Geotermisk energi: teknologi, muligheter og utfordringer

Jakten på fornybar grunnlastkraft

Sol- og vindkraft vokser, men verdens samlede energiforsyning er fortsatt sterkt avhengig av fossile brensler. Transport, industri, skipsfart og gjødselproduksjon er blant bruksområdene. Denne artikkelen beskriver teknologi og selskapsplaner i 2024.

Dels skyldes dette menneskehetens enorme energihunger, med et stadig økende forbruk siden 1900‑tallet.

Kilde: OurWorldInData

Sol- og vindkraft er blitt konkurransedyktige i mange markeder, men det tar tid å fornye kraftverk, nett og annen infrastruktur. Kostnader og utbyggingstakt varierer mellom steder.

Vind- og solkraft har dessuten væravhengig produksjon.

Et kraftsystem med mye væravhengig produksjon trenger fleksibilitet. Lagring er én mulighet, sammen med nett, regulerbar produksjon og fleksibelt forbruk. Vi har omtalt lagring i artiklene «Fremtidens energilagring: batteriteknologi for kraftsystemet» og «Alternativer til kjemiske batterier i energiomstillingen».

Alternativer for grunnlastkraft

Vannkraft med magasin kan levere regulerbar fornybar kraft, men mulighetene avhenger av geografi, miljøhensyn og vannressurser. Geotermisk kraft og bioenergi kan også gi stabil produksjon. Uutnyttet vannkraftpotensial varierer betydelig mellom land.

Kjernekraft har lave utslipp gjennom livsløpet og kan gi stabil kraftproduksjon. Anlegg kan likevel stanse for vedlikehold eller begrenses av blant annet tilgang til kjølevann.

Dette drives i stor grad av teknologisk innovasjon, fra små modulære reaktorer, SMR , til fjerde generasjons reaktordesign (følg lenkene for fullstendige rapporter om disse temaene). I 2024 inngikk selskaper som Microsoft (MSFT ) langsiktige avtaler knyttet til kjernekraft for datasentre. Planlagte leveranser avhenger av at anleggene kan settes i drift og får nødvendige tillatelser.

Kjernekraft er omstridt i flere land. Kostnader, byggetid, sikkerhet, avfall og politiske valg påvirker hvor stor rolle den kan få.

Geotermisk energi er en annen fornybar energikilde som foreløpig har en begrenset rolle i det globale energisystemet.

Geotermisk energi

Solenergi driver også vind og mye av vannets kretsløp. Det betyr ikke at all annen fornybar energi kommer fra solen; tidevannskraft har for eksempel en annen hovedårsak.

Geotermisk energi kommer fra varme i jordens indre, både restvarme fra dannelsen av jorden og varme fra radioaktiv nedbrytning. Den tilgjengelige varmen kan gi forholdsvis stabil produksjon, men et lokalt reservoar må forvaltes riktig.

Kilde: California Academy of Sciences

Enkelte geotermiske anlegg kan regulere produksjonen eller kombinere den med varmelagring. De kan derfor utfylle sol- og vindkraft. Mulighetene er avhengige av anleggets utforming og reservoaret.

Det praktiske potensialet avhenger av lokale temperaturer, dybde, berggrunn og økonomi. Også områder uten store fossile ressurser kan ha nyttige geotermiske ressurser, blant annet til oppvarming.

Kilde: Journal Of Cleaner Production

Vurdering av geotermisk potensial

Temperaturen i berggrunnen varierer med geologien og dybden. Vulkanisme kan gi særlig høye temperaturer nær overflaten, men seismisk aktivitet eller fjell i seg selv er ikke tilstrekkelig til å påvise en lønnsom ressurs.

Konvensjonelle hydrotermiske anlegg trenger tilstrekkelig varme, væske og gjennomtrengelig berggrunn. Andre teknologier kan redusere avhengigheten av naturlig vann eller permeabilitet. Høy permeabilitet er nyttig når den gir egnet sirkulasjon, men må vurderes sammen med resten av reservoaret.

I en studie fra 2020 utført av CNR i Italia, med tittelen «Beregning av geografisk egnethet for geotermiske kraftverk», ble geografisk egnethet undersøkt. Et slikt kart er en modellbasert vurdering, ikke en bekreftelse på utvinnbare ressurser på hvert sted.

Kart over konvensjonelle amerikanske ressurser viser særlig gode forhold i vest. Dypere ressurser og nye teknologier kan utvide mulighetene, men kartet gir ikke samme lønnsomhet overalt.

Kilde: EIA

Europa har geotermiske muligheter med svært ulike temperaturer og bruksområder. Rhindalen og andre deler av Sentral-Europa er interessante, særlig for varme. Et kart over varmeflyt eller egnethet betyr ikke at et italiensk eller sentraleuropeisk prosjekt nødvendigvis har samme kraftpotensial som et islandsk.

Kilde: International Journal of Terrestrial Heat Flow and Applied Geothermics

I Asia har nasjoner i “Ring of Fire” (Japan, Indonesia osv.) rundt Stillehavet det største potensialet.

Omfanget av geotermisk energi

Det er nyttig å skille mellom grunnvarme til varmepumper og dypere ressurser til direkte varme eller kraftproduksjon. Grensene mellom kategoriene er veiledende og avhenger av geologien.

Grunnvarmepumpe

Grunnvarmepumper utnytter at temperaturen noen meter under bakken varierer mindre gjennom året enn uteluften. De produserer ikke elektrisitet fra jordens dype varme; de flytter varme ved hjelp av tilført energi.

Om vinteren kan en varmepumpe hente varme fra grunnen, og om sommeren kan grunnen brukes til kjøling. Temperatur og ytelse avhenger av klima, dybde, grunnforhold og dimensjonering.

Kilde: NPR

Det finnes mange varianter av denne teknikken, avhengig av hvordan løkken for å hente varme fra bakken er bygget.

Kilde: GSI

Passive systemer kan også utnytte grunnen til temperaturutjevning, for eksempel i drivhus. Hvor mye oppvarming de gir, avhenger av klima og konstruksjon. Vi omtaler dette i «Grunnvarme og passive drivhus: lavere utslipp fra landbruket».

Dyp geotermisk energi

Dyp geotermi henter varme fra større dyp, ofte fra rundt 500 meter og nedover. Temperaturen øker vanligvis med dybden, men gradienten og nødvendige brønndyp varierer lokalt.

For England oppgir kilden eksempler på gjennomsnittlige temperaturer på rundt 40 °C ved 1 000 meter, 90 °C ved 3 000 meter og 140 °C ved 5 000 meter. Dette er veiledende tall for forholdene kilden beskriver, ikke garanterte temperaturer ved alle engelske boresteder.

Ressurser på rundt 1 000–2 500 meters dyp kan blant annet brukes til direkte varme for bygninger og industri. Fjernvarme betyr at et nett leverer varme til flere bygg eller et større område, ikke bare én kvartalsblokk.

Ved Paris-Orly lufthavn beskriver eksemplet en vannstrøm på rundt 300 kubikkmeter per time ved 74 °C, ikke bare et vannvolum på 300 kubikkmeter. Anlegget er oppgitt å ha cirka 10 MW varmeeffekt og å spare rundt 4 000 tonn oljeekvivalenter årlig. Tallene gjelder dette anlegget og perioden kilden omtaler.

Ultra-dyp geotermisk energi

Begrepet brukes her om svært dype eller særlig varme ressurser; dybde og temperatur er ikke det samme.

På flere kilometers dyp kan høy temperatur, trykk og krevende berggrunn gjøre boring og drift vanskelig. Vannets kokepunkt avhenger av trykket, så det er misvisende å bruke 100 °C som en universell grense i et dypt reservoar.

Høyere temperatur kan gjøre kraftproduksjon mer effektiv, men også øke materialkravene og risikoen. Produksjonen avhenger dessuten av strømningsrate og anleggsutforming.

Kilde: BGS

Produksjon av kraft med geotermisk energi

Geotermisk kraft har en betydelig rolle i blant annet Kenya, Island og Filippinene. Andelene på rundt 50 %, 30 % og 17 % som artikkelen siterte, gjelder historiske anslag og varierer med år og statistikkgrunnlag; de er ikke oppdaterte, faste nasjonale andeler.

Flere land har uutnyttede ressurser, men praktisk utbygging avhenger av lønnsomhet, tillatelser og avsetning for strøm eller varme. Eksportmuligheter kan påvirke etterspørselen, men er ikke den eneste begrensningen.

Varme ressurser kan brukes til kraftproduksjon og i noen tilfeller til kombinert kraft og varme. Binære anlegg kan også utnytte lavere temperaturer; 150 °C er ikke en universell nedre grense.

Tradisjonell, forbedret og avansert geotermi

Konvensjonell geotermi

Tradisjonell geotermisk energiproduksjon baserer seg på å finne den perfekte kombinasjonen av tilstrekkelig varme steiner, eksisterende vann og høy steinpermeabilitet.

Slike forhold begrenser hvor konvensjonelle anlegg er lønnsomme. En brønn som ikke gir tilstrekkelig temperatur eller vannstrøm, kan medføre store kostnader uten planlagt produksjon.

Dermed er tradisjonell geotermisk boring ikke så ulik oljeboring, hvor den ofte dårlig forståtte underjordiske geologien bestemmer den økonomiske levedyktigheten.

Forbedrede geotermiske systemer, EGS

EGS bruker blant annet hydraulisk eller termisk stimulering for å skape eller forbedre sirkulasjon i varm berggrunn.

Væske tilføres under kontrollerte forhold for å åpne eksisterende sprekker eller danne nye strømningsveier. Teknikkene kan overlappe med hydraulisk oppsprekking i olje- og gassindustrien. Det er derfor ikke riktig at EGS aldri lager nye sprekker. Utforming, kjemikaliebruk og behov for støttematerialer varierer.

EGS kan utvide ressursgrunnlaget utover naturlige hydrotermiske felt. Varme, dybde, spenninger, væskestrøm og borekostnader avgjør likevel hvor et prosjekt er gjennomførbart; et bestemt lag av granitt og sedimenter er ikke et universelt krav.

Teknologien kan åpne flere steder for geotermi. Produksjon og levetid må likevel dokumenteres for hvert reservoar.

Kilde: ThinkGeoEnergy

Avanserte geotermiske systemer

Lukkede sløyfer

Lukkede systemer sirkulerer en arbeidsvæske i forseglede brønner i stedet for å la den strømme gjennom et åpent reservoar. Varmen overføres gjennom brønnveggen.

Kilde: ThinkGeoEnergy

Lukkede systemer kan redusere avhengigheten av naturlig permeabilitet. Varmeoverføring, brønngeometri, borekostnader og tekniske krav begrenser likevel hvor de er lønnsomme.

Superkritisk geotermisk

Superkritisk vann krever både temperatur over omtrent 374 °C og trykk over omtrent 22 MPa. Temperatur på 400 °C alene er ikke nok. Slike forhold kan gi interessante energiressurser, men stiller store krav til brønner, materialer og drift.

Påstander om fire til ti ganger høyere energiutbytte må knyttes til bestemte forhold og sammenligningsgrunnlag; de er ikke en fast egenskap ved alle superkritiske anlegg. Eksempler som sammenligner 5 MW ved 200 °C med 50 MW ved 400 °C illustrerer et mulig potensial. Antall brønner og kapasitet avhenger også av væskestrøm, trykk og virkningsgrad; temperaturen alene gir ikke en slik tidobling.

Det islandske Iceland Deep Drilling Project (IDDP) er et viktig forsknings- og utviklingsprosjekt på feltet. Daterte opplysninger om fremdrift må leses som historiske, ikke som en oppdatert status.

Et annet selskap som utvikler teknologi for tilgang til svært varme bergarter, er Quaise. Selskapet arbeidet i 2024 med millimeterbølgebasert boring ved hjelp av en gyrotron. Mål om omtrent 20 kilometers dybde og rundt 500 °C var utviklingsambisjoner, ikke dokumentert kommersiell drift eller en garanti for å erstatte all grunnlastkraft.

Utvinning av mineraler

Væske fra geotermiske reservoarer kan inneholde oppløste salter og mineraler. Dersom innholdet og kjemien er egnet, kan mineralutvinning gi en ekstra inntektsmulighet. Det krever egne prosesser og investeringer og er ikke automatisk lønnsomt.

Et eksempel er Vulcan Energy (VUL.AX) utvikler planer for varme, kraft og litium fra saltlake i øvre Rhindalen. Prosjektstatus og selskapsstruktur må vurderes i lys av artikkelens 2024-kontekst.

Kombinert kraft og varme og annen energiutnyttelse

Varme som produseres med geotermisk energi brukes vanligvis enten til oppvarming av boliger eller til å produsere elektrisitet.

Varmen kan også brukes i industrielle prosesser. Avsalting eller produksjon av hydrogen og ammoniakk kan være muligheter der teknologien og økonomien passer; slike produkter krever egne anlegg og ytterligere energi.

Geotermisk økonomi

Kostnaden for geotermisk energi varierer betydelig med ressursen og utbyggingen. En markedsrapport sitert i 2024 anslo en gjennomsnittlig årlig vekst på 3,14 % i perioden 2023–2033. Dette var en kommersiell prognose, ikke et målt vekstresultat.

En fordel med denne teknologien er at den utnytter tiår med erfaring fra boring i olje‑ og gassindustrien. I praksis kan den også være en god måte å opprettholde sysselsetting og de tekniske ferdighetene til oljearbeidere under den grønne overgangen.

Kostnadssammenligninger med solkraft og lagring avhenger av blant annet finansiering, kapasitetsfaktor, lagringstid, skatter og støtte. En enkelt graf fastslår ikke hvilken teknologi som alltid er billigst.

Kilde: Lazard

Geotermisk varme kan være nyttig i kalde områder med egnet berggrunn, også når solproduksjonen er lav. Et stort varmebehov er likevel ikke i seg selv bevis på at lokal geotermisk kraft er lønnsom.

Store investeringer må ofte gjøres før en ressurs er ferdig testet. Tilbakebetalingstiden avhenger av prosjektet og kan ikke generelt settes til ti eller tjue år.

Støtteordninger og skattefordeler varierer mellom land og teknologier. En sammenligning må vise hvilke ordninger som er medregnet og for hvilket år.

Økt behov for fleksibel kraft og varme kan gi geotermi nye muligheter, men dette avhenger av kostnader, nett og politiske rammer.

Geotermisk: fordeler og ulemper

Mulige fordeler

Et riktig forvaltet geotermisk reservoar kan gi stabil varme og kraft med lave utslipp. Anleggets regulerbarhet, ressurs og kostnader må likevel vurderes; ingen teknologi er best i alle situasjoner.

Geotermiske anlegg kan ha et relativt lite arealbehov per produsert energimengde. Brønner, rør, kraftverk og anleggsarbeid gir likevel inngrep, og påvirkning på vann, natur og lokalmiljø må vurderes.

Kilde: Wikipedia

Erfaring fra olje- og gassboring kan brukes i geotermiske prosjekter. Dette kan gi tilgang til etablerte leverandører, men fjerner ikke avhengighet av internasjonale forsyningskjeder eller andre tekniske flaskehalser.

Utfordringer med geotermisk energi

Ressursutarming

Underjordisk varme fornyes over tid. Imidlertid kan utvinning av geotermisk varme fjerne varmen raskere enn den akkumuleres.

Uttaket må tilpasses reservoarets varme og væsketilførsel. Produksjonsnedgang og eventuell gjenoppbygging av temperaturen varierer; det finnes ikke en fast regel om pause etter 30–50 års drift.

Jordskjelvrisiko

Boring, væskeuttak og særlig injeksjon kan i visse geologiske forhold utløse seismisitet. Et alvorlig eksempel er jordskjelvet med styrke 5,5 ved Pohang i Sør-Korea i 2017, knyttet til et EGS-prosjekt.

Injeksjon kan endre poretrykk og spenninger slik at eksisterende forkastninger beveger seg. Dette er mer presist enn å si at vannet bare smører berglagene.

Mange induserte skjelv er små, men større og skadelige hendelser er mulige. Risikoen krever kartlegging, overvåking og driftsgrenser.

Plassering og drift må vurderes ut fra lokale forkastninger, befolkning og mulig skade. Et avsidesliggende sted gjør ikke automatisk et prosjekt akseptabelt eller risikofritt.

Lukkede systemer uten reservoarinjeksjon kan redusere enkelte mekanismer for indusert seismisitet. Boring og andre forhold må fortsatt vurderes, så løsningen er ikke helt risikofri.

Investering i geotermisk energi

Sektoren er fortsatt relativt liten sammenlignet med andre fornybare, og utvikler seg raskt teknologisk.

I 2024 var flere utviklere fortsatt private. Blant eksemplene som artikkelen trakk frem, var Eavor, som utvikler lukkede systemer, Quaise, som arbeider med svært dyp boring, og investeringsselskapet Baseload Capital. Disse virksomhetene har ulike teknologier og eierstrukturer; tilgangen for investorer må undersøkes separat.

Dette betyr også at noen avanserte geotermiske selskaper, som Iceland Drilling, inngår i større grupper og gir dermed ikke nødvendigvis en ren investering i geotermi. Artikkelen viser tilArcher – ARCH.OL i denne sammenhengen.

Børsnoterte selskaper kan gi indirekte eksponering mot geotermi. Tilgjengelighet, gebyrer og risiko varierer mellom meglere og markeder. På nettstedet finnes omtaler av meglere i blant annet følgende land: USA, Canada, Australia, Storbritannia, og mange andre land.

Brede fond innen ren energi, for eksempel iShares Global Clean Energy ETF (ICLN), First Trust NASDAQ Clean Edge Green Energy Index Fund (QCLN), eller ALPS Clean Energy ETF (ACES) , kan gi sammensatt eksponering mot energisektoren. De er ikke rene geotermifond; gjeldende beholdninger må undersøkes for å se om og hvor mye geotermi de faktisk inneholder.

Geotermiske selskaper

1. Ormat Technologies, Inc.

Ormat er en etablert eier, operatør og leverandør innen geotermisk kraft. Artikkelen siterte i 2024 en portefølje på rundt 1,23 GW og omtrent 125 MW under utvikling, med virksomhet i flere land. Porteføljens sammensetning og tallene må knyttes til den aktuelle rapporteringsdatoen.

Ormat utvikler også batterilagring. Tallet på 190 MW i drift var et historisk øyeblikksbilde, og målet om rundt 1 GW i 2028 var en fremtidsplan. MW angir effekt; lagret energimengde må oppgis separat i MWh eller GWh.

Kilde: Ormat

Selskapet utvikler kraftprosjekter og leverer teknologi til andre utbyggere, blant annet i markeder som New Zealand og Indonesia. Leveranse av et anlegg betyr ikke nødvendigvis at Ormat eier det.

Artikkelen siterte også omtrent 3,4 GW levert geotermisk anleggskapasitet over tid. Dette er noe annet enn selskapets egen produksjonskapasitet. Omtalen av plassering blant leverandører, som dentredje største bak Fuji Electric og Toshiba, må forstås som en datert bransjevurdering, ikke en oppdatert rangering.

Amerikanske skatteordninger under Inflation Reduction Act inngikk i selskapets vekstplaner. Et anslag på opptil 125 millioner dollar årlig var betinget av kvalifiserende investeringer og skatteregler, ikke en garantert årlig utbetaling.

Kilde: Ormat

Geotermi er fortsatt et relativt lite felt i det globale kraftsystemet. Utbyggere må håndtere teknisk risiko, finansiering og kundenes krav til dokumentert drift.

Ormats erfaring kan være et fortrinn, men fremtidig etterspørsel, lønnsomhet og aksjeavkastning er usikre.

2. Vulcan Energy (VUL.AX)

Vulcan Energy er en australskregistrert børsnotert gruppe med prosjektvirksomhet i Tyskland. Den utvikler utvinning av litium fra geotermisk saltlake sammen med produksjon av varme og kraft i øvre Rhindalen.

Selskapet presenterte langsiktige mål om varme til opptil én million mennesker, litium til opptil én million elbiler årlig og reduserte utslipp. Dette var prosjektambisjoner, ikke resultater oppnådd i 2024. Omfanget av første fase må skilles fra mulige senere utvidelser.

Fjernvarmenett i regionen kan gi et marked for varmen. Hvor mye fossil energi som faktisk erstattes, avhenger av nett, leveranser og alternativ varmekilde.

Første fase var planlagt med årlig produksjon på rundt 275 GWh elektrisitet og opptil 560 GWh varme. Selskapets planer er prognoser og avhenger av finansiering, bygging og drift.

Kilde: Vulcan Energy

Vulcan hadde inngått avtaler med blant andre Stellantis, Volkswagen, LG, Umicore og Renault. Omfang, produkt og leveringsvilkår varierer mellom avtalene. Stellantis investerte om lag 50 millioner euro i 2022 for rundt 8 % på det tidspunktet; eierandelen kan senere endres ved kapitalutvidelser.

Anslag om lav produksjonskostnad, begrenset ressursnedgang frem mot 2055 og oppstartstidspunkt var selskapets modeller og planer. De er ikke garantier og kan endres når prosjektet utvikles.

Kilde: Vulcan Energy

Vulcan var i en utviklingsfase med betydelig gjennomførings- og finansieringsrisiko. Den første produksjonen i demonstrasjons- og kvalifiseringsanlegg i 2024 var en milepæl, men beviste ikke at kommersiell stordrift eller anslåtte kostnader var sikret.

Prosjektet hadde som mål å redusere utslipp gjennom geotermisk energi og en integrert litiumkjede. Påstander om klimanøytralitet, verdens laveste kostnad eller Europas største ressurs avhenger av beregningsgrunnlag og avgrensning; de bør ikke leses som uavhengig bekreftede universelle egenskaper.