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地熱発電は、地熱エネルギーから発電される電力です。使用されている技術には、乾式蒸気発電所、フラッシュ蒸気発電所、バイナリーサイクル発電所などがあります。地熱発電は現在26か国で利用されており[ 1 ] [ 2 ] 、地熱暖房は70か国で利用されています[ 3 ] 。
2019年現在、世界の地熱発電容量は15.4ギガワット（GW）で、そのうち23.9%（3.68 GW）が米国に設置されています。 [ 4 ]国際市場は2015年までの3年間で平均年間5%の成長率で拡大し、世界の地熱発電容量は 2020年までに14.5～17.6 GWに達すると予想されています。 [ 5 ]地熱エネルギー協会（GEA）が公表している現在の地質学的知識と技術に基づくと、GEAは世界の潜在能力のわずか6.9%しかこれまで利用されていないと推定していますが、IPCCは 地熱発電の潜在能力は35 GWから2 TWの範囲にあると報告しています。[ 3 ]電力の 15 パーセント以上を地熱源から発電している国には、エルサルバドル、ケニア、フィリピン、アイスランド、ニュージーランド、[ 6 ]およびコスタリカが含まれます。インドネシアは、世界最大の29 GW の地熱エネルギー資源の潜在能力があると推定されています。2017 年の設置容量は 1.8 GW でした。
地熱発電は、地球の熱量に比べて熱抽出量が少ないため、持続可能で再生可能なエネルギー源と考えられています。[ 7 ]地熱発電所の温室効果ガス排出量は、 1キロワット時あたり平均45グラムの二酸化炭素で、従来の石炭火力発電所の5%未満です。[ 8 ]
地熱は、電力と暖房の両方の再生可能エネルギー源として、2050年までに世界の需要の3～5％を満たす可能性を秘めている。経済的なインセンティブがあれば、2100年までに世界の需要の10％を地熱発電で満たすことが可能になると推定されている。[ 6 ]
20 世紀には、電力需要の高まりから、地熱発電が発電源として検討されるようになった。ピエロ・ジノリ・コンティ王子は、 1904年7月4日にイタリアのラルデレッロで最初の地熱発電機を試験した。この発電機は4つの電球を点灯させることに成功した。[ 9 ]その後、1911年に世界初の商業用地熱発電所がそこに建設された。1920年代には、日本の別府とカリフォルニア州のガイザーズで実験用発電機が建設されたが、1958年までイタリアは世界で唯一の地熱発電の工業生産国であった。
1958年、ニュージーランドはワイラケイ発電所の稼働開始により、地熱発電の2番目の主要産業生産国となった。ワイラケイはフラッシュ蒸気技術を使用した最初の発電所である。[ 11 ]過去60年間で、正味流体生産量は2.5 km 3を超えている。ワイラケイ・タウハラでの地盤沈下は、再生可能エネルギー源としてのシステムの拡張開発に関する環境許可に関連する多くの正式な公聴会で問題となっている。[ 6 ]
1960年、パシフィック・ガス・アンド・エレクトリック社は、カリフォルニア州のザ・ガイザーズで米国初の成功した地熱発電所の操業を開始した。[ 12 ]当初のタービンは30年以上稼働し、 11MWの 正味電力を生産した。[ 13 ]
有機流体を用いたバイナリーサイクル発電所は、1967年にソビエト連邦で初めて実証され[ 12 ] 、その後、 1970年代のエネルギー危機と規制政策の大幅な変更を受けて、1981年に米国に導入されました。この技術により、 81 ℃（178 °F）という低温の資源を利用できます。2006年には、アラスカ州チェナホットスプリングスにバイナリーサイクル発電所が稼働を開始し、57 ℃（135 °F）という記録的な低温の流体から発電を行いました[ 14 ]。
地熱発電所は、最近まで地表近くに高温の地熱資源がある場所にのみ建設されてきました。バイナリーサイクル発電所の開発と掘削および抽出技術の改良により、より広い地理的範囲で強化された地熱システムが可能になる可能性があります。 [ 15 ]実証プロジェクトはドイツのランダウ・プファルツとフランスのスールツ・スー・フォレで稼働していますが、スイスのバーゼルでの以前の試みは地震を引き起こした後に停止されました。他の実証プロジェクトは、オーストラリア、英国、およびアメリカ合衆国で建設中です。[ 16 ]
地熱発電所の熱効率は、地熱流体がボイラーからの蒸気に比べて低温であるため、7～10%程度と低い。[ 17] 熱力学の法則により、この低温は発電中に熱機関が有用なエネルギーを抽出する効率を制限する。排熱は、温室、製材所、地域暖房など、直接かつ局所的に使用できない限り無駄になる。システムの効率は、石炭や他の化石燃料発電所のように運転コストには影響しないが、発電所の実現可能性には影響する。ポンプが消費するエネルギーよりも多くのエネルギーを生産するためには、発電には高温の地熱地帯と特殊な熱サイクルが必要となる。地熱発電は、風力や太陽光などとは異なり、変動するエネルギー源に依存しないため、設備利用率は非常に高くなる可能性があり、最大96%に達することが実証されている。[ 18 ]しかし、 IPCCによると、2008年の世界の平均設備利用率は74.5%であった。[ 19 ]
地球の熱量は約1 × 10 19 TJ (2.8 × 10 15 TWh) です。[ 3 ]この熱は自然に伝導によって地表に流れ、その速度は 44.2 TW [ 20 ]で、放射性崩壊によって補充され、その速度は 30 TW です。[ 7 ]これらの電力速度は、人類の現在の一次エネルギー源からのエネルギー消費量の 2 倍以上ですが、この電力の大部分は拡散しすぎていて (平均で約 0.1 W/m 2 )、回収できません。地球の地殻は、厚い断熱ブランケットとして機能し、その下の熱を放出するには、流体導管 (マグマ、水、またはその他の)によって貫通されなければなりません。
発電には、地下深くからしか得られない高温の資源が必要です。熱は、マグマ導管、温泉、熱水循環、油井、掘削井戸、またはこれらの組み合わせによる流体循環によって地表まで運ばなければなりません。この循環は、地殻が薄い場所では自然に発生することがあります。マグマ導管は熱を地表近くに運び、温泉は熱を地表に運びます。温泉が利用できない場合は、高温の帯水層に井戸を掘削する必要があります。世界のほとんどの地域では、地殻プレート境界から離れた場所では、地温勾配は深さ1キロメートルあたり25～30 ℃（ 1マイルあたり70～85°F）であるため、発電を可能にするには井戸を数キロメートル深く掘る必要があります。[ 3 ]回収可能な資源の量と質は、掘削深度と地殻プレート境界への近さによって向上します。
高温だが乾燥した地中、または水圧が不十分な地中では、注入された流体によって生産を促進できる。開発者は候補地に2つの穴を掘り、その間の岩盤を爆薬または高圧水で破砕する。次に、一方のボーリング孔に水または液化二酸化炭素を注入し、もう一方のボーリング孔からガスとして噴出させる。[ 15 ]この方法は、ヨーロッパでは高温乾燥岩盤地熱エネルギー、北米では強化地熱システムと呼ばれている。この方法からは、従来の天然帯水層の利用よりもはるかに大きな可能性が得られる可能性がある。[ 15 ]
地熱エネルギーの発電ポテンシャルの推定値は、 投資規模によって35～2000 GWと幅があります。[ 3 ]これは、コージェネレーション、地熱ヒートポンプ、その他の直接利用によって回収される非電気熱は含まれていません。強化地熱システムの可能性を含めたマサチューセッツ工科大学（MIT）の2006年の報告書では、15年間で10億米ドルを 研究開発に投資すれば、2050年までに米国だけで 100 GWの発電容量を創出できると推定されています。 [ 15 ] MITの報告書では、200 × 10⁹ TJ（200 ZJ 、5.6 × 10⁷ TWh ）以上が抽出可能であり、技術改良により2,000 ZJ以上に増やす可能性があると推定されています。これは、世界の現在のエネルギー需要を数千年にわたってすべて賄うのに十分です。[ 15 ]
現在、地熱井の深さは3 km (2 mi)を超えることはほとんどない。[ 3 ]地熱資源の上限推定では、井戸の深さは10 km (6 mi)まで想定されている。石油業界では、この深さ付近での掘削が可能になっているが、費用のかかるプロセスである。世界で最も深い調査井であるコラ超深度掘削井(KSDB-3) は、深さ12.261 km (7.619 mi)である。[ 21 ]深さ4 km (2.5 mi) を超える井戸の掘削費用は、一般的に数千万ドルに及ぶ。[ 22 ]技術的な課題は、低コストで広い井戸を掘削し、より大きな量の岩石を破砕することである。
Geothermal power is considered to be sustainable because the heat extraction is small compared to the Earth's heat content, but extraction must still be monitored to avoid local depletion.[7] Although geothermal sites are capable of providing heat for many decades, individual wells may cool down or run out of water. The three oldest sites, at Larderello, Wairakei, and the Geysers have all reduced production from their peaks. It is not clear whether these stations extracted energy faster than it was replenished from greater depths, or whether the aquifers supplying them are being depleted. If production is reduced, and water is reinjected, these wells could theoretically recover their full potential. Such mitigation strategies have already been implemented at some sites. The long-term sustainability of geothermal energy has been demonstrated at the Larderello field in Italy since 1913, at the Wairakei field in New Zealand since 1958,[23] and at the Geysers field in California since 1960.[24]
Geothermal power stations are similar to other steam turbine thermal power stations in that heat from a fuel source (in geothermal's case, the Earth's core) is used to heat water or another working fluid. The working fluid is then used to turn a turbine of a generator, thereby producing electricity. The fluid is then cooled and returned to the heat source.
乾式蒸気発電所は、最も単純で古い設計です。乾式蒸気を生成する資源が必要なため、このタイプの発電所は少ないですが、最も効率的で、設備も最も単純です。[ 25 ]これらの場所では、貯水池に液体の水が存在する可能性がありますが、水ではなく蒸気のみが地表に生成されます。[ 25 ]乾式蒸気発電は、150 °C (300 °F)以上の地熱蒸気を直接使用してタービンを回転させます。[ 3 ]タービンが回転すると、発電機が駆動して電気を生成し、電力場に追加されます。[ 26 ]次に、蒸気は凝縮器に放出され、そこで液体に戻り、水を冷却します。[ 27 ]水が冷却されると、凝縮水を深井戸に戻すパイプを流れ、そこで再加熱されて再び生成されます。カリフォルニア州のガイザーズでは、最初の 30 年間の発電の後、蒸気の供給が枯渇し、発電量が大幅に減少しました。以前の容量の一部を回復するために、1990年代から2000年代にかけて、近隣の都市下水処理施設からの排水の利用を含む、追加の水注入が開発されました。[ 28 ]
フラッシュ蒸気発電所は、高圧の高温水を低圧タンクに引き込み、発生したフラッシュ蒸気でタービンを駆動します。必要な流体温度は最低でも180 °C (360 °F)、通常はそれ以上です。2022 年現在、フラッシュ蒸気発電所は世界の全地熱発電所の 36.7%、設備容量の 52.7% を占めています。[ 29 ]フラッシュ蒸気発電所は、180 °C を超える温度の地熱貯留層を利用します。高温水は、地中の井戸を通って自重で上昇します。上昇するにつれて圧力が低下し、高温水の一部が蒸気に変化します。その後、蒸気は水から分離され、タービン/発電機の動力として使用されます。残った水と凝縮蒸気は貯留層に注入される可能性があり、これは潜在的に持続可能な資源となります。[ 30 ] [ 31 ]
バイナリーサイクル発電所は最新の開発であり、流体温度が57 ℃（135 °F）まで低くても受け入れることができます。[ 14 ]中程度の温度の地熱水は、水よりもはるかに低い沸点の二次流体によって通過させられます。これにより二次流体が瞬間的に蒸発し、タービンを駆動します。これは、今日建設されている最も一般的なタイプの地熱発電所です。[ 32 ]有機ランキンサイクルとカリナサイクルの両方が使用されます。このタイプの発電所の熱効率は通常約10～13%です。[ 33 ]バイナリーサイクル発電所の平均ユニット容量は6.3MW、シングルフラッシュ発電所では30.4MW、ダブルフラッシュ発電所では37.4MW、過熱蒸気で動作する発電所では45.4MWです。[ 34 ]
国際再生可能エネルギー機関は、 2020年末時点で世界中で14,438MWの地熱発電設備が稼働しており、94,949GWhの電力を発電したと報告している。[ 35 ]理論上、世界の地熱資源は人類にエネルギーを供給するのに十分である。しかし、現在、世界の地熱資源のごく一部しか採算が取れる形で開発することができない。[ 36 ]
アル・ゴア氏は、クライメート・プロジェクト・アジア太平洋サミットで、インドネシアは地熱エネルギーによる発電で超大国になる可能性があると述べた。[ 37 ] 2013年、インドの公営電力部門は、内陸のチャッティースガル州に国内初の地熱発電施設を開発する計画を発表した。[ 38 ]
カナダの地熱発電は、環太平洋火山帯に位置しているため、高い潜在力を持っています。最も有望な地域は、ブリティッシュコロンビア州からユーコン準州まで広がるカナダ・コルディエラ山脈で、発電量の推定値は1,550MWから5,000MWに及んでいます。[ 39 ]
日本の地理的条件は地熱発電に有利である。日本には地熱発電所の燃料となる温泉が数多く存在するが、日本のインフラに大規模な投資が必要となるだろう。 [ 40 ]
世界最大の地熱発電所群は、アメリカ合衆国カリフォルニア州の地熱地帯であるザ・ガイザーズに位置しています。[ 42 ] 2021年現在、5か国（ケニア、アイスランド、エルサルバドル、ニュージーランド、ニカラグア）が電力の15%以上を地熱源から発電しています。[ 41 ]
以下の表は、各国ごとのこれらのデータを示しています。
データは2021年のものです。データはEIAから取得しています。[ 41 ]発電量が0.01TWhを超える国のみが含まれています。各地点のリンクは、利用可能な場合は関連する地熱発電のページに移動します。
IPCCがレビューした全ライフサイクル排出量調査の上位50%に入る既存の地熱発電所は、平均して45kgのCO2を排出する。 発電された電力1メガワット時あたり2相当の排出量（kg CO₂）2 eq/MWh）。 [ 43 ]比較のために、石炭火力発電所は1,001 kgのCO二酸化炭素回収・貯留（CCS）と組み合わせない場合、1メガワット時あたり2相当の温室効果ガスが発生する。 [ 8 ] [ 43 ]多くの地熱発電プロジェクトは、自然に温室効果ガスを放出する火山活動地域に位置しているため、地熱発電所は地下貯留層の圧力を低下させることで、実際にガス放出速度を低下させる可能性があると推測されている。 [ 44 ]
酸性物質や揮発性化学物質の濃度が高い発電所では、通常、排気量を削減するための排出制御システムが備えられています。地熱発電所では、ニュージーランド[ 44 ]やアイスランドのCarbFixプロジェクトのように、これらのガスを炭素回収・貯留の一形態として地中に注入することもできます。
キズルデレ地熱発電所のような他の発電所では、近隣の2つの発電所で地熱流体を使用して二酸化炭素ガスをドライアイスに加工する能力を示しており、環境への影響は非常に少ない。[ 45 ]
地熱源からの熱水には、溶存ガスに加えて、水銀、ヒ素、ホウ素、アンチモン、塩などの微量の有毒化学物質が溶解している可能性があります。[ 46 ]これらの化学物質は水が冷えると溶液から析出し、放出されると環境被害を引き起こす可能性があります。地熱流体を地球に注入して発電を促進する現代の手法には、この環境リスクを低減するという副次的な利点があります。
発電所の建設は地盤の安定性に悪影響を及ぼす可能性があります。ニュージーランドのワイラケイ地域では地盤沈下が発生しています。 [ 47 ]強化地熱システムは、水の注入により地震を引き起こす可能性があります。スイスのバーゼルでのプロジェクトは、水の注入開始後最初の6日間でリヒタースケールで最大3.4の地震が1万回以上発生したため中断されました。 [ 48 ]シュタウフェン・イム・ブライスガウでは、地熱掘削による隆起のリスクが経験されています。
地熱発電は、土地と淡水の必要量が最小限です。地熱発電所は、1 GWh あたり 404平方 メートルを使用しますが、石炭火力発電所と風力発電所はそれぞれ3,632 平方メートルと 1,335平方メートルです。 [ 47 ]地熱発電所は、1 MWh あたり 20 リットルの淡水を使用しますが、原子力、石炭、石油火力発電所は1 MWh あたり 1,000 リットル以上使用します。[ 47 ]
地熱循環システムの働きにより、局地的な気候冷却が起こる可能性がある。しかし、 1980年代にレニングラード鉱山研究所が行った推定によると、起こりうる冷却は自然の気候変動に比べてごくわずかである。[ 49 ]
火山活動は地熱エネルギーを生み出す一方で、危険も伴う。2022年現在プナ地熱発電事業は、2018年のプナ下部噴火後、まだ完全な稼働能力を取り戻していない。[ 50 ]
地熱発電は燃料を必要としないため、燃料費の変動の影響を受けません。しかし、設備投資費用は高額になる傾向があります。掘削費用が費用の半分以上を占め、深層資源の探査には大きなリスクが伴います。ネバダ州の典型的な井戸2本組は4.5MW の発電を支えることができ、掘削費用は約1,000万ドルで、失敗率は20%です。[ 22 ] 発電所の建設と井戸の掘削費用は合計で、発電容量1MWあたり約200万～500 万 ユーロ、均等化発電コストは1kWhあたり0.04～0.10ユーロです。[ 10 ]強化地熱システムはこれらの範囲の上限に近い傾向があり、2007年には設備投資費用が1MWあたり400万ドル以上、均等化発電コストが1kWhあたり0.054ドル以上でした。[ 51 ]
研究によると、貯留層内貯留は、変動性の高い再生可能エネルギー源の割合が高いエネルギーシステムにおいて、強化地熱システムの経済的実現可能性を高める可能性がある。[ 52 ] [ 53 ]
地熱発電は拡張性が高く、小規模な発電所でも農村に電力を供給できるが、初期投資費用は高額になる可能性がある。[ 54 ]
最も開発が進んでいる地熱地帯は、カリフォルニア州のガイザーズです。2008年には、この地帯はカルパイン社が所有する15の発電所を支え、総発電容量は725MWでした 。[ 55 ]
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