Geotermisk värme till fjärrvärmesystemet används redan idag i bland annat Island, Frankrike, USA och utanför Helsingfors har St1 ett projekt som ligger långt framme. I Sverige har däremot inte tekniken använts för fjärrvärme tidigare. Att det nu blivit intressant är främst kopplat till att bolagen har högre klimatkrav och att borrtekniken har blivit billigare.
På pappret ser tekniken enkel ut och bygger på två djupborrade hål, på 4–7 km. Mellan dessa hål skapar man en konstgjord värmeväxlare genom att trycka ned vatten under högt tryck, vilket skapar sprickor i berggrunden. Kallt vatten pumpas ner i det ena djupborrade hålet och detta cirkulerar sedan genom den konstgjorda värmeväxlaren där det värms upp.
I Malmö räknar man med att få upp vatten med 140 grader, medan man i Göteborg siktar på 120-gradigt vatten. Det högtempererade vattnet kan sedan levereras direkt till fjärrvärmenätet. Enkelheten bedrar dock, för i verkligheten är djupgeotermiska projekt fulla av svårigheter – inte minst för att tekniken är ny för de geologiska förutsättningar som finns i Sverige.
Flera utmaningar
Drivkraften för Eon och Göteborg Energi, som står bakom satsningarna i Malmö respektive Göteborg, är att all deras produktion ska baseras på förnybar råvara eller återvunnen värme till 2025 och då kan geotermisk energi bli en viktig del.
2018 inledde Eon en förstudie och i juli 2020 började de borra i Malmö hamn.
– Vi stötte på flera utmaningar som bland annat vatteninträngningar, vilket gjorde att vi fick byta borrteknik. Det ledde till att borrningen tog längre tid än väntat, säger Per-Anders Tauson, vd på Eon Värme.
– Vi har därför tillsatt mer pengar, men vi ser detta som ett viktigt projekt inte bara för Sverige utan för hela Eon-koncernen. Vi är i ett tidigt skede, men kan vi få teknologin att fungera och även använda den på andra marknader så finns det stora klimatvinster att göra, säger Per-Anders Tauson vidare.
I slutet av augusti hade Eon kommit ner till drygt 3 100 meter och nu pågår utredningar hur de ska gå vidare. Parallellt med sitt eget arbete för Eon en dialog med St1 vars projekt i Finland har kommit längre.
Målet var från början att Eons första fullskaliga anläggning skulle stå klar redan 2022, men nu siktar Eon istället på att ha en färdig anläggning på 50 MW klar till 2023–2024. Den ska byggas i Malmö hamn, där provborrningarna har genomförts och målsättningen är bygga ytterligare tre-fyra anläggningar i Malmö och därmed ersätta en del av bolagets äldre produktionsanläggningar.
Göteborg Energi undersöker potentialen
Även Göteborg Energi undersöker möjligheterna med geotermisk energi och just nu borrar man i Högsbo, som ligger i de södra delarna av Göteborg. Här ser de geologiska förutsättningarna lite annorlunda ut jämfört med Malmö. Södra Sverige har cirka två kilometer sedimentärt material överst, medan i Göteborg är det direkt urberg med tydliga sprickbildningar.
– Vi har under två år gjort strategiska och fördjupade studier om geotermisk energi. Studierna visar att det finns tekniska och ekonomiska möjligheter för geotermisk värme i vårt energisystem. Nästa steg är att verifiera våra antaganden och det gör vi genom provborrning, berättar Alexandra Angelbratt, som är projektledare på Göteborg Energi.
– Vi startade provborrningen i februari och ska borra oss ner till en kilometer för att skaffa oss en bild av hur långt vi behöver borra för att nå vår måltemperatur på cirka 120 grader i en framtida fullskalig anläggning och också få mer kunskap om geologin, säger Alexandra Angelbratt vidare.
Göteborg Energi räknar med att ha kommit ner till 1 000 meter i slutet av april och om de får ett bra utfall från provborrningen kommer de gå vidare i höst med en ny provborrning till två kilometers djup.
– Om vi kommer fram till att detta är ett bra produktionssätt för oss så kommer vi ta ett investeringsbeslut, men det ligger 4–5 år framåt i tiden innan en anläggning kan vara på plats. Det vi siktar på är en anläggning på 40 MW som sannolikt kommer att ligga i södra delarna av Göteborg, dock inte i Högsbo där vi borrar just nu, då vi inte äger marken där, säger Alexandra Angelbratt.
– Det är ny teknik som verkar riktigt bra, men vi vill inte att detta ska blir ett högriskprojekt utan vi tar ett steg i taget och utvärderar om vi ska gå vidare. Vi lär oss mycket på vägen, säger Alexandra Angelbratt.
Att det handlar om forsknings- och utvecklingsprojekt, där det sker mycket kunskapsuppbyggande när projekten pågår är något som även Per-Anders Tauson och Per-Arne Karlsson på St1 poängterar.
– Får vi tekniken att fungera är det en mycket intressant lösning. Den tar liten plats, det krävs ingen förbränning och den är enkel att drifta, säger Per-Anders Tauson och fortsätter:
– Men jag ska erkänna att det är svårare än förväntat.
Första anläggningen i Finland
St1 är det bolag som kommit längst av de tre pågående projekten i Sverige och Finland. Utanför Helsingfors har St1 borrat 6,5 km. Det är det första anläggningen för geotermisk energi i industriell skala i Finland och den är placerad vid Fortums värmeverk i Otaniemi. Projektet skulle ha tagits i drift inför den gångna driftsäsongen, men är försenat då St1 vill genomföra tester och öka kunskapen om hur de kan förbättra vattenflödena i en berggrund med smala sprickor. Detta sker bäst innan man startar upp anläggningen.
– När vi har bättre kunskap kring hur man förbättrar flödet kommer det att minska osäkerheten kring vad den termiska effekten kan bli för vårt och framtida projekt, säger Per-Arne Karlsson, chef för förnybar energi på St1 Sverige.
– Detta har aldrig tidigare blivit testat på det sätt vi nu planerar att genomföra och kan man lära sig hur detta fungerar i en av världens tuffaste berggrunder, nämligen den i Outaniemi, så kommer det att vara till stor nytta i framtida projekt på andra platser.
St1 ser djupgeotermisk värme som en framtida affär där de är producenter och säljare av förnybar energi.
– Men tekniken behöver utvecklas inte minst för att kapa tiden för borrning och att det blir en mer kostnadseffektiv lösning. Vi har mycket kvar att lära, säger Per-Arne Karlsson och avslutar:
– Vi behöver helt enkelt upptäcka hur vi kan använda denna värme smartare, säkrare och effektivare. Nu är det fortfarande ibland onödigt kostsamt, men vi tror absolut att det kan bli en riktigt intressant lösning i energisystemet framöver.
Ann-Sofie Borglund
