Известно, что стоимость геотермальной скважины сопоставима со стоимостью газовых и нефтяных скважин.
Стоимость геотермального пара составляется из стоимости программы разведочного и эксплуатационного бурения и стоимости строительства паропроводов. Подавляющая часть стоимости пара определяется его эксплуатационными параметрами, которые зависят от гидрогеотермических характеристик термальных вод конкретной геотермальной системы, а также сроками амортизации, которые влияют на капитальные затраты по производству геотермального пара. В связи с этим продолжительность периодов амортизации является важной расчётной единицей, влияющей в итоге на полную стоимость электрической энергии вырабатываемой ГеоТЭС. Предполагается целесообразным включить в эти расчёты расходы на разведку в тот же период и таким образом будет оцениваться период амортизации продуктивных (эксплуатационных) скважин. При этом в расчётах должны учитываться изменения качества геотермального пара и геологические условия, которые влияют на закладываемую в расчёт продолжительность эксплуатации скважины, разные для различных геотермальных объектов, которые трудно порой сопоставить в разных странах. На первых этапах развития геотермальной энергии из-за недостаточного количества эмпирических данных, в связи с небольшой продолжительностью эксплуатации геотермальных скважин, принимались волевые решения в оценке их продуктивной активности. Кауфман (Kaufman, 1970) использовал в расчётах 20 летний период работы геотермальных скважин. Хайесида (Hayashida, 1970) считал, что они работают 10 лет, а для исландских скважин Рагнерс и другие (Ragnars et al., 1970) принимали в расчётах 7 летний период жизни геотермальных скважин. Выбор этой величины важный момент в составлении геотермальных проектов, так как продолжительность активного периода продуктивной скважины определяет экономическую целесообразность любого геотермального проекта. Опыт работы многих ГеоТЭС во всём мире на протяжении нескольких десятков лет показал, что продолжительность эксплуатации геотермальных скважин составляет десятки лет. Таким образом, срок амортизации оборудования значительно меньше, чем продолжительность жизни геотермальных скважин, в связи с чем, цена электроэнергии, вырабатываемая ГеоТЭС, падает до очень низкого уровня. Однако есть ещё значительный элемент недоверия к геотермальным скважинам, но это в большинстве случаев вызвано низким качеством конструкции геотермальных скважин. Этот факт большей частью компрометирует реализацию геотермальных проектов.
На раннем этапе развития геотермальной энергетики принимался слишком осторожный подход в оценке продолжительности жизни геотермальных скважин. Разведка геотермальных месторождений попадала в экономически невыгодные условия по сравнению с другими источниками энергии. В связи с чем, она могла никогда не начаться.
Следующая статья расходов, входящих в стоимость геотермального пара, это расходы на аренду или покупку земли, необходимой для площадок под скважины и системы паропроводов. Как показал Хаясида (Hayashida, 1970), эта часть стоимости геотермального пара зависит от минимального расстояния между скважинами, которая является функцией гидравлического взаимодействия между скважинами. Этот автор подготовил кривые, показывающие взаимосвязь между расходом скважины, расстоянием между скважинами, стоимостью земли и средней стоимостью киловатт-часа. Они показывают, что при стоимости земли 16200 долларов за гектар, при интервале между скважинами 150-200метров, для скважин средней мощностью 3 МВт, стоимость электроэнергии может увеличиться на 1.8 тысячную доллара за киловатт-час.
Колебания стоимости, обусловленные расходами на транспортирование геотермального пара, очень небольшие и состоят, в основном, из расходов на эксплуатацию скважин и паропроводов, которые в определённой степени, будут зависеть от коррозионных свойств гидротерм. Присутствие минерализации в некоторых высокотемпературных гидротермальных системах создаёт проблему отложения кальциевых минералов в скважинах, чем обусловлено уменьшение продуктивности скважин и, следовательно, продолжительности её жизни. Эти отложения можно удалять разбуриванием и частота таких ремонтных работ будет зависеть от химического состава гидротерм. Хайясида и Езима (Hayashida, Ezima, 1970) делают ссылку на эксперимент, выполненный на геотермальном поле Отаке в Японии, где производилась закачка 5000 кг соляной кислоты в скважину, заросшую кальцитом, в результате чего продуктивность её восстановилась до 100%.
Кроме того, стоимость пара может также увеличиваться в связи с необходимостью продолжать выполнение программы непрерывного бурения, нацеленную на поддержание качества и количества пара.
До начала детального проектирования электростанции необходимо рассмотреть экономически оптимальное давление пара, при котором проектируемая ГеоТЭС будет работать. Джемс (James, 1970) изучил различные факторы, входящие в эту тему. По - существу, с понижением проектируемых давлений, приходится сталкиваться с двумя противоречивыми эффектами: первый - это необходимость увеличить расход пара на турбинах, работающих при низких давлениях, а другой - заключается в том, что первый фактор побуждает извлекать большие количества пара из геотермальной системы, что приводит к снижению конечного давления в них. Используя различные базовые расходы в предполагаемых условиях геотермальных резервуаров, автор приходит к выводу, что конечное давление в скважинах с сухим паром не должно превышать 75 фунтов/кв. дюйм (~6 ати). Предполагается общий вывод, что для геотермальных полей с сухим паром, значения оптимального эксплуатационного давления не являются чувствительными к первоначальному давлению закрытого резервуара, ни к объёму вулканических пород, связанных с этим паром.
В результате изучения теоретической модели современной системы Вайракей Джеймс (James, 1970) пришёл к выводу, что оптимальное давление на турбине, преследующее максимальную продолжительность жизни геотермального поля, находится в пределах 40-60 фунтов/кв.дюйм. Оказалось, что реальный опыт Вайракея подтвердил этот теоретический вывод и был сделан расчёт стоимости для 150 МВт электростанций в Н. Зеландии.
Другим важным параметром, необходимым при проектировании геотермальных электростанций, является вакуум на конденсаторе. Увеличение давления на конденсаторе увеличивает плотность пара и допускает увеличение потока пара через турбину. Таким образом, увеличивается общий расход за счёт более высокого удельного расхода пара. Дополнительная энергия уменьшается из-за увеличения плотности неконденсируемых газов, а также из-за повышения температуры конденсации пара, который теряет охлаждающую способность. Однако возросший удельный расход пара влияет на общий расход пара. Извлекаемого из геотермального месторождения и вынуждает бурить дополнительные скважины и удлинять паропроводы, тем самым, увеличивая стоимость проекта.
Джеймс (James, 1970) рассчитал типичный проект геотермальной станции с предельными концентрациями неконденсируемых газов с точки зрения установления вакуума в конденсаторах, дающего самые низкие капитальные затраты и производство энергии. Из графика, данного в этой статье, видно, что минимальные капитальные расходы обеспечиваются колебаниями вакуума в пределах 5-10 дюймов ртутного столба. Оказалось, что на основании этих оценок, 5 дюймовый вакуум должен соответствовать полным минимальным расходам, где содержания неконденсируемых газов не превышает 25 %.
Некоторые авторы указывали на аналогичность стоимостной структуры между геотермальными и гидравлическими электростанциями. Увеличение стоимостей обоих видов энергетических систем практически нулевое. Однако не все гидроэлектростанции могут работать при высоких нагрузках, тогда как все геотермальные станции могут подвергаться перегрузкам, чтобы эксплуатировать их при очень низких ценах.
По-видимому, стоимость разведки и бурения, капитальные затраты геотермальных электростанций являются функцией как оптимальной производительности, так и периода амортизации. Поскольку значительная часть оборудования геотермальных электростанций аналогична конструкциям тепловых электростанций, то периоды амортизации того же порядка-25 лет.
Во многих работах указывается на значительные различия между геотермальными и тепловыми электростанциями, что касается их экономичности. В тепловых электростанциях имелась возможность получить впечатляющее уменьшение средней стоимости за счёт значительного увеличения мощности электростанции. Этот эффект достигался использованием очень высоких параметров пара и нескольких стадий его прогрева. Эти факторы позволили изготовлять сравнительно малые паровые турбины.
В геотермальном энергопроизводстве паровой теплоноситель обычно обладает низкими давлениями и температурами с малым перегревом или отсутствии такового. При данных условиях удельный расход пара относительно высокий, что требует увеличения размеров турбин и другого комплексного оборудования. Кауфман рассчитал, что для ГеоТЭС 80 МВт турбины будут наиболее экономичными с точки зрения их оптимальных размеров.
Геотермальные турбины не могут приблизиться по своему масштабу к турбинам тепловых электростанций, но Armstead (1970) показал, что в пределах размеров геотермального оборудования может достигаться определённый эффект его использования. Это подтверждено Мак Миланом (McMillan, 1970), который приводит полную стоимость капитальных затрат в пределах от 147 $ на киловатт для 13.5 МВт турбин до 105 $ на киловатт для 55 МВт конденсирующих машин. Не конденсационные турбины менее дорогие по капитальным затратам и Рагнерс и др. (Ragnars et al., 1970) рассчитали, что при турбинах в пределах 5-10 МВт капитальные затраты составляют порядка 90-130 $ на киловатт. Сравнение конденсирующих электростанций производилось в Италии Леардини (Leardini, 1970). Он привёл цены 190 и 80 долларов на киловатт соответственно для 15 МВт станций. Капитальные затраты 300 долларов на киловатт приводятся Хайясида и Езима (Hayashida, Ezima, 1970) для Отаке и 286 долларов на киловатт Накамура (Nakamura, 1970) для Матцукава. Эти высокие стоимости частично связаны со стоимостью прокладки дороги в гористой местности, а также со значительным разбросом скважин. Вообще стоимость сравнительно небольшой геотермальной электростанции мало отличается от стоимости тепловой электростанции мощностью 300-400 МВт.
Для некоторых геотермальных электростанций, по-видимому, необходимо исследовать проблему эксплуатации вакуумных конденсаторов, в связи с высокими концентрациями неконденсируемых газов. Если количество таких газов невысокое, то используются обычные паровые эжекторы, как показал Макмиллан (McMillan, 1970) для Гейзерной ГеоТЭС. Однако наличие высоких концентраций влияет на износ ротора, который значительно превышает расходы как на ремонт, так и на инвестиционные затраты. Поскольку фактически нет увеличения в стоимости эксплуатации геотермальных установок, то средняя стоимость энергии будет изменяться обратно пропорционально количеству выработанной энергии и, следовательно, фактору нагрузки. Таким образом, уменьшение коэффициента нагрузки геотермальной электростанции приведёт к пропорциональному росту средней цены. Armstead (1970) показал, что возможно использовать различие относительного смещения стоимости станции и фактора нагрузки, чтобы получить наиболее экономически выгодный рабочий режим геотермальной электростанции. В идеальном случае, увеличение средней цены, поднимающейся по мере уменьшения нагрузок, могло быть большим, чем компенсация за счёт экономии, полученной в результате использования турбин больших размеров. Этот аргумент заслуживает внимание в том, что увеличение оптимальных возможностей работающей геотермальной электростанции при коэффициентах нагрузки меньше, чем в условиях базовой нагрузки. Из анализа, данного Armstead (1970), получается, что должен быть экономический минимум коэффициента нагрузки, ниже которого, по-видимому, не может экономично работать тепловая конденсационная электростанция. Однако этот автор указывает на дополнительную возможность использования не конденсирующих турбин, работающих при низких коэффициентах нагрузки, с низким расходом капитальных затрат.
Случаи, при которых производство энергии турбинами без конденсаторов могут использоваться, являются не только вопросом стоимости станций, поскольку возросшая удельная стоимость пара должна превысить возможность сохранения геотермального источника тепла.
Как показал Кауфман (Kaufman, 1970), при экономическом сравнении гидро и геотермальных электростанций (где нет необходимости экономить топливо), последние могут иметь некоторые трудности в соревновании с гидроэлектростанциями.
Из информации, данной в нескольких статьях, очевидно, что имеющиеся в наличности геотермальные станции были способны эксплуатироваться при очень высоких нагрузочных коэффициентах. Накамура (Nakamura, 1970) приводит 90% нагрузочный коэффициент, тогда как Хаясида и Езима (Hayashida, Ezima, 1970) приводили коэффициенты более 97% в течение двухлетнего периода. Большой опыт обобщён Леардини (Leardini, 1970) для Лардерелло, где показано, что средние коэффициенты нагрузки превышают 98% для большинства установок.
Простота, которую можно достичь на работающих ГеоТЭС, в особенности при постоянной нагрузке, возможна при некотором внимании к проблеме автоматического контроля. Так, например, геотермальный турбогенератор в Намафьялле в Исландии, мощностью 3.5 МВт управлялся с гидроэлектростанции, расположенной в 12 км от неё. На Паужетской ГеоТЭС многие обычные функции были автоматизированы. Макмиллан (МсMillan, 1970) сообщает об автоматическом управлении до 16 часов каждый день 12 МВт установки в Гейзерах Калифорнии.
Для обычного обслуживания станций на ГеоТЭС в Лардерелло Леардини (Leardini, 1970) считает необходимым 1.2 человека на 1 МВт установленной мощности. Если учитывать весь штат, участвующий в производстве электроэнергии, то эта величина составит 1.8 человека на 1 МВт.
Помимо капитальных расходов, наиболее значительной долей стоимости электроэнергии, производимой ГеоТЭС, являются ремонтные работы. К этим работам относится чистка оборудования от отложений солей. Коррозия может вызываться высокими концентрациями неконденционируемых газов в гидротермах. Иногда приходится устанавливать химические насосы для контроля рН в охлаждающей системе для того, чтобы нейтрализовать серную кислоту.
Большинство ГеоТЭС, использующих пароводяную смесь, работают в режиме прохождения этой смеси через сепаратор, в котором высокопараметрический пар поступает на турбину, а отделившаяся вода обычно закачивается в реинжекционные скважины. Джеймс (James, 1970) в своей работе обсуждает трудности использования этих больших геотермальных ресурсов. Однако имеются примеры их применения для нагрева помещений и других целей, согласно диаграммы Линдела. Проекты более глубокого использования энергии этого теплоносителя базируются на применении теплообменников, в которых циркулируют легкокипящие теплоносители. Такие опыты производились впервые в мировой геотермии на Паратунской ГеоТЭС (800КВт).