– Hemmeligheten er å bore dypt, ned til 1500 meter, påpeker Thor Erik Musæus, gründer og CEO i det to år gamle selskapet Geothermal Energy Nordic (GTML).
– Årsaken er at energiuttaket øker eksponentielt med dypet. Én brønn på 1500 meter gir dermed like mye energi som 20 brønner på 250 meter. I tillegg legger vi beslag på et betydelig mindre areal, rundt ti kvadratmeter, enn det som kreves med 20 grunne brønner, som krever 3-4000 kvadratmeter, utdyper Musæus.
Utgangspunktet er at vi sløser med strømmen her i landet. Hele 35-40 prosent av den fornybare elektrisiteten (mest vannkraft, noe vindkraft) benyttes til oppvarming, og i 2018 utgjorde dette cirka 45 TWh. Men slik trenger det ikke være. Bergvarme kan bidra til å erstatte elektrisitet til oppvarming. På den måten kan mye av vannkraften i større grad benyttes på nye behov i elektrifiseringen av samfunnet.
– Rett under føttene våre ligger en svært lovende energikilde, men den blir aldri nevnt, og det til tross for at potensialet er stort og ulempene få, eller nesten fraværende, fremholder Sjur Talstad, COO i Geothermal Energy Nordic.
-Effektiviteten av varmeuttaket fra bergvarme øker for hver grad som temperaturen stiger. Derfor ser vi på lokale energisystemer basert på dype energibrønner som en meget interessant energikilde og et viktig bidrag til et fornybarskifte i Norge, forklarer Talstad.
«Vi har vist at vi kan»
Musæus og Talstad snakker i munnen på hverandre. Entusiasme kalles det. Forklaringen er enkel. Teknologien, industrien og mulighetene de to fronter utviklingen av kan gi fornybar energi et nytt ansikt. Et ansikt som få eller ingen vil mislike. Intet mindre.
På Lysaker sitter de ansatte dypt bøyd over pc-ene sine, samt sindige tanker om billig og stabil fornybar energi.
– Vi har allerede vist at vi kan, påpeker Musæus.
Stikkordet er kommersialisering av «lavtemperatur» geotermisk energi.
Geotermisk energi utnytter vi jo allerede, vil de fleste svare, og det er for så vidt riktig, hvis vi snakker om å utnytte bergvarmen på noen få hundre meters dyp. Referansen går for eksempel til Handelshøyskolen BI i Nydalen og Universitetssykehuset i Akershus som for en stor grad har gjort seg avhengige av den magasinerte varmen noen få hundre meter under bygningsmassene.
Men nå dreier det seg altså om å ta et dypt steg videre. Premisset er at ved å bore mye lenger – ned mot 1500 meter – kan energien i undergrunnen utnyttes mye mer effektivt.
Langt ned i grunnfjellet
– Det viktigste referanseprosjektet vi jobber med er to energibrønner på Oslo Lufthavn fra 2018 som strekker seg ned til 1500 meter under bakken, og hvor temperaturen når 28 °C i bunnen av hullet. Enkelt sagt sendes kaldt vann ned, og varmt vann kommer opp etter at jordvarmen under bakken har flyttet energi fra undergrunnen til vannet. Vannet blir så brukt til å holde rusegropa isfri i vintermånedene. Varmen ble tidligere levert fra en elkjel. Nå spares dermed store mengder strøm.
Teknologien virker altså. Det er fullt mulig å bore dypt ned i de harde, norske bergartene, til en overkommelig pris, og ta opp store mengder varme.
– Løsningen er ikke teknisk komplisert. Med investeringsstøtte fra Enova vil prosjektene være konkurransedyktige, og denne støtten vil være et viktig bidrag til å gjøre teknologien kommersiell. For brønnene på Oslo Lufthavn var det Innovasjon Norge som trådte støttende til, sier Talstad.
– For Oslo Lufthavn representerer prosjektet en omfattende energieffektivisering. Forbruk av strøm til motortestområdet reduseres kraftig og kan benyttes til andre formål. Tilsvarende energieffektivisering kan vi oppnå for fotballbaner, veier og fortau som trenger bakkevarme for avising om vinteren, mener sivilingeniøren fra NTNU som har tilbragt mye av karrieren i Statoil (i dag Equinor).
Derfor mangler det ikke på interessenter. Selskapet jobber for eksempel i dag med et knippe fotballbaner der flere idrettslag har gått sammen om å utrede bruk av jordvarme i stedet for gass til sine anlegg.
Fortsatt store kostnader
Det er altså kostnadene ved selve boreoperasjonene som medfører at geotermisk varme fra bergarter på ned mot 1500 meters dyp per i dag ikke er fullt ut kommersiell. Alt annet er hyllevare.
Derfor er det nettopp boreoperasjonene som selskapet nå prøver å effektivisere.
– For å kunne rulle ut dette i stor skala, trenger vi å standardisere og industrialisere boreoperasjonene, og vi jobber også med å gjøre boringene utslippsfrie, forteller Talstad.
Dessverre er det liten hjelp å hente utenfor landets grenser. Det er få steder hvor dype geotermiske brønner er boret i grunnfjell. I stedet hentes teknologi og kompetanse fra olje- og gassvirksomheten på sokkelen. I så måte er nettverket de har gull verdt. De har jobbet i både oljeselskaper og serviceselskaper og kjenner derfor både teknologi og mennesker.
At vi utnytter kompetansen fra olje- og gassvirksomheten, er selvsagt noe politikerne setter pris på. Det er godt å vite at norsk offshoreteknologi får ben å gå på når vi vet at det en dag blir slutt på oljen.
– Geotermisk energi er derimot fornybar og evigvarende. Det vil aldri bli tale om avvikling, påpeker Talstad.
Det hårete prosjektet
Muligheten ble forespeilet allerede i 2015. I en artikkel i geoforskning.no («Er fornybar geotermisk energi et alternativ for Svalbard?») skriver Kirsti Midttømme, som da ledet Norwegian Center for Geothermal Energy Research, at en temperaturgradient på 30 °C/km, i kombinasjon med permeable sandsteiner og oppsprukne karbonatbergarter, gjør at undergrunnen på Spitsbergen kan være egnet som geotermisk reservoar. Studien hadde som formål å kartlegge det geotermiske potensialet på Svalbard og ble gjort i regi av Christian Michelsen Research, NORSAR og Store Norske med finansiering fra Norges forskningsråd.
Fem år senere er det alvor. Gjennom et pilotprosjekt utredes det om det nye folkehøyskolebygget i Longyearbyen kan varmes opp av dyp bergvarme basert på at temperaturgradienten her kan bli så høy som 44 °C/km.
Den storslåtte visjonen er at hele Longyearbyen med sine 2500 innbyggere kan holde god temperatur basert på bergvarme. I så fall vil målet om et utslippsfritt samfunn i Arktis komme betydelig nærmere.
– Allerede nå viser utredningen at geotermisk energi kan være konkurransedyktig i forhold til andre energikilder. Vi ønsker å gå videre, og hvis vi får finansieringen på plass kan vi kanskje bore den første pilotbrønnen allerede neste år. Deretter vil vi se på muligheter for flere dype brønner som kan forsyne hele Longyearbyen med varme, foreløpig i kombinasjon med dieselgeneratorene som skal erstatte dagens kullkraftverk i løpet av 2023, sier Malte Jochmann, seniorgeolog i Store Norske.
-Sammen med Geothermal Energy Nordic ser vi på muligheten for å tilføre vannenergi gjennom et lukket system. Vann fra overflaten varmes på vei ned og opp i det samme hullet, og det betyr at det ikke er noen som helst form for interaksjon med det omliggende fjellet, kun varmeoverføring, legger han til. Dermed er den teknologiske risikoen betydelig mindre enn i klassiske, åpne geotermiske systemer.
Hvilken temperatur vannet har når det kommer tilbake til overflaten, avhenger av temperaturen på vannet som sendes ned, hvor fort det pumpes gjennom brønnen og selvsagt temperaturgradienten.
Longyearbyen dekker i dag sine varme- og elektrisitetsbehov med kull og diesel, men det finnes allerede eksisterende infrastruktur for fjernvarme (vannbåren varme), og Jochmann vil gjerne slå et slag for geotermisk energi i Longyearbyen siden det allerede finnes et distribusjonsnett.
– Geotermi er den beste løsningen for oppvarmingsdelen. Systemet er stabilt, året rundt, og fullstendig uavhengig av sol og vind. Dessuten er driftskostnadene lave og plassforbruket minimalt, sier geologen i Store Norske.
– Men først må vi vise at vi kan ved å installere utstyr i et pilotanlegg bestående av en eller to brønner, og da trenger vi støtte, fra for eksempel Enova. Utfordringen ligger blant annet i at det er nødvendig med en borerigg designet for oljeboring på land, og den må hentes fra utlandet.
Konseptstudien ble tildelt 800 000 kroner av Enova og har et totalt budsjett på 1,8 millioner kroner. Store Norske gjennomfører studien sammen med UNIS og Geothermal Energy Nordic. Prosjektdeltakerne utreder boring ned til om lag 2 000 meter hvor de forventer å måle temperaturer på opp til 80 °C.
«Vi skal få det til»
Fornybar energi er på alles lepper. Men alle snakker om sol og vind. Mulighetene som bergvarme gir har gått under radaren. Det nye som Geothermal Energy Nordic står for er å bore mye dypere enn det som er vanlig i dag. På den måten blir varmeuttaket betydelig større, samtidig som arealet som beslaglegges reduseres betraktelig. Det siste har jo ikke minst blitt aktualisert gjennom debatten om landbaserte vindkraftparker.
– Så vi må huske på at bergvarme er «ferdigvarme» som ikke plager noen, avslutter Thor Erik Musæus, optimistisk gründer som er helt overbevist om at gruppen han leder skal få det til.
Men da må også staten hjelpe til mens teknologien kommersialiseres. Potensialet er enormt og kan virkelig bidra til at Norge kan innfri sine utslippsmål.
Geotermisk energi
Geotermisk energi er varmeenergi fra Jordens indre. Den kommer fra «gammel» varme som ble dannet i kjernen og mantelen den gangen Jorden ble dannet for 4,6 milliarder år siden, samt fra en kontinuerlig tilførsel av varmeenergi fra spalting av radioaktive elementer i jordskorpen.
I snitt øker temperaturen med 25-30 °C/km nedover i jordskorpen. Men i aktive geologiske områder, fortrinnsvis i nærheten av plategrensene, kan gradienten være opp til ti ganger høyere. Det største potensialet for geotermisk energi finner vi derfor i land som Island, New Zealand, Indonesia, Filippinene og USA.
Med høy geotermisk gradient er det mulig å nå ned til vannets kokepunkt uten å bore veldig dypt. Det betyr igjen at det er mulig å omforme energien til elektrisitet. Men med de lave geotermiske gradientene vi har i vårt land, er det nødvendig å bore ned til flere tusen meter for å nå 100 °C, og det blir for dyrt med dagens teknologi. Derfor er det mer aktuelt å bruke undergrunnen som et varmereservoar og transportere denne til overflaten med vann.
4 kommentarer
At det er varmere lengre ned i jorda er det ingen tvil om. Spørsmålet er vel heller hvor fort varmeressursene fornyes når vi begynner å tappe av dem. Dette spørsmålet gjelder både grunne og dype brønner.
Det skal mye til for at en brønn tappes for så mye varme at det går utover brønnens kapasitet uten at jeg kan tallfeste det. Men det er viktig å være klar over at de ulike bergartene har ulik varmeledningsevne. Best varmeledningsevne har bergarter med høyt kvartsinnhold (sandsteiner, kvartsitter, granitter). NGU har oversikt over dette. Temperaturgradienten har selvsagt stor betydning. I min tid på NGU (pensjonert nu) logget jeg temperatur i godt over 100 borehull over hele landet. Disse data finnes på Geofysikk, NGU. De høyeste gradientene har en på Østlandet. Dårligere på Sørvest og Vestlandet.
så lenge fysikkens lover gjelder. dette med masse og gravitasjon, så vil det være jordvarme. selv om det var 7milliarder små sugerør ned i jordskorpen, ville det neppe hatt noen marginale effekter
Begynner å bli litt gammel, 91, men stødig oppegående og følger med i politikernes debatter hvor ikke en eneste nevner ordet Bergvarme.
Nei, kun digre skjemmende vindmøller, solpaneler, eller bygge ut flere demninger. Noe snakker også om å ha et lite atomkraftverk i bygda for å holde hjørnsten bedriften igang.
Det koster ca 100 milioner å plombere en oljebrønn når den har gått tom, leser jeg og det finnes rundt 200 brønner på tur. Hvorfor ikke bruke et par av disse til oppvarming av væske og sende opp i gjen til varme vekslere på rundgang for produksjon av elektrisk kraft.
Varmevekslere behøver ikke stå på land men monteres til havs, lettere å transportere strøm enn varmt vann.