardní vyhodnocení, proto ji ARPAT nezahrnula do statistiky provozní účinnosti a měření v následujícím roce zopakovala. [16]

Dne 20. prosince 2007 pracovala elektrárna s výkonem 4,7 MW a podle měření vypouštěla 31,5 tuny CO₂ a 520,1 kilogramu metanu za hodinu. Po přepočtu šlo o 6 702 g CO₂/kWh a 110,7 g CH₄/kWh. [16]

Pokud se metan pro účely srovnání považuje za geogenní metan fosilního původu a použije se GWP100 29,8, odpovídá součet přibližně 10 000 g CO₂e/kWh. [8, 16]

Při opakovaném měření 27. a 28. února 2008 elektrárna vyráběla 5,73 MW. Emise činily 37,6 tuny CO₂ a 517,8 kilogramu metanu za hodinu, tedy 6 562 g CO₂/kWh a 90,4 g CH₄/kWh. Stejným přepočtem vychází přibližně 9 255 g CO₂e/kWh. [8, 16]

Vypouštěný metan představoval při výhřevnosti přibližně 50 MJ/kg chemický výkon kolem 7,2 MW. Při čistě ilustrativní elektrické účinnosti 35 až 60 procent by jeho energetický obsah odpovídal asi 2,5 až 4,3 MW elektřiny, tedy množství srovnatelnému s tehdejším výkonem samotné elektrárny. [17 18] Horní hranice by vyžadovala velmi účinnou technologii a v praxi by bylo nutné plyn nejprve zachytit a vyčistit.

Pro srovnání používá přiložený graf u nejméně účinných českých uhelných bloků orientační referenci 970 g CO₂/kWh. [19, 20] Okamžitá hodnota Piancastagnaio 2 tak byla přibližně desetkrát vyšší. [16, 19, 20]

Tento extrém není reprezentativní pro geotermální energetiku jako celek. Ukazuje ale, proč by se složení ložiskových plynů mělo zjišťovat před výstavbou a emise následně průběžně měřit. [1–5]

Nejhorší eminenty

Přiložený graf shrnuje vybrané geotermální elektrárny s nápadně vysokými emisními faktory. Nejde o reprezentativní vzorek a jednotlivé hodnoty nejsou metodicky plně souměřitelné.

Většina geotermálních údajů zachycuje přímé provozní emise, zatímco hodnoty pro jádro, vítr a fotovoltaiku představují celý životní cyklus. [21] České uhelné hodnoty jsou převážně přímé emise. [19, 20]

Hodnota Počerad II „včetně úniků“ je naopak ilustrativní, ač konzervativní odhad, který vedle přímých emisí elektrárny zahrnuje modelově emise z těžby, zpracování a dopravy, včetně úniků metanu a podílu LNG v evropském dovozu. Použity jsou hodnoty 430 g CO₂e/kWh pro potrubní plyn a 483 g CO₂e/kWh pro LNG v poměru 55 ku 45. [22, 23]

Piancastagnaio 2 v grafu není, protože hodnota blížící se 10 000 g CO₂e/kWh by zcela změnila jeho měřítko. [8, 16]

Graf 1. Vybrané emisní faktory výroby elektřiny. Podrobné metodické poznámky a zdroje jsou uvedeny v textu a na konci dokumentu.

Zdrojová tabulka k vybraným geotermálním elektrárnám. Další odkazy k jednotlivým elektrárnám zůstávají součástí obrázku.

Hydrotermální projekt je potřeba posoudit ještě před spuštěním

Geotermální energie tedy není z definice nízkoemisní. Uzavřené vrtné systémy a řada elektráren mají velmi nízké emise, otevřená hydrotermální výroba ale může uvolnit zásoby geogenního CO₂ a CH₄ a v nepříznivých podmínkách se dostat na úroveň fosilních zdrojů nebo výše. [1–5]

U projektů čerpajících přírodní geotermální tekutinu by proto měla být standardem analýza ložiskových plynů a podloží ještě před investičním rozhodnutím. Důležitá jsou také výchozí měření přirozených vývěrů, průběžné vykazování CO₂ i metanu a ověřování dlouhodobé účinnosti případné reinjektáže. [2–5]

Toto je třetí závěrečná část třídílného článku, která se zabývá tím, jak mohou geotermální systémy produkovat a vypouštět skleníkové plyny, zejména oxid uhličitý a metan. Technické principy systémů shrnuje první část a některé možnosti jejich využití v Česku část druhá.

Zdroje

1. Eberle,   A. et al. (2017): Systematic Review of Life Cycle Greenhouse Gas Emissions from Geothermal Electricity. National Renewable Energy Laboratory. https://doi.org/10.2172/1398245
2. O’Sullivan, M. et al. (2021): Carbon Dioxide Emissions from Geothermal Power Plants. Renewable Energy 175, 990–1000. https://doi.org/10.1016/j.renene.2021.05.021
3. Sbrana, A. et al. (2021): Analysis of Natural and Power Plant CO₂ Emissions in the Mt. Amiata Volcanic-Geothermal Area. Energies 14, 4692. https://doi.org/10.3390/en14154692
4. Fridriksson, T. et al. (2016): Greenhouse Gas Emissions from Geothermal Power Production. World Bank / ESMAP. https://documents1.worldbank.org/curated/en/875761592973336676/pdf/Greenhouse-Gas-Emissions-from-Geothermal-Power-Production.pdf
5. McLean, K. et al. (2024): Reducing Greenhouse Gas Emissions from New Zealand Geothermal Power Stations. Proceedings of the 46^th New Zealand Geothermal Workshop.
   https://www.worldgeothermal.org/pdf/IGAstandard/NZGW/2024/044.pdf
6. Ministerstvo životního prostředí a Ministerstvo průmyslu a obchodu (2025): Akční plán rozvoje využití nízkopotenciálního obnovitelného a odpadního tepla. https://www.mzp.gov.cz/system/files/2025-07/Akcni_plan_rozvoje_vyuziti_nizkopotencialniho_obnovitelneho_a_odpadniho_tepla.pdf
7. Kloz, M. et al. (2022): Země má energie na rozdávání, proč ji využíváme tak málo a jak to změnit? Shrnutí a doporučení pro rozvoj geotermální energetiky v ČR. https://mpo.gov.cz/assets/en/energy/research-and-development-in-energy-sector/ongoing-completed-projects-and-their-results/projects-supported-in-the-second-public-tender-of-the-theta-program/2023/2/Shrnuti-a-doporuceni-pro-rozvoj-geotermalni-energetiky-v-CR-_vystup-V2_.pdf
8. GHG Protocol (2024): Global Warming Potential Values, IPCC Sixth Assessment Report.
   https://ghgprotocol.org/sites/default/files/2024-08/Global-Warming-Potential-Values%20%28August%202024%29.pdf
9. Akın, S., Örücü, Y., Fridriksson, T. (2020): Characterizing the Declining CO₂ Emissions from Turkish Geothermal Power Plants. https://pangea.stanford.edu/ERE/db/GeoConf/papers/SGW/2020/Akin.pdf
10. Süer, S. et al. (2022): Stable Isotope Evaluation of Geothermal Gases from the Kızıldere and Tekke Hamam Geothermal Fields, Western Anatolia, Turkey. Geosciences 12, 452. https://doi.org/10.3390/geosciences12120452
11. Procesi, M. et al. (2019): Sediment-hosted Geothermal Systems: Review and First Global Mapping. Earth-Science Reviews 192, 529–544. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2019.03.020
12. Etiope, G., Sherwood Lollar, B. (2013): Abiotic Methane on Earth. Reviews of Geophysics 51, 276–299.
    https://doi.org/10.1002/rog.20011
13. Suda, K. et al. (2014): Origin of Methane in Serpentinite-hosted Hydrothermal Systems. Earth and Planetary Science Letters 386, 112–125. https://doi.org/10.1016/j.epsl.2014.01.040
14. Sand, M. et al. (2023): A Multi-Model Assessment of the Global Warming Potential of Hydrogen. Communications Earth & Environment 4, 203. https://doi.org/10.1038/s43247-023-00857-8
15. Stoppa, G. et al. (2023): Exposure to Low Levels of Hydrogen Sulphide and Its Impact on COPD and Lung Function in the Geothermal Area of Mt. Amiata in Italy. PLOS ONE 18, e0293619. https://doi.org/10.1371/journal.pone.0293619
16. ARPAT Toscana (2009): Monitoraggio delle aree geotermiche – rapporto finale biennio 2007–2008; kontroly elektrárny PC2 na s. 41–42 a souhrnné tabulky na s. 51–53. https://www.arpat.toscana.it/app/uploads/documentazione/report/report-geotermia/pr-geotermia-rapporto-2007-2008.pdf
17. IPCC (2006): 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2, Chapter 2: Stationary Combustion. https://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/pdf/2_Volume2/V2_2_Ch2_Stationary_Combustion.pdf
18. U.S. Department of Energy / National Energy Technology Laboratory (2006): Gas Turbines in Simple Cycle and Combined Cycle Applications. In: Gas Turbine Handbook.
    https://netl.doe.gov/sites/default/files/gas-turbine-handbook/1-1.pdf
19. ČEZ (2019): Uhelná energetika v ČR – data za rok 2018. https://www.cez.cz/webpublic/file/edee/ospol/fileexport-s/pro-investory/informacni-povinnost-emitenta/2019-10/vnitrni-informace-cez-031-2019_uhelna-energetika_v_cr.pdf
20. Sev.en Energy (2019): ESG Report 2019 – výroba a emise elektrárny Chvaletice.
    https://www.7.cz/files/ESG_Report_2019.pdf
21. UNECE (2022): Life Cycle Assessment of Electricity Generation Options.
    https://unece.org/sites/default/files/2022-04/LCA_3_FINAL%20March%202022.pdf
22. European Commission: Liquefied Natural Gas – podíl LNG na dovozu zemního plynu do EU.
    https://energy.ec.europa.eu/topics/carbon-management-and-fossil-fuels/liquefied-natural-gas_en
23. U.S. Department of Energy / National Energy Technology Laboratory (2024): Greenhouse Gas Analysis of U.S. LNG Exports, Appendix C. https://www.energy.gov/sites/default/files/2024-12/LNGUpdate_AppendixC_Dec2024.pdf

Poznámka k obrazové zdrojové tabulce: Tabulka obsahuje další odkazy k jednotlivým elektrárnám, zejména na databáze Orkustofnun, japonský inventář NIES, archiv kontrol ARPAT, kalifornská data a jednotlivé konferenční práce. Tyto odkazy zůstávají součástí obrázku.