Problem potencjalnego konfliktu interesów pomiędzy geologicznym składowaniem CO2 w poziomach solankowych a geotermią niskotemperaturową jest często podnoszony przez przeciwników metody CCS (Carbon Capture and Storage – czyli wychwyt i geologiczne składowanie CO2) zarówno w Polsce, jak i w innych krajach Europy o podobnych warunkach geologicznych. Jak wiadomo, formacje skał osadowych występujące w obrębie basenu permo-mezozoicznego obejmującego północne Niemcy, Danię, Holandię, Morze Północne, wschodnią część Anglii oraz ponad połowę terytorium Polski zawierają wody złożowe o rozmaitym zasoleniu. Wbrew oponentom metody CCS warto wskazać, że procesy towarzyszące oddziaływaniom wtłaczanego CO2 z górotworem i wodami solankowymi można wykorzystać jednocześnie do obu celów – sekwestracji i skojarzonej produkcji ekologicznej energii (kogeneracji). Reasumując, obecnie możliwe jest połączenie CCS i CCU (Carbon Capture and Utility, czyli wychwyt CO2 oraz jego utylizacja) i geotermii, przez co można redukować emisję dwutlenku węgla i przy okazji w opłacalny sposób produkować ciepło i/lub energię elektryczną. Pierwszą z takich możliwości jest wykorzystanie CO2 w zamkniętych, niekonwencjonalnych systemach geotermalnych typu HDR (Hot Dry Rock). W przypadku HDR dokonujemy szczelinowania, aby sztucznie polepszyć właściwości zbiornikowe skał na głębokościach minimum 3 km i osiągnąć temperaturę minimum 95–100°C, wystarczającą do produkcji i ciepła i energii elektrycznej. Połączenie geotermii z CCU oznacza tu po prostu że zamiast wody zatłaczamy CO2 w obiegu zamkniętym. Około 10% zatłoczonego gazu jest przy tym „tracona", czyli pozostaje na trwałe w górotworze, co stanowi efekt CCS. Oczywiście, nie są to ilości na ogół wielkie w porównaniu z konwencjonalną sekwestracją, ale w przyjętych koncepcjach redukcji emisji CO2 metody utylizacji tego gazu (CCU – Carbon Capture and Utility) są szczególnie cenne i pożądane. Wykorzystanie CO2 zamiast wody jako medium przenoszące ciepło ogromnie przy tym podnosi efektywność energetyczną HDR, co stanowi w tym przypadku kluczowy zysk ekonomiczny i ekologiczny. Druga koncepcja wykorzystuje skały osadowe o dobrych właściwościach zbiornikowych, zawierające solanki, które są na ogół mniej przydatne dla geotermii, z uwagi na wysoką korozyjność i przeciętne na ogół (zwłaszcza w naszym kraju) parametry temperaturowe. Do poziomu solankowego zatłaczany jest CO2, który na głębokości minimum 800 m występuje w fazie zbliżonej do ciekłej, lecz o gęstości niższej od solanki, stąd utrzymuje się nad nią w postaci poduszki. Przy założeniu kogeneracji energii, CO2 jest zatłaczany do solanki, przy czym jego większa część pozostaje w górotworze (sekwestracja), a niewielka część cyrkuluje w obiegu zamkniętym, oddając ciepło na wymienniku, bądź produkując energię elektryczną w turbinie. Sens ekonomiczny tej koncepcji zawiera się w fakcie, że dwutlenek węgla może w tych warunkach, w temperaturze kilkudziesięciu stopni Celsjusza plus panującej na tych głębokościach, oddać parokrotnie więcej ciepła/energii, niż zasolona woda wykorzystywana w tradycyjnych układach zamkniętych głębokiej geotermii.
The issue of potential conflict of interests between CO2 geological storage in saline aquifers (CCS – Carbon Capture and Storage) and low-enthalpy geothermal energy is often raised by opponents of the CCS in Poland and other European countries of similar geological conditions. However, contrary to those opponents, processes accompanying CO2 injection into deep saline aquifers can be simultaneously used for both sequestration and associated production of clean energy. Sedimentary formations occurring in the Permian-Mesozoic Basin, covering the Northern Germany, Denmark, the Netherlands North Sea, eastern England and more than a half of the territory of Poland contain deep waters of variable salinity. It is possible to combine geothermal and CCS, both in order to reduce carbon dioxide emissions and for cost-efficient heat and/or electricity generation. The first concept is the use of CO2 in closed, unconventional geothermal systems (HDR – Hot Dry Rock). In case of HDR fracturing is carried out in order to enhance reservoir properties of rocks at depth of at least 3 km, reaching a temperature of minimum 95–100°C, sufficient for heat and electricity generation. This method combines the geothermal energy and CO2 injection instead of water in a closed loop. Therefore, this method should be classified mostly as CCU, subordinately as CCS. Although it does not neutralize huge amounts of CO2 in comparison with conventional geological storage (only about 10% of injected gas is ultimately stored in the host rock), the CCU method is much desired and produces geothermal energy with much better efficiency than the classical geothermal loop using water as a medium transporting the heat – which is the main economical and ecological advantage of this method. The second concept uses sedimentary rocks of good reservoir properties, containing saline aquifers, usually less suitable for geothermal because of high corrosivity and generally weak thermal properties (at least in Poland). CO2 is injected into the saline aquifer, and appears at depth of minimum 800 m in a phase similar to a liquid, but of density lower than brine, so it remains on top as a plume. If most of the injected CO2 remains in the aquifer (i.e. it is sequestered), part of it is re-circulated in a closed loop for the heat exchange or electricity generation in a turbine. At the depth of more than 800 m, in the temperature of tens of C degrees plus, the carbon dioxide transmits the heat/energy stream several times more efficiently than the water/brine medium, which makes economic sense of such an approach.
