Ambiciózní plán Islandu zásobovat Skotsko a Norsko přebytečnou „zelenou“ elektřinou z dalších připravovaných geotermálních a vodních elektráren podmořskými kabely HVDC by mohl pomoci dramaticky zadluženému severskému státu z fi nanční krize. A evropským energetickým sítím by polepšil v chaotické situaci vzniklé odstavováním jaderných elektráren a jejich nahrazováním nerovnoměrně pracujícími větrnými či solárními zdroji. S projektem realizovatelným během 10 let díky pokročilé technologii podmořských vysokonapěťových kabelů (od společností Siemens i ABB) přišla Islandská státní energetická společnost Landsvirkjun, která počítá také s možností realizovat odvážný plán 10násobného zvýšení výkonu geotermálních elektráren novou technologií hlubinných vrtů, na níž Island pracuje spolu s americkými vědci. SOUČASNÁ ISLANDSKÁ ENERGETIKA Island je vlastně miliony let starou sopkou vyvěrající z mořského dna, a snadno dostupnou energií ze 7 větších kombinovaných geotermálních elektráren pokrývá až 90 % spotřeby tepla a teplé vody svých 320 000 obyvatel, a 30 % celkové spotřeby elektřiny. Obdivuhodnou dálkovou distribuci horké vody, zejména v hlavním městě Reykjavík, kde se horkou vodou v ulicích odstraňuje i sníh, řídí zásobníkový systém Perlan. Až 70 % spotřeby elektřiny domácností i rozvíjejícího se průmyslu (zejména hliníkáren) kryje s výjimkou jediné plynové špičkové elektrárny 40 větších vodních elektráren na řekách a u vodopádů. Celkem 3200 km dlouhou přenosovou síť převážně souběžnou s hlavní silnicí okružující Island provozuje na vysoké úrovni společnost Landsnet. Z původních 132 kV přechází na 220 kV a novou hliníkárnu Alcoa z nejvýkonnějšího komplexu vodních elektráren Kárahnjúkar (690 MW) na východě ostrova zásobuje přenosovým vedením 400 kV. Podle státem přijatého „Master Planu“ pro obnovitelné zdroje země se připravuje na nákladnou modernizaci přenosových sítí, která na jihovýchodě počítá se třemi připojovacími body s konvertorovými stanicemi. Má umožnit napojení podmořských kabelů s výkony kolem 1000 MW, jež by mohly v první etapě přenášet do Skotska i Norska kolem 5 TWh ročně. GEOTERMÁLNÍ ELEKTRÁRNY S TEPLÁRENSKÝM REŽIMEM Pět největších elektráren v okolí Reykjavíku na napříč Islandem probíhajícím tektonickém zlomu využívá horkou vodu (180–300 °C) obvykle z 30 až 50 vrtů do hloubek 1–2 km, která se po odtlakování a separaci mění ve vlhkou páru využitou turbínami. Jen v případech příliš nízkého tlaku a teploty (pod 70 °C) musí být horká voda v tzv. Kalinově binárním systému využita k ohřívání médií s nižším bodem varu (čpavku, propanu, freonů), za cenu snížené termické účinnosti přeměny až k 10 %. Vratná voda z kondenzátorů smíšená s vodou z vrtaných studen se souběžnými vrty vhání do ložiska. Elektrárna Svartsengi (75 MWe) plní odpadní a kondenzační vodou proslavené termální jezero Blue Lagune. Horkou vodu pro zásobování Reykjavíku (asi 300 MWt) dodávají zejména kombinované elektrárny Nesjavelir (120 MWe), postupně až na 303 MWe rozšířená Hellisheidi, a Reykjanes (100 MWe), chlazená mořskou vodou. O zásadní změnu a zvýšení účinnosti i výkonů geotermálních elektráren se začalo bojovat na přelomu do 21. století v na severu ležící elektrárně Krafl a (60 MWe). Technologické zařízení převážně dodává islandská společnost Mannvit Engineering, která je vybavuje turbosoustrojími Mitsubishi. Hlavní budovy, jak Hellisheidi, tak Reykjanes jsou projektovány tak, aby zapadly do krajiny, a jsou dálkově řízeny z dispečinku v Reykjavíku. Jejich informační centra poskytují zájezdům veškeré informace na modelech i fi lmech. Celkový roční výkon včetně několika menších geotermálních elektráren se pohybuje kolem 4 TWh. CELOSVĚTOVÝ ZÁJEM NA PROJEKTU IDDP Geologům je známo, že Island má v hloubkách kolem 3 až 5 km obrovské zásoby tzv. superkritické vody (pokud lze takové fl uidum vodou ještě nazývat), zahřáté magmatem na 400 až 700 °C. V této zatím málo prozkoumané fázi ji obrovský tlak hornin udržuje v tekutém a nikoliv plynném (parním) stavu. Od roku 1998 se k jejím zásobám v kráteru Krafl a pokoušel provrtat tým inženýra Gudmundena Fridleifssona, který k tomu přitáhl profesora kalifornské univerzity Wilfreeda Elderse. V rámci mezinárodního vědeckotechnického projektu IDDP (Iceland Deep Drilling Project) podpořeném investicí 22 mil. dolarů začali speciální vrtnou soupravou Týr pronikat k jejím zásobám. Při pokusech o navrtání do magmatu v hloubce 2300 m obrovský přetlak vyrazil vrták a bylo nutné začít na vhodnějším místě. Použití superkritické vody, která má podle odhadu vědců protékat trubkami s téměř nulovým odporem jako plyn v budoucí nové generaci geotermálních elektráren, předpokládá nové typy výměníků. Ty zvládnou její obrovský tlak (až 26 MPa při teplotě 550 °C) a silné korozivní působení v potrubním systému. Po vyčištění a odvlhčení by však účinnost vysokotlakých turbín vzrostla nejméně na trojnásobek. Podle předpokladů Friedleifssona by jen na Krafl e mohl vzrůst její výkon z dnešních 60 na 500 MWe. V srpnu 2011 začal vrt IDDP-1 z hloubky 2104 m dodávat použitelnou „přehřátou“ páru s teplotou 410 °C při tlaku 23 MPa. DALŠÍ VRTY IDDP2 A IDDP3 ZA SUPERKRITICKOU VODOU BYLY PŘELOŽENY DO JIHOZÁPADNÍ ČÁSTI ISLANDU V létě 2012 u Reykjanes se geologové provrtali do hloubky 3,5 km, v oblasti Hengill zahajují vrt IDDP-3. Projekt pod patronátem společnosti Landvirkjun Power Comp. budí obrovský zájem vědeckých i průmyslových organizací, neboť slibuje prakticky nejméně ztrojnásobit výkon z dosavadních geotermálních studní pokud leží v oblasti vulkánů. NEJVĚTŠÍ ZÁJEM MÁ VELKÁ BRITÁNIE Současná roční produkce elektřiny na Islandu má ze 17 TWh do roku 2025 vzrůst na 33 TWh a Island by mohl díky levné „zelené“ elektřině (k malé radosti ekologů) jednak rozvinout hutní průmysl z vlastních i dovážených rud, jednak přebytky elektřiny exportovat podmořskými kabely do Evropy. Na kongresu Geothermal Energy Summit v Reykjavíku v létě 2012 oznámili experti z IDDP, že první geotermální elektrárnu na superkritickou vodu plánují na rok 2020. Zpráva o možnosti zvýšit touto cestou (rekonstrukcí starých i výstavbou nových) u geotermálních elektráren jejich produkci až na 20 TWh ročně nahrává studiím o prodeji přebytečného elektrického výkonu do zemí EU (až 5 TWh ročně) vysokonapěťovými stejnosměrnými podmořskými kabely HVDC. Britský ministr energetiky Charles Hendry proto koncem roku 2012 vedl jednání přímo na Islandu. Konečné rozhodnutí investorů (velký zájem jeví i čínské banky) má padnout koncem roku 2015.
