TEMA: GEOENERGI | 23 aug 2022

Testhålsprojekt utvecklar geotermin

Tekniken för geotermi håller på att utvecklas med djupborrning i Malmö men också i övriga Europa.

I Malmö har Eon drivit ett forskningsprojekt för att producera värme i form av djuphålslager (se Energi & Miljö nr 3–4 2020).

Testhålsprojektet beviljades 2020 med stöd från Energimyndigheten. Det har genomförts i samarbete mellan Eon och St1 (som bedriver ett liknande projekt i Finland), länsstyrelsen i Skåne, Malmö stad, ledande forskare från Uppsala och Lunds universitet samt Sveriges geologiska undersökning (SGU).Testhålsprojektets huvudsyfte var att utveckla och demonstrera testhålsmetodiken, en metodik med målet att reducera osäkerhetsfaktorer som hindrar investering av djupgeoanläggningar med EGS-tekniken (Engineered Geothermal Systems).

Bakgrunden är att potentialen för geotermisk energi från djup ned till sex, sju kilometer är mycket större än vanliga geoenergisystem. I den rapport som lämnats in till Energi­myndigheten efter att projektet avslutats konstateras att International Energy Agency (IEA) har prognosticerat att mer än 50 procent av alla geotermianläggningar 2050 kommer att vara EGS-baserade. I rapporten konstateras att höga temperaturer (130–160 °C) möjliggör direktväxling direkt mot fjärrvärmenät utan spetsenergi (till exempel värmepump).

Med EGS går man ned i den så kallade torra berggrunden, där man trycker ned vatten. Vårt mål var att ha en värmeväxlingsyta på cirka en kilometer.

Enligt Peder Berne, hållbarhets­koordinator på Eon, har man gått in med en ansökan till Europeiska inno­vationsfonden för att kunna driva arbetet vidare, vilket skulle bidra till utvecklingen av två fullskaliga anläggningar för geotermi i Malmö. Tyvärr fick man aldrig stödet och projektet såg sig tvunget att ta en annan form och riktning.

– Målet för de två djupgeoanläggningarna var två reservoarer på vardera 40 MW termisk effekt. Det skulle ge 360 GWh värmeproduktion per år, vilket motsvarar en femtedel av Malmös samlade fjärrvärmebehov, säger Peder Berne.

Syftet med testhålsprojektet var att ge en referensbild för hur berggrunden ser ut och därmed förutsättningarna för dessa två anläggningar. Det handlar om att undanröja osäkerheter inför en fullskalig djupgeolösning.

Peder Berne:

– Vi borrade ned till 3 133 meter i förlängningen av en befintlig brunn som tidigare var borrad genom det sedimentära lagret på dryga 2 000 meter. Testhålet skulle ge information om var och hur borrning för fullskalig anläggning ned mot 6 500 meter skulle genomföras med målet att nå temperaturer runt 130 grader.

Enligt Peder Berne har projektet nu tagit en annan riktning som tar lärdom av de kunskaper och erfarenheter som projektteamet och Eon på en europeisk nivå fått från ESG-projektet och som kan antas vara en naturlig följd i projektarbetet. Lärdomarna från projektet används nu både i Sverige och i Tyskland som en möjlighet att utveckla grundare geotermilösningar, ned till ett par kilometers djup, så kallat  midgeosystem. Lösningen har blivit ännu mer attraktiv då omvärldssituationen förändrats och intresset i Europa för fossilfria lösningar kommer att medföra att teknikutvecklingen tar ett skutt framåt.

– Med EGS går man ned i den så kallade torra berggrunden, där man trycker ned vatten. Vårt mål var att ha en värmeväxlingsyta på cirka en kilometer. Det behövs två hål – ett där man trycker ned kallt vatten och ett där man pumpar upp varmt vatten. Mängden energi är naturligtvis beroende på flödet i reservoaren som stimuleras, vilket har stora osäkerhetsaspekter.

I slutrapporten understryks EGS som en möjliggörare för förnybar fjärrvärmeproduktion med låg rörlig produktionskostnad med enkel drift och litet underhållsbehov samt att det finns möjlighet att bygga energianläggningar där det inte var möjligt tidigare.