allTEIL C

GEOTHERMISCHE ENERGIE

Ausgewählte Länder (I)

Ägypten


In Helwan wird seit dem 7. Jahrhundert eine Schwefelquelle (31,6°C) zur Heilung von Hautkrankheiten genutzt. Weitere Quellen gibt es in der Oase Dakhla in der westlichen Wüste (Ain al-Gabal, 40°C), der Oase Farafra (Ain al-Balad, 28°C), der Oase Baharya (Ain al-Bishmou, 31,6°C und Ain al-Ris, 28,3°C) sowie im Hammam Mousa auf dem Sinai (Ain Hammam Faroun, 70°C).

Ägypten stellt 1983 einen Betrag von 2,29 Mio. $ für die Kartographierung möglicher Thermalquellen im Sinai, bei Suez und Fayyoum bereit. Konkrete Umsetzungen sind noch nicht bekannt, diverse Studien sind im Internet einsehbar.

Geothermische Untersuchungen werden außerdem im Bereich des Gebel El-Maghara durchgeführt, und zwar am Wadi al-Safa, Wadi al-Murra, Wadi al-Rakb und Wadi al-Massajid.

Neue Daten zeigen, daß sich im Golf von Suez und in Küstengebieten des Roten Meeres in einer Tiefe von 4 km und Reservoirs mit Temperaturen um 150°C erwartet werden können.

Argentinien


Nachdem in den 1990er Jahren ein erstes kleines Kraftwerksvorhaben scheiterte, schließen die in Broomfield, Colorado, beheimatete Fellows Energy Ltd., ein Unternehmen aus dem Öl- und Gassektor, sowie die argentinische Grupo Minero Aconcagua SA (GMA), die im Gold-, Silber- und Kupferbergbau aktiv ist, einen Optionsvertrag für zwei geothermische Kraftwerke mit der Geothermia Andina SA.

Für die beiden Projekte Valle Del Cura und Tuzgle-Tocomar in den Anden werden Ende 2008 Machbarkeitsstudien erstellt. Man geht davon aus, daß sich an den beiden Vorhaben zusammen ca. 300 MW elektrischer Leistung installieren lassen. Fellows arbeitet außerdem an einer Studie für ein drittes argentinisches Projekt, einem 30 MW Kraftwerk, das als erste Einheit einer späteren 100 MW Anlage vorgesehen ist.

Weit vorangeschritten sind auch Verhandlungen mit einem weiteren Partner, der Grupo Minero Aconcagua SA, mit der zusammen der Bau gemeinsamer geothermischer Kraftwerke und Windparks in Zentral- und Süd-Argentinien geplant ist.

Australien


Bislang existiert in Australien erst eine einzige Geothermie-Anlage in Birdsville, Queensland, rund 1.600 km westlich von Brisbane ... mit einer Leistung von 120 kW (von denen allerdings auch noch 40 kW an ‚Verlusten’ abzuziehen sind). Die Anlage hat eine interessante Geschichte: Um eine ständige Versorgung mit Wasser für Birdsville zu liefern wird 1961 eine Bohrung eingebracht, die in 1.200 m Tiefe auf  99°C  heißes Wasser stößt. Die Stromerzeugung ist ein unerwarteter Bonus. Ursprünglich, d.h. ab 1965, wird nur der Wasserdruck benutzt, um mittels einer 8 kW Wasserturbine Elektrizität zu erzeugen, doch 1976 wird die Turbine durch Dieselmotoren und Generatoren ersetzt.

Die Geothermie-Anlage nach dem Organic Rankine Cycle Engine (ORCE) Verfahren wird 1992 Jahren errichten und bis 1994 betrieben, dann jedoch Jahren aufgrund von Änderungen der Umweltauflagen wieder geschlossen.

Ende 2001 Jahren wird die Anlage durch die Firmen Ergon Energy und Enreco Pty Ltd. sowie den Queensland Sustainable Energy Innovation Fund (QSEIF) modernisiert, indem statt Freon Isopentane eingesetzt wird, und bis 2004 erneut in Betrieb genommen. Nach weiteren Umbauten ist die Anlage seit dem Dezember 2005 in Dauerbetrieb.

Als erstes Unternehmen beginnt 2005 Geodynamics mit Geothermie-Arbeiten in Australien. Man möchte das Hot-Rocks-Energiegewinnungsverfahren anwenden, doch im zweiten Bohrloch bricht der Bohrkopf ab, aufwendige Rettungsaktionen bleiben erfolglos und das Loch muß aufgegeben werden.

Bohrung von Geodynamics

Geodynamics-Bohrgelände

Ende 2006 sind es bereits 15 Gesellschaften, die geothermische Exploration betreiben und sich insgesamt über 100 Lizenzgebiete gesichert haben. Inzwischen ist die Aussicht auf emissionsfreie Energie aus heißen Steinen so interessant geworden (Stichwort Emissionszertifikate), daß sich auch die großen Energiekonzerne an Unternehmen wie Geodynamics oder Green Rock Energy beteiligen. Bei Geodynamics steigt die Ölgesellschaft Woodside Petroleum mit ihrer langjährigen Erfahrung mit Bohrlöchern ein.

Besonders interessant sind die tiefen Granitschichten im Cooper Basin, einer fast menschenleeren Gegend in der Landesmitte, die auch an der Oberfläche zu den heißesten Zonen der Welt gehört. Dort entströmt einem Bohrloch bereits fast 300°C heißer Dampf, der aus 5.000 m Tiefe kommt.

Mitte 2007 verkündet die Australische Arbeitspartei (ALP), daß sie im Fall ihres Wahlsieges 50 Mio. Aus-$ zur Finanzierung von Erdwärme-Probebohrungen bereitstellen wird.

Im Oktober 2007 meldet die Presse, daß Geodynamics, nun mit einem speziell für sie angefertigten Bohrturm, damit begonnen hat ein drittes Loch zu bohren – als Anfang einer kommerziellen Pilotanlage, die ab 2009 rund 13 MW produzieren wird. Rentiert sich die Investition von 30 Mio. €, soll modular weitergebaut werden. Für eine 300 MW Anlage müssen dann rund 40 Bohrlöcher abgesenkt und eine Hochspannungsleitung aus der Wüste zum nationalen Netz installiert werden, was etwa 485 Mio. € kosten wird.

Seit 2007 verfügt der australischen Projektentwickler Greenearth Energy Ltd. über ein 8.440 km2 große Konzessionsgebiet im Bundesstaat Victoria, das u. a. unmittelbar an die australische Metropole Melbourne anschließt. Aufgrund 2008 erfolgter geologischer Untersuchungen des Otway Basin zwischen den Städten Geelong und Torquay, südwestlich von Melbourne, wird geschätzt, daß das hier vorhandene geothermische Potential ausreicht, den Bedarf Victorias mehr als 150 mal zu decken.

Der in Queensland beheimateten Projektentwickler Hot Rock Ltd. meldet Ende 2008, daß man in einem angrenzenden Konzessionsgebiet umgerechnet 9 Mio. € Euro in Explorationsarbeiten für das dort vorgesehene Kraftwerk Koroit investieren wird.

Im Juni 2008 werden die Untersuchungsergebnisse eines Explorationsteams der Regierung von Queensland bekannt, welches in dem 300 km langen und bis zu 50 km breiten Millungera Becken ein großes geothermisches Potential ausmacht, das genug Energie für die gesamte Nordwest-Region des Staates liefern könnte. Zu den Bietern für die entsprechenden Explorationsgenehmigungen gehören die Westaustralische Firma Torrens, Green Earth aus Victoria, die Südaustralische Petratherm und Geodynamik aus Brisbane.

Die Australian Geothermal Energy Association veröffentlicht im August 2008 eine Schätzung, der zufolge nur 1% des geothermischen Potential Australiens ausreicht, das gesamte Land über 26.000 Jahre lang zu versorgen. Vorsichtigere Schätzungen, die auf Daten von über 3.500 Bohrungen basieren, sprechen immerhin von 7.500 Jahren Versorgungssicherheit auf heutigem Niveau des australischen Energieverbrauchs. Über 80 % dieser Ressourcen befinden sich in dem großen artesischen Eromanga-Becken.

Bis 2020 sollten unter den derzeitigen politischen Bedingungen 2.200 MW Leistung realisierbar sein. Die australische Regierung kündigt zeitgleich an, daß in die Entwicklung dieses Potentials 50 Mio. Australische $ investiert werden sollen. Der Betrag soll als Zuschüsse an die geothermische Industrie fließen, um im Rahmen des Geothermal Drilling Program die Kosten der Tiefenbohrungen zu bestreiten.

Ebenfalls im August 2008 bilden Australien, die USA und Island die International Partnership for Geothermal Technology (IPGT), deren Ziel die Förderung und Unterstützung entwickelter geothermischer Systeme ist.

Einen Monat später wird bekannt, daß die indische Mumbai Tata Power für 36 Mio. $ eine 10-prozentige Beteiligung an der australischen Geothermie Firma Geodynamik erwerben wird. Das Geschäft stärkt den Plan der Geodynamik, gemeinsam mit dem Joint Venture Partner Origin Energy im nächsten Jahr ein 50 MW Kraftwerk zu errichten.

Geodynamik bohrt zu diesem Zeitpunkt die dritte tiefe Geothermie-Bohrung in der Nähe von Innamincka im Cooper-Becken im Norden Südaustraliens. Fließtests zwischen den ersten beiden Bohrungen beweisen das geothermische Konzept des Unternehmens.

Im April 2009 gibt die australische Regierung bekannt, daß sie für zwei Geothermie-Projekte einen Betrag von 14 Mio. Australische $ bereitstellt: MNGI, ein Geschäftsbereich von Petratherm, erhält 7 Mio. A $ für ein verbessertes Geothermie-Projekt in Paralana, Südaustralien, das von anfänglich 7,5 MW im Laufe der Zeit auf 30 MW ausgebaut werden soll, während Panax Geothermal eine gleich hohen Betrag für ein herkömmliches Geothermie-Projekt in der Limestone Küstenregion Südaustraliens erhält, das mit einer Kapazität von 1.500 MW genug Energie für mehr als 1 Million Haushalte liefern soll.

Unkontrollierter Dampfaustritt bei Geodynamics

Unkontrollierter Dampfaustritt
(Geodynamics)

Einen herben Rückschlag erleidet im selben Monat Geodynamik, das sich bereits in der letzten Phase der Inbetriebnahme eines 1 MW Demonstration-Kraftwerks in Innamincka befindet, als ein Bruch auftritt und der Dampf aus dem 4 km tiefen Bohrloch entweicht.

Im Juli 2009 beginnt die Petratherm mit der Bohrung des Paralana 2 Tiefbrunnens, der eine Tiefe von rund 4 km erreichen soll. Hierzu nutzt das Unternehmen eine maßgeschneiderte Bohranlage für 40 Mio. A $ von Weatherford International in Dubai. Gemeinsam mit einer zweiten Bohrung soll ein unterirdischer Wärmetauscher geschaffen werden, der eine Zirkulation von über 200°C heißem Wasser erlaubt.

Das Paralana-Projekt beschert der Petratherm und ihren Partnern Beach Petroleum und TRUenergy Geothermal im November 2009 eine Förderung in Höhe von fast 63 Mio. AUS $ aus Mitteln des Renewable Energy Demonstration Program (REDP). Langfristig möchte Petratherm ein mindestens 260 MW leistendes Geothermie-Kraftwerk errichten.

Bundesrepublik Deutschland


Heiße Tiefenwässer gibt es vor allem in drei Regionen Deutschlands: im Rheingraben, im Norddeutschen Becken und im süddeutschen Molassebecken.  Folgende Gebiete haben sich als besonders aussichtsreich herausgestellt: Eifel, Westerwald, Vogelsberg, Rhön, Hegau und das Uracher Vulkangebiet. Der Süddeutsche Sporttaucher und Höhlenforscher Jochen Hasenmeyer schätzt, daß das gesamte Voralpengebiet über eine Fläche von 25.000 bis 30.000 Quadratkilometer mit Warm- und Heißwasser-Höhlennetzen durchzogen ist, das er als das „größte direkt nutzbare Thermalwasservorkommen der Erde“ bezeichnet.

Im Raum München werden in 2.000 – 3.000 m Tiefe Wassertemperaturen bis zu 85°C gemessen, denn die südbayerischen Malm-Schichten – die oberste Jura Formation – weisen eine ergiebige Wasserführung auf. Im Alpengebiet erwartet man in 7.000 m Tiefe eine Temperatur von etwa 300°C und in den Erdölfeldern bei Landau wird ein innerirdischer Wärmestrom gemessen, der auf Temperaturen von ca. 150°C bei einer Tiefe von 2.000 m schließen läßt - dies ist doppelt soviel wie durchschnittlich in anderen Regionen.

Die Universität Bochum bereitet daher einen Versuch in der Eifel vor, bei dem eine 4.000 m tief liegende Magma-Kammer unter dem Laach-See angebohrt werden soll. Es werden Temperaturen bis 1.000°C erwartet. Das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung wendet dagegen moderne geophysische und geochemische Methoden an, um auch ohne Tiefbohrungen wirtschaftlich nutzbare Wärme zu finden. Um den für dieses Vorhaben wichtigen ‚Curie-Punkt’ im Tiefengestein errechnen zu können (dieser liegt im Normalfall bei etwa 560°C), reicht bei den modernen Methoden schon eine Bohrung von nur 30 m - 50 m Tiefe aus.

Die erste Pilotanlage für das sogenannte ‚hot-dry-Rock-Verfahren’ (HDR) entsteht ab 1977 in Bad Urach, südlich von Stuttgart, auf der Schwäbischen Alp in Württemberg. Dieses nationale Projekt läuft bis 1996. Bei diesem Verfahren dient das trockene, heiße Tiefengestein als ‚Tiefsieder’. Kaltes Wasser wird hinunter- und erhitztes Wasser wieder hinaufgepumpt. Ziel ist die Beheizung von 1.500 Wohneinheiten. Die Arbeitsgruppe Geothermik, die das 13 Mio. DM Projekt durchführt, wird zu 75 % vom BMFT gefördert, den Rest teilen sich die Stadt Bad Urach und die EG. Ausgewählt wird der Ort deshalb, weil an dieser lokalen Anomalie die Wärme pro 100 m Tiefe um 5°C steigt, statt – wie sonst im Durchschnitt – nur um 3°C. Ein zweites nationales Projekt läuft zwischen 1977 und 1986 in Falkenberg.

Wie schwer Kostenabschätzungen in der Geologie jedoch tatsächlich sind, zeigt sich einige Jahre später in wiederum Bad Urach, als dort nach einem in etwa 4.600 m Tiefe vermuteten natürlichen Kluftsystem gebohrt wird. Die Bohrung gerät im Mai 2004 bei 2.800 Meter ins Stocken, weil die 6,5 Mio. € des zu 97 % vom Bundesumweltministerium finanzierten Projektes wegen vorzeitiger geologischer Probleme aufgebraucht sind. Nun wird der Bohrturm abgebaut – bis die fehlenden knapp 4 Mio. € zusammenkommen. Ein gutes Drittel davon will wiederum der Bund beisteuern, aber auch der Energieversorger EnBW – vertraglich nur für den oberirdischen Teil verantwortlich (wie clever!) – ist  weiterhin an dem Projekt interessiert.

Die Problematik des ‚hot-dry-Rock­Verfahrens’ besteht darin, daß es erst dann wirtschaftlich wird, wenn ein Hohlraum mit ausreichend großer Fläche gefunden wird, in welchen das zu erhitzende Wasser hineingepumpt werden kann. Die Schwierigkeit der exakten Platzierung der beiden benötigten Zu- und Abpumpbohrungen läßt sich mit einer gemeinsamen Doppellochbohrung umgehen. Die Bedingung hierfür ist das Vorhandensein einer Tiefenstruktur aus wasserdurchlässigem kristallinen Gestein (Granit und Gneis), unter dem sich das Magma befindet.

An der genannten Örtlichkeit zeigt sich jedoch, daß die dort erwarteten 110°C – 130°C in 2.300 m – 2.500 m Tiefe bei weitem überschritten werden:

Bohrtiefe
Temperatur
1.700 m
75°C
1.810 m
96°C
2.682 m
250°C (*)
3.334 m
140°C

       
(*) Die hohe Temperatur in dieser Tiefe soll sich laut Prof. Hans-Ulrich Schmincke durch einen Wärmetransport mittels Konvektion und Wasserströmungen erklären lassen. Die Versuche in Urach ergeben allerdings, daß derartige Projekte zu kostenaufwendig sind, denn der wirkliche Wärmegewinn stellt sich als nur sehr gering heraus.

Die erste kommerzielle Erdwärme-Bohrung der Bundesrepublik wird dann Ende 1979 im Oberrheintal niedergebracht. Die Deutsche Schachtbau- und Tiefbohrgesellschaft (Lingen) beginnt dort eine 3.325 m tiefe Bohrung, mittels derer später mehrere tausend Wohneinheiten der Kreisstadt Bühl bei Baden-Baden beheizt werden sollen. Die vom BMFT mit 7 Mio. DM geförderte Bohrung wird fündig und erbringt eine Wassertemperatur von 110°C, der Durchmesser der Bohrung bei der erreichten Endtiefe beträgt 17,5 cm. Für die notwendigen Installationen wie Heizverteiler und Wärmeaustauscher sind 80 Mio. DM veranschlagt, die zu 80 % vom Bund getragen werden sollen. Und obwohl der Freiburger Geologie-Professor Kurt Sauer schätzt, daß sich aus geothermischen Bohrungen höchstens 3 % des gesamten bundesdeutschen Energieverbrauchs decken ließe, entwickelt die Firma Linde AG ein Verfahren das es erlaubt, schon mit nur 150°C heißem Wasser ein Kraftwerk zu betreiben, dessen Arbeitsmedium Propangas ist.

Für 4,5 Mio. DM, die zu 90 % von Bund und Ländern getragen werden, wird in der Nähe von Bruchsal eine 1.877 m tiefe Bohrung eingebracht, die auf 114°C heißes Wasser stößt, das zukünftig das Hallenbad und ein benachbartes Sportzentrum beheizen soll. Die 20 l/s Heißwasser sollen nach dem Kaskadenmodell zuerst Strom produzieren (etwa 3,36 MW), dann (bei etwa 74°C) Raumwärme erbringen und danach noch Gewächshäuser und Fischfarmen erwärmen. Über eine zweite Injektionsbohrung wird das abgekühlte Wasser dann wieder in den Boden zurückgepumpt.

Bei Saulgau auf der Schwäbischen Alp gibt es einen weiteren Versuch, bei dem aber nur 42°C warmes Wasser gefördert werden kann. 1980 entsteht im ostbayerischen Falkenberg ein HDR-Zirkulationssystem in 250 m Tiefe. Und 1989 will die Stadt Landshut einen unterirdischen Fluß, dessen Temperatur 52°C beträgt, für ein Projekt zur Gewinnung von Erdwärme nutzen.

Die ehemaligen Geothermieprojekte der DDR (s.u.) werden nach 1991 weitgehend ‚abgewickelt’, obwohl sogar der japanische Handelskonzern Marubeni Interesse an dem Ausbau der Thermal- und Heilbäder an der Ostseeküste zeigt. Erst 1994 wird in Prenzlau wieder gearbeitet, und ab November des Jahres wird aus 3.000 m Tiefe 108°C heißes Wasser gefördert, das zur Beheizung von 1.260 Haushalten dient. 1995 bekommt das Projekt den Innovationspreis der EU. Weitere Projekte in Brandenburg laufen in Rheinsberg und Templin.

Ebenfalls ab 1994 beginnt man im Erdinger Moos bei München eine 65°C warme Thermalquelle anzuzapfen, die 1983 bei Ölbohrungen der Firma Texano in 2.350 m Tiefe entdeckt wurde. Beim Dauerpumpen stellt sich die Bohrung mit 55 l/s als sehr ergiebig heraus, außerdem ist das Wasser von hoher Qualität. Das Konzept des Markt Schwabener Ingenieurbüros terrawat beinhaltet eine Mehrfachnutzung und wird für eine installierte Leistung von 18 MW für die beiden Bereiche Fernwärme und Thermalwasseraufbereitung ausgelegt. Das ausgekühlte Wasser wird nach Entgasung, Filterung und Anreicherung mit Sauerstoff in das städtische Trinkwassernetz eingespeist, und ein Teil des Thermalwassers wird einem Freizeitbad- und Hotelkomplex zur Verfügung gestellt. Im Rahmen der Investitionssumme von 30 Mio. DM werden durch einen Wärmetauscher (1,7 MW) und durch eine eigens für das Projekt entwickelte Absorptionswärmepumpe (6,8 MW) über ein 10 km langes Leitungssystem das Kreiskrankenhaus, sechs Schulen und Kindergärten sowie drei Neubaugebiete mit ca. 2.000 Wohnungen beheizt. Für besonders kalte Tage gibt es zur Sicherheit zwei erdgasbefeuerte Heißwasserkessel, die außerdem die Wärmepumpe antreiben. Die von der EU und Bayern geförderte Erdinger Anlage geht offiziell am 25.03.1998 in Betrieb und gilt zu diesem Zeitpunkt als Deutschland größte Geothermieanlage, die auch europaweit einmalig ist. Als Folgeprojekt ist ein Thermalbad geplant.

Der Leiter des Referats Geothermik im Niedersächsischen Landesamt für Bodenforschung Christoph Clauser schätzt 1997, daß die Geothermalenergie etwa 49 % des Wärmebedarfs der Bundesrepublik decken könnte.

1994 gibt es deutschlandweit 20 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 33 MW, 1998 sind es bereits 22 Anlagen mit insgesamt 39 MW – hinzu kommen noch rund 20.000 kleinere, dezentrale Anlagen mit weiteren 285 MW Gesamtleistung. 13 weitere größere Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 90 MW sind geplant. Das Bundeswirtschaftsministerium kommt in einer Studie zu dem Schluß, daß bundesweit über 50 GW Wärmeenergie durch zentrale Erdwärmekraftwerke gewonnen werden könnten, sowie weitere 30 GW durch dezentrale Anlagen.

Grafik des Aquifers

Reichstag-Aquifer

Bei der umfassenden Renovierung und dem technischen Ausbau des Berliner Reichstags Mitte der 1990er werden auch neue Energiekonzepte miteinbezogen – neben der Solarenergie (eine PV-Anlage von 3.600 qm, die allerdings nur 1 % - 2 % des Gebäudestromverbrauchs deckt) kommt so auch die Erdwärme zum Zuge. Es wird nämlich festgestellt, daß sich in rund 300 m Tiefe ein ‚Aquifer’, eine 29 m mächtige Sandsteinschicht mit 19°C warmem Wasser befindet.

Geplant und umgesetzt wird daraufhin neben einem Pflanzenöl-betriebenen Blockheizkraftwerk ein unterirdischer Wärme- und Kältespeicher: Im Abstand von 300 m werden zwei Löcher in den salzwassergefüllten Wärmespeicher eingebracht, eine ‚warme’ und eine ‚kalte’ Seite. Beide werden durch ein lecküberwachtes Leitungssystem aus glasfaserverstärkten Kunststoffrohren miteinander verbunden. Zwischen den Temperaturpolen wird das Wasser im Wechsel der Jahreszeiten hin- und hergepumpt, und die Überschusswärme des Sommers wird mit einer Wassertemperatur von 60°C in die Wärmeblase geleitet, die sich dabei auf einige hundert Meter ausdehnt. In den kalten Monaten wird die Pumprichtung umgedreht, und mit einem Rückholwirkungsgrad von etwa 65 % versorgt die eingespeicherte Wärme dann den Niedrigtemperaturbereich der Heizsysteme des Reichstags, der Dorotheenblöcke, des Luisen- und des Alsenblocks.

Die hierfür eingesetzte Tauchpumpe stammt aus der Erdölwirtschaft und hat eine Länge von 10 m bei einem Duchmesser von 15 cm. Sie wiegt 800 kg. In Betrieb geht das ganze System 1999.

Schon 1998 wird bekannt, daß auch bei den Plänen für den Großflughafen Berlin-Schönefeld die Geothermie eine Rolle spielen soll.

Ende 1998 stimmt der EU-Forschungsministerrat geschlossen dagegen, auch die Geothermie in das 5. Forschungsrahmenprogramm der EU aufzunehmen. Bis 2004 bestehen dadurch nur noch eingeschränkte Fördermöglichkeiten. Auch das Projekt in Bühl, Frankreich (s.d.) wird auf Eis gelegt.

Im November 1999 beschließt der Bundestag wiederum, die Geothermie-Forschung bundesweit mit 20 Mio. DM zu fördern. Das GeoForschungsZentrum (GFZ) in Potsdam erhält seitdem rund 3 Mio. DM pro Jahr.

Im Frühjahr 2000 tritt das Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) in Kraft, dadurch wird auch die Arbeit des Forschungszentrum in Potsdam weiter unterstützt. Von diesem sind freundlicherweise die meisten Fotos auf dieser Seite zur Verfügung gestellt worden.

Im Rahmen des Forschungsprojektes ‚In-situ Geothermielabor - GFZ-Forschungsbohrung im Verflechtungsgürtel Brandenburg-Berlin’ prüfen die Wissenschaftler des Zentrums ab dem offiziellen Projektstart Anfang Dezember 2000 die Eignung einer ehemaligen, 4.200 m tiefen Erdgaserkundungsbohrung aus DDR-Zeiten in Groß-Schönebeck, etwa 45 km nördlich von Berlin, auf ihre geothermische Nutzungsmöglichkeit. In der Tiefe herrschen Temperaturen von mehr als 140°C. Sollten auch die entsprechend hohen Heißwasserfließraten erreicht werden (man hofft auf 100 Kubikmeter pro Stunde), dann plant das Zentrum dort gemeinsam mit einem Industriepartner eine Pilotanlage zur Erzeugung von elektrischer Energie zu errichten.

Projektpartner sind die Geothermie Neubrandenburg GmbH sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe/BGR, Hannover. Später steigt auch die REpower Systems AG mit ein.

In einem Großexperiment injiziert eine Arbeitsgruppe im Februar 2003 17.000 Kubikmeter Wasser in das Bohrloch bei Groß Schönebeck. Damit soll der Nachweis erbracht werden, ob geothermische Stromerzeugung unter den hier vorherrschenden geologischen Bedingungen möglich ist. Durch den hydraulischen Druck des verpreßten Wassers wird das Gestein in der Tiefe zerbrochen. Damit wird untertage die Wegsamkeit verbessert, so daß mehr Wasser in den Klüften zirkulieren kann.

Bohrturm in Groß-Schönebeck in der Nacht

Groß-Schönebeck

Auf einem FMI-Bild (Fullbore Formation MicroImager), das aus Messungen des elektrischen Widerstandes an den Wänden des Bohrlochs gewonnen wird, ist zu sehen, daß etwa 5 mm breite und 150 m lange Risse erzeugt worden sind.

Um die hydraulischen Eigenschaften des stimulierten Reservoirs zu testen und verläßliche Aussagen zu erhalten, wird von Dezember 2004 bis Frühjahrsbeginn 2005 ein weiteres Langzeit-Injektionsexperiment durchgeführt, und Mitte 2006 stellt das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) einen Teil der Mittel in Höhe von 10,1 Mio. € bereit, um eine zweite Bohrung von rund 4.300 m Tiefe niederzubringen. Am 03.01.2007 wird bei 4.400,44 m die Endteufe erreicht.

2008 geht dann eine HDR-Anlage in Betrieb, in der große Mengen Oberflächenwasser aus Seen oder Flüssen auf das heiße, undurchlässige Gestein in der Tiefe gepreßt, dort erhitzt und mit 150°C – 200°C wieder zur Erdoberfläche zurückgepumpt werden.

Bereits 1995 wird in Neustadt-Glewe, nahe Schwerin, eine überarbeitete Anlagenkonzeption verwirklicht. Das Kraftwerk liefert seitdem mit dem 89°C bis 95°C heißem Wasser aus 2.250 m Tiefe ca. 11 MW thermische Energie. Im November 2003 geht nach einer knapp fünfmonatigen Umbauzeit das erste Erdwärmekraftwerk Deutschlands in Betrieb, das mit seinen 210 kW künftig 500 Haushalte mit umweltfreundlichem Strom durch Kraft-Wärme-Kopplung versorgt. Das neue Kraftwerk bezieht seine Energie aus 98°C heißem Wasser, welches aus 2.200 m Tiefe heraufgepumpt wird. In einem Wärmetauscher wird die Energie an einen organischen Stoff (z.B. n-Pentan, Isobutan) abgegeben, der schon bei rund 30°C siedet.

Der entstehende ‚Dampf’ erzeugt dann mittels einer 300 PS starken ORC-Turbine (Organic Rankine Cycle) jährlich etwa 1.400 MWh Strom – genug für 500 Wohnungen. Bauherr und Betreiber ist die Erdwärme Kraft GbR, Berlin. An ihr beteiligt sind die zu Vattenfall Europe gehörende BEWAG (Berlin) mit 51 %, sowie die Schweriner WEMAG und die Landauer LanGeo GmbH, eine Tochter der EnergieSüdwest AG (Landau/Pfalz), mit jeweils 24,5 %. Die drei Gesellschafter investieren in das Projekt zusammen über 800.000 €. Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit fördert das Bauvorhaben mit fast 50 % der Investitionssumme.

Der erreichbare elektrische Wirkungsgrad einer ORC-Anlage beträgt bei einem Temperaturniveau von 100°C etwa 6,5 % und bei 200°C etwa 13 % – 14 %. Auf dem Markt befinden sich bereits ORC-Turbinen im Leistungsbereich von 100 – 250 kW.

Ab 2000 wird auch am Einsatz von Raumluftkonditionierung mittels Erdwärmetauschen gearbeitet. Diese Technik ist allerdings nicht neu, schon ein deutsches Patent aus dem Jahre 1877 beschreibt zum Beispiel ein ‚Verfahren zur Kühlung und Vorerwärmung der Luft mit Hilfe der Erdwärme’. Zu den bekanntesten neuzeitlichen Pilotprojekten gehört das Verwaltungsgebäude Wagner in Cölbe, das Verwaltungsgebäude DB Netz in Hamm und das DLR-Sonnenofen-Gebäude in Köln.

Die Gemeinde Unterhaching (20.000 Einwohner) startet 2002/2003 das bundesweit erste hydrothermale geothermische Strom- und Wärmeerzeugungsprojekt im sogenannten ‚Süddeutschen Molassebecken’. Es ist geplant, zwei Bohrungen in eine Tiefe von jeweils ca. 3.400 m niederzubringen und bis zu 150 l/s an Thermalwasser mit einer Temperatur zwischen 100°C und 120°C zu gewinnen. Mit dem heißen Tiefenwasser sollen bis zu 3,1 MW elektrischer und 16 MW thermischer Leistung erzeugt werden.

Bohrturm in Unterhaching

Unterhaching

Das Kraftwerk in Unterhaching, das 2007 ans Netz gehen soll, wird dann eines der modernsten Geothermie-Kraftwerke in Europa, und das erste in Deutschland sein, das von Anfang an auch für die Stromerzeugung geplant worden ist (die Anlage in Neustadt-Glewe war anfangs nur als Wärmekraftwerk konzipiert). Auftraggeber ist die eigens dafür gegründete und sich in Gemeindebesitz befindliche Geothermie Unterhaching GmbH & Co. KG, den Auftrag zum Bau der Kraftwerksanlagen erhält die Siemens Industrial Solutions and Services (I&S). Für den Bereich unter der Erde – wie beispielsweise Bohrungen und Analysen – ist die Geothermie Neubrandenburg GmbH (GTN) verantwortlich, die seit Anfang der 1980er Jahre Erfahrungen im Bereich der Geothermie gesammelt hat.

Der erzeugte Strom von 3,4 MW – ausreichend für etwa 2.000 Haushalte – soll entsprechend dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in das örtliche Stromnetz eingespeist und mit bis zu 15 Cent pro Kilowattstunde vergütet werden. Mit der zusätzlich gewonnenen Wärme sollen kommunale und private Liegenschaften günstig und umweltfreundlichen versorgt werden.

Die Gesamtkosten des Projektes werden auf rund 36 Mio. € geschätzt. Die Förderung durch Zuschüsse und Sonderdarlehen vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit beläuft sich auf 4,8 Millionen €.

Unter der konzeptionellen Führung der Wirtschaftsprüfungs-, Steuer- und Rechtsberatungskanzlei Rödl & Partner wird Ende November 2003 im Rahmen des Projektes in Unterhaching der Abschluß der europaweit ersten privatwirtschaftlichen ‚Fündigkeitsversicherung’ für eine geothermische Tiefbohrung unterzeichnet. Das sogenannte ‚Fündigkeitsrisiko’ stellt das größte Investitionshindernis bei der geothermischen Energieerzeugung dar. Je nach Bohrtiefe und Dimension kostet eine geothermische Tiefbohrung zwischen 3 und 5 Mio. €. Bis die Bohrung niedergebracht und abgeschlossen ist kann nämlich niemand exakt vorhersagen, ob und wie viel Thermalwasser gewonnen werden kann.

Zu diesem Zeitpunkt existieren deutschlandweit bereits 24 größere hydrothermale Heizwerke im Leistungsbereich zwischen 100 kW und 20 MW. Mit dem geothermischen Strompotential in Deutschland ließe sich selbst bei der heutigen Technik allerdings das 600-fache des deutschen Jahresstromverbrauchs erschließen!

Im Februar 2004 fällt in Unterhaching der Startschuß für das Projekt, und im September 2004  stoßen die Bohrer in 3.446 m Tiefe auf 120°C warmes Wasser mit einer Schüttung von 150 Litern pro Sekunde, womit sogar die optimistischsten Erwartungen übertroffen werden. Für eine wirtschaftliche Nutzung waren eine Mindesttemperatur von 100°C bei einer Fördermenge von 100 Litern pro Sekunde angesetzt.

Statt dem ORC-Verfahren soll in Unterhaching - in Deutschland erstmalig - das so genannte Kalina-Verfahren angewendet werden, bei dem als Arbeitsmittel ein Gemisch aus Ammoniak und Wasser eingesetzt wird, für das sich Siemens für Europa die Lizenz gesichert hat. Die Patente dafür hält die kalifornische Firma Exergy. Der Kalina-Kreislauf, der in den 1970er Jahren von dem russischen Ingenieur Alexander Kalina entwickelt worden ist, hat gegenüber einem ORC-Kreislauf eine bis zu 40 % höheren Energieausbeute, da das Ammoniak-Gemisch schon bei Temperaturen um 90°C siedet. Bisher arbeiten weltweit aber erst vier Kraftwerke mit einem solchen Kreislauf, der sich auch für andere Niedertemperaturbereiche anwenden ließe, und deshalb bei Siemens auf zunehmendes Interesse stößt. Über den Fortgang des Projekts berichte ich weiter in chronologischer Folge (s.u.).

Im zweiten Halbjahr 2004 wird mitten in der Innenstadt von Aachen eine 2.544 m tiefe Geothermiebohrung ‚RWTH-1’ durchgeführt. In dieser Stadt tritt an mehr als 30 Stellen bis zu 70°C heißes und schwefelhaltiges Wasser an die Erdoberfläche.

Ziel des von der EU und dem Land NRW mit insgesamt 5,14 Mio. € geförderte Demonstrationsvorhabens ist die Erschließung von Erdwärme für das ‚SuperC’, das sogenannte Studienfunktionale Service-Center für die über 30.000 Studenten der RWTH. Die Bauarbeiten für das Hightech-Gebäude dauern bis zum Frühjahr 2007.

Die reibungslos ablaufende und geräuscharme Bohrung, die in Aachen praktiziert wird, ist ein wichtiger Schritt um zukünftig auch Großgebäude im innerstädtischen Bereich umweltfreundlich beheizen und kühlen zu können.

In Zusammenarbeit mit den Projektpartnern aix-otherm (Aachen) und Kusimex (Köln) wird die Bohrung anschließend zu einer tiefen Erdwärmesonde ausgebaut: Kaltes Wasser wird über ein doppelwandiges Rohr in die Tiefe gepumpt und erwärmt sich dabei langsam am heißen Gestein. Über ein isoliertes Förderrohr in der Mitte des Bohrlochs wird dann das auf fast 80°C erhitzte Wasser wieder nach oben transportiert und fließt direkt in das Heizsystem des ,Super C’-Komplexes. Für Temperaturmessungen wird - weltweit erstmalig - ein Glasfaserkabel in den Zementmantel integriert. Mit den rund 450 kW Leistung sollen rund 80 % des gesamten Wärme- und auch Kältebedarfs des Service-Centers gedeckt werden: Während der Heizperiode durchläuft das heiße Tiefenwasser im so genannten Kaskadensystem Konvektoren sowie Decken- und Fußbodenheizungen, während im Sommer eine Adsorptionskältemaschine die Gebäudekühlung sicherstellt.

Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt zu diesem Zeitpunkt, daß geothermale Kraftwerke weltweit lediglich etwas mehr als 7.000 MW Strom liefern und geothermale Heizanlagen kaum mehr als 8.000 MW Wärmeleistung in Heiznetze einspeisen. Nach Angaben der Internationalen Energie Agentur entstammen somit nur rund 2 % der Energieerzeugung der OECD-Staaten aus der Erdwärme. In Deutschland sind zu diesem Zeitpunkt rund 30 derartige Anlagen mit einer Leistung von insgesamt etwa 50 MW in Betrieb.

Bis einschließlich 2004 fördert die Bundesregierung Forschungen zur Geothermie mit 15 Mio. € (Wegen des hohen Risikos bei den Bohrungen finanziert der Bund mit 5 Mio. € auch Deutschlands größte Tiefenbohrung im bayerischen Unterhaching, s.o.).

Das Institut für Energetik und Umwelt in Leipzig schätzt 2004 das Strompotential der Geothermie in Deutschland auf etwa 290 TW/a (bei gleichzeitiger Bereitstellung von Niedertemperaturwärme in erheblicher Größenordnung).

Erdwärmekorb

Wärmekorb

Im Dezember 2005 wird der neue Bahnhof Barbis in dem 4.000-Einwohner-Ortsteil von Bad Lauterberg eingeweiht. Dort muß bei Eis und Schnee künftig nicht mehr geräumt oder gestreut werden, da die Bahnsteige mit Solar- und Erdwärme geheizt werden. Zur Nutzung der Erdwärme wurden neun Sonden unterhalb der zwei Bahnsteige installiert, die jeweils knapp 100 m lang sind. Beim Heizen fallen somit keine Kosten für die benötigte Energie an. Der kleine Ort Barbis wurde für das Pilotprojekt ausgewählt, weil dort für 1,2 Mio. € ein völlig neuer Bahnhof gebaut wurde. Er liegt an der Strecke zwischen Göttingen und Nordhausen.

Im Juni 2006 werden in Stuttgart die ersten Wärmekörbe verlegt, die von Daniel Abbou entwickelt worden sind. Die spiralig gewundenen Rohre werden nur 2,5 m tief in den Boden eingelassen und nehmen unterhalb der Frostgrenze die Wärme der Erde auf. Jeder Korb benötigt eine Fläche von 10 m2 und kann mittels einer Wärmepumpe ca. 1 kW Wärme produzieren. Um eine Wohnfläche von 150 m2 zu beheizen reichen 10 Wärmekörbe aus.

Ein ähnliches System bilden die Helix-Sonden der Firma Rehau in Erlangen, die aus 40 m langen Rohren mit 25 mm Durchmesser bestehen, welche spiralförmig auf eine Istallationslänge von 3 m und einem Durchmesser von ca. 40 cm gewickelt und in einem Verlegeabstand von rund 3 m und einer Tiefe von 4 m - 5 m versenkt werden. Pro Spiralsonde können Wärmeentzugsleistungen bis 700 W erzielt werden.

Die private Nutzung der Erdwärme beginnt nach dem Jahrtausendwechsel zuzunehmen. Während noch Mitte der 1990er Jahre im jährlichen Durchschnitt unter 1.000 Systeme für den oberflächennahe Bereich installiert werden, sind es 2004 erstmals 10.000 neue Systeme, und 2005 schon knapp 12.000. Für 2006 werden sogar über 15.000 Anlagen erwartet. Es wird geschätzt, daß deutschlandweit derzeit ein Investitionsvolumen für die geothermische Energieerzeugung von etwa 3,4 Mrd. € besteht.

Geologen der Ruhr-Universität erstellen als Kooperationspartner des FONDEF-Projekts (Fomento al Desarrollo Cientifico y Tecnológico) 2006 eine Karte der geeigneten Orte für ein Geothermie-Kraftwerk in Zentral- und Südchile und nutzen ihre Erkenntnisse für das Projekt PROMETHEUS, das die Wärme des Wassers aus der Tiefe für die RUB nutzbar machen soll. Die Erwärme soll für etwa 30 Jahre lang Energie für die RUB und ihre Umgebung liefern.

Im Oktober 2006 wird das zweite Loch für das 2001 gestartete Unterhachinger Geothermie-Projekt in die Tiefe getrieben. Bei der ersten Bohrung, rund vier Kilometer entfernt, wurde das riesige unterirdische Reservoir angezapft. Nun kann bald der Wasserkreislauf in Gang gesetzt werden: durch das eine Loch heiß nach oben, durch das andere Loch abgekühlt wieder nach unten. Es stellt sich aber auch heraus, daß alleine die Bohrungen in Unterhaching schon 35 Mio. € gekostet haben. Ein Großteil dieses Geldes stammt allerdings aus öffentlichen Fördertöpfen. Die Gemeinde selbst kostet der Traum von der energetischen Unabhängigkeit rund 50 Millionen €, was jedoch ein mehrere Kilometer langes Rohrleitungssystem samt einem Kraftwerk mit einschließt. Man rechnet damit, daß sich die Investitionen in 15 bis 16 Jahren amortisieren.

Aufgrund des Erfolges in Erding denkt man dort bereits über ein zweites Kraftwerk nach. Auch in anderen Regionen mit Thermalwasservorkommen, wie etwa in Bayern oder im Oberrheintal, sollen in den kommenden Jahren neue Fernwärmenetze und Kraftwerke entstehen, wlche die Erdwärme für ihre Bürger nutzen.

Ebenfalls 2006 plant die Essener Enro AG den Bau eines geothermischen Kraftwerks in Brandenburg. Mit einer veranschlagten Leistung von 25 MW wäre es die größte Anlage dieser Art in Deutschland. Mit einer Investition von 250 Mio. € soll in 5.000 m Tiefe die Wärme von Vulkangestein erschlossen werden. Die Probebohrungen lassen 190°C heißes Thermalwasser erwarten, das dann eine ORC-Turbine antreiben soll.

Ende 2006 werden nach Abschluß der landesweiten geologischen Erfassung 17 bayerische Erdwärme-Nutzungskarten vorgestellt, die kostenfrei vom Umweltministerium erhältlich sind. Bereits heute hält Bayern mit rund zwei Drittel der in Deutschland erschlossenen Erdwärmeleistung die Spitzenposition.

Ab dem Mai 2007 gelangt Wärme über das neue Fernwärmenetz in die Wohnungen von Unterhaching und bis Mitte des Jahres verlegt die Gemeinde über 21 km neue Fernwärmeleitungen. Am 4. Oktober 2007 beginnt das Geothermiekraftwerk offiziell Energie in das Fernwärmenetz zu liefern. Neben dem bis zu 126°C heißem Thermalwasser aus 3.577 m Tiefe stehen im Heizwerk auch noch zwei große 23,5 MW Kessel zur Verfügung. Das Thermalwasser wird anschließend nicht genutzt, sondern in einem geschlossenen Kreislauf wieder in das Aquifer verpreßt, um den hydraulischen ‚Motor’ im Wasserhorizont aufrecht zu erhalten.

Als nächstes soll die Stromerzeugungsanlage in Betrieb genommen werden. Das Projekt hat bis dato ca. 73 Mio. € gekostet und gilt als eines der wichtigsten Pilotvorhaben in Europa. Gewinne zu machen erwartet man ab 2017, der ‘Return of Investment’ soll nach ca. 23 Jahren erreicht sein.

2007 sind in Deutschland mehr als ein Dutzend Geothermie-Projekte in Planung oder Bau: Siemens baut ein zweites Kraftwerk im badischen Bruchsal, und Unterhachings Nachbargemeinden Pullach, Taufkirchen und Oberhaching planen ebenfalls Probebohrungen nach Thermalwasser. Falls die Fördermengen für ein Kraftwerk nicht ausreichen kann immer noch ein Thermalbad betrieben werden. In der Schweiz, wo man in den neunziger Jahren intensiv nach Thermalwasser bohrte, entstand so ein halbes Dutzend neuer Thermalbäder.

Die Münchner Erdstrom AG präsentierte am Vorabend des Symposiums ‚Klimaschutz durch Erdwärme - Geothermie 2007’ in Wien ihr gut 300 Mio. € umfassendes Projekt zum Bau von acht geothermischen Kraftwerken mit jeweils 5 MW bis 10 MW elektrischer Leistung im bayerischen Molassebecken. Hier kann aus gut 3.000 m Tiefe 130°C heißes Wasser an die Oberfläche geholt werden. Wirtschaftlich ist das Projekt wegen der auf 20 Jahre garantierten Einspeisetarife nach dem deutschen Energieförderungsgesetz. Die neuen Anlagen sollen 2010/2011 in Betrieb gehen.

Bohrturm in Landau

Bohrturm Landau

Im Herbst 2007 meldet die Presse ein Geothermie-Desaster im südbadischen Staufen im Breisgau am Fuße des Schwarzwalds. Dort tun sich nach 140 m tiefen Bohrungen einer österreichischen Firma, mit deren Erdwärme man das historische Rathaus beheizen wollte, überall in der Stadt sich tiefe Risse auf. Nach nur einem Jahr sind schon mehr als hundert Häuser betroffen, wobei die Risse mitunter so tief sind, daß man schon hineingreifen kann. Wissenschaftler von der TU Darmstadt stellen die Theorie auf, daß man die Gips-Keuper-Schicht bis zu dem darunterliegenden Grundwasserleiter durchstoßen habe, in dem Wasser unter hohem Druck steht. Keuper ist ein Anhydrit, ein Kalziumsulfat, aus dem sich ausdehnender Gips entsteht, sobald es mit Wasser in Kontakt kommt.

Als die Grundwasserschicht unter dem Keuper angebohrt wird, schoß das Wasser wie bei einem Geysir durch die Bohrung hoch und kam mit dem Anhydrit in Kontakt, wodurch sich die chemische Reaktion in Gang setzte, bei der das Gestein im Untergrund bis zu 60 % an Volumen zunehmen kann. Das Problem ist, daß dies noch Jahre so weitergehen kann, je nachdem wie schnell sich das Wasser in der Keuper-Schicht bewegt. Außerdem könnte sich die Gipsschicht im Wasser teilweise wieder auflösen, wodurch unter der Stadt Hohlräume entstehen würden. Mehrere Bewohner und Gewerbetreibende verklagen daraufhin die Stadt, doch auch Geotechniker der Stuttgarter Materialprüfungsanstalt können die Schuldfrage nicht klären, denn neben den Bohrungen könnten auch natürliche Ursachen schuld sein, da Staufen ein tektonisch aktives Gebiet ist. Die weitere Entwicklung wird chronologisch dokumentiert (s.u.)

Im November 2007 wird in Landau in der Pfalz ein weiteres kommerzielles ORC-Geothermiekraftwerk eingeweiht, obwohl man dort erst Mitte 2003 – und damit später als in Unterhaching – mit den Vorbereitungen begonnen hatte. Hier gab es jedoch bei den notwendigen Genehmigungsverfahren durch das Land Rheinland- Pfalz eine sehr unternehmerfreundliche Bearbeitung (im Vergleich zu Bayern).

Das auf einem ehemaligen Militärgelände gelegene Kraftwerk, wo nun aus einer Tiefe von über 3 km 160°C heißes Wasser sprudelt, leistet allerdings nur 3 MW. Gebaut wird es von der geo x GmbH, einem Gemeinschaftsunternehmen der Energieversorger Pfalzwerke in Ludwigshafen und der EnergieSüdwest in Landau. Die Bauteile für das Kraftwerk liefert eine israelische Firma. Die Kosten einschließlich der Fördermittel werden auf etwa 20 Mio. € beziffert, und das Projekt wird durch das Bundesumweltministerium mit rund 2,6 Mio. € unterstützt. Auch hier gibt es Probleme, als sich der Bohrer in 3.200 m Tiefe verkantet.

Geothermiekraftwerk Landau  in der Nacht

Geothermiekraftwerk Landau

Die Wärmeenergie des Wassers wird über einen Wärmetauscher auf den Kohlenwasserstoff Pentan übertragen, der bereits ab 28°C gasförmig wird. Die vom Dampfdruck angetriebene Turbine produziert daraufhin Strom, der ins regionale Netz eingespeist wird, während das auf 90°C abgekühlte Wasser zu einem zweiten Wärmetauscher geleitet wird, damit es für Fernwärme genutzt werden kann. Im Januar/Februar 2008 soll die Anlage in Dauerbetrieb gehen.

Inzwischen gibt es im Internet auch eine kostenlose und interaktive Karte mit Geothermie-Standorten in Deutschland.

Mitte April 2008 wird für die erste Heizsaison des geothermischen Heizkraftwerk in Unterhaching eine positive Bilanz gezogen, auch die Nachfrage nach Anschlüssen an das Fernwärmenetz steigt kontinuierlich an. Das komplett neu gebaute Fernwärmenetz für den 22.000 Einwohner zählenden Ort hat bislang eine Länge von über 25 km.

Die im Winter 2007/2008 ins Fernwärmenetz eingespeiste Geothermie-Fernwärme beträgt rund 25.000 MWh, was rechnerisch rund 2,5 Mio. Liter Heizöl entspricht. Eine thermische Anschlußleistung von ca. 28 MWth ist bereits vertraglich gesichert. Langfristiges Ziel ist die Installation von 70 MWth Anschlußleistung.

Ende April 2008 findet in Freiburg die bereits 4. Internationale Geothermiekonferenz statt, auf der sich über 200 Teilnehmer aus rund einem Dutzend Länder treffen, um über Herausforderungen, Potentiale und Perspektiven der tiefen Geothermie zu diskutieren. Zu diesem Zeitpunkt sind rund um den Globus bereits rund 8 GWel geothermische Leistung installiert.

Ebenfalls im April 2008 erteilt die Landesbergdirektion Baden-Württemberg der Green Energy AG  aus Hannover die Erlaubnis, im Feld Metzingen nach Erdwärme zu suchen um ein Erdwärmekraftwerk zu errichten. Der Untergrund des 86 km2 großen Aufsuchungsfeld Metzingen im schwäbischen Vulkangebiet bietet optimale Voraussetzungen hierfür. Geplant sind 1 - 3 ORC-Kraftwerksmodule á 4 - 5 MWel bei  8.000 Betriebsstunden im Jahr, wobei die Bohrungen in eine Tiefe von ca. 4.500 m - 5.000 m vorangetrieben werden sollen, wo man eine Temperatur von 160°C - 170°C erwartet.

Das Geo Forschungs Zentrum Potsdam (GFZ) nimmt bei einer Geothermiebohrung in Dürrnhaar (Bayern) im Mai 2008 sein neues Bohrsystem InnovaRig offiziell in Betrieb, das schneller und kostengünstiger als die bisherigen Bohrturmtechniken arbeitet. Das System ist für Bohrprojekte bis zu 5.000 m Tiefe konzipiert, wobei pro Tag bei den meisten Gesteinsformationen bis zu 100 m Bohrfortschritt möglich sind. Für wissenschaftliche Analysen können im laufenden Betrieb zudem Bohrkerne gewonnen werden, während die herkömmlichen Anlagen das Gestein zermahlen, außerdem ist die Anlage weitgehend gekapselt und Schallschutztechnisch optimiert, wodurch sie auch für siedlungsnahe Bohrungen zur Nahwärmversorgung geeignet ist. Am Bohrstandort Dürrnhaar werden zu Demonstrationszwecken zwei über 4.400 m tiefe Bohrungen für die Geothermienutzung durchgeführt.

Um in Dürrnhaar das erste rein privat finanzierte Geothermie-Kraftwerk Deutschlands zu errichten, gründet HOCHTIEF gemeinsam mit den Partnern Renerco AG und SachsenFonds die Süddeutsche Geothermie-Projekte GmbH & Co. KG (SGG). Das Unternehmen soll eine 5 MW Anlage mit einem Investitionsvolumen von zirka 35 Mio. € planen, finanzieren, bauen und betreiben. Außerdem wird der Bau und Betrieb weiterer Kraftwerke mit einer Leistung von je 4 MW – 5 MW im Süddeutschen Molassebecken geplant.

Mitte Juni 2008 – ein Jahr später als geplant – startet die Geothermieanlage Unterhaching ihre Stromproduktion mittels der bereits erwähnten Kalina-Technik. Nach Island handelt es sich dabei um zweite Anlage dieser Art in Europa. Das Kraftwerk soll künftig bis zu 3,4 MW elektrischer Leistung liefern, was ausreicht um rund 10.000 Haushalte mit Strom zu versorgen.

Projektstudien der Johannes Gutenberg-Universität Mainz, wo im Dezember 2007 eine Professur für Geothermie eingerichtet worden ist, beschäftigen sich Mitte 2008 an drei Standorten in Rheinland-Pfalz, wo es mehr als 1000 stillgelegte Bergwerke gibt, mit der Nutzung von warmem Stollenwasser zu Heizzwecken. Grubenwasser entsteht in den Bergwerken, wenn die Pumpen abgestellt sind und das Grundwasser in der Grube ansteigt. Je tiefer die Bergwerke sind, desto wärmer ist das Wasser, so daß in einer Tiefe von 1.000 m eine Wassertemperatur von etwa 40°C vorgefunden wird.

Die Projektstudie in Bad Ems ergibt, daß dort über 200 Einfamilienhäuser versorgt werden können. In Herdorf, einem Städtchen im Norden des Bundeslandes und nahe der Grenze zu Nordrhein-Westfalen, könnten etwa 100 Häuser mit Stollenwasser beheizt werden.

Seit 2003 betreibt das Geozentrum Hannover eine 4.100 m tiefe Bohrung in der Südheide, um innovative Konzepte zur Erdwärmenutzung zu erproben. 2008 plant man, künftig auch das Geozentrum selbst mit Erdwärme aus knapp 4.000 m Tiefe zu beheizen. Grundlage dafür ist das Geothermie-Projekt GeneSys der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR). Das 15 Mio. € Projekt wird durch Mittel des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) finanziert. Die Bohrarbeiten dafür beginnen im September 2008.

Zum weltweit ersten Mal wird in Hannover das sogenannte ‚Einbohrloch-Konzept’ im Betrieb erprobt, das bereits bei der 4.100 m tiefen Forschungsbohrung der BGR ‚Horstberg Z1’ in der Südheide erfolgreich getestet worden ist. Die Baumaßnahmen bis zur fertigen Wärmezentrale sind auf drei Jahre angelegt, ab dem Jahr 2012 oder 2013 soll die Anlage dann mit rund 2 MW thermischer Leistung in Betrieb gehen.

Bohrturm in Hannover

Bohrturm in Hannover

Die Uni Bochum entwickelt gemeinsam mit dem Remscheider Unternehmen Vaillant eine kostengünstige Methode zur Einbringung von Erdsonden. Statt zu bohren wird das Loch mittels einem Wasserhochdruck von bis zu 1.000 bar niedergebracht, der das Bodengestein zerschneidet, auflöst und es mit dem Wasser zusammen in die Porenräume unter der Erde hineinpreßt. Damit entfällt das ansonsten recht aufwendige Entsorgen des Erdreichs.

Auch die Betreibergesellschaft des Frankfurter Flughafens Fraport will in das Geothermie Geschäft einsteigen und plant im Dezember 2008 ein Kraftwerk zu bauen, um den Flughafen mit Erdwärme zu versorgen. Hierzu stellt Fraport beim Regierungspräsidium in Darmstadt einen ‚Antrag zum Aufsuchen von Erdwärme’ auf einem Feld, das das Flughafenareal und einen Umkreis von 20 km umfaßt. Die Skepsis gegenüber den den Fraport-Plänen ist jedoch groß, weil befürchtet wird, es könne sich bloß um eine ‚greenwashing’-Kampagne handeln. Immerhin sollen für den Ausbau des Flughafens weitere 282 ha Wald gerodet werden.

Oberflächennahe geothermische Systeme breiten sich im deutschen Heizungsmarkt immer mehr aus. Im Jahr 2008 verzeichnet die Branche einen Anstieg der Verkaufszahlen um 28,5%, was 34.450 installierten Neuanlagen und einem Umsatz von rund 850 Mio. € entspricht. Die Gesamtzahl der mit Grundwasserbrunnen, Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden und ähnlichen Systemen versorgten Gebäude erhöht sich damit auf rund 150.000.

Nach einem 4-jährigen Auswahlverfahren richtet das Land Nordrhein-Westfalen über das Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und Energie (MWME) im Januar 2009 und mit einer Projektsumme von 11 Mio. € ein Großforschungszentrum für die Geothermie an der Hochschule Bochum (früher Fachhochschule Bochum) ein. Die Schwerpunkte der Entwicklung werden auf den Feldern der innovativen Bohrtechnik, der Reservoirtechnik und der geophysikalischen Meßtechnik zur Erschließung der Erdwärme in bis zu 5.000 m Tiefe liegen. Außerdem wird man sich im Bereich der oberflächennahen bis mitteltiefen Geothermie mit der Einbindung von Wärmepumpentechnologien in große kommunale Infrastrukturen beschäftigen.

Zentrales Ausstattungselement ist eine spezielle Coiled-Tubing Bohranlage für Tiefbohrungen bis in 5.000 m, deren Technologie aus der Erdgas- und Erdölförderung in den USA stammt und sich dadurch auszeichnet, daß der Bohrstrang durchgängig auf einer Rolle aufgerollt ist und nicht mehr stangenweise aneinander geschraubt werden muß. Das Bohrverfahren ist damit wesentlich flexibler und schneller als konventionelle Bohrtechniken.

Ebenfalls im Januar 2009 geht die Firma RWE Innogy ein Joint Venture mit der Bohrfirma Daldrup & Söhne AG im Westfälischen Ascheberg ein, um eine Reihe von Geothermie-Kraftwerken in Deutschland und anderen Standorten in Europa zu entwickeln, zu planen und zu bauen. Als erstes sollen die bereits genehmigten Bohrstandorte der RWE Innogy in Wildpoldsried und Unterthingau im Oberallgäu auf ihre Eignung überprüft werden.

Im Februar 2009 startet das Verbundprojekt GeoEnergie (GeoEn), das gemeinschaftlich vom Deutschen GeoForschungsZentrum (GFZ), der Universität Potsdam und der Brandenburgischen Technischen Universität Cottbus (BTU) entwickelt worden ist. Als Brandenburger Pilotprojekt wird es vom Bundesministerium für Bildung und Forschung mit einer Gesamtsumme von 7,1 Mio. € für 27 Monate gefördert. Ziel der Zusammenarbeit ist es, die in der Forschung existierenden Technologieprodukte aus den Bereichen Klimaschutz, Energieeffizienz und Ressourcennutzung gezielt auch international zu vermarkten.

An einem weiteren Verbundvorhaben, das ebenfalls im Februar 2009 initiiert wird, beteiligen sich die Christian-Albrechts-Universität zu Kiel, die Fachhochschule Kiel sowie vier in Schleswig-Holstein ansässige Unternehmen (CITTI Handelsgesellschaft mbh & Co. KG, AX5 Architekten bda, GICON Großmann Ingenieur Consult GmbH und Sensatec GmbH). Vom Ministerium für Wissenschaft, Wirtschaft und Verkehr des Landes Schleswig-Holstein werden Fördermittel für drei Jahre bereitgestellt, um mit den erwarteten Ergebnissen mittelständischen Unternehmen den Einstieg ins Geothermie-Geschäft zu erleichtern und ihre wirtschaftliche und wissenschaftliche Wettbewerbsfähigkeit zu stärken. Dabei übernimmt das Ministerium die Hälfte des Finanzvolumens von 3,2 Mio. €.

Mit Befremden reagiert der GtV-BV (Geothermische Vereinigung - Bundesverband Geothermie e. V.) auf Pressemitteilungen, in denen von einem Geothermie-Bohrstopp in Baden-Württemberg die Rede ist. Ausgelöst werden diese durch die fortgeschriebene Fassung des ‚Auftrags für eine hydrogeologische Beurteilung von Erdwärmesonden’ vom Februar 2009 durch das Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau. Dabei werden die Vorkommnisse in der Stadt Staufen zum Anlaß genommen, Erdwärmesondenbohrungen in Gebieten mit Anhydrit- und Gipsvorkommen zu untersagen. Ein direkter Zusammenhang zwischen den Erdbewegungen in der Stadt und vorangegangenen Bohraktivitäten konnte bislang nicht nachgewiesen werden. Derweil hebt sich der Boden weiter um mehrere Zentimeter pro Monat, mehr als 230 Häuser in der Altstadt sind inzwischen beschädigt.

Einen generellen Bohrstopp, wie in einigen Pressetexten suggeriert wird, bedeutet das Vorgehen des Landesamtes aber nicht. Der GtV-Bundesverband befürchtet allerdings, daß in der Praxis zukünftig zahlreiche Genehmigungen versagt werden könnten, und daß durch die verkürzte Darstellung der Geothermie insgesamt ein schwerer Imageschaden entsteht.

Daß dem zumindest auf Bundesebene nicht so ist, belegt ein Ende Februar 2009 gestartetes Kreditprogramm des Bundesumweltministeriums, der KfW Bankengruppe und der Münchener Rück für den Ausbau der Geothermie in Deutschland. Die Partner stellen gemeinsam 60 Mio. € zur Finanzierung von geothermalen Tiefbohrungen zur Verfügung, insbesondere um das Fündigkeitsrisiko der Projekte zu mindern.

Zu diesem Zeitpunkt werden in Deutschland bereits mehr als 100 MW Wärme aus der Geothermie bereitgestellt.

Anfang 2009 kollidieren die Interessen zwischen dem Entwurf für ein Gesetz zur Regelung von Abscheidung, Transport und dauerhafter Speicherung von Kohlendioxid (CCS-Gesetz) und den Aussichten der Geothermie in Deutschland. Der Bundesverband Geothermie sieht in dem Entwurf nämlich eine inakzeptable Privilegierung der Kohlendioxidablagerung zu ungunsten der Erneuerbaren Energien. Verbandspräsident Hartmut Gaßner befürchtet, daß mit dem CCS-Gesetz uneingeschränkt Untersuchungsgebiete reserviert werden können, auf denen dann jegliche Entwicklung von Geothermie über Jahre oder Jahrzehnte ausgeschlossen wird. Dies selbst dann, wenn eine tatsächliche Kohlendioxidablagerung niemals wirtschaftlich möglich sein wird. Betroffen hiervon ist nicht nur die Geothermie, auch die Entwicklung von Druckluftspeicherkraftwerken, denen künftig ein wichtiger Beitrag zur Verstetigung der Stromeinspeisung insbesondere aus der Windenergie beigemessen wird.

Im Mai 2009 startet in Celle der Forschungsverbund Geothermie und Hochleistungsbohrtechnik (gebo), dessen Ziel die Erforschung neuer Konzepte zur wirtschaftlichen Gewinnung geothermischer Energie aus tiefen geologischen Schichten ist, um das im niedersächsischen Untergrund vorhandene geothermische Potential künftig für die Wärme- und Stromversorgung zu nutzen. Neben der Entwicklung neuer Bohrverfahren, Werkstoffe und elektronischer Bauteile, die an die extremen Bedingungen geothermischer Tiefbohrungen angepaßt sind, soll auch der gesamte Bohrprozeß optimiert werden, um eine deutliche Reduktion der Herstellungskosten von Tiefbohrungen zu erreichen.

Beteiligt sind das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG), Hannover, das Institut für Erdöl- und Erdgastechnik der TU Clausthal, das Institut für Dynamik und Schwingungen der TU Braunschweig, das Institut für Transport und Automatisierungstechnik der Leibniz Universität Hannover, das Geowissenschaftliche Zentrum der Universität Göttingen sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe in Hannover. Mit der Firma Baker Hughes, ein international führendes Unternehmen für Bohrtechnologien, ist auch ein kommerzieller Partner mit an Bord.

Das Niedersächsische Ministerium für Wissenschaft und Kultur wird in den kommenden fünf Jahren bis zu 9,5 Mio. € für das Vorhaben zur Verfügung stellen. Baker Hughes ergänzt diese Förderung um bis zu 2,3 Mio. €.

Anfang Juni 2009 wird in Anwesenheit von Bundesumweltminister Sigmar Gabriel das Geothermie-Kraftwerk in Unterhaching offiziell eingeweiht. Nach dem Mitte Mai vom Bundeskabinett verabschiedeten Geothermie-Bericht sollen bis zum Jahr 2020 etwa 280 MW Leistung zur geothermischen Stromerzeugung installiert sein, das Vierzigfache der gegenwärtig installierten Leistung. Im Bereich der Wärmeerzeugung wird erwartet, daß 2020 insgesamt 8,2 Milliarden kWh Wärme aus Anlagen der tiefen Geothermie erzeugt werden können. Nach dieser Zeit wird mit einer Beschleunigung des Wachstums und einer installierten elektrischen Leistung von 850 MW bis 2030 gerechnet.

Von Hessen im Norden über Rheinland-Pfalz, durch Baden-Württemberg bis hinunter zur Schweizer Grenze nach Basel verläuft eine der für die Nutzung tiefer Erdwärmeressourcen interessantesten Regionen Mitteleuropas. Nach der Inbetriebnahme des geothermischen Kraftwerks in Landau (s.o.), steht in diesem Jahr die offizielle Eröffnung einer Anlage in Bruchsal an. Dritter Kraftwerksstandort am Oberrhein könnte die kleine Gemeinde Insheim in der Nähe von Landau werden. Mitte 2009 sind bereits zwei Bohrungen erfolgreich niedergebracht, derzeit laufen Testarbeiten. Ein weiteres Projekt befindet sich im pfälzischen Rülzheim in Vorbereitung, und auch die Städte und Gemeinden Unterhaching, Neuried, Pullach, Erding und Aschheim sind am planen.

Großangelegte seismische Erkundungen werden außerdem in den Bereichen Worms und Bingen unternommen, selbst die Bewohner von Heidelberg lassen die Verhältnisse unter ihrer Stadt untersuchen. Die verbesserten Einspeisebedingungen für geothermischen Strom durch die Neufassung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) initiieren viele neue Aktivitäten. Dabei entstehen die Projekte vor allem durch Eigenmittel und durch Beteiligung privater Investoren – eine interessante Entwicklung im Zuge der Finanz- und Wirtschaftskrise.

Im September 2009 fordert der GtV – Bundesverband Geothermie eine offene Diskussion über Tiefe Geothermie und Mikrobeben, nachdem die Einwohner von Landau im August und September mehrere dieser kleinen Beben mit einer Stärke von 2,7 auf der Richterskala erleben mußten. Ein Zusammenhang mit dem seit Ende 2007 laufenden Betrieb des lokalen Geothermie-Kraftwerks der Firma Geox liegt nahe, doch die gleichen Phänomene kommen auch in der der Erdgas- und Erdölförderung und dem Tunnelbau immer wieder vor. Man begrüßt daher die Einrichtung einer Expertengruppe durch das rheinland-pfälzische Umweltministerium.

Landau liegt am Rande des Oberrheingrabens, ein geologisch sehr bewegtes Gebiet in dem viele Beben auftreten, die natürlichen Ursprungs sind; seit Juni 2000 waren dies allein 57, die von ihrer Stärke mit den jüngsten Ereignissen in Landau zu vergleichen sind.

Inzwischen treten auch die Pläne der Flughafen-Betreibergesellschaft Fraport AG in die nächste Phase. Ende Oktober 2009 unterzeichnet sie ein Memorandum of Understanding für ein Joint Venture mit der D&S Geo Innogy GmbH, einem Gemeinschaftsunternehmen der RWE Innogy GmbH und der Daldrup & Söhne AG. Ziel ist die Erkundung und Entwicklung des Tiefengeothermie-Feldes Walldorf. Auf der rund 100 km2 großen Fläche sollen in den kommenden Monaten seismische Untersuchungen Aufschluß über das geothermische Potential geben. Bei erfolgreicher Erkundung wollen die Partner ein Hybrid-Kraftwerk mit 2.400 m tiefen Bohrungen bauen, welches erstmals kombiniert Erdwärme und Biogas zur Erzeugung von Strom und Wärme einsetzt.

Anfang November 2009 wird bei einer Erdwärmebohrung am hessischen Finanzministerium in Wiesbaden versehentlich eine 130 m tief gelegene und unter Druck stehende Wasserblase angebohrt, wodurch zeitweise haushohe Fontänen aus dem Boden schießen und pro Minute rund 6.000 Liter Wasser hervorsprudelten. Die Feuerwehr ist stundenlang im Dauereinsatz und füllt im Laufe der Nacht 56 m3 Beton in das Hauptbohrloch. Die Geothermie-Tiefenbohrungen waren etwa 30 m vom Ministerium entfernt vorgenommen worden um zu prüfen, ob der für 2010 geplante Anbau mit Büros und einer Kinderkrippe mit Erdwärme versorgt werden könne.

Ebenfalls im November 2009 tauchen in der Presse erste Meldungen über die Pläne des Privatinvestors BE Geothermal GmbH, am Starnberger See nordwestlich von Bernried das bislang größte Geothermiekraftwerk Mitteleuropas zu bauen. Hierfür sollen 4 Bohrungen bis zu einer Tiefe von 5.000 eingebracht werden, um eine Förderrate von 900 m3 pro Stunde zu erreichen. Bürgerinitiativen protestieren gegen das Vorhaben, da der geplante Kraftwerksstandort mitten in einem bislang unerschlossenen Waldgebiet im bzw. am Landschaftsschutzgebiet Hardtlandschaft und Eberfinger Drumlinfelder liegt.

Auf Brücken über Wasserläufen, die ständig von feuchter, kalter Luft umgeben sind, vereist der Asphalt deutlich schneller als auf anderen Straßenabschnitten. Ende 2009 wird über daher die erste Brücke mit einem an der Universität der Bundeswehr München im Auftrag der Bundesanstalt für Straßenwesen entwickelten Verfahren zur Erwärmung der Fahrbahn gebaut, das diese Glättebildung verhindert. Die derzeit im Bau befindliche Brücke überquert den Elbe-Lübeck Kanal im Kreis Herzogtum Lauenburg und soll voraussichtlich Mitte 2010 in Betrieb gehen.

Durch die in die Asphaltdecke der Brücke integriertes feines Rohrsystem wird in einem geschlossenen Kreislauf warmes Wasser gepumpt, wobei durch die gute Leitfähigkeit des Asphalts eine Vereisung der Brückenoberfläche schon bei Wassertemperaturen von ca. 10°C – 12°C verhindert wird. Bei drohender Glättebildung wird Grundwasser aus 80 m Tiefe durch die Kunststoffrohre gepumpt und die Brückenfahrbahn zuverlässig über dem Gefrierpunkt gehalten. Aus diesem Grund erwähne ich dieses System auch an dieser Stelle. Die Energiequelle für den Winterbetrieb bildet die in den Sommermonaten im Untergrund gespeicherte Wärme. Ähnliche Systeme behandle ich daher im Kapitel Sonnenenergie unter dem Stichwort Asphaltkollektoren.

Bohrung der AFK-Geothermie

Bohrung der AFK-Geothermie

Im Dezember 2009 werden drei benachbarten Gemeinden im Landkreis München Aschheim, Feldkirchen und Kirchheim zu den ‚Energie-Kommunen’ des Monats Dezember gekürt, da sie bereits 2008 den Mut zur Innovation bewiesen und mit der AFK-Geothermie GmbH das erste interkommunale Erdwärmeprojekt in Deutschland gründeten. Im Rahmen des Gemeinschaftsprojektes soll künftig 85°C heißes Thermalwasser aus Tiefen von 2.700 m unter dem Alpen­vorland die umweltfreundliche Wärmeversorgung von rund 80 % der insgesamt 26.000 Einwohner gewährleisten. Zu diesem Zeitpunkt sind bereits 333 Gebäude an das Heizwerk mit 6,9 MW Leistung angeschlossen, das Ende November 2009 seinen Betrieb aufnimmt. Im Endausbau sollen sogar rund 6.000 Gebäude versorgt werden. Die Förderbank KfW gewährte der AFK-Geothermie GmbH ein Darlehen über 19,2 Mio. € sowie einen Tilgungszuschuß von 6 Mio. €.

In Hannover zum Beispiel treibt die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe eine Bohrung in die Tiefe. Sie soll das Behördengebäude ab dem Jahr 2013 mit Wärme versorgen.


Ein ganz besonders anspruchsvolles Programm in Deutschland ist unter dem Namen KTB bekannt – das wir uns nun etwas näher anschauen werden.


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