Geotermisk energi

 
>> 1. Ressursgrunnlag
>> 2. Teknologi
>> 3. Marked
>> 4. Miljøkonsekvenser
>> 5. Eksempelprosjekter

 

 

 1. Ressursgrunnlag

Geotermisk energi er definert som energi i form av varme, tilgjengelig under jordens overflate.

Det er imidlertid stor forskjell på ressurser og bruksområder for dyp, høytemperatur geotermisk og grunn, lavtemperatur geotermisk energi. Temperaturen avgjør bruksområdet for varmekilden.

 
Ulike temeperaturområder for geotermisk energi og de mest aktuelle bruksområdene. Illustrasjon: Endre Barstad

Høytemperatur geotermisk energi, også kalt dyp geotermisk energi er varmeenergi fra jordens indre, dypere enn 300m. Den har sitt opphav i varmeenergi lagret i kjernen og mantelen fra jordklodens opprinnelse, samt fra en kontinuerlig tilførsel av varmeenergi fra spaltning av radioaktive elementer i jordskorpen. Temperaturdifferansen fører til en kontinuerlig varmestrøm fra jordens indre til overflaten. I tillegg til varmeformål kan dyp geotermisk energi utnyttes som energikilde for kraftproduksjon på grunn av høye temperaturer.

Grunnvarme, også kalt lavtemperatur geotermisk energi eller grunn geotermisk energi, er betegnelser på utnyttelse av lavtemperatur varme i den øverste delen av jordskorpen; i jord, berg eller grunnvann. Denne varmen er i all hovedsak lagret solenergi, med et lite bidrag fra spalting av radioaktive elementer. Energien brukes til oppvarmingsformål enten direkte, eller om temperaturen er for lav (under 40 °C), ved hjelp av en varmepumpe.

1.1 Grunnvarme og energilagring

Grunnvarme er en felles betegnelse på utnyttelse av lavtemperatur termisk energi i grunnen; utvekslet i fjell, grunnvann, løsmasser og jord. Dette er i hovedsak solenergi lagret i grunnen som hentes ut ved lave temperaturer og oppgraderes til høyere temperatur ved hjelp av en varmepumpe.

I de øverste 10–20 meterne av jordskorpen varierer temperaturen med overflatetemperaturen og årstiden. Dypere er temperaturen stabil gjennom året og bestemmes av den geotermiske gradienten og den midlere årstemperaturen ved overflaten.

Globale ressurser
Grunnvarme kan utnyttes over hele verden.

Ressursen i Norge
Når det gjelder grunnvarme ligger forholdene vel til rette i Norge. Ved boring av energibrønner i fjell, er det løsmassetykkelsen og antall boremeter som bestemmer kostnaden. Nødvendig antall boremeter – brønndypet – er igjen bestemt av temperatur i grunnen, varmestrøm og varmeledningsevne. På hjemmesiden til Norges geologiske undersøkelse (http://www.ngu.no/no/) finnes det informasjon om lokale grunnforhold og forutsetningene for energiuttak fra fjell, grunnvann og jord. En oversikt over landets berggrunn, grunnvannsforekomster og løsmassetykkelser er tilgjengelig i den digitale karttjenesten Arealis (www.ngu.no/kart/arealis).

For grunnvarme er det særlig energibrønner i fjell med dyp ned til ca. 200 meter som har økonomisk og energimessig betydning.

1.2 Dyp geotermisk energi

Dyp geotermisk energi er varme som har sitt opphav i jordens indre. Denne varmen har hovedsakelig to kilder:

  • Den opprinnelige varmen fra den gang jordkloden ble dannet
  • Energien som frigjøres fra en pågående radioaktiv nedbrytning i jordskorpen

Globale ressurser
Forskere arbeider kontinuerlig med målinger, modeller og eksperimenter som forbedrer anslagene for den geotermiske energiressursen. En artikkel i tidsskriftet Nature angir 31 TW som det mest sannsynlige tall på den samlede varmeeffekten som jordkloden avgir [Araki et al, 2005]. Om lag en tredel av denne varmestrømmen kommer fra den opprinnelige varmen i jordens kjerne og mantel. To tredeler har sitt opphav i radioaktivitet i jordskorpen.


Enkelte steder kommer varmt vann opp til jordoverflaten. Blue Lagoon på Island. Foto: Ukjent

En geotermisk ressurs karakteriseres av reservoarets temperatur, trykk, kjemiske sammensetning og kapasitet. Særlig temperaturen på brønnstrømmen er avgjørende for anvendelsen av ressursen. Høye temperaturer har flest anvendelsesområder og anses som mest høyverdig. Uttrykket høytemperatur geotermisk energi brukes ofte synonymt med den energien som kan hentes opp og utnyttes direkte til oppvarmingsformål, eller til produksjon av elektrisk kraft.

Med dagens teknologi og kunnskap er det områder der varmt vann eller fjell finnes nær jordens overflate hvor det er lønnsomt å hente ut høytemperatur geotermisk energi. Slike områder finner vi blant annet i USA, Italia, Japan, på Island og Filippinene. Ny teknologi kan gjøre det mulig å utnytte dyp geotermisk energi også i andre områder.

 
De viktigste geotermiske sonene og grensene mellom plater i jordskorpen. Illustrasjon: Kim Brantenberg

Ressursen i Norge
Norge er et kaldt land også med tanke på geotermisk energi, med temperaturgradienter mellom 10 og 30 K/km nedover i grunnen.

Målinger Norges geologiske undersøkelse, NGU, har utført i opp til 1000 meters dype hull, antyder at temperaturen de fleste steder i Norge er over 100 °C på fem kilometers dyp. Oslo-området har størst potensial fordi det her finnes bergarter (uran og thorium) som produserer varme. Her kan det være mulig å finne områder med en temperatur på 150 °C på tilsvarende dyp.

 

 2. Teknologi

2.1 Grunnvarme og energilagring

Grunnvarme er utnyttelse av lavtemperatur energi (mellom 5 – 30°C) i grunnen; i øvre jordlag, i grunnvannsreservoarer eller i borehull i fjell.

Energibrønner med temperaturer over 40 °C kan utnyttes direkte til oppvarmingsformål. Dersom energikilden holder lavere temperatur enn man trenger, kan man benytte en varmepumpe (se kapittel ”Andre teknologier”) for å heve temperaturen slik at energien kan utnyttes, for eksempel til oppvarmingsformål eller prosessvarme. Dette kan skje ved oppumping av grunnvann i såkalte åpne systemer, eller i lukkede systemer der en frostvæske sirkulerer i en lukket krets mellom varmekilden og varmepumpens fordamper.

 

 
Vanlig varmepumpeløsning for bolighus (lukket løsning). Illustrasjon: Kim Brantenberg

Anleggene kan også bygges for å dekke kjølebehov. Da føres energi tilbake til grunnen, som brukes som energilager for oppvarming på et senere tidspunkt eller et annet sted. Dette vil redusere nedbetalingstiden, både ved at brønnkapasiteten og dermed investeringskostnaden kan reduseres, og fordi høyere temperatur i brønnen gir økt energieffektivitet og dermed lavere driftskostnader. Et grunnvarmeanlegg vil i mange tilfeller dekke hele eller store deler av kjølebehovet i bygninger med frikjøling. Frikjøling innebærer at den lave temperaturen i energibrønnen eller grunnvannet varmeveksles med kjøleanlegget i bygget uten at varmepumpen må brukes som kjølemaskin, og behovet for tilført elektrisk energi er derfor minimalt.

Størrelsen på anleggene kan variere fra en enkelt energibrønn for punktoppvarming av et hus, og opp til kombinerte varme- og kjøleanlegg med hundretalls energibrønner. De største anleggene kan dekke varme- og kjølebehovet for næringsparker eller sykehuskompleks, alternativt forsyne sluttbrukere via et fjernvarme- og fjernkjølenett. Les mer om bruk av grunnvarme til oppvarming av bolig hos Enova.

2.1.1 Planlegging og drift

Et geoenergi-prosjekt omfatter forstudie med kartlegging av energibehov og forbruksprofil, valg av løsning, lokalisering og dimensjonering av brønner, dimensjonering av energisentralen, montasje og idriftsettelse, drift og vedlikehold.

De viktigste produktene i verdikjeden(e) er:

  • Brønnlokalisering, -dimensjonering og boring
  • Kollektorer og varmevekslere
  • Varmepumper
  • Varme- og kuldedistribusjon. Tilknytning til og eventuelt etablering av nær- eller fjernvarmenett
  • Vannbåren varme i byggene som skal utnytte varmen

Problemfri drift og god økonomi er avhengig av gode produkter og profesjonelle tjenester. Prosjektering og optimalisering av større anlegg krever høy kompetanse. Dette gjelder særlig i anlegg der fjellet benyttes som termisk energilager – det vil si der fjellet er varmekilde om vinteren og varmesluk (kjøling) på våren, sommeren og høsten.

2.1.2 Økonomi

Energibrønnene representerer om lag 20–40 % av den totale investeringen. Spesifikk investeringskostnad (kr/kW) for energibrønnene er nærmest uavhengig av kapasitet (kW), mens en større varmepumpe gir større ytelse per investert krone.

Større anlegg har vist god lønnsomhet uten offentlig investeringsstøtte. Et lavt rentenivå og forventninger om høye energipriser (el og olje) slår gunstig ut for grunnvarmeanlegg, som representerer en stor investering, men har lave driftsutgifter.

2.1.3 Forskning og utvikling

Teknologien for grunnvarme kan anses som moden i den forstand at både tilgjengelige produkter, kunnskap og tjenester er tilstrekkelig for kommersiell utnyttelse i stor skala.

Varmepumper basert på grunnvarme utnytter en meget stabil energikilde, men er relativt dyre å installere. Kostnadsreduksjoner gjennom mer effektiv boreteknologi og forbedrede installasjonsprosesser er sentralt for å øke bruken av grunnvarme [IEA Heat Pump Centre].


2.2 Dyp geotermisk energi 

2.2.1 Geotermisk kraftproduksjon

Figuren under viser en prinsippskisse av et geotermisk kraftverk. Regnvann renner gjennom sprekker i fjellet og varmes opp av den varme berggrunnen dypt nede i bakken. Vannet stiger opp som damp, og denne dampen ledes gjennom produksjonsbrønnen inn i kraftstasjonen. Eventuell videre behandling avhenger av dampens egenskaper, figuren viser et ”Flash Steam”-anlegg (mer om dette i neste avsnitt).

 
Prinsippskisse av et geotermisk kraftverk. Illustrasjon: Kim Brantenberg

Etter å ha vært igjennom turbinen kondenseres dampen, og vannet føres ned i bakken gjennom injeksjonsbrønnen slik at vannmengden og trykket i reservoaret forblir intakt. Varmt vann fra reservoaret kan benyttes direkte til oppvarmingsformål.

Anleggets utforming er avhengig av brønnstrømmens egenskaper
Den mest høyverdige geotermiske ressursen er brønner som produserer tørr damp; med geotermiske kilder over 175 °C er det mulig å utnytte brønnstrømmen (tørr damp) direkte i en turbin for å produsere elektrisk kraft. Anlegg som er basert på tørr damp kalles ”Dry Steam”-anlegg. Det første forsøket med kraftproduksjon basert på geotermisk energi var av denne typen. Anlegget, som ligger i Larederello i Italia, åpnet i 1904 og produserer fremdeles elektrisitet. Det geotermiske feltet som produserer mest energi er The Geysers, i Sonoma and Lake counties, California. Her er det etablert 26 separate kraftverk som utnytter tørr damp, med total installert effekt på 1,6 GW. I dag produserer anlegget ca. 725 MW elektrisitet.

Andre trykk- og temperaturforhold i brønnen krever behandling av brønnstrømmen før den kan drive turbinen, og dette er tilfellet for de fleste geotermiske kraftstasjoner. I såkalte ”Flash Steam” anlegg hentes varmt vann opp fra produksjonsbrønnen og sendes inn på en eller to separatorer hvor det gjenomgår ”flash” – eksplosiv koking – på grunn av at trykket fra reservoaret forsvinner. Dampen som oppstår fortsetter inn på turbinen (se figur over).

Lavere temperaturkilder, ned til ca. 100 °C, kan utnyttes ved hjelp av en såkalt binær syklus. Varmen fra brønnen overføres via en varmeveksler til en annen (binær) væske med så lavt kokepunkt at den går over til gassfase og driver turbinen. Binærsyklus er en mer kompleks løsning, men forventes brukt i de fleste fremtidige prosjekter ettersom de fleste geotermiske feltene har temperaturer under 175 °C. Binærsyklusen har også andre fordeler; ettersom brønnstrømmen kjøres i lukket krets reduseres varmetap og man unngår utslipp til luft.

Optimalisering av berggrunnen muliggjør geotermisk kraftproduksjon i nye områder
Geotermisk energi er i utgangspunktet tilgjengelig for utvinning der det er tilstrekkelig temperatur, permeabilitet og vann, forutsatt at systemet ikke ligger for dypt nede i bakken. Der man har permeable bergarter eller regionale sprekkesystem utnyttes disse til å etablere produksjons- og injeksjonsbrønner. Det er imidlertid også mulig å etablere geotermiske reservoarer på kunstig vis ved å optimalisere permeabiliteten og vannmengden i berggrunnen. Der fjellet er uten tilstrekkelige naturlige sprekker, kan det anlegges et lukket system i berggrunnen, enten gjennom borehull eller ved kunstig oppsprekking av fjellet. Dette konseptet kalles ”Hot Dry Rock” (også kjent som ”Hot Rock” eller ”Hot Fractured Rock”) i de tilfeller der fjellet er helt tett, og “Enhanced Geothermal Systems” (EGS, ofte også referert til som Engineered Geothermal Systems) der berggrunnen har noe, men ikke tistrekkelig permeabilitet. Figuren under viser prinsippet for ”Hot Dry Rock”.


Prinsippskisse for Hot Dry Rock konsept. Illustrasjon: Endre Barstad

Gjennom vanninjeksjoner i bakken, forandres spenningsforholdet i berggrunnen. Dette utløser små jordskjelv som utvider eksisterende og danner nye sprekker slik at vann kan renne ned og varmes opp. Disse jordskjelvene er vanligvis så små at de knapt er merkbare. I områder som er utsatt for jordskjelv må imidlertid seismiske forhold vurderes. I Basel i Østerrike utløste et HDR-prosjekt et jordskjelv (3,4 på Richters skala) åtte dager etter at man hadde begynt å kjøre vann ned i brønnen. Jordskjelvet medførte ingen skader, men prosjektet ble likevel stoppet av hensyn til beboerne i området.

HDR-brønner forventes å ha en levetid på 20-30 år, etter dette vil temperaturen ha sunket med 10 °C og brønnen vil ikke lenger være lønnsom. Dersom den ligger uvirksom i 50 til 100 år vil temperaturen mest sannsynlig ha steget til opprinnelig nivå igjen.

EGS/HDR er foreløpig på utviklings- og pilotstadiet, og blir testet ut i Japan, USA og flere europeiske land, som Frankrike og Tyskland.

Teknologien forventes å bidra til forlenget levetid for eksisterende reservoarer, samt å gjøre ressurser i varmt, tørt fjell drivverdige. Dette vil øke det økonomiske potensialet for utnyttelse av geotermiske ressurser, også i områder som per i dag ikke regnes som potensielle geotermiske kraftprodusenter.

Eksempel - Verdens første HDR-anlegg i drift i Frankrike
Teknologi: Dyp geotermisk kraftproduksjon basert på “Hot Dry Rock”-konseptet
Status: Pilotanlegg, åpnet i juni 2008
Lokalisering: Soultz-sous-Forêt, Elsass, Frankrike

I Soultz har man forsket på utvinning av dyp geotermisk energi fra tette fjellformasjoner (granitt) helt siden 1987. Området er valgt ut på grunn av sin høye temperaturgradient på opp til 100 °C/km.

Metoden som benyttes er Hot Dry Rock; et kunstig sprekkesystem i opprinnelig tett fjell, dannet ved hjelp av vanninjeksjoner. Det er boret tre brønner (en injeksjons- og to produksjonsbrønner) ned til 5 km, temperaturen i reservoaret er ca 200 °C. Sprekkesystemet forbinder brønnene med hverandre. Kraftproduksjonen er basert på en binær syklus (Organic Rankine Cycle - ORC). Anlegget vil i første omgang ha kapasitet på 1,5 MWe (kraft) og opptil 30 MWth (varme).Det foreligger planer om utvidelse.

Aktører: Tysk-fransk/EU-forskningsprosjekt

2.2.2 Dyp geotermisk energi til varmeformål

Utnyttelse av høytemperaturkilder til oppvarming og prosessvarme er den eldste anvendelsen av geotermisk energi. Geotermiske energikilder er aktuelle for varmeproduksjon når de ligger i nærheten av energiintensiv industri eller relativt tettbefolkede områder.

På Island er 87 % av bygningene varmet opp med geotermisk energi distribuert som fjernvarme. I tillegg til oppvarming er det dessuten mulig å bruke høytemperatur geotermisk energi til å drive absorpsjonsvarmepumper for kjøling.

Det norske selskapet Rock Energy har utviklet en patentert teknologi for utnyttelse av dyp geotermisk energi til varmeformål. Løsningen bygger på HDR-prinsippet (se avsnitt om kraftproduksjon), men istedenfor å lage et kunstig sprekksystem ved hjelp av vanninjeksjoner, skal injeksjons- og produksjonsbrønn forbindes ved hjelp av flere parallelle brønner. Rock Energy har inngått en kontrakt med Hafslund om etablering av et HDR-anlegg i Oslo, for produksjon av varme i et fjernvarmenett. Vannet skal sirkulere på 5,5 km dyp, i et brønnsystem som har 30 km rørledninger, før det sendes opp med en estimert temperatur på 90 °C. Pilotanlegget vil ha en installert kapasitet på 5 MW og er forventet å produsere 20 GWh/år. Planen er å utvide til 25 MW. Anlegget vil koste mellom 70 og 100 millioner kroner. Norske myndigheter har innvilget støtte i underkant av 30 millioner kroner til prosjektet.

2.2.3 Økonomi

Geotermisk kraftproduksjon har et stabilt produksjonsmønster. Ettersom den har lav elektrisk virkningsgrad, er kraftproduksjon mest interessant hvis restvarmen kan utnyttes til oppvarmingsformål. Dette gir en økning av den termiske effektiviteten fra 7 - 10 % opp til 97 %.

Utvikling av et geotermiske felt krever omfattende forundersøkelser for å bedømme om feltet er drivverdig. Prøveboring og brønntester representerer en betydelig andel av den totale prosjektkostnaden, og kostnaden påløper før man er sikker på om prosjektet kan realiseres.

Hvis undersøkelsene identifiserer en drivverdig ressurs, fortsetter prosjektutviklingen med design av anlegget, kommersielle avtaler, økonomiske vurderinger, samt innhenting av nødvendige godkjennelser. Forutsatt offentlige godkjennelser og at prosjektet lar seg finansiere, begynner detaljprosjekteringen og anleggsarbeidene. Her er det feltutviklingen med brønnboringen som representerer den største kostnaden og begrenser fremdriften. Ifølge IEA kan et 50 MW anlegg for elektrisk kraftproduksjon koste opp mot 150 millioner amerikanske dollar og ta ti år å bygge. Videreutvikling av et eksisterende felt er vesentlig mindre risikabelt og kostbart.

Ettersom det er kostbart å bygge infrastruktur for transport av varme, er det termiske energiforbruket per flateenhet avgjørende for økonomien ved varmeproduksjon.

2.2.4 Forskning og utvikling

Ved Hot Dry Rock-prosjekter står brønnboring for brorparten av investeringskostnaden. I slike prosjekter må man ned til 3 – 6 km for å oppnå tilstrekkelig temperatur, og ofte er bergartene svært harde.

Usikkerheten knyttet til en slik investering er dessuten stor da man ikke vet om prosjektet vil kunne realiseres før man har kommet ned til riktig dyp og kan analysere varmeforholdene. Det er derfor viktig å komme frem til nye metoder og materialer som kan senke borekostnadene, samt å utvikle bedre analyseverktøy for å kartlegge hvilke områder som har de best egnede geologiske forholdene. Også i Norge arbeider flere forskningsmiljøer med disse problemstillingene.

Flere forskningsmiljøer arbeider også med løsninger hvor superkritisk CO2 (i væskeform, men over kritisk temperatur og trykk) benyttes som arbeidsmedium istedenfor vann i EGS-systemer, og har oppnådd lovende resultater, som for eksempel forbedret virkningsgrad.

Geotermisk energi møter også ikke-teknologiske utfordringer, som mangel på kunnskap blant beslutningstagere og i befolkningen, mangel på regelverk, samt konkurranse med andre fornybare energikilder.

 

 3. Produksjon

3.1 Grunnvarme og energilagring

Grunnvarme og energilagring har, i likhet med andre varmekilder for varmepumpe, gjerne vært betraktet som energieffektiviserende tiltak og ikke som fornybar energi.

I energistatistikker benyttes derfor ofte antall varmepumper installert, varmepumpenes effekt eller elektrisitet medgått til å drive varmepumpene. EUs fornybardirektiv som ble lansert i 2008, definerer imidlertid både grunnvarme og for første gang også varmekildene luft og vann (brukt i forbindelse med varmepumpe), som fornybar energi. Men energiproduksjonen fra et varmepumpeanlegg regnes kun som fornybar energi i de tilfeller hvor varmepumpens varmeproduksjon overstiger mengden tilført energi med 15 %. Videre regnes kun en andel av varmepumpens varmeproduksjon som fornybar energi, energien som konsumeres av varmepumpen trekkes fra. EU Kommisjonen vil utarbeide standard beregningsmetoder for fornybar energi fra varmepumper innen januar 2013 [EUs fornybardirektiv, Annex VII].

3.1.1 Markedet globalt

IGA gir hvert femte år ut statistikk på geotermisk kraftproduksjon og geotermisk produksjon av varme. Bruk av varmepumper for utnyttelse av geotermisk energi står helt klart for den største veksten.


Geotermisk produksjon av elektrisitet [IGA, Geothermal Power Generation in the World]


Geotermisk produksjon av varme [IGA, Direct Utilization of Geothermal Energy 2010 Worldwide Review]

En amerikansk studie viser fortsatt sterk fremgang i de europeiske markedene med anslagsvis 10 – 20 % årlig vekst, noe som tilsvarer mellom 135.000 – 190.000 ny installerte grunnvarmebaserte varmepumper i 2008. Også det asiatiske markedet er i sterk vekst, spesielt i Kina og Sør-Korea [Oak Ridge National Laboratory].

3.1.2 Markedet i Norge

Grunnvarmebaserte varmepumper er den eneste utnyttelsen av geotermisk energi i Norge per 2011. Det er særlig lukkede systemer med energibrønner i fjell som er i vekst. I forhold til luft-luft eller luft- vann varmepumper er fordelene med grunnvarmebaserte varmepumper at de leverer energi uavhengig av utetemperatur og at de er mindre vedlikeholdskrevende. Totalt er det installert ca 26 000 anlegg av denne typen. Installert effekt på ca. 3500 MW termisk varme.

I 2011 gav NVE ut en rapport der det økonomiske potensialet for grunnvarme i Norge ble kartlagt. Rapporten fastslo at alt varme- og kjølebehov i Norge teoretisk kan dekkes av grunnvarmebaserte varmepumper. I følge NVE kan energi fra grunnvarme utgjøre et vesentlig tilskudd til den norske energiforsyningen. Økt bruk av grunnvarme vil kunne frigjøre en stor del av oljen og strømmen som brukes til oppvarming og kjøling.

Naturgitte forutsetninger og ulike anleggsformer bidrar til et differensiert kostnadsbilde. Ved en kostnadsgrense på ca 45 øre/kWh er potensialet for grunnvarme omtrent 15 TWh, mens en kostnadsgrense på 70 øre/kWh (tilsvarende direkte el-oppvarming) øker potensialet til rundt 45 TWh. I dette regnestykket er ikke installasjonskostnader for vannbåren varme inkludert. I tillegg til eksisterende oppvarmingsløsninger og mangel på vannbåren varme, kan tilgjengelig areal og tykke løsmasser (noe fordyrende boring) i noen tilfeller være begrensende faktorer for bruk av grunnvarme.

Norge har noen av Europas største grunnvarmeanlegg, og mange av anleggene driftes som sesongbaserte energilagre. Nydalen i Oslo og Oslo lufthavn Gardermoen er to av flere eksempler på større, velfungerende anlegg som bruker henholdsvis berggrunn og grunnvann i løsmasser som lagringsmedium. Se også prosjekteksempel A-Hus.

Antall installasjoner i boliger, større bygninger, samt fjernvarme- og fjernkjølesystemer er økende, og grunnvarme og energilagring bidrar med ca 1,6 TWh/år per 2009 i følge Norges geologiske undersøkelse (NGU). Energiformen står for mer enn 2 % av oppvarmingen av landets bygninger. Målt i installert kapasitet etter folketall, ligger Norge internasjonalt på en tredjeplass når det gjelder utnyttelse av grunnvarme, etter Sverige og Island.

De nye byggeforskriftene som er basert på EUs bygningsdirektiv, har fastsatt at alle bygg bygg inntil 500 m2 skal installere en fornybar energikilde som dekker minimum 40 % av energibehovet til oppvarming, mens bygg over 500 m2 skal ha minimum 60 % fonybardekning. Dette kan øke interessen for geoenergi ytterligere. NGU anslår at det tekniske potensialet for energibesparelse ved bruk av geoenergi og varmepumper ligger rundt 37 TWh.

 

3.2 Geotermisk kraftproduksjon

 3.2.1 Markedet globalt

Utbredelsen av geotermisk kraftproduksjon følger områdene med spesielt gode forutsetninger, det vil si med kort avstand til høytemperatur reservoarer. Land med kommersiell kraftproduksjon fra geotermisk energi er USA (2564 MW), Filippinene (1930 MW), Mexico (953 MW), Indonesia (797 MW), Italia (791 MW), Japan (535 MW), New Zealand (435 MW) og Island (202 MW). I 2010 var total installert elektrisk effekt på verdensbasis 10 715 MW og det ble produsert 67 246 GWh [World Geothermal Congress 2010]

International Geothermal Association anslår at installert kapasitet for kraftproduksjon basert på geoenergi vil nærme seg 18 500 MW installert kapasitet i 2015.

Elektrisitetsproduksjonen avhenger av anleggenes kapasitetsfaktor, som er produksjonsvolum i forhold til installert effekt. Denne økte fra i gjennomsnitt 64 % i 1995 til 73 % i 2008. Slike forbedringer er også med på å øke forventningene til fremtidig produksjon.

I Sarulla, Indonesia planlegges et 330 MW geotermisk anlegg, dette vil bli et av verdens største geotermiske kraftverk.

3.2.2 Markedet i Norge

Generelt er berggrunnen i Norge impermeabel og mest egnet for ”Hot Dry Rock”-anlegg, men lokalt kan det finnes enkelte permeable bergarter eller sprekkesystemer som kan utnyttes. Ved utgangen av 2010 fantes ingen anlegg for dyp geotermisk energi i Norge, men det norske selskapet Rock Energy har planer om et ”Hot Dry Rock”-anlegg til varmeformål i Oslo.

 

 4. Miljøkonsekvenser

4.1 Grunnvarme

Der en benytter varmepumper for å utnytte den geotermiske varmen brukes vanligvis elektrisitet i prosessen for å heve temperaturen. Miljøkonsekvensene for utnyttelse av grunnvarmen er normalt liten, men totalt sett er miljøkonsekvensene i stor grad avhengig av hvordan elektrisiteten er produsert (ny fornybar kraft, vannkraft, atomkraft, kullkraft, olje- og gasskraft). På denne bakgrunn er et grunnvarmeanlegg med varmepumpe i Tyskland, hvor mer enn 50 % av elektrisiteten er kullkraft, mindre gunstig enn i Norge.

Tradisjonelt har syntetiske HKFK-gasser (hydroklorfluorkarboner) blitt brukt som varmepumpens varmemedium. Disse har nedbrytende effekt på ozonlaget og er en sterk drivhusgass. HFK-gasser (hydrofluorkarboner) som nå normalt benyttes i de fleste varmepumper som varmemedium, bryter ikke ned ozonlaget, men bidrar fortsatt til drivhuseffekten ettersom det slippes ut i atmosfæren. Dette har skapt en økende interesse for bruk av naturlige gasser som ammoniakk, karbondioksid og hydrokarboner.

På grunn av en viss risiko for lekkasje til grunnvann, har glykol blitt erstattet med denaturert sprit og biologisk nedbrytbare kaliumsalter som arbeidsmedium i kollektorkretsens. Pilotinstallasjoner med karbondioksid som arbeidsmedium i Tyskland har vært vellykkede.

Temperaturheving ved retur av kjølevann kan i noen grad påvirke flora og fauna.

I forbindelse med etablering av anlegg med dype borrehull på mer enn 2000 meter, har det i noen tilfelle i Tyskland blitt utløst flere mindre jordskjelv.

4.2 Dyp geotermisk varme

Geotermiske væsker som hentes opp fra dypet kan inneholde en blanding av ulike gasser, som for eksempel CO2 og hydrogensulfid. Disse gassene kan bidra til global oppvarming og surt regn. Eksisterende geotermiske kraftproduksjonsanlegg har gjennomsnittlige utslipp på rundt 90-120 kg CO2/MWh elektrisitet, en liten brøkdel av utslippet fra konvensjonelle kraftverk basert på fossile brennstoffer.

Varmt vann fra geotermiske kilder kan videre inneholde giftige elementer som kvikksølv, arsenikk og antimon. Det kan være nødvendig å behandle boreslam som spesialavfall.

Ved utbygging av ”Hot Dry Rock”/”Enhanced Geothermal Systems” der vann injiseres i berggrunn som tidligere var tørr, endres spenningsforholdet i bakken. Dette kan medføre jordskjelv.


5. Eksempelprosjekter

5.1 Akershus universitetssykehus med Europas største anlegg for grunnvarme

Teknologi: Energigjenvinning med energilager i fjell 
Status: Kommersielt anlegg åpnet oktober 2008. Planer om utvidelse. 
Lokalisering: Lørenskog, Norge

Det nye universitetssykehuset i Akershus betjener om lag 340 000 mennesker, og krever like mye energi til oppvarming (ca. 20 GWh/år) som ca. 1 300 eneboliger på 150 kvm hver. Målsetting har vært at 40 % av energien til oppvarming av det nye sykehuset skal være fornybar energi.

Grunnfjellet på et 20 måls jorde like i nærheten fungerer som et magasin (energilager) der overskuddsvarmen fra sommerhalvåret lagres, og hentes opp igjen om vinteren. Til dette formål er det boret 228 brønner som er 200 meter dype. Det er planer om å utvide brønnparken ved Ahus, som allerede er Europas største, til 390 brønner.

For overføring av varmeenergi til fjellet føres en væske bestående av vann og etanol gjennom et lukket rørsystem ned i energibrønnen. Varme avgis i brønnen til fjellet når temperaturen på væskeblandingen er høyere enn temperaturen til fjellet. Tilsvarende opptas varme når temperaturen til væskeblandingen er lavere enn temperaturen til fjellet. I tillegg til bruk av grunnen som energilager utnyttes også kondensatorvarmen direkte i varmeanlegget i de periodene av året hvor det er samtidig kjøle- og varmebehov i sykehuset.

Det termiske energianlegget består av energibrønner, varmepumper, spisslastsentral og distribusjonssystem for varme og kjøling, og vekslersentraler for overføring av varme og kjøling til de lokale varme og kjøleanleggene i de enkelte bygningsavsnitt. Her benyttes varmen hovedsakelig til oppvarming, tappe¬vannsberedning, ventilasjon og snøsmelting utendørs vinterstid.

Økonomi: Totalt skal det investeres over 100 millioner kroner i det termiske anlegget. En vurdering av lønnsomheten ved løsningen som ble valgt, viser at merinvesteringen som anlegget innebærer (i forhold til konvensjonell løsning basert olje eller elektrisitet), tjenes inn i løpet av 5 – 10 år.

Aktører: Fortum fjernvarme har hatt ansvaret for utbyggingen og eier anlegget. Helse Sør-Øst RHF kjøper energi og kan kjøpe anlegget i 2039.

 

5.2 Verdens første HDR-anlegg i drift i Frankrike

Teknologi: Dyp geotermisk kraftproduksjon basert på “Hot Dry Rock”-konseptet

Status: Pilotanlegg, åpnet i juni 2008

Lokalisering: Soultz-sous-Forêt, Elsass, Frankrike

I Soultz har man forsket på utvinning av dyp geotermisk energi fra tette fjellformasjoner (granitt) helt siden 1987. Området er valgt ut på grunn av sin høye temperaturgradient på opp til 100 °C/km.

Metoden som benyttes er Hot Dry Rock; et kunstig sprekkesystem i opprinnelig tett fjell, dannet ved hjelp av vanninjeksjoner. Det er boret tre brønner (en injeksjons- og to produksjonsbrønner) ned til 5 km, temperaturen i reservoaret er ca 200 °C. Sprekkesystemet forbinder brønnene med hverandre. Kraftproduksjonen er basert på en binær syklus (Organic Rankine Cycle - ORC). Anlegget vil i første omgang ha kapasitet på 1,5 MWe (kraft) og opptil 30 MWth (varme).Det foreligger planer om utvidelse. 


Aktører: Tysk-fransk/EU-forskningsprosjekt